1990年4月开始，英国率先推行全面的电力市场改革并取得一定的成果。之后许多国家，如美国、澳大利亚、新西兰、挪威、瑞典、德国、日本、新加坡、泰国以及中国等相继开展了不同程度的电力市场改革。

解除垄断、引入竞争机制、增强电力工业活力、优化资源配置、提高效益，已经成为现代电力工业发展的必然趋势。

随着电力市场化改革的不断推进，许多省市相继成立了电力交易中心。有专家分析，各地电力交易中心投入市场化运作，为电企和用户直接交易提供了平台，将促进大用户直购电数量的增加，随着交易规模的不断扩大，电力市场化下的电价下降也将成为可能。

“新电改”开启以来，首家真正意义上具配售电牌照的“混改”公司有望近日成立。围绕电力市场建设的更多改革步骤将接踵而至。随着电力市场备受关注，自电改9号文出台以来，各地电力改革探索不断深入，发改委也在近日同意云南、贵州两省作为首批综合电改试点，彰显了国家推进电力市场化改革与发展的坚定决心。

因此，新一轮电改意义重大，务必“软硬”兼施：“软”的层面，应从制度上以价格的自由竞争为改革核心，“放开两边，管住中间”；“硬”的层面，应从技术上以特高压电网和储能产业的发展为代表，为电能自由交易、输配奠定物理基础。

近日，输配电价又有了新动态。当前我国输配电价改革较多地关注了准许收入的核定以加强对电网企业的管制，而对于如何使输配电价成为经济高效的价格信号，仍然缺少深入而广泛的探讨。

2014年末在深圳破冰；2015年先在蒙西电网起步，后在湖北、宁夏、安徽、云南、贵州五省扩围；2016年更是扩大至北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网以及华北区域电网；2017年有望实现全国覆盖。输配电价的确定关系重大，难度也极大。

越来越多的文件下发，越来越重要的电力市场， 也许是听到大家的心声，近日国家能源局为进一步规范电力调度交易工作，维护电力市场秩序，按照《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔2015〕183号）部署，2015年6月至7月，国家能源局组织各派出机构开展了全国电力调度交易与市场秩序专项监管。

目前，我国大部分调度独立控制区按行政区划设置；同时，个别长期一体化运行的区域，出现了发电调度运行“化区域为省”的现象，导致出现负荷峰谷互补能力有所降低、备用容量和调频需求增加、电网运行难度增加、资源优化配置能力下降等问题。

建国后，京津唐电网长期为统一调度区。2009年，华北电网公司根据国家电网公司要求调整了调度管辖范围，天津市电力公司独立制定日发电计划。京津唐地区电力系统运行出现了调频备用等辅助服务需求增加、省间联络线控制难度加大等问题。

从实际运行情况来看，天津电网2014年被取消独立控制区205次，其中冬季供热期123次，以满足冀北风电夜间消纳、京津唐全区系统备用、天津电网发电厂检修试验等需求。

当前电力调度普遍采用分调度区独立的原则安排旋转备用，除华东进行区域旋转备用共享尝试外，其他区域普遍没有统一按照区域预留旋转备用，现有大电网互联互济的作用未能充分发挥。在分省备用的情况下，不少省份实际旋转备用偏高。

1.2014年1月10日，河南省电网旋转备用率20.9%；2015年1月10日，河南省电网旋转备用率19.2%。

2.江苏省电网2015年2、3月份平均旋转备用率分别为10.90%与9.50%。

3.调峰缺乏激励机制，电力企业建设运行调峰电源积极性不高

有偿调峰等辅助服务缺乏市场定价机制，机组电力的价值难以有效体现。近阶段，新建机组以发电量最大化为目标，长远上看削弱了电网调峰能力，降低了电力系统运行效率。

四川为水电大省，需要大量调峰电源，但是经济激励措施不够，燃煤机组调峰缺乏积极性。2014年，实际运行中燃煤机组最低负荷均高于50%，不及行业一般水平，间接影响了水电消纳。

部分电力调度机构管理不够规范，发电机组并网运行管理严肃性不足

为保证电力系统安全、稳定、经济运行，各有关部门依据法律法规制定了系统的标准、规程、规范性文件，但部分电力调度机构管理不够规范。

在电力直接交易总量和覆盖省份不断增长的同时，部分地方出现了有关部门干预交易、电网企业未执行国家核定输配电价、重视电量交易而忽略电力运行特性等问题。

除指令性的跨省区送电外，按照国家有关规定,跨省区交易应以市场为导向,以满足各地电力需求和实现资源优化配置为目标,按照市场交易规则组织交易。但部分电网公司未按照国家政策和规则要求的市场原则组织规范、合理的跨省区交易；个别地方政府部门干预市场，影响电能资源合理流动。

1.江西省能源局对江西省电力公司参与跨省跨区市场交易作出规定，要求年度外购电计划不得超过100亿千瓦时（含三峡、葛洲坝国家计划电量），临时（3天以内）和短期（3-10天）购电计划不得超过10亿千瓦时。

且要求江西省电力公司在发生购电需求时，要事先征得江西省能源局同意。2014年江西省能源局还要求江西省电力公司退还了市场化交易电量7.33亿千瓦时。

2.国家电网公司通过计划形式安排跨省区电能交易。2014年，国家电网分配湖南省跨省区外购电计划152.7亿千瓦时。其中：国家指令性计划97.8亿千瓦时（三峡79.6亿千瓦时，葛洲坝18.2亿千瓦时）；国网计划交易54.9千瓦时（特高压购华北32.6亿千瓦时，购西北22.3亿千瓦时）。

由于水电大发，夏季用电负荷不高，虽然经多次协调，但交易结果仍达到了42.71亿千瓦时（主要以煤电为主，其中特高压购华北26.66亿千瓦时，购西北电量16.05亿千瓦时），湖南省内发电空间受到大幅挤压，全省统调公用火电机组年均利用小时低至3300小时。火电企业普遍要求调减跨省区外购的、非国家指令性计划电量（主要指火电）。

个别电力调度交易机构违反发电权交易有关规定，部分省份政府部门干预发电权交易，发电权交易体现市场意愿不足。

部分省份发电权交易违反有关规定

1.2015年，中电投乌苏热电公司和华电喀什三期发电公司替代华电喀什二期发电公司一期2×5万关停机组发电，实际结算电价为0.348元/千瓦时，未执行被替代方批复脱硫上网电价0.363元/千瓦时，新疆电力公司违反了《西北区域发电权交易监管实施细则》规定。

2.2014年底，吉林省电力公司在全年实际发电量已基本确定的情况下，于2014年12月26日组织集中发电权交易，共交易17笔，合计交易电量53576万千瓦时，掩盖了吉林省各发电企业合同进度参差不齐的事实，规避合同完成率均衡性监管。

3.专项监管期间，甘肃省电力公司未能提供甘肃华能酒泉风电与华能陕西（秦岭）电厂发电权交易合同，存在合同签订时间较晚的问题。

4.甘肃省《委托替代发电合同书》中部分合同条款不符合要求，甘肃省电力公司统一设定将没有政府职能的国家电网公司作为合同纠纷的“仲裁者”。

2014年，部分地区年度计划电量安排未能体现节能减排发电调度的原则，部分调频调峰电厂未按其功能定位确定电量计划，部分省份年度发电计划调整存在较大随意性，而且部分地方政府随意调整电力企业之间的部分电费

部分省份年度计划安排欠公平、欠科学

1.云南金安桥水电站2015年购售电合同中枯期基数电量较少，比同流域同等装机规模水电厂平均低10%。

2.2014年，湖南省经信委下达的发电计划以安全约束为由，为耒阳电厂30万千瓦机组发电小时数增加900小时，为株洲电厂增加300小时，并在下半年专函说明，年度计划中因安全约束增加的利用小时是固定值，不参与年度电量计划进度平衡。以上两厂增加计划利用小时的主要目的并非安全约束，而是运行方式安排对上述电厂发电进度平衡存在一定程度约束，并非需要绝对量的利用小时。发电企业普遍反对固化“安全约束利用小时”，要求根据全省公用火电企业计划完成率同步调整控制。

部分网省公司未落实国家能源局《新建电源接入电网监管暂行办法》（国能监管〔2014〕107号）以及国家能源局派出机构有关文件对于制定制度、公开信息、书面答复、抄送协议的要求，在新建电源接入电网工作中存在超时限办理以及配套送出工程滞后于电源建设进度、影响机组发电等问题。

国家能源局取消商业运营行政审批以后，各电网公司对相关流程的管理有待规范。在进入商业运营审核、商业运营电价执行、差额资金分配等方面，电网企业存在管理审核不严、执行较为随意、占用发电企业差额资金等情形，其中，部分电网公司未对差额资金进行分配，累计沉淀近6亿元。

1.广西富川头岭风电场、容县杨村风电场商转均未取得调度机构出具的并网调试意见。广西桂林、贺州等地级调度机构在桂林川江电站、贺州四维二级电站完成调试后，未按要求向发电企业出具并网调试意见，造成以上电站无并网调试意见商转。

2.山西大唐太原第二热电厂、山西国锦煤电有限公司新建机组完成整套设备启动试运行90天内，并未具备商业运营条件，但电网公司在未向山西能源监管办申请核查确认进入商业运营时点的情况下，自行执行商运电价。

太原第二热电厂、宏光电厂、寿阳国新热电、侯马热电、国锦煤电5家电厂未按照要求对商业运营情况进行备案。上述行为不符合《国家能源局关于取消新建机组进入商业运营审批有关事项的通知》国能监管〔2015〕18号有关规定。

部分电网企业存在电费结算不公平不及时、电费结算比例不均衡、承兑汇票结算不公平等问题。

陕西地电未及时结算部分电费
陕西地方电力公司榆林电网在用电低谷时段向陕西主网反送电量2287万千瓦时，陕西省电力公司向榆林电网结算电费538.47万元，截至检查之日，榆林电网仍未向发电企业结算。