我国电力市场应循序渐进实现“调度独立”
如前所述，“调度独立”并非指把现有整个调度机构都独立于电网，主要指将与现货交易有关的职能从电网分离出去。在我国，应该立足电力工业的实际情况，循序渐进、分步实施。
《中华人民共和国电力法》第二十一条规定“电网运行实行统一调度、分级管理”。《电网调度管理条例》规定：按“统一调度、分级管理”的基本原则，调度机构分为五级：国家调度机构，跨省、自治区、直辖市调度机构，省、自治区、直辖市级调度机构，省辖市级调度机构，县级调度机构。在2002年第一轮电力体制改革后，全国电网分属国家电网公司和南方电网公司管辖，国家电网公司为五级调度，南方电网公司为四级调度(没有国家调度机构)，各自建立了自己的电力调度管理规程。
传统的电力调度机构任务包括：按照电网运行的客观规律和有关规定，保障电网安全、优质、经济、环保运行;按照规程规定实施“公开、公平、公正”调度，维护发电、供电、售电、用电等各方的合法权益;遵循节能、环保的原则，优先利用可再生能源和清洁能源发电，协调流域水库优化调度;实施优化调度，充分发挥电力系统设备能力，最大限度地满足全社会用电需求等等。在电力市场环境下，电力调度机构的任务将发生根本性变化，在“234号文”中已有提及。
各级调度机构的设置大同小异，一般包括调度、运行方式、发电计划、继电保护、通信、自动化等专业技术部门及其他支撑部门。其中，调度部门负责调度管辖范围内的电网日内发电计划执行、实时调度运行业务;运行方式部门负责系统运行方式编制、无功电压管理和监督等;发电计划部门负责发电运行计划及机组检修计划、节能发电调度、发电厂辅助服务补偿及并网运行考核等。继电保护、通信、自动化等部门负责各自设备系统的建设与运行维护。可见，在电力市场环境下，现货市场、辅助服务市场所对应的主要是调度部门、运行方式部门和发电计划部门的职能。
调度体制改革是电网体制改革的核心工作，在“234号文”所确定的电力交易机构独立规范运行框架之下，“调度独立”实际上体现于交易机构和调度机构的职能定位及分工合作。“234号文”提出：“调度机构要严格按照交易规则开展包括日前、日内、实时电量交易及辅助服务在内的现货交易出清和执行，并将出清和执行结果提供交易机构。电力网架结构、技术支持系统、交易机构专业能力等条件较为成熟的地区，适时探索由交易机构组织开展日前交易。”可见现货出清权仍留在电网之内，而电网同时允许参与竞争性售电，因此这仍为一个各方妥协的改革方案，作为改革初期的起步方案暂时可以接受，但应随着改革的推进不断完善。根据国外电力市场建设经验和电力系统安全稳定控制的基本原理，将实时平衡市场(15分钟以内的交易)和调度操作权保留在电网内的调度机构是有利的，也是能够保证电网安全的，但15分钟以上的交易(日内、日前和中长期交易)都可划归交易机构。这也意味着现有调度机构的调度部门、运行方式部门和发电计划部门的相关人员和职能可以调整到交易机构，仍留在电网的调度机构应根据《电力安全事故应急处置和调查处理条例》加强电力安全事故的应急处置工作并控制、减轻和消除电力安全事故损害。
市场化改革的本质是政府将资源配置的自主权下放到市场主体，在市场总体供需平衡趋势的驱动下，由市场机制这只“看不见的手”形成市场价格。电能资源优化配置是电力市场的核心功能，资源配置权的正确定位和重新分配是电改的核心任务，也是主要障碍所在。“234号文”对此作出了比较清晰的规定。需要注意的是，中长期市场交易合同类型的不同将导致不同的资源配置权分配。例如，在物理合同交易方式下，售电公司分流了一部分发电计划权(可形象地称为“调度指挥棒”)，电网调度机构必须执行售电公司的交易计划，由于存在多家互相竞争的售电公司，可有效地实现打破垄断、提高效率和改善服务的目的。而在差价合同交易模式下，由于售电公司所签订的合同属于纯财务性合同，对电网调度机构没有任何约束力，因此在相应调度职能没有真正独立时，售电侧改革的效果将大打折扣。电力中长期交易的金融化(例如采用差价合同形式)也将带来金融和法律风险，电力交易机构是否有能力和资质组织相关金融交易，是需要法律法规支持和金融监管部门认定的。除此之外，对于电网调度机构的监管体系建设也应提上议事日程。(作者供职于华南理工大学电力经济与电力市场研究所，本文仅代表作者个人观点)
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