电力改革或将重启，输配电分离是核心：据媒体获悉，一份题为《深化电力体制改革若干意见》的新电改方案第一稿已起草完成，本次电改涉及的核心内容包括两项：一是将输配电分开正式列入改革盘子;二是确立电网企业新的盈利模式，以政府核定的输配电价收取电网费。
我们分别对欧盟和美国的电力改革历程与经验做了回顾与总结，以此对中国未来的深化电改予以参考和展望。
从欧盟内部改革比较成功的英国、法国和北欧来看，虽然他们在电力公司组织结构、区域市场联合上有区别，但都做到了发电、输电、配电业务相分离，发电侧上网、输配电和售电侧的不同竞争主体之间的相互竞争。
从美国经验来看，美国并没有建立全国统一的电网结构和电力系统，而是各州自由搭建区域电力市场;联邦仅仅负责制定统一的监管法规，作出竞争性的强制要求，各州在遵循市场化原则组建电力市场。
从国外改革经验看，其共同点是在发电侧上网、输配电和面对售电侧都实现了竞争，通过双边市场、金融市场、OTC市场等形式来交易中长期电量，通过现货市场/日前市场等形式来交易现货电量，通过平衡市场/实时市场来调节实时运行中的电量平衡。
欧盟：制定各成员国电力市场化改革的方向和原则
欧盟电力市场化改革始于1990年，二十多个成员国的经济技术水平不同，有的甚至还差异比较大，但各国最终在电力领域基本统一步调，共同推进了市场化改革并取得成效。
欧洲电力市场进行时间表
欧盟推进电力市场化的目的是要消除各成员国间的壁垒，建立跨国电力企业和实现跨国电力供应，建立欧盟电力市场，确立欧盟范围内统一的竞争氛围。
从开始改革至今，除爱沙尼亚、希腊和葡萄牙等少数国家出于特殊原因得到宽限外，其他成员国已经根据欧盟指令，对所有终端用户开放了购电选择权，各成员国国内和跨国的电力交易与投资活跃，各国电力初步实现了优势互补。
竞争使电力企业效率不断提高，1997-2006年间，在一次能源价格全面大幅上涨(煤炭、天然气、原油价格涨幅分别达到19%、45%和158%)、电力企业大量采用成本较高的可再生能源和加大环保投入的环境下，2006年电力终端售价与1997年水平持平。
欧盟并未直接干涉成员国的改革决策与方案，而是通过制定一系列行业法规和通用竞争规则，来推动电力市场化改革不断深入;这些指令、规则构成了欧盟电力改革的法规体系，成为欧盟指导和规范各成员国电力市场化改革的依据。
关于发电侧市场化改革的原则：发电设施建设与运营
各成员国政府根据客观、透明和非歧视标准，对新建发电设施进行审批;审批内容涉及生产技术安全、保护公众健康与安全、环境保护、土地规划与利用、能源效率、一次能源的性质、申请人的性质(如技术、经济和融资能力)以及公共服务义务等方面。
加速指令规定了新增发电设施的招标程序;招标文件至少在投标截止日前六个月于欧盟官方期刊上公布，使各国相关企业都能获得招标相关信息，并有足够时间投标;公布内容包括合同格式的说明、投标人应遵守的程序、决定中标方的标准;招标组织、监督和管理工作由各国相关独立部门负责。
发电设施接入电网
发电企业享有和用户同样的入网、用网权利。相应地，输电系统运营机构(TSOs)负责其服务区域内发电设施的调度，并和其他系统共同决定互联设施的使用。
在对执行电力交易合同没有影响的前提下，发电企业依据成员国公布和批准的客观、非歧视的标准，接入电网，接受电力调度和使用电网互联设施。
各成员国可要求TSOs优先调度可再生能源或垃圾发电及热电联产电量;为保证供电安全，成员国还可要求TSOs优先考虑利用本地一次能源燃料的发电设施，并规定一定的数量限制条件。
促进可再生能源或热电联产发电上网
根据2001年颁布的有关促进可再生能源发电的2001/77/EC指令，成员国必须采取适当的步骤，鼓励扩大对可再生能源的利用;该指令规定成员国有义务在2003年10月27日前建立相的制度(又称“绿色准入制度”)，以确保利用可再生能源发电的工作能顺利起步。
各成员国的TSOs和DSOs(配电系统运营机构)必须保证输送绿色电力，并有义务为此优先提供输电通道;2006年颁布实施2004/8指令，建立了类似热电联产的有关制度。
关于输配电环节市场化改革的原则：
欧盟加速指令规定每个成员国至少应指定一个TSO，负责输电系统的运行、维护和发展以及根据需要进行各输电系统间的互联;TSO可以属于垂直一体化的电力企业集团，但必须在法律形式、组织和决策方面独立于集团中从事发电、配电或售电业务的其他部分。
为确保TSO独立，加速指令规定：垂直一体化电力企业可以拥有输电系统的产权，也允许存在输电、配电系统联营机构，但必须为输电、配电业务设立单独账户;在确保TSO拥有运行、维护和发展输电网所必需的资产决策权的前提下，集团公司可保留对TSO必要的财务监督权;此外TSO不得将其从事业务相关的敏感商业信息向任何第三方(包括其所属企业集团中的其他部分)透露。
输电网建设与运营资格
只有被某个成员国或电网所有者指定为TSO的企业，才能在欧盟范围内运营输电网，各成员国有权根据经济和效率因素确定TSO运营期限等约束条件。
输电网接入与输电价格
各国监管机构对上网条件、过网费和系统服务等实行事前监管，对线路阻塞管理、互联、新电厂入网、避免交叉补贴等实行事后监管。
欧盟颁布的电力指令其一项基本原则是必须实现输电系统的公平无歧视开放，而加速指令进一步规定所有成员国都必须强制性要求电网按公开价格接受合格用户和发电设施，保障他们使用电网的公平权利。
输电系统入网条件必须客观、透明和非歧视性，TSO应执行合格用户(包括配电企业)和其选择的售电企业间签订的售电协议;TSO因输电容量不足拒绝用户或发电设施接入输电系统的要求时，必须有正当理由，若必要，TSO应提供为加强电网而必须采取措施的相关信息。
原则上，所有发电和售电企业都有权通过直供线路(不属于输电网一部分的电缆)，为其自己的建筑、子公司以及合格用户提供电力;直供线路的建设需要履行基于客观和非歧视标准的批准程序。
根据加速指令，输电价格或输导价格核算办法应该由各成员国有关监管机构批准;在批准输电价格的过程中，监管机构应确保该价格是客观、透明和非歧视性的。
英国：效率优先指导下，彻底的电力市场化改革
英国电力市场化改革始于1989年，改革前其也是垂直垄断式电力体系，经过十余年的改革，成为欧洲电力市场化改革最成功、最彻底的国家，形成成熟的电力生产、交易市场与管理体系。
改革前，英国电力体系缺乏活力，没有竞争，政府干预太多，企业效率和劳动生产率不高。
英国电力体系演变进程
改革后，英国电力体系实现了最大可能减少政府干预，引入竞争，搞活电力市场，建立监督机制，提高经济效益，减轻用户负担的目标。
英国电力改革先后经历了Power Pool(电力库)和Neta(双边交易)两个阶段，最终形成以现在Neta为核心的电力生产交易监管体系。
Power Pool(电力库)是一个由国家电网经营的市场交易场所，发电商卖电给电力库，供电商从电力库买电，所有电厂都加入电力库，形成全国统一的电力交易市场。
组织结构上，原中央电力生产局的电力生产资产划拨为国家电力公司、电力生产公司和核电公司;原中央电力生产局的电力输送资产转给新组建的国家电网公司，地区电力局改组为地区电力公司，它们共同拥有国家电力网公司;这样实现了电力输送与电力生产的垂直分离，以及与电力分销的垂直一体化。
为协调电力生产与输送设计了大批量电力交易的“批发市场”，即Power Pool;Pool由电力库执行委员会(Pool Executive Committee)管理，人员由发电、供电、电力用户等多方人士构成;其日常管理工作由电网公司负责，电网公司不是电力库成员，仅代表电力库工作。
每天上午10点前，各发电商向电力库报出第二天所有机组可调出力、开停次数和电价(包括冷备用价格、热备用价格和发电价格);电力库根据对第二天全网负荷的预测，由低到高对所有机组价格排序，确定每台机组第二天发电出力与运行时间，纳入负荷曲线;取同一时间段内满足负荷需求时刻的最后发电厂的报价作为电力库收购价格，即系统边际电价(SMP)。
所有发电公司所发电量数据全部进入电力库，发电机组的发电出力与发电时间，通过电力市场由价格决定。
发电公司以购电电价PPP(Pool base Price)向电力库供电，地区供应公司、电力零售供应者等以卖电电价PSP(Pool Selling Price)从电力库购电。
为减少环境污染和充分利用可再生能源，1989年英国政府颁布“新电力法”授予能源大臣可以要求电力公司保证使用一定数量的非矿物燃料作为发电原料的权力;地区电力公司所承担的这种义务被称为“非矿物燃料义务”。
这种可更新的非矿物原料主要包括风力、太阳能、沼气、工农业和城市垃圾、海潮、地热等资源。
英国能源大臣分别在1990年、1991年、1994年和1997年颁布了四个有关利用非矿物燃料电力的命令。
尽管重构了电力体系，但由于电力产业技术特征、供求特点及信息不对称，电力生产、输送、配送、供给等环节依然存在不同程度的垄断，特别是改革初期;为促进市场竞争，OFFER主要做了以下工作。
电力生产领域：尽管OFFER不实行价格限制，但它可以通过将某些怀疑有垄断行为的公司向MMC(垄断和兼并委员会)提出调查请求方式，对寡头垄断实施干预;此外在发电公司与配送公司兼并重组问题上，OFFER坚定维护电力市场竞争的立场。
电力供应领域：OFFER规定14个公共电力供应企业应执行两种基本职能，一是每个企业在本地区内应高效、经济地操作和维护电力分销网络，使其他供应企业能有效运用其电力分销网络;二是每个企业按照其经营许可规定，有权向最终电力消费者提供电力。
电力供应领域：OFFER积极推进用户对电力供应企业自由选择进程，各供电公司虽有法定供电区，但不拥有供电区内所有用户，国家电网和各地区配电公司拥有的电网对任何电力公司开放，使用者仅缴纳过网费;任何发电公司与供电公司可以和全国任何用户签订不同范围的双边合同，对于发电商保证价格，但不保证发电量(发电量必须经过电力库提供给用户)，对于供货商存在价格风险(电力库价格一直在变化)。
电力输配领域：电力输送、配送具有自然垄断的特点，在这些领域，OFFER通过价格管制，同时对输送、配送电力企业产权实施较严格的界定;价格管制每五年更正一次。
Power Pool模式下的竞争(实线为电力流、虚线为现金流)
电力库模式有其不足，随着发电方式的变化，出现了有发电公司报高价、有发电公司零报价的现象，供电价格依然非常高。
电力库模式实际上是一个卖方市场，系统边际价格取决于发电商报价，电力需求方很少参与报价，系统负荷曲线有国家电网公司提前一天预测，且负荷预测与市场交易电价毫无关系，发布交易电价后也不对负荷作相应调整;这造成部分发电商对报价具有很大影响力。
1995-1996年度Pool价格的78%由National Power和PowerGen两家决定，因为它们所辖火电厂多，效率低、成本高，为确保自己收益，总是报价很高。
随着北海油气田的开发，燃气机组逐渐增加，供气商一般与燃气机组发电商签有照付不议合同，而发电商再与大用户或配电商签有照付不议合同以规避价格风险，但由于发电量由电力库决定，为确保发电量，燃气机组发电商采取报零电价策略。
2000年，OFGEM(燃气与电力市场监管办公室)开始了NETA计划，其核心是使90%以上的电力通过电力生产商与销售商以远期双边合同的形式交易，少量电力通过集中清算机制交易;NETA帮助国家电力公司(NGC)协调电力供给以满足需求，此外还负责出清盈亏电力。
为适应燃气机组占比加大的发电环境，1999年，OFGEM由原独立的OFGAS(燃气管制办公室)和OFFER合并组成，统一对燃气与电力进行管理。
NETA方案取得巨大成功，仅一年时间，电力批发价下降40%，工商业用户的电费大幅下降，家庭用户的电费有所降低;电力远期交易市场的流动性增加了150%;98%以上的电力实现了自由交易，只有2%的电力进入平衡系统交易。
NETA的基本原理是电力交易主要通过交易商之间的双边合同实现，这些双边合同由交易商通过自由谈判签订，出现的不平衡电量通过平衡机制解决。
NETA中主要交易方式包括：
1) 远期合约与期货市场(Forward&Futures Market)，允许提前几年交易。
2) 短期现货交易(Power Exchange)，用于微调在远期合约市场和期货市场中所签合同的合同电量。
3) 平衡机制，实现电力电量的实时平衡。
新电力市场由三个环节构成：合同市场、平衡机制与不平衡结算;合同市场与平衡机制分界点是关闸时间(Gate Closure)，电力交易中心的交易活动到关闸时间停止，关闸时间后，国家电网公司作为系统调度员通过平衡机制以及合同购买的手段进行系统控制，以确保发电量与负荷量间的平衡。
目前英国有三个电力交易中心：英国电力交易中心(UKPX)，英国自动电力交易中心(UKAPX)和国际石油交易中心(IPE)。
NETA实现了对电力库的改进，促进了电力体系的竞争，提高了效率，降低了电价。
定价方式：电力需求者加入市场定价，发电商、零售商和用户可以选择他们认为合适的方式进行交易，买卖双方可一对一制定双边合同，并自行决定合同价格与时间。
交易方式：双边合同成为主要的交易模式，年月日的期货交易均是双边合同;短期现货交易在平衡市场进行，平衡市场用于调整额外的供求发电变化，平衡市场中竞标价不等于边际价。
供应方式：1999年，完全放开电力供应市场，所有消费者可以自由选择供电商;OFGEM所做的只是提供价格比较信息，保证用户自由选择电力供给商的渠道畅通。
管制垄断：电网垄断的公司包括NGC及两家苏格兰电力配送公司;OFGEM对NGC的输送业务实行价格控制(PRIX)，收费每年以真实价格1.5%回调直至2006年。
NETA模式下竞争(实线为双边合同交易、虚线为平衡市场现金流)
法国：欧盟立法推动下的法电公司拆分
自1946年法国国有化浪潮后，法国电力体系中一直由法国电力公司(EDF)占据垄断地位，但在欧盟立法推动电力市场化改革后，法国于2000年开始颁布新的法律或修改法律对电力市场进行改革。
法国电力体系改革步骤
法国电力市场改革的突出特点是，政府没有分拆纵向一体化经营的法国电力公司，而是通过法国电力公司内部业务的适当分离和监管部门的合理监管来实现欧盟对市场竞争性的要求。
2000年，法国电力公司将旗下发电与输电资产、人力资源和组织机构分离，成立两个独立公司，财务独立核算。
1) 发电侧：对法电原发电资产进行股份制改造，成为国家控股的发电股份有限公司(EDF)，并将其30%资产上市交易。
2) 电网侧：法电原输电资产组建电网公司(RTE)，负责电网运营与调度;RTE将原直接管理的抽水蓄能电站移交发电商，不再直接管理电厂，仅负责管理63KV及以上电压等级的输电网资产并负责运行调度，财务上与发电资产独立核算。
发电商与最终用户可自由建立买卖合同关系，也可以通过期货、分包商建立交易关系，最终用户包括区域用户、配电机构和个人;DSO、TSO也可作为分包商与用户签订购售电合同。
合同中不包括电力损耗，损耗由RTE通过招标形式购买，包括调峰，年终统计损耗成本，并计入下一年度入网费用，由发电商与消费者共同承担。
RTE运营管理费用全部计入入网费，并规定合理的投资回报与效益指标(投资收益率6.5%，每年降低运营费用3%);入网费用由政府统一测算定价，不考虑距离因素，每年确定一次，每季度作一次调整。
发电企业日生产计划提前报给RTE，由RTE统一协调和制定运营计划，并下达到每个电厂执行。
北欧：区域电力市场的典范
北欧电力市场覆盖区域包括挪威、瑞典、丹麦和芬兰，其发展建设历时近十年，最终形成今日这个成熟、完备的跨国电力市场。
北欧电力市场建设进程
北欧电力市场交易体系与英国的NETA方案类似，由电力批发市场(Wholesale Market)与零售市场(Retail Market)相结合构建成，市场竞争性得到充分的体现。
批发市场由OTC市场、双边交易市场、金融市场、现货市场、平衡市场和实时市场组成;由电力交易中心提供透明的现货交易价格、通过金融市场远期合约与期货交易提供预测价格。
1) OTC与双边市场：市场主体既可以在交易中心进行标准电力合同的交易，也可以在双边市场进行个性化电力合同的交易。
2) 电力金融市场：可进行远期、期货、期权和差价合约的交易，交易成员可通过金融合约交易来套利或规避风险;合约以24小时、周、月、季度或年为单位。
3) 现货市场：由北欧电力现货交易中心(Nord Pool Spot ASA)运营，为日前市场，负责短期电力物理合同交易;由市场主体双向报价，售电报价曲线和购电报价曲线交点为市场系统电价，若各区域间没有联络线阻塞，则该价格为北欧现货市场结算价，否则形成分区电价，并作为各区域实际现货结算价;每个交易日按小时分为24个竞价时段。
4) 平衡市场：现货市场每天12点关闭至第二天实时调度之间的时间段，市场主体可在实际调度1小时前在平衡市场交易，以进一步调整发用电平衡需求;以小时电力合同为基本调节单位;市场参与者通过电子系统或电话系统提交竞标，市场操作者对竞标进行优先排序，告知中标者中标并自动将交易转至清算中心清算。
5) 实时市场：北欧各国TSO负责运营实时电力市场，来平衡实时运行中出现的系统不平衡，同时为市场主体的不平衡电量提供结算。
零售市场目前已对全部用户开放;一般工商业、服务业等大用户会通过批发市场与发电商或零售商签约，而小用户，如居民，则主要是在零售市场中选择零售商与合同类型签约;终端用户被限制在国家内部交易，但在本国内有选择配电零售商和不同类型电力合同(固定价格合同、可变价格合同、开放式价格合同等)的自由。
北欧的电力输配网络由国家电网、区域电网和地方配电网组成，电网收费接受政府管制。
国家电网由220KV和400KV输电线路组成，区域电网连接国家电网，电压等级一般为70-130KV，用来将电输送至大用户或地方配电网，地方配电网连接区域电网，将电传输至终端用户。
电网费用收取是为了弥补网络建设和维护的成本，电网成本与费用公开、透明，并接受公众监督。
挪威和丹麦对电网费用进行管制，政府预先设定电网公司收益率，确定收入上限，保证电网的高效运行和对用户的合理收费;瑞典和芬兰对电网公司实行事后管制。
他山之石，可以攻玉：美国电力改革经验 联邦搭台，各州唱戏
美国电力市场化改革从那些零售价格较高或批发与零售价格差异较大的州开始，以一系列法案的颁布和实施为标志进行的;美国联邦能源管制委员会(FERC)负责制定改革的原则与法案，由各州根据自己情况具体实施。
美国电力改革历程
JM电力市场
PJM电力市场指宾夕法尼亚-新泽西-马里兰(Pennsylvania-New Jersey-Maryland)联合电力市场;它拥有一个独立的系统运营机构，管理着整个区域内的电力批发市场，并控制输电系统。
PJM电力市场分为：
日前市场：市场成员每天8:00-12:00间向PJM提交第二天投标计划，PJM在每天12:00-14:00间结合系统信息对投标计划评估，选择最有效、最经济的运行方式，在每天14:00-16:00间向成员通报评估结果;在16:00至次日8:00间，PJM拥有根据系统情况作一定调整的权力。
期货市场：分长、中、短期，一年及以上为长期、一个月至一年内为中期、一天至一个月内为短期;期货交易按实时节点边际电价结算，中长期期权可转让。
实时市场：为解决系统突发事故、网络阻塞、结算困难等设立，市场出清价每5分钟计算一次。
零售市场：目前只对宾夕法尼亚州的用户开放了零售市场。
PJM模式下的收费与结算：
输电网络所有权仍然属于各家输电公司，但输电经营权移交给PJM，输电网所有者作为市场成员参与到PJM中;输电服务管理采用协议的形式，输电价格采用一部制容量电价。
定价机制上，PJM采用节点边际价格(LMP)，发电方和负荷方分别以其节点处的LMP支付;阻塞成本由符合需求方按照其与发电方间LMP的差值支付;PJM的结算按照日前市场和实时平衡市场分开结算。
PJM通过紧急负荷响应计划与经济负荷响应计划来调节负荷;紧急负荷响应指参与者通过参与该计划，可以在紧急时间中自愿减少负荷并得到补偿;经济负荷响应是刺激终端用户或配电商减少在LMP很高时的电能消费并给予补偿。
纽约电力市场
纽约电力市场中，发电侧和部分售电侧开放;输电系统由多家独立的输电公司拥有，其运营受到政府严格监管;成立纽约独立系统运行机构(NY-ISO)来负责市场运行与系统运行职能。
发电侧：市场由日前市场、小时前市场和实时市场组成。
1) 日前市场基本任务为满足有功购买投标，制定足够的容量来满足负荷预测，将双边合约付诸实施并提供足够辅助服务。
2) 小时前市场考虑了日前市场未满足的网际交易，在每个运行小时前75分钟计算双边交易合同，结果在小时前45分钟贴出。
3) 实时市场是在可能的有功、输电、运行备用和AGC范围内，找到具有最低综合成本的调度方案来满足负荷和网际交换;每5分钟运行一次，每次设定每台发电机的运行基点和每个节点的实时电价。
结算电价：发电侧电价采用节点电价计算，负荷侧结算采用分区电价(Zonal Prices)，即各区域内所有节点电价对节点负荷大小的加权平均值。
容量市场：设立容量市场是为了保证电力在今后一段时间的充裕性，先由纽约州可靠性委员会(NYSRC)制定总装机容量备用裕度(IRM)，纽约独立系统运行机构再根据IRM计算最小装机容量要求，最后通过竞价拍卖方式满足容量指标需求;竞价拍卖市场分期度市场(报持续6个月的价格和容量值)、月度市场(月前15日之前报容量期剩余月份容量和价格)以及现货市场(月前2日之前进行，报下个月容量与价格)。
德克萨斯州电力市场
得州电力市场是美国五大电力市场之一，由得州电力管理委员会(ERCOT)管理，是美国最早放开零售侧竞争的电力市场。
得州电力市场结构：
批发市场中，发电商、零售商和电力中介商既可以通过双边合同买卖电，也可以通过实时市场进行实时交易;实时市场交易的电量有ERCOT按照市场价格为参与者结算。
零售市场中，电力用户可以随时自由选择更换零售电力供应商，电力公司或电力零售商也可以向不属于自己领域的电力用户售电;零售商提供电力可以来自本区域发电机组，也可以向其他发电商购买;电力传输服务则由管制下的输配电公司提供。
输电系统和所有的输电公司与配电公司被严格管制，得州公共事业管理委员会负责审批其新建项目，输配电价格根据成本加成利润的原则制定;输配电公司拥有输配电线路，负责线路修建维护等工作，不参与电力买卖。
ERCOT为非营利的独立系统调度与控制中心，负责整个系统和市场的运行，其与所有市场参与者签署市场协议收取管理费用以维持自身正常开支。
批发市场：
得州批发市场报价采取分区电价制，报价单元可由多个机组或负荷组合而成;目前系统中有五个阻塞区域，南区、北区、休斯敦区、西区和东北区，区与区之间设有传输界面约束，市场参与者可购买金融输电权降低阻塞费用。
批发市场运行分为日前阶段(运行前一日的0:00-18:00)、调整阶段(运行前一日的18:00到运行日某个运行时段的前1小时)、实时运行阶段(按15分钟计，每15分钟为一个运行时段)和实时前阶段(实时运行阶段14分钟前开放，为该时段购买平衡电量)。
零售市场：
零售商与用户签订合同，定期发收账单，ERCOT对所有电力用户数据进行集中管理，但不直接涉及用户账单支付环节。
政府不指定电力零售价格，但要求每个用户都必须有指定的“最后供应商”，由该最后供应商向其服务区域内顾客提供标准的基本电力服务，这些服务价格固定。
每个电力用户都有一个登记号，要转换零售商时，通知新零售商，新零售商再通知ERCOT，ERCOT再通知配电商并将用户电度表数据交给新零售商，同时向用户确认其转换请求。
加州电力市场
加州电力市场以电力交易中心(PX)和独立系统运营机构(ISO)这两个非营利性组织为核心，于1998年全面展开。
加州ISO负责输电系统的运行并保证加州电力系统的可靠，原有三大电力公司依然拥有输配电网所有权，并负责日常检修维护等操作，ISO不直接对输电设备进行操作，但协调输电公司运行。
PX提供电能批发交易平台，电力公司必须向PX购买以及出售电量，其他市场参与者可自愿选择参加PX电量交易;现货市场由ISO运行，发电商、中间商和零售商通过计划协调公司(SC)向ISO提交自己的电量计划、辅助服务计划和报价;ISO只接受来自SC与PX的计划和报价，也只与他们结算。
现货市场运行分为日前阶段、小时前阶段和实时阶段。
加州电力市场初始设立时，虽对用户放开了零售商的选择权，但却控制了公共电力公司零售电价的上限，结果在基础原料价格上升和发电机组容量不足的环境下，电力公司被迫以远高于零售价的价格购买电力，最终入不敷出导致加州电力危机的出现。
加州电力危机后，ISO提交了市场全面设计计划，重新构建了由双边合同交易、金融输电权市场、日前综合期货市场(节点电价机制)，余量机组组合市场(日前综合期货市场关闭后开放)和实时市场(节点电价机制)。
新英格兰电力市场
新英格兰电力市场包括缅因州、佛蒙特州、马萨诸塞州、罗德岛州、新罕布什尔州和康涅狄格州，由新英格兰电力联营体(NEPOOL)负责，其发展经历了两个阶段。
第一阶段(1999-2003)：市场结构采取全网统一出清的电价体系，并设有完整复杂的辅助服务市场和容量市场，实现了厂网分离。
第二阶段(2003-至今)：采用节点电价体系，建立了固定输电权市场，并改进了AGC和容量市场。
第一阶段运作模式类似于英国的Power Pool模式，基于统一出清价格的原理来调度电力资源，其步骤如下：
对有功报价进行排序，价格相对较低者中标。
考虑AGC，根据AGC报价顺序选择价格低者。
解出AGC容量，确定最终电量出清价格。
新英格兰电力市场的标准市场于2001年启动，2003年正式启用，目前仍在不断完善中。
市场包括有功市场、AGC市场、备用市场和金融输电权市场;其中有功市场由日前市场和实时市场组成。
电价采用节点边际价格结算，即在某时点前对该时点负荷进行预测，然后根据预测结果对该时点系统电量出清价进行计算，该价格为事前节点价格;该时点后，根据当时的系统状态、各机组实际出力情况计算事后电价;在实时市场中以5分钟为计算单位。
金融输电权市场分为短期市场和长期市场，从短期市场购得的FTR有效期为1个月，长期市场购得的FTR有效期为1年，两个市场FTR都分为高峰期输电权与低谷期输电权。
他山之石，可以攻玉：国外经验总结与对中国的启示
国外经验总结
各国电力改革都是基于两大目标：发展目标与效率目标。
发展目标：包括电力供需的平衡性、投资的充分性、能源安全性(燃料多样性)和清洁发展。
效率目标：投资效率、发电侧资源配置效率和供电侧电能配置效率。
对于我国来说，目前重要的问题是如何通过电力市场化改革来提高发电侧与供电侧的效率，从而在保证行业持续发展前提下既可以消化上游原材料成本涨价的压力，也可以及时反应下游需求侧的波动及收入压力。
要想实现我国电力改革的目标，建立一个高效、完整的电力市场体系，需要解决以下问题：
交易方式：市场参与各方如何通过市场交易?
交易量的平衡：由于电力行业安全性要求，市场化下，如何实现发电侧与需求侧的平衡?
交易价格：参与各方间交易的价格如何制定?
总结欧盟和美国的电力改革经验，对于上述三个问题，他们有不同的解决方案，但原则是一致的，都是朝着放开管制、增加市场竞争的方向。
发电侧交易方式：发电侧都实行完全竞争，竞争在批发市场落实;交易主体视售电侧开放与否，可以是发电商与供电商或电力中介商(售电侧不开放)，也可以是发电商和所有电力用户(终端用户、零售商、供电商)。
1) 一般由双边市场、金融市场、OTC市场等形式来交易中长期电量;
2) 一般由现货市场/日前市场等形式来交易运行前一日的现货电量。
3) 一般由平衡市场/实时市场等形式来调节实时运行中的电量平衡。
4) 一般由备用市场保证系统发电容量。
售电侧交易方式：部分国家和地区售电侧实行完全竞争，但部分国家和地区对零售商向终端用户售电这块未放开管制;实行竞争的地区，电力用户可以随时自由选择更换零售电力供应商，电力公司或电力零售商也可以向不属于自己领域的电力用户售电;零售商提供电力可以来自本区域发电机组，也可以向其他发电商购买。
交易量平衡：在日前市场/现货市场中，由发电商提前向交易所/ISO提交详细的发电计划，交易所/ISO根据负荷情况，确定各机组的出力与时间，在实时交易中，不平衡部分由平衡市场/实时市场提供;对需求侧采取负荷管理，
输配电网：输配电网由于其自然垄断特性，一般不参与市场交易，在政府或ISO监管下，提供电力传输服务，电网对市场所有参与主体放开，收取入网费/过网费。
发电侧交易价格：
1) 现货市场发电侧交易价格的确定一般采用系统边际价格(SMP)或节点电价(LMP)的形式，即由交易所/ISO根据对全网负荷的预测，由低到高对所有机组价格排序，确定每台机组发电出力与运行时间，纳入负荷曲线;取同一时间段内满足负荷需求时刻的最后发电厂的报价。
2) 对于电力市场覆盖区域较大的情形，会采用区域电价，即选定各区域的中心，计算该区域的SMP或LMP。
3) 中长期双边交易市场和期货市场，价格由买卖双方自由商定。
输配电网价格：入网费/过网费的收取一般在独立监管机构监管下制定，每隔一段时间修改一次;常用的几种收费模式有：
1) 投资回报率模式：政府监管机构不直接制定入网费，而是通过制定企业回报率来限制价格构成中的利润大小，从而实现对输配电价格的间接控制，如美国;其计算模型为R=RB×r+D+O+T。(R为输配电商年度收入，RB投资回报率基数，r为投资回报率，D为年度折旧，O为年度运行维护费，T为年度税费)
2) 绩效管制模式：限定一个一定时期内相对固定的各个输配电企业不能超过的平均收入水平，在此基础上输配电商可自由制定价格，监管机构按照通胀率、预期的技术进步率和输配电网投资需求定期调整收入上限，如英国;其计算模型为Mt+1=Mt×(1+Rt-X)+Z。(Mt+1为管制时段t+1内输配电商收入水平，Rt为零售物价指数，X为时段内监管者强制要求输配电商满足的最小生产效率增长水平，Z为影响的外部因素)
3) 标尺竞争模式：将被管制输配电商的绩效与其他输配电商绩效进行比较，促使原本各自独立垄断经营的企业进行竞争，如智利、巴西等;其计算模型为Pi,t=βiCi,t+(1-βi)(fjCj,t)。(m为被管制输配电商数目，βi为被管制输配电商i的成本Ci,t在其管制价格中所占比重，Cj,t为同类型输配电商成本，fj为同类型输配电商j的成本所占比重)
售电侧交易价格：对于放开售电侧竞争的市场，价格由终端用户和零售商协议商定，合同形式有固定价格合同、可变价格合同等多种方式;未放开竞争的地区，零售商在政府监管下制定对用户的售价。
对中国的启示
从欧盟与美国开始电力改革至今，电力生产的基础燃料石油、煤炭、天然气与可再生能源的价格一直在上涨，但市场化的电力体系一方面合理向下游传导了上游基础燃料上涨的成本压力，另一方面通过竞争提高了发电、输配电和售电环节的效率，自身消化了一部分成本上涨压力;这也指明了我们解决煤电困局之法，即通过电力市场化改革，将提高电力体系自身效率与向下游合理传导相结合。
从国外电力改革的结果来看，市场竞争给了电力市场参与方(发电商与零售商)极大的通过提高自身效率来降低成本/消化成本上涨压力的动力。
英国电力零售商通过提高效率消化批发电价上涨压力
12年下半年以来，煤价崩盘
电力盈利性持续提升
上一波的电力股行情
12年下半年以来，伴随煤价崩盘，电力盈利性持续提升
在宏观经济持续疲弱，下游需求不振的背景下，煤炭价格自12年下半年以来大幅下跌，目前仍难以看到复苏迹象;伴随煤价的崩盘，煤电的盈利也发生了逆转，成本端的下降直接带来电力盈利性持续提升。
前一波的机会在于ROE回升至合理水平带来的价值重估
上一波电力的大机会是伴随着煤价崩盘带来的ROE修复(从负值或微利逐渐向公用事业合理水平回归)，ROE逐渐向合理水平回归带来的行业性的价值重估。
价值重估后ROE趋于稳定，伴随系统性导致估值落至较低水平
由于电力行业本身的公用事业属性，决定了其盈利性不会过高，因此ROE回升必有上限，我们通过历史的比较分析，认为电力行业的ROE中枢在10-15%之间，而在进入13年以后，基本都回归至该区间，因此之前一波的机会基本结束。
而对于大陆市场本身，我们认为这1-2年都是存量资金博弈的结构性行情，因此这一点压制了电力作为大盘蓝筹这一行业本身的估值，行业目前的估值水平已经落至历史低点。
这一波的机会在于重启电力改革带来的估值修复，具备投资弹性
目前对于电力行业来说，盈利已经回升至合理水平，公用事业属性已经开始体现，但由于市场偏好原因，导致估值已经落至历史低点，如果单从PB-ROE对应角度看，显然被低估。
但是被低估并不意味着能够立刻修复，市场偏好决定了热衷于弹性足的品种，而此弹性主要可分为两类：1、轻资产、大空间带来的业绩弹性;2、低估值、催化剂带来的估值弹性。
电力行业目前可以算是第二类低估值弹性品种，而估值提升催化剂为电力改革的深化，因此我们认为如果未来电力改革继续深化和发酵，电力行业将迎来估值修复行情，目前已经逐渐具备投资价值。
电力个股估值表
原标题：电力改革或深化 迎来估值修复
