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。
近年来，严重制约我国电力发展质量的“三弃”问题，其主要原因就是缺乏区域范围资源优化配置的平台支撑。就此，2018年1月24日，国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏在国家能源局2017年度相关能源情况新闻发布会上提出，下一步将深入推进电力市场化改革，推动现货电力市场交易试点，开展跨省区的可再生能源电力现货交易，加快推动辅助服务市场建设，以市场化方式促进清洁能源消纳利用。
跨省跨区电力市场化交易实践
为区域电力市场建设积累了丰富的经验
2015年3月，以中发9号文为标志，我国启动了新一轮电力体制改革，提出建立全国电力市场体系，还原电力的商品属性，让市场在电力资源的配置中起决定性作用。随后，在《关于推进电力市场建设的实施意见》中，更进一步明确了电力市场建设的实施路径。
两年多来，电力体制改革深入推进。目前，全国已经成立了32家省级电力交易中心和北京、广州两家国家级电力交易中心，全国电力交易机构联盟也已于2017年11月在北京成立。首批8个电力现在货市场建设、分布式发电市场化交易、第二批增量配电业务改革(共89个项目)等试点工作 相继启动。
据中国电力企业联合会发布的《2017年1-9月全国电力市场交易信息分析》报告显示，2017年1-9月，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属电网企业销售电量合计为37079亿千瓦时，市场化交易电量合计为11621千瓦(不含发电权转让)，其中各省内市场交易电量8370亿千瓦，省间(含跨区)市场交易电量合计3251亿千瓦时，省间交易电量占整个市场化交易电量的27.97%。
广州电力交易中心负责人向记者介绍，2017年，广州电力交易中心坚持定规则、搭平台、引主体，基本构建起了南方区域跨省跨区电力市场的“四梁八柱”。《南方区域跨区跨省月度电力交易规则》经国家发改委、国家能源局审批后，于2017年6月正式印发执行。该《规则》是全国首个跨区跨省月度电力交易规则，明确了南方区域跨区跨省的市场交易主体范围，设计了协议交易、发电合同转让交易、集中竞价交易以及挂牌交易四个交易品种及交易规则，规范了交易组织、安全校核以及交易计量、结算处理、交易收费等市场运行基本事项。2017年，广州电力交易中心组织跨区跨省市场化交易267.7亿千瓦时。其中，双边协商交易159.7亿千瓦时;月度富余电能增量挂牌交易101.3亿千瓦时;云贵水火电置换交易6.2亿千瓦时;发电合同转让交易0.49亿千瓦时。经过反复沟通协商，推动广东49家发电企业、云南16家发电企业进入跨区跨省市场。
南方区域电力市场虽然有了非常大的突破，但是这位负责人坦言，做省间电力市场化交易是一件非常困难的事情。其涉及到省间利益的协调和市场主体诉求的平衡，以及当时的顶层设计和基本的机制不支持。云南、贵州虽然都同意做区域市场，但是将电量分解到电厂却落实不下去，协调政府和市场主体的意愿很困难。作为政府职能部门的南方能监办牵头协调起来也都是困难重重，电力交易中心只是个平台，协调各方利益就更为困难。
从客观上来说，云南和贵州愿意把售电侧放开，云南面临清洁能源消纳的困难和压力，不放开，电卖不出去，倒逼了云南放开市场主体，但是如果没有规则的统一，富余电量还是走不出来。目前看虽然和理想的电力市场还有差距，但是2017年走到这一步，已是实属不易。尽管南方区域交易电量跟需求还有差距，也不全是广东不愿交易，云南也需要转变观念。现在云南看到了市场对其消纳清洁能源的优势，观念上有了转变。
曾有专家指出，现在还有很多交易品种和交易规则还不完善。这位负责人认为，我们也不能只就市场谈市场，省为实体的行政力量很现实。过去一年多来，南方区域开展省间电力交易也确实暴露出了“市场规则缺乏统筹、市场尚未完全放开、交易平台需要整合优化、业务协同有待强化”等一系列问题。但各方要找到利益共同点才能推动，跳开现实是实现不了的。起步要一步步走，事情要一件件做。目前，有关方面正在制定南方区域市场的规划和完善《跨省跨区中长期交易规则》，这也需要我们用发展和历史的眼光来审视。
区域电力市场是省间壁垒存续期资源优化配置最有效的补充
2017年,广州电力交易中心月度省间市场化交易产品中的集中竞价交易,因为没有一家用户进入而落空，大家把矛头都指向了广东用户没有进入到省间交易市场。
对此，广州电力交易中心负责人认为，当前客观存在的省间壁垒是各地经济发展不在一个水平所导致，欧美等西方国家也有同样的情况。政府在放开市场的时候有自己的立场和考量，不能简单地归结为阻碍市场化建设。广东在推动市场化建设是非常坚定的，市场意识也很强，广东省内电力市场也非常规范。凡是能交给市场的，政府都没有干预。只是在直接竞价交易上还有一些疑虑和顾虑，现在通道就这么多，即便实行直接竞价，也不会有太多的成交量。现在包括挂牌，发电权转让、水火置换等交易都已经放开了。
市场不是一下就能做到位的，也是分步实施、积极融合的，现在云南16家发电厂已经进来了，其实用户也是间接参与的，省间市场也间接得到了一些利益。西部清洁能源在价格上的优势，目前是通过省间的分配机制分配给省内发电企业，因为发电厂为西部清洁能源让出了发电空间，所以利益拿出来给发电企业，没有到用户，利益的分配肯定会影响到省内发电企业在省内交易的报价策略和市场策略。间接影响到用户侧，用户侧也受益。所以说直接受益的是省内非市场用户，间接受益的是市场用户。如果发电企业没有利益分配，报价可能就不是现在这样的策略。现在之所以没有着急推直接交易，目前省间还是云南和广东，清洁消纳并不取决于用户有没有参与进来，而是协议外的通道富余能力。当前通道富余能力就只有100~200亿千瓦时，268亿千瓦时已是超额完成。用户进来以后，汛期通道是满的，对于消纳富余水电没有太多的帮助，枯期广东的报价也没有什么优势，云南没有弃水压力时在省内的价格还是比较高的，所以送到广东后也没有价格优势了，目前用户进来意义也不大。市场上形成的丰枯电价和北欧挪威的水电交易价格很类似。
要实现省间的资源优化配置还需要很多先决条件，一是物理潮流要可实现，二是从省间壁垒来看，政府对省内的经济和企业负有责任，也不能简单地理解为这就是省间壁垒。现在268亿千瓦时的市场化交易电量是卖给了广东非市场用户，由广东的非市场用户来承担电费，在更理想的市场下，市场电要卖给广东的市场用户。其实广东用户购买绿电的意愿也很强烈，因为现在很多出口产品对生产用电中绿电比例有要求，国家方针和政策也是鼓励绿色用能的，但是这需要一个过程。现在是非市场用户来承担这部分清洁能源，以后再慢慢过渡和推进。
就“省间壁垒”，中国政法大学商学院院长刘纪鹏认为，其既有国家法律政策上的因素，也有行业自身发展中的因素。当前，中央政府与地方政府委托代理关系和财权、事权划分的客观存在，以及多年来部分地方政府信用机制的缺失，导致受端地方政府对经济发展预期和电力供应不确定性的担忧。还有就是，一段时间以来，在电力资源配置中起基础作用的调度控制区，不是省与省之间不断融合变大，而是呈分割变小之势，进一步巩固了省为实体的电力发展格局，也就进一步加强了省级政府在电力发展中的主导权。
在业内专家谷峰看来，现有“省间壁垒”有制度上的合理性。目前，电力和电量的平衡是按照省来平衡，电力系统“买单者”基本是省内电力用户。即便是“西电东送”的国家指令性计划，也不能保证“刚性执行”，仅从基于电力安全的角度出发，适度的保护既是必要的也是有效的。另外，在部分地区电力仍然被视作是宏观调控手段，这完全抹杀了电力的商品性。因此，要想消除电力的省间壁垒，必须要放弃电力作为宏观调控手段的作用。
谷峰还认为，我们对“省间壁垒”也要一分为二地看，因为价格造成的“省间壁垒”是符合市场规律的。目前，标杆电价变成了受电地区最贵的电价，相应紧跟受电地区标杆电价的外来电(倒推定价方式)，就显示不出价格优势。此外，我国尚未建立环保成本计入发电成本的机制，无法量化接受外来清洁能源的环境红利。从这个角度看，如果受电地区的用户和电力企业都持保留态度，所谓省间壁垒更应该理解为就是市场主体的意愿。
长沙理工大学叶泽教授指出，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。只要市场机制充分发作用，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。
我们没有必要把区域电力市场与省间壁垒完全对立起来。当前，在“省间壁垒”存续的国情下，先期建设完善省级电力市场，首先在省域范围内实现优化配置电力资源，在此基础上推进区域电力市场建设，进一步提高资源优化配置的效率和效益，无疑是一条切实可行的路径。
我们研究分析省间壁垒，目的是将“省间壁垒”的局限性及弊病降到最小程度，从这个意义上来说，建设区域电力市场正好弥补省间壁垒存续期的种种弊端。也就是说，区域电力市场不在于交易量的大小，而在于客观实际的需要和区域范围内优化配置资源的功能是否得到体现。因此，区域电力市场建设要与区域内特征性实际情况相结合，真实反映区域基本特征。
“立法推动、政府主导、企业协同”
三位一体重塑区域电力市场
在中国特色社会主义初级阶段，全国统一电力市场的形成不可能一蹴而就，市场的发育和市场体系的完善是一个渐进过程，其中应该有一个过渡模式与目标模式相衔接，建立若干个跨行政区、开放性的区域市场，是形成全国大市场的重要组成部分。
无论是从国家顶层设计还是从电力发展现状看，区域电力市场建设已经迈出了实质性的步伐。但如何又快又好推进区域电力市场建设，以免重蹈东北区域电力市场试点覆辙，是当前我国电力改革与发展必须解决好的问题。
粤电集团市场部主任丁鹰剑在接受本刊记者采访时指出，我国的改革开放已步入了深水区，国家经济体量已与改革之初不可同日而语，经济发展特征已由高速发展转向了高质量发展，已经跨过了“摸着石头过河”的阶段。从10多年前东北试点失败的经验以及近年来的电力市场交易实践来看，建设区域电力市场首要任务是进一步完善国家顶层设计，要以最小的改革成本收获最大的改革成效。现在电力市场建设中暴露出来的诸如“省间壁垒”、“政出多门”、“规则多变”、“价格倒挂”等一系列问题，其实质在于真正体现国家意志的系统性顶层设计依然缺失。在建立健全电力市场机制建设时，我们要更加注重发挥区域优势，更加注重省间利益分配机制建设，在保留各地优先发购电计划的前提下，充分放开市场主体的选择权。建设区域电力市场，需要立法先行，及时修改完善《电力法》等相关法律法规，通过法律法规的方式明确区域电力市场建设主体及其边界。此外，市场交易规则的起草制定修改及电力市场交易管委会组建等，也应该是通过法律明确授权由专门的组织机构来完成。
目前区域市场建设滞后已经明显制约了我国电力市场的建设和清洁能源消纳。就此，中电联行业发展与环境资源部副主任薛静建议，2018年应尽快启动区域市场建设方案及试点，国家发改委、能源局应借力区域能源电力监管机构，联合区域内各省级政府，依托区域电力调度机构，建立协调联络机制，由国家层面的政府职能部门主导制定相关的政策和规则，调动区域各方参与的积极性，不断完善区域电力市场建设。她还特别强调，根据各区域电力发展的现实需要，可先期建设西北、华北及南方区域电力市场，待条件进一步成熟后再建其他区域电力市场。
电力企业作为区域电力市场建设的实施主体，发电企业、电网企业及电力交易机构之间加强工作协同也非常重要。广州电力交易中心负责人表示，广州电力交易中心将在2017年运行基础之上，进一步总结完善，更加完善对市场主体的宣贯，增加交易品种，积极开展现货电力市场交易试点，进一步丰富交易内容，提高市场的组织和运行效率。2017年的规则是月度规则，2018年将改为《跨省跨区中长期交易规则》，增加了年度双边协商、发电合同转让等交易品种，月度的交易组织方式，以前是集中竞价，现在是连续挂牌交易，还有保底消纳，对结算、安全校核、偏差考核和信息发布进行了更加详细的规定。此外，现在南方市场省间和省内的结合很紧密，在省内的交易品种越来越多的情况下，需要进一步加强各交易机构之间的协同，促进两级电力市场有序衔接、规范发展。
这位负责人建议，当前要按照有利于消除清洁能源省间价格壁垒、有利于购电市场培育、有利于激励受电省区消纳积极性、提高资源跨省区优化配置力度等原则核定省间输配电价。电力现货市场的试点应以安全为核心，调度机构和交易机构按照职责共同组织现货市场交易。区域现货市场由国家级或区域级电力交易中心、电力调度机构主导，按照“整体规划、统一规则、统一平台”的原则建设，充分考虑区域电网和省级电网基础条件，以市场需求为导向稳妥起步，分市场培育，市场融合阶段稳妥推进。
加快建立区域电力市场，在更大范围内优化配置电力资源，既是我国能源资源与电力负荷呈逆向分布的客观需要，又是提高我国能源电力系统整体效率、建设现代综合能源体系的重要平台，还是实现电力用户、售电公司、发电企业、电网企业及政府多方共赢的有效途径。特别是在我国经济由高速增长向高质量发展转变的当下，我国正从电力大国迈向电力强国的进程中，电力供应由长期偏紧转为总体宽松的大好形势下，为进一步深化电力体制改革创造了千载难逢的机会。我们没有理由错失这个历史机遇期，通过“立法推动、政府主导、企业协同”三位一体，重塑我国区域电力市场。
任何改革都不可能一帆风顺，也往往是在争议中前行。不同的市场主体都有各自诉求，新规则的制定只能是寻求最大公约数。在采访中，广东番禺一家年用电量超10亿千瓦时的上市公司负责人专门给本刊发来书面回复，迫切希望今后能在电力市场里买到更多的绿色电力，给记者留下了极为深刻的印象。
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，推动我国顺应现代能源大势的电力生产、消费及技术结构整体转型，最终实现能源“四个革命”。
