反思历史 借鉴经验 建设自然发育的区域电力市场
自然发育式以北欧电力市场、美国PJM电力市场为代表，其核心是市场在交易范围、交易品种、产业结构和产权结构等许多重要方面以自然生长的方式不断完善和扩充，在避免强制性结构重组对现有利益格局带来的冲击和风险的同时，也增加了市场建设的有效性。
国家《关于深化电力体制改革的若干意见》（九号文件）及其配套政策发布以来，电力体制改革在独立输配电价制定，交易机构组建，直接交易售电侧市场和省级电力市场建设等方面取得了重要进展。特别是省级电力市场改革丰富多彩，效果显著，在为长期停滞不前的电力体制改革带来了活力和希望的同时，也引发了人们对区域电力市场的怀念和渴望。毕竟我国电力体制改革的第一个目标就是区域电力市场，区域电力市场承载了一批电力改革和电力监管人的职业理想。最近，许多人从不同角度提出了建立区域电力市场的建议。在总结和反思我国电力体制包括电力市场改革的经验教训的基础上可以总结，从资源优化配置的角度，区域电力市场肯定优于省级电力市场，但是，不宜强行建设区域电力市场，而只能以自然发育的方式，实现从省级市场到区域电力市场的过渡。
区域电力市场的界定
随着电力体制改革的不断深化，区域电力市场的内涵不断丰富，因此，建设区域电力市场首先必须界定要建设什么区域电力市场。结合我国电力市场建设实际，区域电力市场可以根据不同标准界定。
根据地理范围界定
在地理范围上，与电力市场相联系的区域其实是一个内涵不确切的概念。由于历史的原因，我国省级以上电网分为省级电网、区域电网和国家电网三个层次，目前也有相应的机构与其对应。已经形成共识的区域电力市场是指对应于区域电网的跨省电力市场。不过，认真地分析目前的情况，区域电力市场的概念正在发生变化。第一，区域电网功能及区域电力市场作用的相对弱化。具体表现在：一是国家电网公司内部区域电网公司的内部化、本部化；二是在特高压电网纷纷投运后，区域电网范围内电力交易的相对减少；三是相比于利用特高压输电网所产生的资源优化配置作用和效果，区域电网内部资源优化配置功能的相对弱化。第二，区域电网与国家电网的界限模糊。具体表现在：一是南方电网是典型的区域电网，但是，在电力交易机构设置上，国家确定的两个国家级电力交易机构分别是北京电力交易中心和广州电力交易中心。从交易的角度，不同电网层次的交易具有相同的意义。二是由于信息系统技术进步，区域电网内部的电力交易可以在国家电网层次的电力交易平台上实现。三是从资源优化配置效果的角度，区域电力市场即使存在，也只是一个过渡。根据电力生产经营特性，与区域有关的电力市场建设的假设是：电力市场范围越大，则越有利于资源优化配置。根据这个思路看区域电力市场，区域电力市场其实也是一种过渡状态，全国性电力市场比区域电力市场更好。从这种角度看目前区域电力市场建设的目标模式，有些区域电力市场建设有紧迫性，潜在效果好；有些区域电力市场则压力不大，潜在效果也不明显。
按市场类型界定
按市场类型划分，至少有三种划分方法：
按是否统一规则和出清。区域电力市场可以分区域统一市场和区域共同市场。区域统一市场要求统一规则和以相同的价格出清；而区域共同市场则只要求在各省统一规则和出清的情况下有省间电力市场交易。按照这种划分，目前我国各区域电网内省间有不同程度的电力市场交易，因此，也可以说目前我国已经存在区域电力市场。
按具体电力市场类型。区域电力市场可分为区域发电侧市场，区域直接交易市场或区域批发市场，区域售电市场或区域零售市场。还可以进一步分为区域发电权交易市场，区域合同交易市场，区域实时市场，区域辅助服务市场等。由于区域电网范围内至少存在省间电网之间的电力市场交易，因此，可以认为目前已经存在区域电力批发市场。
按市场化交易电量的比例。区域电力市场可分为全电量市场和部分电量市场。这样，部分电量交易的区域电力市场也是存在的。
按交易平台或市场主体划分
交易平台升级。根据北京电力交易中心组建方案，北京电力交易中心主要负责跨区跨省电力市场的建设和运营，负责落实国家计划、地方政府间协议，开展市场化跨区跨省交易，促进清洁能源大范围消纳，逐步推进全国范围内的市场融合，未来开展电力金融交易；电网企业、发电企业、电力用户、售电企业等市场主体通过市场管理委员会，参与研究讨论交易和运营规则，并监督交易机构对规则的执行情况。因此，传统的区域电网省间电力交易实际上已经上升到了国家电网电力交易的业务范围，不过，按照目前国家电网交易体系，北京电力交易中心有负责区域电网范围内省间交易的区域交易分中心，这个分中心实际上主要负责区域电网范围内的省间交易工作，因此，区域电力交易的平台虽然发生了变化，但是，业务管理关系基本不变。
上述交易平台建设可以更好地促进跨区域的省间交易。三级电力交易和二级电力交易比较，如果不考虑技术限制，二级电力交易比三级电力交易有更高的潜在效率，其中核心是能够更好地促进区域电网范围外的省间电力交易。在交易主体多样化的情况下，意味着有更多的市场主体参与区域电力市场。从这个角度看。目前我国区域电力市场实际上隐形地存在。
区域电力市场建设目标
因此，目前区域电力市场的概念也在随着电力市场改革而发生变化，传统的区域发电侧市场甚至目前其它专门市场的概念已经不再适用。现在所强调的区域电力市场不能以独立的交易机构等为标准，而应该突出这样几个特征：一是依托区域电网调度执行，通过区域交易机构安排等；二是市场主体（包括代理市场主体的省级电网）跨省参与市场交易，有适合区域电网的交易品种和交易规则；三是交易规模和市场化交易电量比例达到一定程度。
为什么要强调自然发育方式
总结国内外电力市场建设方式，有两种基本类型：一种是强制性的结构重组和制度安排方式。这种方式以英国电力市场改革为代表，其核心是对原有电力工业结构进行系统的重组，主要包括产权结构调整、纵横向的产业结构调整和新机构如电力交易机构和新的市场主体如售电公司的产生等。另一种是自然发育式。这种方式以北欧电力市场，美国PJM电力市场为代表，其核心是市场在交易范围、交易品种、产业结构和产权结构等许多重要方面以自然生长的方式不断完善和扩充，在避免强制性结构重组对现有利益格局带来的冲击和风险的同时，也增加了市场建设的有效性。如果在两种建设方式中做选择，当前我国区域电力市场应该选择自然发育方式，主要有以下原因。
历史教训的反思
东北发电侧市场失败的教训。2003年原国家电监会颁布《关于区域电力市场建设的指导意见》，标志我国正式开始区域电力市场建设。2004年我国实施区域发电侧市场改革，当时全国各区域电网都制定了市场建设方案，东北电力市场已经开始试运行，华东电力市场也进行了模拟运行。但是，很快在2006年，国家就宣布暂停区域电力市场改革，后来也没有再启动。表面上看，导致东北电力市场失败的原因是平衡账户的巨额亏损。实际上，绝大部分亏损是煤炭价格上涨导致的，是政策性亏损而不是市场失败。区域电力市场改革失败的深层次原因是缺乏利益主体收获区域资源配置的效益，却由利益主体承担优化过程的损失。区域利益无人代表和坚持，利益受损的省级政府的反对就是唯一能够影响决策的声音。
京、津、唐直接交易市场建设的反思。2016年国家能源局发文推进京津唐电网电力用户与发电企业直接交易市场建设，要求尽快启动京津唐电网电力直接交易相关工作，2016年底电力直接交易规模达到全社会用电量的20%。由于国家行政管理体制没有改变，这种状况到现在也就没有改变，京、津、唐直接交易市场不按国家文件要求建设也有这个原因。当然，京、津、唐直接交易市场建设也与电力交易机构改革有关，既然北京交易中心负责跨省跨区交易，京、津、唐直接交易市场就应该在国家电网的交易平台上做，这个原因也影响了这项改革按原规定进行。
国外电力市场建设经验借鉴
北欧电力市场建设经验。北欧跨国电力市场1991年从挪威电力市场起步，以后瑞典、芬兰和丹麦相继加入，2000年丹麦的加入标志着北欧跨国电力市场正式形成。目前，爱沙尼亚、立陶宛和拉脱维亚等国家也加入北欧电力市场，以现货市场联合出清；北欧电力市场还与欧洲中西部(法国、德国)与南部资源实现了联合优化配置；有20个国家的370个市场成员，包括发电商、零售公司、交易中心和输电网运营商等。北欧电力市场的形成与扩大与不同国家资源和负荷分布不平衡，互补性强等有直接关系，是不同国家实现电力工业技术效率最大化和经济效益最大化的必然结果。无独有偶，美国PJM电力市场本质上也经历了相同的发展过程，表现出相同的发展规律，利益主体的最优化行为必然地产生了更大地理范围的电力市场。
美国PJM电力市场建设经验。PJM是美国联邦能源管制委员会批准，于1997成立的一个非股份制有限责任公司，实际上是一个独立系统运营商(ISO)。PJM目前负责美国13个州以及哥伦比亚特区电力系统的运行与管理，这么多州和地区自行选择参与市场，不是通过政府行政规定要求参与。
我国省级电力市场建设成功经验借鉴
回顾与反思。表面上看，当前省级电力市场建设的成功与区域电力市场建设是负相关。实际上，在市场建设方式而不是建设内容上，省级市场建设的成功经验也有利于帮助我们准确认识和把握区域电力市场建设的路径。2002年电力体制改革以来至2015年九号文件发布后十多年时间里，我国电力市场体制改革一直停滞不前，主要原因是中央政府主导的强制性结构重组改革在方式上出现问题。在国家主导的区域电力市场、直接交易改革成效不明显的情况下，由电力企业和地方政府主导的发电权交易，跨省跨区电力交易等却取得了显著的成效。主要原因在于中央政府主导的改革以强制的行政性为主要特征，不考虑利益调整的影响及其补偿机制设计；而电力企业和地方政府却不得不把利益调整考虑在内，在市场改革中建立共享机制，至少也是帕累托优化。这样，相关利益主体自然会以高昂的热情支持和参与改革。
云南等省的经验。云南省电力市场建设很有代表性。针对电力生产过剩特别是水电弃水的问题，云南省不是简单地强调国家全额收购政策，要求电网企业全额收购和要求上级政府干预，而是积极探讨市场化解决方案，制定了非常系统、有针对性的电力市场方案，电力市场体系自然建立起来，形成了充满省情特色、能最大限度地解决问题的电力市场机制。
市场建设本身的要求
从市场本身的角度，自然发育的市场既是一种方式，也是一种结果。九号文件以前我国电力市场改革如直接交易改革是一笔一笔交易做，如果区域电网范围内本省电厂把电卖给了外省用户，就说成功进行了跨省直接交易改革。其实，单笔交易还不能成为市场。总结美国电力市场改革的经验，电力市场改革主要体现在交易的技术条件、交易平台和相关制度安排上，而不是体现在交易数量上。政府电力市场改革的核心是为市场主体提供交易的可能性和公平、公正性。市场成交数量或交易规模取决于市场主体的交易意愿，与政府无关，甚至也不需要政府关注。美国电力市场改革就是这样，在推进电网开放和自由参与的同时，美国允许各州自行决策是否参与市场，不把电力市场参与主体数量和电力交易规模作为市场化改革的衡量标准。在PJM电力市场广泛吸收成员参与的同时，有些州就不参与市场，甚至不搞电力市场改革。
与管理体制相适应
客观地讲，自然发育的市场建设方式也是无奈之举。由于区域资源优化配置效果缺乏利益主体主张和执行，区域电力市场建设与省级市场、国家市场比较起来相对更加困难。国家层面上的改革瞄准全国范围内的资源优化配置，省级政府强调满足需要的改革目标，如许多省强调降低电价，促进供给侧结构性改革，完成国家任务；云南省以水电充分利用为目标，区域资源优化配置效益既体现在国家层次上，也体现在省级层次上，收益界限不明确也影响了相关利益主体的参与。如果把省级市场让位于区域市场，可能不仅失去省级市场，也不会产生区域市场。
自然发育式区域电力市场建设的思路
采用上面界定的区域电力市场建设目标，按照自然发育方式，区域电力市场建设的思路如下。
以现有省级电力市场为起点
目前有人认为省级电力市场建设会加大省级壁垒，不利于区域电力市场建设。这个观点不符合经济学知识。如上所述，省级电力市场建设越好，市场机制作用越充分，越有可能吸收省外交易主体参与，或者参与省外市场交易，从而实现省级电力市场与区域电力市场的融合和转变。仔细分析和比较目前我国各省电力市场改革的现状，我们容易发现一个规律：资源与市场矛盾越大的省，市场化改革的力度也越大，具体表现在大比例放开发电用计划，市场化交易电量规模大，市场交易品种多等；越是市场化改革力度大的省，省外交易电量也越大，不然，资源就会在省内浪费掉。因此，根本不是省级市场建设加大省间壁垒，而是省级市场建设会促进跨省交易。因此，要在推进省级电力市场建设的过程中引导区域电力市场建设，如增加省外送购电，增加电能消纳和降低买电成本。
以技术条件和交易制度建设为重点
近年来国家主要集中于特高压电网建设，对区域电网范围内省间联络线建设力度不够，在区域电网交易中，跨省交易在规模和增长率上都落后于跨区交易。不同区域电网省间交易的需求有较大差异，要在具体分析的基础上加强省间电网输电通道建设，为区域电力市场建设提供技术条件。如果由于输电通道限制影响了跨省电力交易，电网公司应该承担责任。如果有输电通道但是没有交易电量，这个责任在市场主体不在电网企业。
交易制度建设主要包括促进跨省电力交易的基本制度及相关政策。交易制度方面有许多，如交易结算制度就必须事先有明确的规定。也包括像跨省电力交易输电价格这样的基本政策，应该像高速公路计费一样，有明确的规定，市场主体事先就知道，并且纳入报价策略中。目前我国这方面还有较大的差距，模糊的制度和政策影响了市场主体的决策，增加了交易的成本。
市场机制是化解省间壁垒的有效手段
客观上讲，只要充分运用了市场机制，省间电力交易对交易双方省的利益影响总体上是双向的、基本平衡的。目前有关区域电力市场建设的可行性分析中夸大了省间壁垒的作用。例如，对购入省来讲，由于购入电能价格一般低于本省（否则交易不会发生，应急保电购入除外），所以，购入省虽然牺牲了本省电厂的发电量和部分利益及部分税收，但是，降低本省电力用户的成本，两者比较后有一个最优选择，不能简单地认为购入省利益受损而拒绝购入外省电。如果降价幅度足够大，购入省的最优选择可能是购入外省电。反之，卖出省低价电卖出电能后虽然增加了本省收益，但是，收益并不高。目前省间交易以可能弃掉的可再生能源为主要对象，由于这种电能的边际成本很低，市场充分竞争的结果，交易价格也相应较低，这样，卖出省获得的利益十分有限。
其实，目前我国省间电力交易的壁垒恰恰是市场交易机制不充分作用的结果。比如潜在的弃风弃光电量卖到外省仍然按标杆电价结算，而且全部收益都由卖出省获得，这样的省间交易怎么可能实现？所以省间壁垒会随着省间市场的增加而减少。东北地区火电装机容量多、供热机组比例高，冬季火电供热运行时，系统调峰能力缩减、风电消纳困难。国家电网公司在该地区建设电力调峰辅助服务市场，使深度调峰的发电机组得到市场化定价的经济补偿，以价格信号激励发电企业在系统调峰困难时主动减发，为其他电源腾出消纳空间。结果出现，约89%的火电厂主动要求进一步调峰，以规避支付调峰补偿金，其中77%的火电厂还通过参与深度调峰获得经济补偿，有力缓解了调峰困难，为风电让出了消纳空间。因此，充分的市场机制能够解决最难的问题包括省间壁垒。
反映区域市场特征
不同区域电网由于其电网结构和功能不同，所在区域电源结构，市场供求状态不同等原因，有不同的区域电力市场建设目标和交易品种选择与交易模式、规则设计等都要有针对性和有效性。以西北电力市场为例，由于西北市场消纳能力有限，而且有强大的特高压输电通道作技术支持，西北电力市场首先要注意跨省外送电交易市场。其次，要不断完善省间交易体系，比如推广西北新能源与华中、西南地区火电的跨区发电权交易，西北低谷新能源与华中抽蓄电量交易，建立西北地区省间中长期调峰交易机制。另外，适应新能源间歇性、波动性运行特点，积极开展西北五省（区）之间的日前实时交易，支持开展跨区直流弃风弃光增量现货交易。另外，东北辅助服务市场反映了特殊季节系统调峰资源稀缺的矛盾；南方电力市场反映了过剩水电资源消纳的突出问题。
与全国性市场相融合与相协调
不仅区域电网是一个动态的概念，区域电力市场也是一个动态的概念。北欧电力市场和美国PJM电力市场逐步形成和扩大的过程说明，以区域电网为依托的区域市场实际上是动态发展的。不能总停留过去区域电网的印象中构思区域电力市场建设的事情，如果想一下今天的电网结构与2002年电力体制改革开始时的电网结构差异，就能够理解为什么原来的三级电力市场变成了现在的二级市场。京津唐直接交易市场为什么没有完全按原定的方案进行？其实不要看过程，看结果就可以了。北京电力交易中心组织京津唐地区119家电力用户和36家发电企业开展电力直接交易与京津唐电力交易中心组织这次交易并没有实质的差异。从区域电力市场建设的初衷看，更大市场范围的交易机构组织的交易会更有效率。因此，我国区域电力市场建设要主动融入国家电力交易市场中，为市场主体创造更多的交易机会。
区域电力市场建设的
把控原则和关键遵循
首先区域电力市场比省级市场更有利于资源优化配置，但是，结合我国区域市场建设的经验教训，区域电力市场建设要选择有效的方式。不能有效执行的区域电力市场不值得建设。
第二要注意与省级市场与全国市场的融合与协调。不是省级建设、国家市场建设越好，就排斥了区域市场。相反，如同经济领域中有溢出效应一样，在市场体系中，一个市场的繁荣必然促进和带动相关的市场繁荣。
第三充分的市场机制是解决省间壁垒的有效途径。因为有省间壁垒，所以不搞市场或者搞不好市场，这个逻辑事实上不成立。真实的情况只要市场机制充分发挥作用，省间壁垒就可以有效解决，因为省间壁垒的核心是利益矛盾，而市场机制天然就是解决利益矛盾的。
第四区域市场建设要与区域内特征性实际情况相结合，反映其基本特征。这样才有可能提高针对性和有效性。
第五区域市场建设要突出条件建设。我国电力市场建设过于强调交易品种、交易规模等，帮利益主体考虑太多，而相对忽视了技术条件和制度、政策软环境等，比如输配电价、结算规则等的透明性。
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