針對即將到來的一場能源革命時代，國家發改委能源所、中國宏觀經濟研究院能源研究所姚明濤博士，與股權投資機構、券商研究機構和創業公司代表共同探討了世界電力市場現狀、中國電改背景及進程、能源革命時代賦予市場新商機、智慧用電背景下新的投資機會。

(圖)國外成熟的電力市場交易中心及機構

電力體制改革、新能源發展、煤改電等話題自2018年兩會以來成為了輿論關注焦點。政府工作報告中首次明確提出“要降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%”，預示今年將繼續提高電力市場化交易比重、推進輸配電價改革、加強市場化運作。自2015年中共中央和國務院聯合下發“電改9號文”以來，電力體制改革成效顯著，電力市場結構加速完善，增量配網持續升溫、售電側改革持續推進。展望未來，電改是規則的重構，而中國作為全球最大的新興電力市場，將在售電端、用電端、配電端帶來大量的產業機會。

一、電力轉型的背景思路與趨勢

國家發改委能源所、中國宏觀經濟研究院能源研究所姚明濤博士介紹稱，中國越來越多的電力來自于非化石能源，這樣的轉型一直在進行，但是中國從高速發展階段轉向高質量發展階段時，很多以前并不重視并不在意的問題現在表現尤為突出，體現為三個方面：(1)電力結構優化增速放緩(2)電力市場體系尚未建立(3)公平競爭的環境缺失。這三方面綜合影響整個經濟發展的質量變革、效率變革和動力變革。所以綜合因素決定，中國現階段需要有一個電力市場化改革。

根據聯合國可持續發展議程及《巴黎協定》，未來電力轉型方向是非常明確的。從終端來看，未來終端用能逐步走向電氣化時代，就算現在最難以替代的交通用能也慢慢從油變成電，工業用能比如鋼鐵行業從鐵礦石用焦炭也要變成電爐鋼，未來電源結構也要逐步去碳化。所有碳排放的這些煤電汽電在整個系統里面的比例越來越低，整個能源電力轉型沿著低碳綠色的方向去發展。因此宏觀層面未來電力轉型還需要進一步去明確方向，需處理好政府和市場的關系，未來要建立一套有效的市場機制。其實，電力市場化在電力轉型中必然是一個核心制度，未來發展的政策方向也是比較清晰和明確的。現在首先要有市場，要建立市場機制去提高供需兩側的資源利用效率，只有實現了電力市場從無到有，圍繞電力行業的其他市場機制才能真正做到去偽存真。

微觀層面需要處理上游和下游的關系。整個電力行業來看，煤炭從最上游挖煤和火電行業之間有一個博弈關系，但是博弈關系可能僅限于此。發電行業到電網到用戶，他們現在基本上是一個割裂的關系。但是未來整個市場供需互動會越來越頻繁，甚至很多用戶有新角色的體現，他會對整個發電側會有非常大的影響，這里我們有一個基本判斷，就是雖然未來走市場化的路線電力體制改革其實并沒有創造一些新的模式。很多商業模式是在現在電力行業里面已經存在的，只不過現有模式是一個免費服務，但是未來隨著轉型這些模式是需要去付費的，另外還有一個利益重新分配的問題，對整個上下游產業鏈的影響非常明顯。

二、電力市場化改革的進程

姚明濤指出，目前電力體制改革是中國能源體制改革里面進展最快的，現在各省已有的一些模式正有序的逐步縮減發用電計劃電量。一方面計劃電量逐步縮減，增加市場化的份額，所以現在基本上發電企業去參與市場把電量切割成幾塊;另外現在市場化交易量規模也不斷擴大，2017年基本達到30%的水平。十三五規劃有一個非常清晰的電力體制改革建設的路線圖和時間表，現在進度已經過半，現貨試點也在按期推進，輸配電價改革基本已經完成。

三、現有體制下的電費計算方式

天天智電COO杜承軍表示，電力目前處于一個計劃經濟時代，中國所有的商業機會，特別是跟國家命脈相關的一些商業機會永遠離不開價格體制改革。通過兩年時間我們走訪了國內外各大電力企業跟政府機構，并完全確信，電力會成為中國未來二三十年的主要能源。我們以浙江為例，來解讀現有電費費率與整個華東電網的運營情況。

先介紹電價的組成。我們平時無論在自己家里用電還是企業用電，其實很少去關心電價的組成，其實電價一共是由三大部分組成的。合計電費 = 電度電費(上網電費+輸配電費+政府基金) + 基本電費 + 力調電費。第一部分電度電費指每度電的花費;第二部分基本電費，主要用于工業企業客戶，因為他們的用電量較大需要占用國網的輸電容量，所以有一部分的容量電費;第三部分力調電費，是跟無功相關，就是有很多交流電當中是需要一些無功補償的，那么國網在他的無功設備不出力時希望企業來補一部分無功，國家電網會給企業這部分的減免。對于電度電費部分實際上是本次交易的重點。電度電費=上網電費(國家電網結算給發電廠的部分的電費)+輸配電費(國家電網與南方電網自己所收的過路費)+政府基金(財政補貼/財政轉移支付，政府扶持新興產業的一種方方式，非中國特有，歐美對于新能源的交叉補貼也是存在的)。

上圖是浙江省現行的工商業用電的電價表，上面一部分是大工業用電，下面一部分是一般工商業用電。大工業主要指工業企業;一般工商業主要指包括酒店、樓宇在內的商業地產。兩個唯一的區別是大工業用電實行兩部制電價，有基本電費的;工商業用電實行單一制電價，沒有基本電費，但是它的單獨價格較大工業用電還是比較高的。美國大工業用電的電度成本大概是中國的一半多一點，比中國便宜得多;工商業用電基本持平，居民用電要比美國便宜得多，因為中國依然存在著一些工商業用電跟大工業用電的電價補貼，居民用電的財政轉移支付的情況。通過這張電價表可以看到，十千伏是我們平時見到最多的企業，它的基本電價呢就就是0.66元，然后又做了一個分時電價，分別分為尖峰、高峰跟低谷。浙江省低谷有12個小時、高峰有10個小時、尖峰是2個小時，平均下來，每個企業的用電成本基本都在0.66元左右。

上網電價，浙江省統一給火電廠結算價格，大體在0.41元。在2018年4月份輸配電價進行了一次下調，現在浙江省的整體的輸配電價的1到10千伏大工業用電在0.21元左右，工商業用電在0.33元左右，基本上處于這個水平，還有約0.05元的政府基金。前面提到電度電價由上網電價、輸配電價和政府基金三部分組成。本次電改本質上是一次價格體制改革，都是圍繞這三部分價格來展開的。

先說一下輸配電價如何計算。(1)點對網輸電服務費，即發電廠對一個華東電網的整個主網的一個輸配電價的一個核算，比如浙江省有一條非常著名的特高壓叫做靈紹，是從寧夏靈州到浙江紹興的一條特高壓，這條特高壓輸配電價上個月剛剛核算出來在0.07元左右。也就是說如果大家想要建一個火電廠或者新能源電廠，建在寧夏是可以售電到浙江的。(2)點對點輸電服務費，即從電廠一直到企業內部的，有一部分叫做輸電服務，就是前面提到的省內輸配電價。(3)可用輸電容量服務費，一個企業的用電波峰波谷是不平穩的，當用電量較大時國家電網為滿足最大需求的用電量，會對于主網的建設做一部分備份容量。比如一個工廠平時只用了1/3電量，但最大時候會用到2/3，國網不能建1個2/3的管道，必須建1個2/3的管道，那么1/3跟2/3的價差就叫做可用輸電容量的服務費。(4)輔助服務收費，主要是來做調峰調頻。其中包括電網的調度服務費(國外單獨計算，國內不是)、無功輸出功率和電壓控制費、調頻及頻率響應服務費、備用輸電容量服務費、備用運行設備服務費(后兩項價格比較低)。(5)電網擴展費，為了以后電網增加住房架構的一些費用。以上是輸配電價的定價機制，也就是前面提到浙江省的那個0.21元是如何計算的。

四、中國的電力系統效率

杜承軍認為，中國如何進行電力市場改革、如何做電力市場優化?其實無外乎就三方面：發電企業、電網企業何電力用戶。這三方面也是說我們從發電到輸電到用電的一整套環節。電改的目的是提高這三個環節的使用使用效率，讓大家的資源配置達到最優。

1、發電企業：首先是發電機組的利用率，發電設備的利用率其實浙江省并不高，大體上在1/2左右，基本上都兩臺機組停機一臺。其次是原料產出效率，浙江省的火電機組邊際成本在0.26元左右，整體的火電廠的利潤能控制在0.15元左右。最后是發電的經濟效率，浙江省所有的天然氣機組包括火電機組現在經濟效率都不高，因為整個網架結構并不好。比如天然氣機組每天早晚都需要啟停關機一天的成本約20-30萬元，如果這個發電經濟效益能提高，每天的20-30萬元可以實惠到。

2、電網企業：中國的電網在全世界來講處于較高水平，特別是在安全方面應該是在全球應該能排前幾位的。電網主要包括三個大的方面，電網傳輸效率、電網結構、電力設備運行效率。

3、電力用戶：用戶是需求側，中國對于用戶整個的能源管理其實是比較缺失的，主要包括節能管理、能效管理、需求側管理等。

下面兩個圖表是浙江省現有能源效率的運營情況。第一張圖表是浙江省所有火電機組的利用小時數，我們把利用小時數作為評估一個電廠現在的生產運營情況的最主要的指標。浙江去年3800多小時左右，那么一個電廠的最優的滿載負荷全年是365天乘以24小時，一共是8760個小時，一個機組刨去檢修時間全年的滿載負荷能維持在7200小時左右。對于一個火電機組，一年發電5100小時基本上就可以盈虧平衡，可以還本付息、支付員工開工資、再投入建新機組。實際上整個浙江省的火電機組只有3000多個小時，意味著嚴重的產能過剩，也就意味著我們這次電改有基礎可以推進下去。

所謂負載率就是前面提到的管道流過多少電流。為了電網安全，一般國際上會把負載率控制在50%，是一個效率最優的 時候。但是整個的華東電網超過50%的負債率的500千伏以上電網只有8.2%，低于10%的還有31%，在10%和30%之間的不超過40%，所以其實整個電網的冗余建設跟整個電網的運行效率也是非常低的。整個的華東電網的負載率非常低，也為本輪浙江省電改進行漸進式改革提供了一個基礎。否則我們可能要一步一步到位，現在我們可以逐個產品往外發，然后整個中國電網的網損率，可能在6.67%，在全世界來講和整個中國電網的水平還是最好的。中國現在整體的新能源消納在全世界處于較低水平。全國平均水平的棄風率已經達到了接近了15%，還在逐漸提高，那么本輪電改也會為新能源消納做一部分優化。用戶側的負荷率是評估用戶側的用電規劃最好的一個數據公式。負荷率的公式是一個企業或者一個用戶一年的平均負荷。比如，我每一天大體用100度電，那么每天我都用100度電，那這一年的平均負荷就是100千瓦。負荷率等于平均負荷÷最高負荷，比如我這個月用了500度電，那么我全年下來了最高負荷就是五百千瓦，那么負荷率就是1÷5就是1/5。負荷率越高說明整個的用電效率是越優。比如全年每天都用100度電，那么整體電力的使用效率是最優的。全世界基本維持60%到70%之間的水平，電改的主要優化也是在優化負荷率，只有負荷率提高到50%到60%之上，才能讓發電成本更優、輸電成本更優、用電成本更低。

五、 電力交易制度

杜承軍對世界上主流的交易制度做了介紹，并站在政策制定者的角度來解讀為什么要電改。

電力體制改革的本質上其實是四點：(1)發電計劃，因為電能無法儲存，所以我們需要有電力調度部門來完成發電計劃的下達與調度，在每個發電廠都會有一個叫做ADC的調度系統。省級調度部門給電廠下發命令，發電網負責調動。電改第一件事就是說發電計劃由誰保證、由誰制定這個政策。(2)實時平衡，制定的發電計劃不一定是用戶實際使用的發電計劃，因為都是人為核算多少會有一些出入。出入部分如何平衡變量、誰組織這部分電力平衡的規劃以及誰來負責。(3)輔助服務，主要是一些調控調峰調頻的工作由誰來做。(4)阻塞管理，當管道阻塞無法傳輸如何處理。

電力交易主要分為三種模式在全世界通用，分別是過網交易、分散交易、一體化交易。

1、過網交易：所謂的過網交易其實就是我們現在的用電模式。發電計劃由國網調度部門來做負荷預測，根據自身的調控調頻機組跟自己的省內統調機組，由國家電網來做發電計劃。實施平衡，由國家電網的調度部門來做調峰調頻跟備份容量機組來實現實時平衡。輔助服務，由電網公司通過一些政策性的命令來制定一些價格對輔助服務市場進行收費。阻塞管理，因為現在沒有價格機制，國家電網最好的辦法就是進行冗余的網站建設加粗管道降低阻塞，另一個辦法，可能就需要把輸配電價提高，不過中國整體的輸配電價是全世界最高的。一旦發生阻塞，比如高峰時期在八九月份大家都用空調導致阻塞，政府就會下達命令，比如片區性停電，這也就是季節性停電主要產生原因。大家會發現，整體是一個壟斷條件下的價格模式。

2、分散交易：發電計劃由三廠和實際用電戶私底下協商，溝通買賣價格私下簽合同決定。實施平衡由電力交易中心完成，電力交易中心，其實就是政府組織的一個電力的交易機構，一般由電網主導的，或者有一些社會資本來主導，還是一個非營利組織。大家可以把這個交易中心看成是能源交易所或者一些商品交易所的角色。輔助服務依然由電網負責，阻塞管理由電網調度部門來負責。廣東從2016年開始的電改和馬上到來的電力現貨市場，主要就采取這種模式，美國加州早期也主要采用這種模式。這種模式的特點是誰的活歸誰干，電的買賣雙方私下去談實施平衡。私下解決不了的問題由交易中心完成。廣東從去年到前年的整個的電力體制改革，目前發展計劃依然由年度雙邊協商或者叫做場外交易決定，就是發電廠跟用戶或售電公司談判約定價格進行執行調度。因為廣東現在沒有實施平衡系統，采用了比較政策性的方法叫做偏差考核，意思是預測偏差需要罰款，沒有任何技術性的，主要來自于政策性。廣東現在沒有輔助服務市場。阻塞管理是影響廣東電改進展的一個主要原因，因為廣東電改還沒有阻塞管理方案。它導致的問題就是參與市場的總規模不能太大。去年廣東參與這個市場的規模大約在1100億度電，占總盤子的20%，如果繼續開放可能會產生阻塞，此后價格如何確定還沒有一個很好的方法。那么廣東可能今年開始建立一個能夠實施平衡的現貨交易市場，依然按照現在這個客戶量在繼續滾動幾年，但是這種交易模式在加州出現過幾次嚴重的危機，主要是證明不同部門負責各自事情。在2011年到2012年之間，加州經常性的大規模停電，可能主要原因還是由于電容阻塞導致的。所以我個人對廣州未來1到3年的電力市場改革如果還是繼續采用這個這種加入模式，保持一個謹慎樂觀的態度。

3、一體化交易：這個政策的制定者是美國的PJM，是美國東部電力交易中心大廳，現在已經從3個州已經擴展到17個州了，是現在世界上最優的一種電力交易制度。浙江省呢從2019年4月開始，是由PJM主導建設實行這一整套制度。PJM模式其實跟最前面提到的整體配套制改革很像，發電、平衡、輔助服務、阻塞在一個池子里完成。大家可能看過一些電改的資料，它是電力庫升級的一種模式，這種模式在美國應用了15年幾乎沒有任何問題，是一種價格最優、市場最優、效率最優的方案，所有方式都由交易中心組織。回頭看下廣東的電力交易中心，是由幾大發電集團以及一些社會資本組成，股東主要來自發電廠，這種股權結構導致各干各事。而浙江省電力交易中心由國家電網全資，把所有包括調動、價格制定等業務都拿到交交易中心完成也不會影響到現在國家電網體制和現有的既得利益。所以這種推廣方式比較簡單。

浙江省明年馬上要到來的這種電力交易模式，可能會影響到在浙江生活的每一個人未來的用電習慣，以及可能會影響到每一個浙江省創業企業的能源成本。首先介紹一些專有名詞方便理解。節點邊際電價(LMP)= 系統電能價格 + 輸電阻塞費用 + 邊際網損費用，它是一個公式叫做電能價格，第三部分邊際網損費用其實就是國家電網6.8%的網損價值。實際上現在華東電網的輸電情況管道還是非常富余的，意味著我們只需把系統電價(或叫上網電價)這部分市場做好，另外兩部分的阻塞管理，給我們至少還有5到10年時間去優化阻塞管理市場建設，那么電器網阻費用只需乘6.68的系數。主要的電力市場建設其實就兩套軟件程序：基于安全約束的計算機程序、基于安全經濟調度的計算機程序。這兩個程序在整個國家電網內部已經有十多年歷史了，我們整個國家電網技術儲備對于軟件的研發、智能調度是非常完善的。我們欠缺的是每個省使用系統的人才和監管。明年整個浙江省會形成一個比較完善的批發市場，主要有兩部分組成：(1)日前市場，它的交易雙方分別是用電方和發電方，雙方到網上交易。關于如何交易，首先用電方提交第二天計劃，每15分鐘需要用電量，大體上提交72個時段的用電量。其次發電廠同樣提交第二天72個時段計劃發電量。此后軟件程序會給出一個最終價格，大家就按照這個價格執行這72個時段的結算價。那么會導致一個問題就是我們現在的這個尖峰谷平的電價就沒有了，峰谷價差會拉大。在國外特別是美國的PJM地區，它的谷電可能會是負的，這是因為發電廠為了不關機降低關機成本，但是最貴可能會達到大約0.3美元。(2)實時市場，前面提到用電、發電雙方提前報量，但是數量可能不精確與實際用電/發電量有出入，國家電網又成立的另外一個市場叫做實時市場。實時市場主要由調峰調頻的機組參與，或者一些擁有備用容量、功率不滿的火電機組。這個市場由發電方來單方報價，幫助國網應對這一部分的負荷，收取費用。通過這個實時市場就可以把日前報的量跟日中實際的使用交割量之間的偏差平衡掉。

接下來介紹美國對沖風險的方式，(1)價差合約(CFD)，簡單來講，現貨市場的價格波動非常大，電價可能從-0.2元到100元，當真正達到100元時，可能會出現問題。那么政府給出的一種交易模式就是用電方跟發電廠簽一種價差合約，約定一個價格，當價格過高的時候進行返還給用電方;如果價格太低返還給發電廠。價差合約模式主要來自于場外市場，需要單獨跟發電廠談判。(2)金融輸電權(FTR)，是阻塞管理的方式，如果發生阻塞會產生費用的，但可以提前購買管道的使用權利，當發生阻塞時負責分配這一部分阻塞產生的費用。

其他市場還包括輔助服務市場(調頻與備用市場)、容量市場(長期容量富裕性與市場)、市場外調度市場與上抬費用。因為計算機調度難免會出錯，還需要一些人為補償性的人工調度，但肯定會產生額外的費用，導致價格會更高。

六、電改進程下的創業投資機會

浙商證券研究所電力設備與新能源首席研究員鄭丹丹從產業投資角度，梳理了一些重要的變革性投資機會。她認為，國家政策對電改有明確的導向，而電改推進相對比較成體系的一個是增量配電，另外是售電端。

增量配電網的現狀是國家在今年上半年出臺了一系列政策，希望能夠加快試點項目的實施落地，試點在廣東取得了一些里程碑的進展。電改將來會有三個重要的趨勢：(1)對于發電企業的準入條件并不特別嚴苛，以新能源發電為標志的綠色售電前景非常廣闊，比如德國居民可以去選擇用電是新能源還是傳統能源發電。(2)參與的用戶將全電量入市，電力直接交易的規模有望持續放大。(3)發電企業可以通過限價放開和全電量交易渠道在一定范圍內轉移成本。

廣東的售電市場在去年發生了規則的變化，上圖是2016年的規則，我們會發現結算價是各方談出來的。比如“發電廠1和用戶2”，他們最后覺得通過一個算法最后配對成功那結算價格是他們配對的。

2017年改的規則，大家都用同一個價格來結算，這是一個非常大的變化。透過規則的變動回歸到電改實質，這是基于當時的實際情況來操作的。我們在2016年做過調研，發現如果是這種方式其實報價很有學問，要用到數學的博弈論。如果可以自己開發一個小軟件去模擬，也能搞定很多資源，可以提高售出的概率。電改剛推出來時，一些大的民營企業紛紛響應，設定自己的售電業務部門。那時候他們普遍喜歡從電網公司招聘，但最后發現其實重要的是算法。有一段時間，廣東到處都是售電交易策略培訓班，這當中有的人就會把市場操作的比較投機，我們去做調研發現有的是所謂的售電公司其實就幾個人也沒有太多資產，他們在市場上去做一些買賣的時候，有點像股票市場的買賣，并不需要一個實體市場。

看好提供綜合能源服務解決方案的民營企業

廣東經信委后來對規則做了一些調整，各方反應不一、有利有弊，很難找出一個讓大家都開心的十全十美的方案。但是經信委還是想提醒各方參與者要回歸到電改的本質，將來更重要的是要開展電力市場有序的競爭，終極目標則在于還原電力本身的商品屬性。廣東電改開展兩年多以來，粵電力、華潤、深圳能源、穗恒運等公司的排名比較靠前，因為這些公司本身有發電資源，在報價時雖然是售電部門去看報價，其實對于發電側報出的價格會比較有感覺的。展望未來，我們認為具有資源和服務優勢的一些企業會脫穎而出，投資人該關注這些在發電資源和用戶資源這兩個領域有一些突出優勢的公司。有些民營企業在布局相關業務時非常務實，轉到將來給客戶提供綜合能源的服務解決方案，我們認為也可以長期關注。值得一提的是最近有一些售電公司終于要退場了，這是個好事，說明市場已經開始優勝劣汰，而不是無腦進入。

鄭丹丹警示，對于整個綜合能源下的產業投資要注意風險。很多失敗的案例都是在于不夠務實，而只有務實才有回報。要在正確的時間做正確的事，新的科技是否可以在投資者預期的時間內業務落地，落地以后能否做到成本端有優勢，還有客戶問題等。所以建議評估投資標時，一級市場要多考察整個團隊的務實氣質。

乾元資本創始管理合伙人兼董事長梁霄總結了五個方面的投資機會。(1)智能電網建設(2)電力零售(3)需求響應(4)新能源消納與選址(5)儲能技術。

第一，智能電網的建設既推動了電改的進程，電改也推動了整個電網的智能化改造。國外主要分為這四大部分：(1)輸電系統，輸電比如電源管理、網架管理、線路管理等。投資機會主要集中在國網的保護、機保等，一些大公司可能會有一些新的產品出來。(2)配電網系統，主要來自于自動化開關，跟需求響應相關但這部分產品在中國市場目前還沒有。電容器跟變壓器的自動化控制部分的產品目前中國也沒有，中國的配電網自動化目前水平不高，跟國外還有十年左右的差距。那么以前做硬件的電容柜、變壓器可能會有一個智能化升級的商業機會存在。(3)高級計量系統，也是電改的主要改革方向，主要分為三套系統：第一個系統叫做智能電表，現在大家所理解的智能電表實際是電子電表，還達不到能夠進行現貨市場交易要求。智能電表可能會像國外一樣有一個新一輪的升級;第二個系統叫做通信系統，國家電網的通信系統叫做載波，其用自己電網的電線做通信傳輸，有很多弊端。那么隨著5G時代到來和中國運營商走訪完成，我相信國家電網會進行一部分大范圍的通訊系統優化。第三個系統是電能表的數據管理系統，這部分目前整個中國是缺失的。(4)用戶側系統，其中包括一些電力的顯示與管理系統、可編程的負荷控制系統，可能會跟自動化開關相連接。可編程的溫度控制可能會跟商業中央空調相關，可能會通過電價負荷控制中央空調的溫度。還包括分時電價。

2012年美國PJM地區(美國東部14個州)四個大方面的整體的投資額如下圖：

整體最主要的投資方向來自于高級計量系統，包括電表通訊和電表計費系統。美國在2012年PJM地區的投資額約200多億人民幣，和國家電網對這個行業的投資水平差不多。去年國家電網的計量系統投資也在200億左右，這個市場規模在200億元左右。輸電系統和配電系統是不包括傳統硬件，單獨智能硬件也會有一個百億級市場存在。用戶側系統，因為是給用戶做能量管理的一些系統，而這類系統中國目前還沒有。

第二，關于電力零售市場，美國的售電零售市場服務商是一套綜合能源管理方案，包括能效管理、需求側管理、電能質量管理、供電可靠性管理、提供交易中基礎信息等多方位服務。我主要講需求側管理，其實國家對于一些高負荷企業，控制負荷來幫助斷電做阻塞管理的一種兜底方案。這部分的建設主要由國家投資但投資額不大，基本上只要把控省內比較高負荷的10-20個企業即可，整個市場規模不會太大。售電公司主要收益來自于批發市場與零售市場的價差。意味著就是售電公司可以在批發市場跟發電廠談判的一個價格，以更高價格賣給客戶獲得差價收益。美國的售電公司跟中國售電公司一樣，主要的收益也是來自于價差。關于價差的形成呢，因為批發市場的價格是一個極具波動的價格，可能一天的72個時段價格都不一樣，但是實際上賣給終端用戶時電價也多種多樣的。包括與批發市場的價格聯動模式、按時段劃分的分時價格、階梯定價模式、固定價格等等。還可能跟天然氣、電信運營商的一系列套餐服務。整個美國的電力零售市場的電價模式比較多樣，用戶有多種選擇。在美國還有很多第三方能源服務中心。主要工作包括電費賬單評估，比如匯總比較各個售電公司提供的套餐服務，根據企業電費賬單推薦選擇最經濟實惠的售電公司。也可能跟電力零售公司做一樣的服務，或者為零售公司提供一些服務。但是跟零售公司不一樣的是可能會有線下人員幫做一些分布式發電的建設、光伏建設，包括電氣設備的維修等。

第三，如果采用與批發市場的價格聯動模式會產生另外的商業模式叫做需求響應。需求響應與需求側管理不太一樣，需求側管理其實還是政府命令式防御，國網的整體系統架構的一套防線，主要投資方式由電網主導。需求響應的本質是由價格驅動。我們現在尖峰平谷其實也是價格和響應的一種方式，因為當用戶覺得價格超出購買力就少用電。第二點叫做可靠性響應，比如電網發生阻塞需要拉閘限電時的直接負荷控制、可中斷負荷、容量市場、緊急需求響應機制。再比如經濟性響應，日前市場價格波動較大，某一時段電價達到50元一度電，那么企業會控制員工少用電。最后可能會跟拿到的分時電價根據我購買力調整對于電價的承受程度，從而控制用電設備。

第四，新能源消納與選址。首先，中國允許新能源來參與電力市場交易，由于新能源的邊際成本為零，所以加入現貨市場交易可以優先供應，如果國家允許新能源加入電力現貨市場，新能源棄功棄光現象將徹底消失。其次，國家給予新能源一個特殊的計劃，無論哪里有客戶輸配電價都按照110千伏電壓等級的輸配電價來核算，比如靈紹高壓線，如果在寧夏建設幾個100兆瓦光伏系統，原來只能在本地消納，每年的消納比例在50%左右，另外50%電無法售出。但是浙江省成立電力交易市場之后，另外50%電只要在浙江找到消納客戶即可售出，只需要交這這部分過網費，如果對目標市場部熟悉還可以跟目標市場當地售電公司談判合作。因此，該計劃對新能源選址可能產生巨大影響，新能源離負荷中心越近銷量會越好，反之亦然。

第五，儲能。當電力市場到來后，儲能可以讓售電公司在價差合約談判中獲得更好的價格。例如，當電價較高時，售電公司有能力通過物理方式調整尖峰的電量，使用儲能設備存儲的電量，電力市場一定會加大巔峰跟低谷的價差，因為是一個經濟運行效率的必然結果。中國現在峰谷價差的最大時在0.6元-0.7元，儲能度電成本最優在0.8元-0.85元之間，意味著儲能在中國市場現在的價差下是沒有市場的，必須要達到峰谷價差0.8元以上才會推動行業發展。隨著現貨市場到來預計價差會達到1元或者2元以上，這是一個必然結果。儲能還可以進一步降低容量市場費用，現在整個用戶側的負載率才30%左右，離60%還很遠，容量市場的費用是按照一天最大用電量計算的，所以可以調整用電量大時采用部分儲能電量，從而降低容量市場的費用。國家電網內部可能會建一些電池儲能設備，它的響應頻率非常快，比如一個煤炭機組調峰調頻響應時間要40分鐘以上，天氣機組至少15分鐘以上，而電池可能幾秒鐘就完成了。所以如果電力市場開放后國家電網可能會在負荷中心區建大批量的電池儲能設備，目前浙江省已經在做一些實驗性的操作，不久會開始建10兆瓦或者100兆瓦級別的儲能設備。

梁霄最后指出，電力市場化逐步實現的過程中，其本質最重要的底層支撐就是數據。通過數據的支撐，刻畫出企業用電的周期“圖像”，實現供需關系的精準數據匹配，才能參與并且促進電力市場交易的發展。電力市場化的本質是通過價格杠桿提高能源效率、降低能源成本的一種有效手段，這也與電力改革的目的一致。

姚明濤博士也判斷道，全社會用電量的飽和期還有20-30年的時間，未來圍繞著電力領域的投資還會保持非常持續增長的趨勢，配電網投資和靠近用戶的配電網投資占比逐步上升是一個大趨勢，隨著市場化改革的機制和價格機制逐步完善后，規模將非常可觀。