如何规范未来电力市场化改革市场模式？

自电改9号文发布以来，全国各地综合改革、售电侧改革、输配电价改革等各种试点已呈现遍地开花局面。值得关注的是，各类试点基本都以省为实施主体，各试点地区内市场化交易规模也呈现迅速扩大趋势。然而，与此相对应，在电改配套文件中反复强调的区域(跨省区)电力市场的市场化交易业务发展却犹抱琵琶半遮面，显得尤为低调。

诚然，目前以省为主体推进改革试点，对于调动地方政府积极性、形成改革合力具有积极意义，但是缺乏顶层设计的遍地开花式试点，会否导致省间壁垒强化?会否造成市场机构重复建设?如何规范现有市场试点，引导其向未来目标市场模式稳妥过渡，是需要深入考量的问题。

市场大点好还是小点好?

根据已出台的相关电改配套文件精神，电力市场体系分为区域和省(区、市)电力市场，市场之间不分级别。其中，区域电力市场主要负责落实国家计划、地方政府协议，以及促进跨省跨区市场化交易，实现一定范围内的资源优化配置，而省级电力市场主要负责省区内市场化交易，文件也指出要积极研究促进市场融合。配套文件之所以在初期放开省级市场试点，无疑有调动地方积极性的需要，而真正意义上的区域市场建立所需的基础条件及面临的阻力显然甚于前者。

在评价当前市场试点工作之前，有必要先探讨一个问题：我国电力市场化改革未来目标市场模式应该是怎样?市场到底是大点好还是小点好?

纵览北美、北欧等电力市场化先行地区改革历程，在经历了早期的分而治之、各自为战之后，如今这些地区市场融合趋势愈发明显，典型代表有北美的PJM市场、东南市场，以及北欧市场等。之所以大市场比小市场受欢迎，根源在于大市场资源配置优化范围更广、效率更高。对我国而言，由于供给资源与负荷需求空间分布的高度不均衡性，近年来以“西电东送”为主的远距离输电得到了蓬勃发展，而随着碳排放控制目标的落实以及风光等可再生能源发电的快速发展，在更大范围内进行能源资源优化配置将成为必然趋势。从这个角度来说，即使不考虑抑制市场力的衍生效益，区域市场也应该是我国未来目标市场格局的不二之选。

当然，市场规模也并非越大越好，而应综合资源分布、电网结构、经济性等因素合理优化。刻意将电网联系薄弱、电力交互很少的两个地区市场强行捏合，既不合理也无必要。参考北美经验来看，规模较大的东南电力市场、PJM电力市场的最大负荷水平约为2亿千瓦左右，与我国南方电网规模基本相当。

从“小试点”到“大市场”

不可否认，在当前改革起步阶段，以省为主体推进电力市场化改革试点具有积极意义。但是，如缺乏妥善引导，省级市场体系持续巩固，区域市场恐将渐行渐远，潜在的问题也将逐步凸显：其一，省间壁垒将越发强化，因地区间资源与需求高度不均衡导致的跨地区资源配置矛盾将更为突出，现今已频频出现的弃水、弃风问题将难以解决。其二，市场公平难以保证，容易滋生行政干预、地方保护等问题，省级市场规则难免受省区内市场成员主导，无法兼顾省区外市场主体利益，因市场范围小，竞争不充分，也容易形成市场力。其三，市场运营效率不高，区域市场与省级市场、各省级市场之间业务性质高度重叠，既增加了整体市场运营成本，也增加了市场间协调难度。

就我国国情而言，以省为主体的市场化道路显然难以自然过渡到目标区域市场。因此，从国家层面出台相关政策方案，积极引导当前省级试点市场逐步向区域大市场过渡很有必要。

首先，要强化区域、省级电力市场的协同运行，明确各市场业务范畴、市场间的责任关系：省级市场主要负责省内电力交易，区域市场起步阶段以开展跨省区交易为主，随着交易业务、技术的成熟逐步开展区域内的省内交易，最终实现并轨融合。其次，要尽快推进区域市场开展真正意义上的市场化交易，可以将大用户直接交易等比较成熟的模式作为突破口，逐步充实区域电力市场的交易品种，将国家计划、框架协议合同化，强化电力交易的市场化属性，做实跨省区电力直接交易、合同电量转让交易，逐步拓展集中竞价、挂牌交易，适时探索开展现货、辅助服务、电力期货和衍生品交易。最后，要规范区域、省级电力交易平台建设，区域、省级市场共存局面仍将持续一段时间，为保证市场体系向区域市场顺利过渡，应考虑通过合适机制加强区域交易中心对省级交易中心的指导，规范交易规则制定，标准化交易平台架构，确保区域与省级市场之间的业务交互畅顺等。

总而言之，市场架构建设是电力市场运营的基础，面向目标市场模式，积极科学引导市场试点推进，把握正确方向，才能降低改革试错成本。