生产、输送和消费更多的绿色电力，让用户享受到安全可靠、质优价廉的电力产品和服务，应该就是我们加快建设区域电力市场的最大公约数。围绕这个目标，不管面临多大的困难，我们都应在发展中坚持改革，以改革促发展，用改革的思路解决发展中出现的各种问题和矛盾，建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力治理体系。
2018年1月19日，一则消息在电力行业微信朋友圈里被纷纷转发：某售电公司成功代理一家山东金属制品企业用户购买了锡盟送山东的风电，这是全国首笔成交的跨省跨区风电市场化双边交易，实现了包括电力用户、发电企业、售电公司、电网企业及政府的多方共赢。
适时，恰逢本刊记者在广州电力交易中心进行采访。就南方区域电力市场化交易的进展情况，广州电力交易中心负责人用一组数据作了回答：“2017年，广州电力交易中心不遗余力地推进南方区域市场化建设和省间电力市场交易，完成西电东送2028亿千瓦时电量，其中1700亿千瓦时送广东，占广东全省用电量的1/3，超额完成了国家下达的任务。广州电力交易中心在完成政府框架协议电量以外，通过纯市场化交易手段向广东增送了268亿千瓦时，为缓解西南弃水作出了重要贡献。” 这位负责人向记者坦言，其实在电改9号文之前他们就一直想推市场化交易，但是当时根本推不动。
早在2002年，电改5号文就提出了“构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”。在5号文精神的指引下，2003年国家电监会下发了《关于建立东北区域电力市场的意见》。2004年1月15日，经过一年筹备的东北区域电力市场在沈阳启动模拟运行，后来又试运行了11个月，因缺电、电价机制不顺及利益分配不均多种原因，最后被上级主管部门叫停。同一时期，华东、华中、西北以及南方区域也都纷纷组建了区域电力市场建设试点领导小组，华东区域电力市场还探索出了日前市场交易模式，后来也都匆匆“关门歇业”。
电改之艰难，电力市场建设之复杂，不在其中，难知其味。
区域电力市场是当前优化电力资源配置最有效的手段之一
从我国资源禀赋特征及相应的能源安全可持续发展战略看，建立相应的区域电力市场是完全必要的。中电联行业发展与环境资源部副主任薛静指出，我国可再生能源富聚的“三北”地区和水电资源丰富的西南地区，由于远离用电负荷中心，目前单靠省内市场完全实现就近消纳是做不到的，必须通过省间交易互补、区域层面电力电量平衡、跨区域资源统筹规划及市场机制的确立，才能有效减少各省内的电力装机及不必要的重复投资，促进资源富集省份有效利用资源，受端省份合理让出火电发电空间，从而提高能源电力整体系统的利用效率和效益，尤其有利于缓解当前的环境压力，打好“蓝天保卫战”。
南方电网公司市场部负责人在接受本刊记者采访时提出，建设南方区域电力市场对于发挥南方区域经济和能源互补、缓解日益凸显的南方区域性电力供需矛盾尤为急迫。其一，南方区域内东西部省区在经济结构和能源分布之间、用电需求和发电装机之间、用电负荷季节特性和一次能源供应自然特性之间存在很强的互补性。其中，水电、煤电资源90%集中在云贵等西南省份，而75%的用电负荷却集中在两广和海南等省区，这些区域特性决定了只有建立区域性的统筹协调机制，才能充分发挥区域优势，实现在更大范围内优化资源配置，同时满足东西部省区不同的发展需要，这是国家部署西电东送战略的重要前提，也是建设南方区域统一电力市场最主要的出发点。在2017年春季，由于贵州实施煤炭去产能政策，导致贵州送广东的计划电量兑现不了，云南省便通过广州电力交易中心协调置换代送了50亿千瓦时电量，实现了水火互济，发挥了区域市场优势。其二，目前，南方区域内发电装机富余、发电利用小时数持续下降等问题日益突出，云南富余水电消纳问题尤为严重(2016年弃水电量达314亿千瓦时)，省间协调难度加大。在此情况下，仅仅依靠省内市场机制在短时间难以彻底解决，必须从建设区域性、系统性的统一市场机制角度予以统筹考虑。
我国西北区域亦是如此。从资源特性来看，我国西北区域内装机分布“西新东火”特点明显，由于区域内市场交易不充分、送出通道能力受限、受端市场受省间壁垒制约等因素影响，导致了西北地区“弃风弃光限电”问题多年无解。例如，2017年3月正式投运的±800千伏“酒湖线”，目的是将西北区域的风能和太阳能电能在甘肃汇集后送往湖南，设计能力800万千瓦、年输电400亿千瓦时，但是运行近1年来，因受端落点无法落实，该线路最高负荷仅200万千瓦。
