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在人们的关注中，电力体制改革及其电力市场建设，已经走过五年的艰难历程。最近出台的《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》（以下简称《实施意见》）对五年改革所取得的成绩和存在的不足，已做了科学的总结，全面回答了人们的种种疑虑和不安，明确了要坚定不移地推进电力市场化改革方向。《实施意见》指出：“‘十一五’期间，要抓住电力供需矛盾缓解的有利时机，坚持从中国实际出发，借鉴国际成功改革经验，巩固已有改革成果，把电力体制改革继续推向深入，促进电力工业持续健康发展，确保人民群众得到质优价廉的电力服务”。“认真总结区域电力市场建设试点经验，因地制宜，加快区域电力市场平台建设”。青山遮不住，毕竟东流去。深化电力体制改革，加快区域电力市场建设，已是大势所趋、人心所向，已成为推动我国电力工业快速发展的时代潮流。本文试图结合三年来区域电力市场建设的探索和华中的实际情况，对华中电力市场的模式、运作方式和要解决的关键问题提出几点粗浅的看法。
一、东北、华东电力市场试运行和南方电力市场模拟运行，取得了可喜的阶段性成果，积累了宝贵的经验，在不同的区域、从不同角度探索了电力市场建设的思路。
2003年6月，电监会首先选择东北、华东开始区域电力市场试点。随后，又相继启动了南方、华中电力市场的建设工作。东北电力市场采取的是“两部制电价、全电量竞争”的市场模式。市场结构是发电竞争上网、电网单一购买，竞价机组的所有电量均在区域电力交易平台进行集中竞价、统一出清。东北电力市场的交易模式，改变了传统的分省电力、电量平衡的格局和政府核定上网电价的机制，促进了电力管理方式和运行机制的转变，促进了公平、透明的市场环境的建立和电力企业观念的转变。
华东电力市场选择了“全电量竞争、差价合约”的竞争模式，市场结构是发电企业竞争上网、省市电力公司分别购买，竞价机组的大部分电量先与所在省市电力公司签订年度差价合约，然后再到区域交易平台进行全电量集中竞争优化。华东电力市场在统一交易平台上，按照统一规则进行全网统一报价、统一优化、统一安全校核、统一市场出清，支持合约市场、月前市场、日前市场、实时平衡四种交易方式，采用节点价格体系、单一制电价制度的市场模式。这种模式，电力买卖双方可通过中长期合约降低现货市场的交易风险，同时又可以在现货市场中进行发电合同的转让，交易机制比较灵活。
南方电力市场针对区域内部“西电东送”的特点，实行“单一电价、部分电量竞争”的市场模式，选择了部分电厂、电网公司参与，开展了部分电量单边市场模拟运行。南方电力市场模拟运行达到了单边市场运行的目标，市场成交的结果与当初的设想基本相符。市场主体基本适应南方电力市场竞价和交易机制。由省市电力公司与区域内大机组在市场交易平台上进行集中竞价交易，采用双向报价、撮合成交的方式，探索了区域资源优化的交易机制。
三年来，电力市场建设取得了可喜的成绩，积累了宝贵的经验，在不同的区域，从不同角度探索了电力市场建设的思路。但是，电力市场建设也遇到了很多困难。其问题的关键是在厂网分开后，国务院关于电力体制改革的方案所规定的一些改革措施并没有落实到位，政府管电方式没有发生根本变化，传统的计划手段依然在电力资源配置中发挥主导作用，与市场相适应的电价机制尚未形成，区域电网公司的改革未能按要求推进。特别是开展竞价上网所必须的销售电价和上网电价联动政策难以出台，市场运作难以持续。所以区域电力市场的建设是一个长期艰难的探索过程，虽然前途光明，但是道路必定曲折，不但需要电力监管机构的全力推进，而且要取得地方政府和电力企业的大力支持。
二、根据华中区域实际，借鉴国内、外电力市场建设经验，因地制宜，确定华中电力市场“双边交易为主，竞价交易为辅”的市场模式。
华中区域相较其他大区系统，有以下几个特点：
一是“西电东送，南北互供”的枢纽。随着葛洲坝、三峡电厂和配套输变电工程的建设投产，华中电网先后与华东、南方、华北、西北电网相联。
二是区域内能源资源分布不均衡，具备水、火电互补优势。区域内94%以上的水能资源分布在四川、湖南和湖北三省。82%的煤炭资源分布在河南省。
三是省间错峰效益显著。华中区域东西时差近半个小时，湖南、湖北、河南用电高峰由南向北依次相差15分钟。用电负荷的不同时性，可削减高峰负荷180万千瓦以上。
四是省市间输送能力受到限制。除湖北外，其他省市可接受外来电能最多只有本省市的15%左右，省市间输电能力相对需求还比较薄弱。
五是华中区域电力交易比较活跃。跨区跨省电能交易从2001年后逐年增加。2006年华中电网跨区跨省交易电量252.0亿千瓦时,占统调用电量6.3%；其中，跨区交易电量123.0亿千瓦时，跨省交易电量129.0亿千瓦时；长期合同电量164.9亿千瓦时，短期交易电量87.1亿千瓦时。2006年全区域大用户协议购电电量共计177.9亿千瓦时；全区域实现发电计划指标转让交易电量23.5亿千瓦时。
六是区域内各省市购、售电价格水平存在一定差异。华中区域内各省市购电价格最高相差63元/兆瓦时，售电价格最高相差近183元/兆瓦时，购售价差最高与最低也相差114元/兆瓦时。
华中所具有的上述特点，决定了华中电力市场建设应根据华中的实际确定市场交易模式。纵观国内、外电力市场建设，都经历了一个从简单到复杂、从不完善到完善的发展过程，对电力市场本质的认识也经历了由浅入深、逐步解放思想、逐步统一认识而不断丰富的过程。譬如，英国电力市场由早期的强制竞争、集中交易单纯电力库模式改为现在的双边交易市场模式；美国东北部地区PJM和加拿大安大略等具有国际影响的区域电力市场，双边交易电量占总电量比例达50-70%；国际上比较成功的北欧电力市场，是从挪威开展中期双边交易开始的,逐步建立了长期合约、期货交易、实时平衡、辅助服务等市场；加州电力危机后，人们更加深刻认识到开展双边交易签订中长期合同的重要意义。国内电力市场建设的实践经验也告诉我们：建立发电侧集中竞价的电力市场，需要全新的体制和机制做基础，同时需要配套的政策和良好的市场建设环境做支撑，否则市场运营就会受到很大的影响。同时，电监会也明确提出：集中竞价交易和市场主体之间的双边交易都是电力市场的实现形式。
2005年6月6日，华中电力市场建设工作正式启动。在电监会的领导下，我们围绕市场建设方案的起草，进行多项课题研究，先后进行了水电参与市场、单一制部分电量竞价市场模式、两部制全电量竞价市场模式和双边交易市场模式的研究；多次进行调研和专题研讨，广泛听取政府和电力企业的意见。2006年5月，提出了华中电力市场采取“双边交易为主，竞价交易为辅”的初步设想，电监会领导给予了肯定并提出“在现有工作的基础上，创新思路，走出一条紧密结合华中电力系统实际的电力市场建设道路”的要求。同年9月，我们拟定了以双边交易为主、集中竞价为辅的市场建设方案，得到了电监会领导的认可和广大电力企业的认同。
华中电力市场方案设计的交易方式有双边交易、日前竞价交易。双边交易是华中电力市场的主要交易方式，按照参与交易的主体,有发电企业与省市内（外）电网经营企业之间的双边交易，发电企业与省市内（外）大用户之间的双边交易，省市电网经营企业之间的双边交易。按照交易的标底物，有电能双边交易、发电合同转让双边交易；按照交易的空间范围,有跨地区的双边交易、省市内的双边交易。按照交易的时间顺序，有年度、月度和实时双边交易。
三、建设区域统一交易平台，实行统一规划、统一规则、统一管理、协调运作，从规范现有电力交易入手，平稳启动，逐步推进。
华中电网是“西电东送、南北互供”的中心，电力资源分布、电源结构也具有突出特点，电力供大于求的形势也逐步显现，在这种情况下，跨地区电能交易和各种协议供电比较活跃。各级电网企业通过各自输电费的收取作为自身利润的重要来源，积极主导跨地区电能交易；部分省政府为了促进地方经济发展，开拓省内电力市场，也积极利用行政手段来主导各种协议供电。
基于省市内交易、省市间交易、跨区域交易都是区域电力市场组成部分的共识和华中区域活跃的电力交易现状，以及政府、电网企业、发电企业的共同愿望，在现阶段，宜通过建设区域统一交易平台，实行统一规划、统一规则、统一管理、协调运作，从规范现有电力交易入手，大力规范和推进中长期双边交易，平稳启动电力市场。这样既尊重历史和现实,又体现市场主体的真实意愿，利益格局调整小，市场风险分散；同时可以通过市场机制,实现节能减排,调整产业结构；并有利于培育市场主体，顺利推进电力市场建设。
对于跨地区电能双边交易，要强化水能资源利用和区域资源优化配置，优先开展，并通过区域交易平台，规范交易方式、公开交易信息。对于发电企业与省市电网经营企业之间的年度双边交易，按照可再生能源、高效、环保机组优先和基于政府调控目标、维持现有价格不变的原则，通过双边合同的备案、评估和执行情况的监管来规范。对于大用户（独立配售电企业）直购电的双边交易，纳入市场统一管理，按照国家有关政策，通过市场准入监管，购售双方自愿协商，来规范现有以大用户直购电等名义开展的交易。目前华中区域电力大用户直接接入220kv电网的用户41家，直接接入110kv电网的用户为601家，独立配售电企业全网116家，根据华中电力系统实际情况，先在具备条件的直接接入220kv电网的大用户选择合适对象，培育市场主体，开展大用户直购电工作，待有关条件成熟后，再按照电压等级逐步开放其他用户。对于发电量合同转让交易，按照节约资源、平等自愿、效益共享的原则，维持现有的价格体系、结算方式不变，统一规划，加强监管，全面推进。
四、输（配）电价格公开合理、交易机构独立运作是华中电力市场稳步推进和正常运营的重要保证。
双边交易为主市场模式实施的难点、关键点在于要有一个合理、透明的输（配）电价格。目前各省市输（配）电价收取不统一、不规范、也不透明，但各省基本有一个相对固定的价格。根据2006年的统计数据，华中电网公司、湖北、河南、湖南、江西、四川省、重庆市电力公司的输配电成本分别为21.3元/千千瓦时、107.4元/千千瓦时、58.4元/千千瓦时、107.6元/千千瓦时、149.6元/千千瓦时、107元/千千瓦时、136.1元/千千瓦时。在跨地区电能交易中，河南省电力公司按照出口电价的12.5%收取输电费，华中电网公司按照不高于24元/千千瓦时收取输电费，湖北、湖南、江西、四川省、重庆市电力公司按照20-70元/千千瓦时收取输电费；在省市内以直购电为名义的交易中，河南、湖北、湖南、四川省电力公司分别按70元/千千瓦时、80元/千千瓦时、64元/千千瓦时、128元/千千瓦时左右收取输配电费。
从上述各省市的输配电成本和现有收取的输电费来看，各省市存在较大差异，要想核定一个统一的输（配）电价格必须有一个过程。根据实际情况，应区别对待存量和增量来核算或确定输（配）电价格。按照政府调控目标形成的合同电量作为存量，其价格维持不变。跨地区电能交易和大用户双边交易电量应作为增量，其输（配）电价格应按照边际效益规则，采取成本加合理收益的办法来核定。通过明确输（配）电价，增加信息透明度，既可以提高购售双方决策评估水平，发挥市场配置资源的作用，又可以引入更多大用户参与市场交易，从需求侧打破单一购买方的格局。
电力调度机构是为维护电力系统安全、稳定、优质运行，对电力系统运行实施的组织、指挥、指导和协调的机构，其最根本的特点就是具有大量代理其他市场主体的权力，并具有强制性的公共管理职能。电力交易机构是为维护电力市场正常运营秩序，组织电力交易并为市场主体提供交易场所、设施等相关服务的机构。在市场化环境下，为规范电力交易秩序，保证电力市场公平、公正，应将调度和交易的职责分开，以适应电力改革发展、电网安全运行和电力市场正常运营的需要。
电力交易机构的设立应当符合区域电力市场建设规划，符合区域电力市场建设进程和市场运营需要，有利于电力资源优化配置，有利于市场主体公平交易，有利于电力市场的健康发展，不能隶属于任何一个市场主体。电力交易机构的运行，必须发挥作为公共交易平台的服务功能，实行财务和管理上的相对独立。一是要将交易中心设置和运行纳入区域电力市场建设的总体规划，同步建设。二是电力交易中心应独立运作。由电力监管机构直接负责管理，以保证交易的公平、公开、公正。一般情况，电力调度机构应根据电力交易的安排进行调度，唯有涉及电力安全等特殊情况时，电力调度机构可根据需要实施临时调度。但对相关特殊情况应做出严格规定，并由电力监管机构实施监管。
我们相信，如果上述两个问题能得到解决，华中区域电力市场的建设一定能快速推进。
标签：因地制宜／电力市场
