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在电力市场化改革不断深入的过程中，水电、风电、太阳能等清洁能源将大力发展，拉动发电设备利用小时数下降。

1-11月份，全国各省送出电量合计8837亿千瓦时，同比增长4.5%。1-11月份，全国制造业用电量28052亿千瓦时，同比增长2.1%，增速比上年同期提高3.1个百分点。

一、全社会用电量增速同比提高，各省份当月用电量均实现正增长1-11月份，全国全社会用电量53847亿千瓦时，同比增长5.0%,增速比上年同期提高4.2个百分点。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的65.5%，比上年同期回落2.7个百分点。11月份，全国跨区送电完成310亿千瓦时，同比增长15.3%。11月份，全国全社会用电量5072亿千瓦时，同比增长7.0%。其中，华北送华中(特高压)44亿千瓦时，同比下降9.4%;华北送华东144亿千瓦时，同比下降1.4%;东北送华北190亿千瓦时，同比增长23.7%;华中送华东322亿千瓦时，同比增长11.5%;华中送南方229亿千瓦时，同比增长3.7%;西北送华北和华中合计825亿千瓦时，同比增长7.5%;西南送华东1034亿千瓦时，同比增长5.8%。

解读电改最新政策，探讨售电盈利模式。全国核电设备平均利用小时6378小时，同比降低385小时。未来，中国至少应该市场化地培育出受监管的两至三家电力期货交易所。

实际上，作为金融工具，发展电力期货只有一个目的，就是帮助电力企业管理价格风险。从交易角度而言，尽管电力无法储存，但电力期货交易和石油、天然气一样，没有什么特殊性。御险有方电力期货交易这类能源大宗商品期货交易平台的运营，应该是自下而上的市场行为，更多强调公平竞争、适者生存的原则，交易平台要纳入期货市场监管，并能以低成管理交易风险。对电力市场建设而言，没有金融机构参与的电力交易，就没有价格发现功能。

在交易所或交易平台的治理结构上，国际大型交易所基本都是上市公司形式。其次，要提升电力企业的风险管理能力。

可以想见，我国一旦推出电力期货交易，其潜在的服务实体经济的能力将不容小觑。在这一过程中，电力企业锻炼了团队，也积累了很多对冲的实操经验，未来相关团队和经验可以平移、应用到电力衍生品交易。首先，要培育、完善电力现货市场。交易所运营受金融监管部门、股东、董事会、交易所会员等多方面制衡，行业竞争也相当充分。

欧美实践证明，在电力市场化过程中，电力衍生品作为市场体系的有机组成部分，发挥了核心作用，恰似给大海中游泳的人套上了救生圈。（作者系国际碳交易协会的顾问、ICE大中华区前总经理）。无现货不市场的说法，已经得到人们的认可。特别需要强调的是，千万不能把电力衍生品看做可以实现一夜暴富的工具，电力期货交易不是为了通过炒电发财，目的只有一个，就是帮助电力企业管理价格风险，不让电力用户受到价格涨跌的冲击，和炒股等投机行为没有任何关系。

布局有道目前，国内电力金融基础设施和市场体系刚刚起步，将来企业如果期待通过期货市场套期保值、发现价格，需从完善现货市场、提升风险管理能力、电力交易所间公平竞争等三方面着手，布局电力期货市场建设。新电改对于电力期货市场建设也处于欲说还休的状态

然而，从2011年开始，我国弃风弃光问题凸显。国家能源局数据显示，2015年全国弃风率达到15%，是2011年发生大规模弃风以来最严重的一年。

此外，有些地方政府还要求风电企业拿出发电收入，补偿当地火电企业。还应该从体制机制上做文章。目前已采取的措施，如加大火电机组灵活性改造，提高火电调峰能力，以及加强网架建设，扩大可再生能源跨省跨区输送，是这两个方法的具体体现。二是改革重点在售电侧。在市场环境下，如何科学合理地制定辅助服务计划，完善辅助服务电价补贴机制，降低辅助服务成本，调动和提高发电企业参与辅助服务的积极性，是下一步电改需要重点解决的问题。但是，仅有这些物理方法还远远不够。

电力系统灵活性不足从2006年1月1日《可再生能源法》实施以来，我国可再生能源发展迅猛。9号文明确提出了建立电力辅助服务交易机制。

2016年第一季度全国弃风率升至26%，弃光限电约为19亿千瓦时，甘肃和新疆的弃光率分别高达39%和52%，明显高于2015年年底的31%和26%。二是加大可再生能源消纳区域。

电改9号文将解决可再生能源保障性收购、确保可再生能源发电无歧视无障碍上网作为当前电力体制改革的重要任务。风电、光伏发电企业甚至要报零电价才可获得上网电量。

应该通过电力辅助服务交易机制，通过价格信号，使为系统提供灵活性服务（辅助服务）的市场主体得到合理的利益补偿，从而具有提供灵活性服务的动力和方法，增强灵活性电源的供给能力。提高电力系统灵活性的主要方法：一是增强灵活性电源的供给能力。自2015年3月9号文公布以来，很多配套文件陆续出台，电改呈加速之势。辅助服务调用不均衡，有损被集中调用机组的利益和健康状况，也造成不公平的市场竞争。

新一轮电改，给人留下三个深刻印象，一是改革速度快。十二五期间，我国建成了4个千万千瓦级风电基地，建成了3个超过500万千瓦光伏基地。

用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务。因此，电力辅助服务市场建设是本轮电改需要解决的一个重要问题。

本轮电改在方式上，呈现出自下而上的特点，通过地方层面的改革推动国家层面的改革。辅助服务市场滞后目前，电力辅助服务市场的突出矛盾主要集中在辅助服务补偿费用过低，提供辅助服务的电厂的成本很难得到合理补偿。

电力辅助服务市场建设是构建符合国情的、统一开放的电力市场体系的重要组成部分，辅助服务市场滞后状况必然影响电力交易市场的推进。截至2015年年底，风电和光伏发电装机规模均居世界第一。（作者系华北电力大学经济与管理学院教授、低碳经济与贸易研究所所长、亚洲开发银行能源政策顾问）。造成可再生能源并网消纳难的一个重要原因，是我国电力系统的灵活性不足。

其配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》中，着重强调：要按照谁受益、谁承担的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易。在上网电量完全无法保证的情况下，可再生能源的上网电价也被变相降低，以致出现了量价齐跌的现象。

此外，由于跨省区输入电能基本不承担相应的辅助服务义务，部分可再生能源规模较大、负荷体量较小的省份，火电机组辅助服务任务重。目前辅助服务的补偿机制，还无法兼顾不同电厂提供辅助服务的成本差异，无法区别辅助服务质量的差异，无法有效激励并网电厂提供辅助服务的积极性。

截至2016年9月，国家电网调度范围内的风电和太阳能光伏发电装机已突破两亿千瓦，国家电网调度的27个省份中，14个省份新能源已经成为第二大电源。目前，改革的推进更多体现在降低电力成本和售电侧放开等短期目标上，而可再生能源消纳和电力辅助市场建设等长期目标，还有所欠缺，需要下一步重点关注。

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