浙江省初期市场的目标是建立以电力现货市场为主体、电力金融市场为补充的省级电力市场体系，初期市场拟采用全电力库模式，计划于2019年上半年基本建成并投入试运行。这体现了国家权威部门对于电力体制改革的期待，即以电力现货市场建设作为市场起步。
现货价格仅反映电能交易的部分价值
根据“9号文”配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》，现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。
这种电力现货市场的概念主要来自于国外电力市场的spotmarket，其理论基础为美国麻省理工学院(MIT)F.C.Schweppe教授等人提出的实时电价(spotpricing)理论，取决于某一小时的电力供需情况。
实时电价在理论上十分精致，却有两个重大缺陷：
①仍然基于传统的分时调度(或分时功率平衡)模型，没有认真处理跨时段(inter-temporal)约束，因此也忽略了电能生产和消费的时间连续性这个十分重要的特征，在当前风、光等新能源大规模接入和对电力系统灵活性需求急剧升高的情况下，这个问题尤其严重;
②假设同一时段的电能商品都是同质的，忽略了基荷、腰荷和峰荷机组区别明显的技术特征及成本构成。此外，基于短期调度模型的实时电价并不包括长期发电容量投资的经济信号，无法保证发电容量的充裕性。
笔者认为，对于负荷平稳的基荷电力及发电机组(例如核电机组)而言，随负荷波动的现货价格(实时电价)并无意义。在电力系统运行中，把实时电力平衡(或频率调节)分为一次调频、二次调频和三次调频，一次调频常常作为发电机组的基本义务，不纳入市场交易，二次调频(或AGC)一般作为辅助服务，三次调频(或经济调度)即对应于日前、日内、实时电能量交易。
由于现货价格最终由实时电力平衡模型计算出，主要反映容量稀缺性，所以笔者认为，现货价格适合于调峰机组、储能、需求侧响应等主体所提供的“边缘性”商品(电力平衡)的定价，即除辅助服务外电能交易的“最后一公里”的价值。
电力市场改革的核心是“改人”
电力市场属于技术特性非常强的市场，经济问题和技术问题紧密关联，因此电力市场改革可谓世界上最复杂的市场改革。但是，从传统的垂直一体化的电力工业向自由竞争的电力市场转型的过程，却主要是生产关系的变革，也就是“改人”的过程。
纯粹从电力资源优化配置的角度讲，发、输、配、售垂直一体化的传统工业模式是最好的，对于电能商品这种创新性并不十分强的商品市场，这种计划管理模式仍有相当大的优势，世界上许多国家和地区的电力工业至今仍然保持垂直一体化模式。但是计划管理模式却存在许多弊端，例如：政企不分，企业缺乏应有的自主权;形成企业吃国家“大锅饭”、职工吃企业“大锅饭”的局面，严重压抑了企业和职工的积极性、主动性、创造性;缺乏竞争压力，企业官僚化，人浮于事，效率低下，腐败严重等。而市场化改革正是要通过竞争机制的引入，来降低成本，提高效率，改善服务，其核心是人和企业组织的变化。
因此，我国的电力市场改革应将重点立足于“改人”，而非一开始就建立技术十分复杂的交易品种。
从“改人”的角度，当前各省的中长期电量交易机制简单易行，技术支持系统建设不复杂，容易尽快着手实施。虽然对于这种大宗电量交易，利益关系调整并不小，当从已开展的省份来看，实际效果十分明显。在用户用电价格降低的同时，服务得到了改善，因此社会参与热情高涨。发电主体从以往向电网被动售电转向主动寻找电力客户，并提供增值服务。电网企业明显感到竞争压力，也正在努力改善服务。
但是，中长期电量交易的缺陷也是十分明显的。由于发用功率曲线完全解耦，没有反映电能商品的物理特征，同时也没有反映峰谷不同时段电能商品的不同价值，交易量增大后，将给运行调度带来诸多困难。因此，后续改革应重点考虑带功率曲线的中长期交易。另一方面，即便是对于最简单的中长期电量交易，目前各省能持续稳定运转的交易机制也非常罕见，而这些问题并非仓促推行现货交易所能解决的。此外，在“改人”的过程中，电力市场相关的信用体系、监管体系、金融市场和法律法规等也亟待完善。
降价并非评价电力市场好坏的依据
电力电量平衡是电力系统规划和运行的中心问题，又包括电力(power，或功率)平衡和电量(energy，或能量)平衡。无论对于计划管理方式或市场竞争方式，这个中心问题并无任何变化。
电力平衡条件即规划期内每年新建机组的总容量应大于该规划年最大预测负荷与容量备用之和扣除系统内原有发电厂容量，而电量平衡条件即规划期内系统每年需要新建发电厂所补充的发电量应等于系统在该规划年的总需求电量扣除系统内原有发电厂在该年的发电量。
在电力系统短期运行中，保持电力(功率)实时平衡是电力系统稳定运行的基本条件，为应对负荷和电源的不确定性，还应保留一定的旋转和非旋转备用。在分时调度模型中，如调度期间所有时段电力平衡，则电量必定平衡。目前现有的电力市场理论对电力平衡与电量平衡问题没有作明确区分，带来许多问题。
在实际电力系统调度中，电力电量平衡是按照以下方式来实现的：每年初由政府电力管理部门制定年度发用电(量)计划和年分月发用电(量)计划;然后逐月由电力调度中心滚动修改月度发电(量)计划，并初步形成月分日发电(量)计划;
到生产运行日的前一天，电力调度中心需要根据次日负荷预测曲线、电源和电网运行和检修状况、电网和电源的运行约束等，制定次日各发电机组的开停机计划(也称为机组组合)和出力曲线、调频和备用以及无功电压调整等辅助服务安排，即日发电计划和辅助服务计划，电力供应紧张时，还要对用户侧制定有序供电计划;
最后在生产运行日内，调度中心的调度员还要根据电网实时平衡和安全稳定运行的需要，对发电机组进行再调度，调整一些机组在部分时段的出力，甚至启停机。发电机组的自动发电控制系统(AGC)也会根据系统频率的偏差自动调整调频机组的出力，以保障系统的动态实时电力平衡。
电力市场化改革并不改变上述电力电量平衡的基本问题，只是改变发用电计划和调度计划的形成方式，由传统的政府、电网制订改为市场主体自主报价，并通过市场交易出清规则形成。
长期以来，我国在电力系统调度方面积累了丰富的经验，确保了电力系统的安全稳定运行，支撑了国民经济发展和人民生活水平的提高。在市场化改革初期，并不适合对业已成熟的基本调度框架进行剧烈调整，需要改革的是电力调度的决策权而非执行权，即将传统的集中统一调度决策权还给市场，但调度计划最后仍由电网调度中心依据调度规程执行。
如图1所示，市场机制下的电力电量平衡问题即用不同的(横向的或纵向的)“能量块”填充负荷曲线下的面积，因此也将形成内涵不同的价格。电力现货市场主要对应于绿色的纵向“能量块”和少部分蓝色的横向“能量块”的交易，进而形成分时的调峰价格，为燃气轮机、抽水蓄能等调峰电源和需求侧响应提供合理的经济激励，亦即除辅助服务外的电力电量平衡漫长链条的“最后一公里”。
但这种价格并不适合于对所有的“能量块”(特别是基荷“能量块”)进行定价。以英国电力市场的NETA、BETTA模式为例，以中长期双边交易为主，形成物理交割的发用电计划曲线，并提交给电网调度的平衡机制。平衡机制中的交易电量约占全网总用电量的2%，而包含日前交易的现货市场交易电量比例不到30%。也就是说，在现货交易前负荷曲线的形状即已大致确定，现货交易主要是对负荷曲线的形状进行修正，并没有采用现货价格对所有电量进行定价。
我国电力市场机制设计的中心问题是：以符合国情的市场化交易手段解决电力电量平衡的问题，并还原电能商品的真实价值。降价并非评价电力市场好坏的依据，过度降价反而招致国有资产流失的嫌疑。
要实现物理(安全)与经济(商业)的解耦
电力实时平衡属于电力系统运行的硬性物理约束，并非仅由市场供需平衡所决定的软性约束，需要通过自动控制(一、二、三次调频控制软硬件)装置来实现，难以单纯通过调度员的操作来保证。在电力市场环境下，维持电力实时平衡的机制，既包括物理反馈控制，也包括基于市场价格的市场主体经济行为反馈控制，因此如图2所示，本文基于控制理论的统一框架以发电机组功率调节过程为例，对两类反馈进行说明。
图2中，物理反馈控制回路为纯物理装置的控制(可能包括必要的人工干预)，通过比较发电机组实际发电功率与分配得的基准功率之间的偏差，产生控制信号作用于控制器，并控制发电机组功率，响应时间为秒级到分钟级，响应精确、灵敏、迅速。
经济行为反馈控制回路主要是市场价格调整机制根据发电机组实际发电功率及其他信息获得价格调整信号，市场主体基于价格信号作出行为响应，并通过物理控制器调整发电机组功率，由于此类反馈控制包括人的经济行为，具有不精确、不灵敏、反应迟缓的特点。但在电力市场经典理论中，两类反馈控制长期被混为一谈。
在分时调度的框架下，电力平衡的物理方程直接作为市场均衡的条件。F.C.Schweppe教授的实时电价理论与美国哥伦比亚大学W.Vickrey教授所提出的公用事业服务的响应定价(ResponsivePricing)殊途同归，都旨在通过用户对实时波动的电价的合理响应来优化经济效率并引导供需(即实时电力)平衡。但不得不说，这种思路属于经济学家们过于理想的期望，从上述2个控制回路的分析可以看出，仅通过市场主体的价格响应行为难以确保物理上的电力实时平衡。能对价格作出灵敏响应的电力用户也十分有限，特别在实时电力市场中，电力负荷基本是刚性的，所以是只有发电竞争的单边市场。换言之，电力平衡所必须的“物理反馈控制”无法被市场机制下基于价格的“人的行为反馈”所替代。
因此笔者认为，电力实时平衡的物理条件并不适合作为电力市场的供需平衡条件(物理的问题应由物理的手段解决)，在电力市场设计中，应合理界定市场机制的作用范围，实现物理(安全)与经济(商业)的解耦，并明确区分电力平衡和电量平衡问题。
须高度重视现货交易对系统安全的影响
与中长期电量交易不同，电力现货交易中SCUC(安全约束机组组合)和SCED(安全约束经济调度)所计算出的调度(交易)计划(主要包括开停机计划和机组出力等)是要实际执行的，必将给电力系统运行方式带来重大变化。
2006年4月26至28日，华东区域电力市场进行了为期三天的日前市场调电试运行，发现电网调度运行的难度显著增加，主要表现为：
①全电量竞价的市场模式加大了安全校核的难度和频度。
华东区域电力市场采用日前全电量竞价、差约合约结算的方式，事实上竞价电量比例是100%，产生了各种意想不到的潮流运行方式，加大了安全校核的难度和频度，不利于电网的安全稳定运行。
②电网运行方式变化频繁造成调度守口子困难。
由于华东区域电力市场采用统一平台、统一出清、全电量竞价的模式，全网的负荷变化由系统内机组统一承担，同时由于日前市场的竞价结果出现了前所未有的运行方式，潮流缺乏规律性，使得各省联络线计划变化剧烈、频繁，且不可预测，极大地增加了各省(市)守口子的难度。
③部分机组的竞价结果不满足最低技术出力的要求。
在日前市场全电量竞价的模式下，发电企业若报价策略不当，合同电量也可能无法全部中标，甚至出现部分时段的中标电量低于机组最小技术出力而造成机组非计划启停，这种由竞价所产生的大机组频繁启停不利于机组的安全运行。
虽然华东区域电力市场日前调电试运行的时间只有三天，但所暴露出的问题却有相当的代表性，国外也出现过多起与电力市场交易关系密切的电力系统安全稳定事故。电力现货交易对电力系统安全运行的影响不可忽视。
应避免电力中长期交易的金融化
由于负荷需求的刚性和不确定性、发电商的博弈行为、新能源发电机组出力的不确定性等原因，以电力实时平衡模型(即潮流方程)为基础计算出的现货价格变化剧烈，给市场主体带来巨大的财务风险，因此金融交易(特别是差价合约)从一开始就与电力现货交易相伴而生，迄今澳大利亚国家电力市场和美国、加拿大部分地区电力市场依然采用“全电量现货+差价合约”的市场模式。
此外，批发市场采用频繁波动的实时(分时)定价，也非普通电力用户所能应对的，需要售电公司将批发价格转化为用户容易接受的售电套餐，这个价格转换过程主要是财务和金融操作(即赚价差)。例如，德州公用事业委员会(PUCT)维护的售电平台“淘电网”，居民只要输入自己的住址邮编，就可以查询到由多个售电公司提供的按月计算的售电套餐(plan)。
金融交易的引入是管理财务风险，无法在物理上保证电力的持续稳定供应，却可能导致电力市场金融化，成为投机家套利的乐土。
当前一种错误观点是将电能中长期交易与日前、日内、实时交易理解为远期(期货)与现货的财务(金融)关系，没有认识到通过电能中长期交易、让供需方尽可能早地制订发用电计划(含负荷曲线)对电力系统安全经济运行的重要作用。虽然国外电力市场常采用金融合约锁定远期的电量和电价，但这仅仅是一种财务结算关系，其背后的实物商品仍然是现货市场中分时交易的纵向“能量块”，没有从物理上解决电能生产和消费的时间连续性问题。
如前所述，在日前、日内、实时市场上通过全电量集中竞价形成调度计划和市场价格的市场机制，将彻底改变电力系统多年来形成的安全经济调度习惯和模式，给市场交易和电力系统运行带来极大隐患。
总而言之，电力现货交易是除辅助服务外电能交易和电力电量平衡链条的“最后一公里”，是电力市场体系初步完善的标志，也是难度和风险都很大的改革任务。在现货市场方案实施前，应在理论和技术上做好充分准备，从理论上充分分析论证，做好仿真实验研究，开发和完善技术支持系统(包括计量系统)，不打无准备之仗，方能保证现货交易的顺利推进。
