无论在传统的计划管理还是在新的电力市场体制下，电力电量平衡问题都属于电力系统规划、运行的核心问题。我国电力市场改革路径基本是从中长期电量交易开始的，在这种交易模式中，由于合同电量与物理执行电量总有一定的偏差，需要妥善处理电量（即能量，energy）平衡问题。电能难以大规模存储，由于电力系统安全稳定运行的物理要求，电力（即功率，power）必须实时平衡。

国家发改委、国家能源局2016年12月29日印发的《电力中长期交易基本规则（暂行）》（以下简称“基本规则”）的第八章与第九章分别对合同电量偏差处理与辅助服务问题进行了原则性规定，属于过渡性的电力电量平衡机制，但电力电量平衡问题的最终解决之道还是要靠现货市场的建立。

从电力中长期交易向现货交易过渡的路线图

此前笔者指出，由于翻译的问题，电力现货市场（electricityspotmarket）实际上是一个有争议的概念。本文的现货市场特指日前、日内、实时的实物（电能）交易市场。

结合“基本规则”，本文提出从电力中长期交易到现货交易的时序路线规划，如图1所示，供市场设计者、运营者、监管者及市场主体参考。图中时间节点只是大致估算，最终取决于各地市场建设的实际进展。

各阶段电力市场的特点如下：

1.第一年：初步建立年度双边协商与月度集中竞价市场

市场主体：各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户。

特点：开展年度长协交易和月度集中竞价交易，对合同偏差电量进行事后结算和考核。

用户侧电价：两部制电价和单一制电价的大用户，其电量电价均由市场决定，执行峰谷电价的大用户交易价差不随峰谷电价浮动。通过售电公司购电的用户电价机制类似，剩余的用户采用目录电价。

2.第二、三年：完善月度集中竞价市场建设，初步建立平衡机制

市场主体：各类发电企业、售电企业公司、电网企业、电力用户和独立辅助服务提供者。

特点：继续开展年度长协交易，完善月度集中竞价交易，开展合同电量转让交易。建立初步的电力电量平衡机制：在电量平衡机制中，按机组煤耗或预挂牌报价调度，并包括事后的偏差电量考核与结算；电力平衡机制主要探索调峰服务市场化的途径。

用户侧电价：如上年。

3.第三、四年：完善月度集中竞价市场与平衡机制建设，初步建立日前现货市场

市场主体：各类发电企业、售电企业公司、电网企业、电力用户和独立辅助服务提供者。

特点：月度竞价市场采用峰谷平3个电量段进行竞价。日前交易采用峰谷平3时段分时竞价，如下：

日前市场的交易区间是次日的24小时，将交易日分为峰谷平3个竞价时段（与分时电表的时段设置一致，各地可能有所不同），如表1所示，通过集中竞价得到次日的峰谷平3时段电价。

用户侧电价：参与月度与日前市场的用户采用峰谷平3段电价，其余用户价格如上年。

4.第五年及以后：完善月度交易与日前现货市场建设，建立实时市场与辅助服务市场

市场主体：各类发电企业、售电企业公司、电网企业、电力用户和独立辅助服务提供者。

特点：基于笔者此前介绍过的分段竞价理论精细化月度集中竞价交易，日前现货市场采用24时段进行竞价，建立15分钟实时市场。

日前现货市场电价更新周期可以达到1h（小时）或者更短，可以精确反映每日供需情况随时间的变化并形成电价信号。国外的实时市场可以5~15m（分钟）一个调度基点，在市场初期15m一个调度基点应能满足要求。

在辅助服务市场中，电力调度机构接收发电企业或用户的辅助服务报价，根据系统运行情况调整发电机组或负荷功率，从而维持系统的电力平衡和安全稳定运行。初期辅助服务市场主要包括调频和备用。