电力市场建设加快进程，要求电力现货市场试点省份在2019年6月前实现模拟试运行；增量配电改革推进力度持续加大，试点项目将加快落地实施。这两方面预期将成为电力体制改革的主要着力点。

电力现货市场：全面加速

2018年，我国电力市场建设取得显著进展，发用电计划放开比例提升，市场化交易规模进一步扩大，国家电网经营区域内市场化交易电量达到1.66万亿千瓦时，占售电量的39%。省间市场交易规模不断上升，大范围资源优化配置水平显著提高。第一批现货市场试点逐步启动试运行，对交易机制和市场规则进行了有益探索。

目前，山西、甘肃、广东电力现货市场已启动试运行，山东、浙江、福建、四川、蒙西等5家试点单位已完成现货市场建设方案编制。根据国家发改委要求，第一批电力现货市场试点省份将于2019年上半年全面进入试运行。

2019年，电力现货市场试点将加速推进、全面推开，有许多亮点值得期待，同时也需要逐步健全完善六大关键机制，从技术和业务能力等方面做好充分准备，保障电力现货市场建设稳步推进。

随着现货试点的全面推广，我国将逐步形成包含电力现货与中长期交易的完整市场体系，带来进一步发现电力商品价值、优化能源资源配置、促进新能源消纳等多方面改革成效。一是提供合理的价格信号。电力现货市场能够为电力短期供需平衡提供市场化手段，通过短期电力供需匹配，形成分时价格信号，准确反映电能的时空价值。二是提升资源优化配置效率。电力现货市场是实现电力资源优化配置最直接有效的方式。根据价格信号，不断调整市场中电力资源的数量和范围，实现最优配置。三是促进新能源消纳。现货市场能充分适应新能源发电的不确定性特点，发挥新能源边际成本低的优势，同时常规发电机组可以按照市场价格信号进行主动调峰，三者结合可以有效促进新能源的消纳。

电力现货市场建设的过程中，参与主体将逐渐增多，市场的活跃度和市场配置资源能力也将进一步加强。一方面，随着发用电计划的逐步放开，将有更多的发电企业、售电企业、配售电企业、用户等市场主体进入到市场中；另一方面，随着新技术的进步和新业态的出现，分布式电源、储能提供商、电动汽车、综合能源服务商等主体也将逐步参与到市场中去。

但同时，由于电力现货市场交易规则相对复杂，市场主体需要在技术条件和业务能力两方面做好充分准备。技术条件方面，发电企业须进一步提高机组运行效率，通过技术改造，改善机组性能，优化机组运行策略；电力用户、售电公司应全面提升用户负荷预测能力和需求侧响应能力，支撑用户侧主体精准参与现货市场交易获得收益。业务能力方面，需要加强电力现货市场领域专业知识储备与积累，全面提升专业人员的电力现货市场交易能力，深入理解电力现货市场规则，研究制定现货市场交易策略。

电力现货市场建设通常是一项较为复杂的系统性工程，需要在技术支持系统、市场主体意识培育、市场机制设计等多方面做好充足准备。美国、欧洲、澳大利亚等电力市场虽有相对成熟的经验可以借鉴，但我国能源资源与负荷逆向分布、火电机组占比较高、清洁能源发展迅猛、计划与市场并存等国情特点，决定了我国电力现货市场建设不能照搬国际经验，必须立足我国实际情况开展理论与实践创新。因此在2019年，现货市场建设的推进需要加快建立六大关键机制。

第一，建立促进新能源发展的市场机制。随着新能源发展，如何采用市场机制实现新能源消纳是电力市场建设中面临的难点和热点。随着风电、光伏平价上网，可再生能源配额制等一系列政策的出台，可逐步推动新能源参与现货市场，利用新能源边际成本优势，通过市场竞争实现新能源优先消纳，通过实时价格信号引导火电为新能源调峰，提升新能源消纳水平。

第二，健全完善与现货市场相适应的辅助服务市场机制。采用市场化方式采购辅助服务，有利于合理补偿机组提供电力辅助服务的成本，进一步激励机组为系统运行提供辅助服务，促进新能源消纳和保障电力电量平衡。考虑到现货市场体系的完整性，在进行现货电能量市场设计时，应对辅助服务市场的开展方式予以考虑，在初期可根据市场建设进展和系统运行需要开展独立的辅助服务市场，待现货电能量市场运行稳健后，逐步实现调频、备用等辅助服务与电能量的联合优化出清，提高市场出清效率，优化系统运行。

第三，建立市场风险防范机制。现货市场临近实时运行，需要做好市场风险的防控，针对市场供需紧张、市场力滥用、价格波动、合同违约等各类风险提出应对措施。初期，可通过设置价格上下限的方式保证现货市场价格波动处于可承受的范围。随着市场发展成熟，逐步引入寡头测试等市场力影响测试，有效防范市场力。同时，探索建立电力金融交易机制，为市场主体提供规避现货市场价格风险的工具。

第四，建立健全市场信息披露机制。按照公正性、透明性、选择性、时效性等原则，根据不同的时间要求和公开范围进行电力现货市场信息披露，包括交易规则、交易公告、通道可用容量、相关市场成交信息等，引导市场主体主动、有效参与市场，体现市场的公开、公平和公正。

第五，建立有效的市场监管机制。切实加强电力市场领域科学监管，完善市场监管组织体系，创新市场监管措施和手段，对电力现货市场主体行使市场力、操纵市场、违反市场规则等情况实施监管，维护良好的电力现货市场秩序和市场的公正性。

第六，建立市场运营评估机制。随着第一批现货市场试点陆续进入试运行阶段，亟需建立现货市场运营评估机制，从市场运行效率、市场活跃度、社会福利增加、清洁能源消纳等多个角度对电力现货市场运作情况进行全方位评估，及时总结试点经验，不断完善电力现货市场规则。

增量配电试点：深度与力度加大

增量配电改革是新一轮电力体制改革的重要内容，一直吸引着社会各界的关注。截至2019年1月，全国共批复三批次试点项目320个，基本实现地级以上城市全覆盖。2019年，增量配电改革将进入加速落地阶段。

截至2018年10月，第一批106个试点项目中已取得电力业务许可证的试点项目20个、已开工建设的试点项目18个，第二批、第三批试点工作正在持续推进。根据国家要求，第一批试点项目将于2019年6月底前建成投运，增量配电改革将进入加速落地阶段。近期，国家发改委、能源局已启动第四批试点项目申报工作。

分析《关于请报送第四批增量配电业务改革试点项目的通知》，可以看出第四批增量配电试点的三个新特点。首先，试点范围将进一步扩大。《通知》提出鼓励条件较好的地区将试点项目覆盖范围延伸到县一级，增量配电改革试点的推进深度和力度将进一步加大。

第二，试点申报条件更加明确。《通知》提出要精心选择试点项目，申报的项目应达到一定的面积和投资规模。在申报时需要提供“配电区域划分的意见”和“配电价格核定的意见”，将有助于减少利益相关方可能出现的争议，提高试点推进效率。

第三，试点项目申报机制更加完善。《通知》提出组织第三方评估，筛选优质项目，淘汰劣质项目，提高项目的落地成功率。对于投资者来说，试点申报质量的提高有助于降低投资风险，保障投资收益，提升参与积极性。

2019年，配售电公司将进入实质运营阶段，因此可以期待更多新模式、新业务涌现。

当前，大多数试点项目尚未进入实质性运营阶段，配售电公司的运营模式和商业模式正在逐步探索过程中，围绕竞争性业务将有更多的拓展空间。市场化售电方面，根据对客户负荷规模的预测，结合对供需形势、价格趋势的研判，做出购电决策。综合考虑用户属性特征、用电行为特点、价格弹性、稳定性合理设定售电套餐方案。

综合能源服务方面，围绕用户需求提供灵活、多样、及时的供能服务，如统一负责工业园区范围内的供热、供水、燃气等基础设施的规划、建设、运营、管理，将进一步拓宽业务范围，延长价值链，提高经营利润。

另外，增量配电政策体系将在2019年进一步完善，这将有效助力增量配电试点项目落地。

2019年1月7日，国家发改委、能源局印发《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》，进一步明确增量和存量的范围，在增量配电网规划、投资建设和运营等方面提出要求，完善了增量配电改革政策体系，有助于推动试点项目的落地见效和配售电公司的规范运营。

但同时，增量配电试点项目加速落地还需更多的制度保障。首先是加强统一规划，发挥规划引领作用，提升试点项目实施运作水平和成功率；其次是加快制定增量配电网规划、并网、调度运行、价格核定等实施细则，进一步完善制度体系；第三是规范增量配电网技术标准，保证电网安全和质量；第四是建立完善的监管体系，加大监管力度，保障试点工作有序规范开展。