扬州供电指挥中心负责人表示，和过去的抢修指挥员相比，小艾除了能借助电力4G通信终端告警，自主感知楼宇失电、主动抢修外，还可以听懂客户诉求、读懂电网指标、管控业务流程、发布指挥命令、传递服务信息、提醒异常行为，真正做到了用户感知暖一点，停电时户少一点，精准抢修快一点的服务宗旨。

根据赛迪预测，中国未来新基建带动间接投资逾十万亿级，成为经济复苏新动力。在新基建的场景下，通过云计算、大数据等技术，对新能源发电企业进行改造和优化，将会大大改善可再生能源利用所带来的不稳定性，从而降低电网管理的难度。

面对新基建，传统能源行业应当及时审视自身的短板，充分认识到新基建带来的新变化，及时应对和创造自身的发展机会。电动汽车作为重点的发展方向，一方面随着电动车保有量的提升会增加用电量，另一方面，电动汽车可以很好地调节电力负荷。由于新基建的长周期性和引领性，形成实际的市场规模尚需时日，因此新基建能够拉动直接电力消费，但即时性不足，会存在一定的滞后性。由中国社会科学院生态文明研究智库主办、中国能源网协办的《中国煤电发展之路辨析系列沙龙》第十七期第二小节中，工信部赛迪研究院副院长刘文强、华北电力大学教授袁家海、北京大学能源研究院特聘研究员李想做客煤电沙龙，共同探讨新基建在我国未来经济高质量发展中的作用。所以在这种情况下，耗电水平会快速增长。

因此，在大方针的引领下，新基建会极大的促进智能工厂、智能产品、智能装备等一系列产业发展。随着我国电力行业的发展，电力供给侧逐渐转向以可再生能源为主，但是可再生能源发展遇到了很多困难和挑战，其不稳定性给电力调度和电网安全带来了新的难题。以澳大利亚市场的起步为例，NEM启动初期电力现货市场价格与管制价格差异巨大。

因为市场起步初期，市场机制不完善、市场主体不够成熟，市场价格容易大起大落，造成大量市场主体破产，进而逼停市场化改革。叠加电力现货市场中的各种结算科目五花八门，导致整个结算体系错综复杂。而随着可再生能源发展，不平衡资金规模必然不断扩大，进而带来用户侧成本的持续上升，因此计划体系下的固定上网电价机制（FiT模式）注定不可持续新一轮电力体制改革以来，我国电力市场化交易比例不断提升，八个电力现货市场陆续开展了长周期结算试运行，可以说电力市场化改革已经迈出了关键一步。

随着电力现货市场建设步入深水区，电力体制改革的复杂性、艰巨性日渐显现，山东双轨制不平衡资金问题引起业内外广泛关注。02、第二步：重新清算市场化改革带来的损益众所周知，搁浅成本是指电力企业在原有管制体系下允许收回的, 但由于体制的改变而无法回收的成本。

首先是发挥政府授权合约作用，保障电力市场平稳起步。特点一导致非市场化发电量与优先用电量无法实时对等，即使在总发用电量平衡的前提下，市场化发用电量也无法对等，进而产生了资金余缺。此外要避免以不平衡资金大小论英雄的错误观念，应该以理清理顺结算细节为目标。除了让电力企业回收投资外，搁浅成本实际上还起到让所有市场主体回到同一起跑线，清零历史的作用。

但计划体系不可持续并不意味着我们要放弃能源转型、放弃对居民农业等低价用户的保障。此外电网公司子公司作为SPV还可以起到兜底售电公司的作用，当用户面临售电公司破产或原有合约期满后未签订新的交易合同，但发生实际用电时，为用户提供兜底售电服务。而仅仅在第二年电力现货市场价格就发生了跃升，维多利亚州跳涨至44.57澳元/MWh，政府授权合约又避免了售电企业的大规模破产。而目录电价也可视作一种特殊的政府授权合约，统一纳入管理。

具体来说，就是在不改变资金流的前提下调整结算关系，将所有接受补贴的发电企业及电力用户的结算价格还原为电力现货市场价格与补贴两部分，电力现货市场按照全电量计算，补贴分摊部分按照不同类型主体分别计算，从而彻底取消双轨制不平衡资金。当前各类高成本机组之所以无法直接参与现货市场竞争，就是因为缺乏搁浅成本的清算，从而被迫执行计划体系下的固定上网电价，产生了一系列的衔接问题。

优化后的结算关系结构简单清晰、主体明确，可以有效避免优发优购不平衡等复杂的表述，政府主管部门在制定相关产业政策时也很容易厘清成本收益。以澳大利亚市场的起步为例，NEM启动初期电力现货市场价格与管制价格差异巨大。

计划体系（固定上网电价）能否与市场长期并存？与澳大利亚等市场不同，加拿大安大略省市场并未将非市场化合约转变为总量可控的差价合约，而是保留了大量FiT(固定上网电价)合约。以山东不平衡资金为例，各方解释众说纷纭，竟鲜有观点简单明了地厘清不平衡资金来龙去脉。针对国内实际，市场起步初期可由电网企业成立专门的空壳子公司作为SPV或采用独立账户的形式代替SPV。搁浅的不光有成本还有收益，与搁浅成本对应的是搁浅收益（stranded benefits）。在当前结算体系下这部分缺额由输配电价中的交叉补贴+双轨制不平衡资金+可再生能源附加补齐，转换到SPV机制后，应按照新能源补贴+核电补贴+水电补贴+跨省区送受电补贴+供热等优先发电补贴+居民用户补贴+农业用户补贴+其他公益性用户补贴分类独立记账并向市场主体公开，各类补贴资金在扣减交叉补贴及可再生能源附加后，向所有市场化用户分摊。具体的处理是，测算搁浅成本与搁浅收益对销后的净损失，再将各类非市场机组现有的固定上网电价转换为差价合约，差价合约价格与原固定上网电价的差值对应净损失。

为避免搁浅成本的回收造成用户侧电价上涨，国内政府主管部门一般对搁浅成本避而不谈，但这缺失的一环恰恰成为了掣肘电力市场化改革的阿克琉斯之踵。正确的做法应当是统筹考虑市场化改革前后对各类机组带来的损益，原则上由包含未参与市场机组在内的所有发电机组均等承担。

时至今日，电力市场化改革已经到了关键节点，改革已经深入地触动到了多方根本利益，计划与市场衔接等深层次问题必须正视才能解决。而随着可再生能源发展，不平衡资金规模必然不断扩大，进而带来用户侧成本的持续上升，因此计划体系下的固定上网电价机制（FiT模式）注定不可持续。

现阶段鱼和熊掌如何兼得，关键看计划如何向市场过渡。按照安大略省市场运营机构的官方定义，每月分摊的GA反映了现货市场价格与各类签订合约机组的固定价格合约差值，以及用户侧环保节能项目的成本。

在经历了市场起步初期的价格跳变，市场主体的风险管理能力逐步提升，签订高比例中长期合约的意愿不断增强，澳大利亚的政府授权合约也随之退坡了。03、第三步：构建透明高效的过渡机制市场长期运行的基础是信任，而透明是信任的来源，因此如何以更市场化、更透明的方式保障各项政策目的落地是对政府治理能力的一项挑战，也是计划体系向市场过渡的关键。以澳大利亚市场为例,同时设置了两种类型的政府授权合约，类型1是双向差价合约，而类型2是针对高峰低谷时段的封顶封底合约。这种模式有两个特点，一是机组的发电量不随市场供需调整，二是结算不按照市场价格而是按照政府核定的固定电价。

受特点二影响，现货市场价格越低，现货市场价格与要支付的固定价格之间的差额就越大，需要的额外补贴额越高，这会进一步放大资金余缺。部分试点探索通过不平衡资金对高成本机组进行补贴，本质上是仅对个别类型进行搁浅成本清算，但往往违背了搁浅成本回收固定回收总量、固定退坡年限的原则，造成整个市场价格形成机制的扭曲，并可能为未来投资带来错误的信号。

浙江试点的规则设计中更有着7种不同类型的政府授权合约适用于不同情况。针对国内实际，在第二步均等分摊净搁浅成本的前提下，各类机组政府差价合约价格的确定应综合考虑国家能源转型目标、理顺后的补贴测算额度、机组投资回收程度等多重因素。

中央出资建设的大型水电项目以及上一轮电改电网企业保留的水电项目，其管制电价远低于市场价格，这类机组一旦进入市场就会产生额外收益。这两部分资金余缺就是所谓的双轨制不平衡资金，如果我们再把可再生能源附加和上述双轨制不平衡资金叠加在一起，这个巨大的补贴资金池其实可以分解为广义上的新能源补贴+核电补贴+水电补贴+跨省区送受电补贴+省内供热等优先发电补贴。

政府授权合约的另外一个优势是形式灵活多变，便于政府主管部门以最小的成本实现各项政策目标。事实上，除双轨制不平衡资金问题外，跨省区送受电与省级市场的衔接问题、高成本清洁能源参与市场问题、居民等低价优先用电保障问题，及其背后更深层次的计划与市场过渡衔接问题已成为决定本轮电力体制改革成败的关键。不进行对搁浅成本的清算而直接放开发电计划，其实是制造了市场机组对计划体系下机组的交叉补贴，而这部分已经折旧完成的机组在供大于求的供需环境下理应更多地参与市场降价。因此，将当前计划与市场纠缠不清的结算关系转变为基于市场的、条目清晰的结算关系，是市场化改革的第一步，也是政府主管部门科学决策的基础。

SPV的特点是运营目的单一，且与发起人完全隔离，无任何资金或债务关联。不根据供需调整出力的FiT机组极大地压缩了市场化机组的竞争空间，也压低了现货市场价格，导致了现货市场价格与FiT固定的上网电价差值扩大，GA的规模也就愈发庞大了。

兜底售电价格一般应略高于市场平均水平，该部分收入单独记账并纳入监管。叠加电力现货市场中的各种结算科目五花八门，导致整个结算体系错综复杂。

计划时期政府主管部门只要以电量、电价为抓手，即可实现绝大部分政策目标，进入到市场环境后政府主管部门急需转变心态，找到新的、不会扭曲市场价格形成机制的新抓手，而政府授权合约+特殊目的载体的组合拳可能是最佳选择。当前已完成折旧且有搁浅收益的机组应签订价格远低于管制电价水平的政府授权合约，跨省跨区送电机组可采用差价合约+期权式政府授权合约以保障跨省跨区输电能力变化时的机组收益，新投产机组不能获得高于市场平均价格的政府授权合约。