加快电力市场建设，着力构建符合国情的统一开放的电力市场体系，是当前和今后一段时期我国电力体制改革的一项重要任务。本人从这几年华东电力市场建设和长期在基层电力企业工作的实践中深刻体会到，电力市场建设既是一个理论构建的过程，也是一个实践的过程。要在实践中不断深化认识、统一思想，在实践中不断改进与完善电力市场体系的设计。
一、电力市场体系的内容

电力市场包括电力生产、传输、使用和销售关系的总和，电力市场体系建设应当包括发电市场、输配电市场、售电市场和用电市场。

发电市场应是比较充分竞争的市场，在电力系统中属于可竞争的环节，是现行国家产业政策鼓励多方投资的产业。国家电监会确定的东北和华东电力市场建设试点，本质上是一种发电市场的竞价平台。东北电力市场采用的模式是年度和月度交易，全电量竞争，两部制电价制度；华东电力市场采用的是全电量竞争发电，部分电量按竞价结算（相当于需求总量的90为政府审批的电价结算，超过合同的电量按日前竞价电价结算），实行单一制电价制度，市场品种包括：合同交易、月度交易和日前竞价交易。

输、配电市场是自然垄断性的市场，在电力系统中属于自然垄断环节，是面向电力市场竞争主体和为电力使用者提供公平、无歧视、开放的一个平台，属于必须加强监管的领域。输电和配电的功能属性基本相同，均提供电气物理功能服务。我国的电网管理体制是输、配、售垂直一体化的管理体制，输、配、售价格在用户终端反映在同一个价格里面。这种体制和价格机制，使得电力使用者不能及时了解电力市场相关信息的变化，无法对价格的变化做出反应，抑制着市场作用的发挥。

售电市场是公共产品服务性质的市场，相对于输、配电市场而言，它是一种以服务为主，但又要依附于输、配电的业务，并与输配电业务有着紧密的关联性，属于需要有限管制的环节。受制于目前的条件，售电市场的业务在现阶段还很难从输、配电业务中分离出来，售电市场的独立运作在现阶段也很难形成。

用电市场是一种消费市场。用电市场中，一般消费者均是价格的接受者，很难通过竞价来买电用。

综上所述，电力市场体系建设应当从发电、输配电、售电、用电各环节统筹考虑，不应当以“级”加以规定，应从我国的实情出发，以充分发挥市场机制的作用为目标，从搭建公平、开放、无歧视的市场交易平台入手，重在市场制度和机制的建设，循序渐进，不断把电力市场推向深入，健全市场体系。

二、如何建设电力市场体系

电力市场建设过程是统一思想、统一认识、逐步完善的过程，建设什么样的市场，目标要统一，但方法和路径是可以选择的，笔者认为：

1、建立区域电力市场有利于发挥市场配置资源的基础性作用，符合我国的实情。这里所指的区域是经济区域而不是行政区域，它与电网结构密切相关。在我国区域经济已越来越活跃，长江三角洲经济区域和珠江三角洲经济区域在市场机制作用下，自发的经济贸易量规模越来越大，经济联系也越来越紧密，在区域内的电力交易量也大幅增长。以华东为例，华东电网四省一市2005年省间交易量达394亿千瓦时，占华东全网发电量的6.9，跨区域交易电量393亿千瓦时，占全网发电的6.8。华东电力市场在06年12月19至26日七天的试调电中，省间输电设备交换功率大幅增加，在华东全网中发电优化效果明显，仅七天时间，60万的发电机组比原计划增发1.33亿千瓦时，30万以下发电机组减发电量1.47亿千瓦时，节约标煤7000吨，上网电价也明显下降。在区域建立电力市场打破了省间壁垒，电力资源在一个更大范围内优化配置有利于引导合理投资和优化产业结构。

在一个区域建立发电市场有利于充分竞争，各市场主体瞄准的是区域内的市场份额和价格水平，可以合理调整季节性、时段性电力负荷的差异，实现水、火电的互补，省间之间的余缺调剂，规避产业变化的市场风险。

华东电力市场方案设计，选择全电量竞争发电，是为了充分发现价格信号，择优发电，即边际成本最低为竞争力最强；选择部分电量按竞价结果结算，是充分考虑了改革初期不作太大的利益调整，只选用了10的竞价结算空间。市场建设发展的过程不是从百分之十到百分之百的过程，而是要把90的份额由政府下达发电计划向买卖双方自主签订购电合同转化的过程，重在建立一个有序的市场交易平台，由政府计划管理向市场合同管理转变。考虑到改革初期市场机制还未建立的实际情况，华东电力市场保留了允许省市地方政府对电力工业进行一定程度干预的空间，同时，在市场方案中也设计了由市场作用逐步替代地方政府行政干预的机制与功能，用市场的办法解决节能降耗资源配置等政策目标。例如，引入日前市场交易中的发电权自动转让的措施（即发电机组为完成需兑现的计划电量或合同电量，当市场出清的价格低于合同价格时，等于从市场中购电来兑现安排给本机组的合同发电量，从而实现了边际成本高于市场出清价时，机组将停机或少发，让渡给大机组低耗机组多发），就解决了用市场机制让高效低耗大机组多发电、低效机组少发电这样一个老大难问题。

发电市场能否有效竞争，关键在制度和机制的设计，一个有效的市场应包括双边交易、年度竞价、月度竞价、日前竞价、实时交易、委托代理、辅助服务等多种交易方式。不管采用何种模式都应当把发电市场的交易结果直接反映到用户终端电价中去，真正按照发改价格（2005）514号文件执行向用户实行三段式电价结算，使发电市场的价格信号能反映到用电市场。

2、输、配、售环节应当从价格和财务核算上先行分离，梳理价格结构，明晰成本费用和交叉补贴的水平，逐步过渡到独立的价格形态。输配电环节具有自然垄断属性，是应该严格监管的环节，至于输、配是否分开，国外的做法也不尽一致，有分开的也有统一管理的。从我国目前的实际看，笔者认为输配电网暂时不要从体制上分开为妥，应该从价格和财务核算上先行分离独立。同理，售电环节是公共服务性质的，是可以从体制上分开的。但目前我国市场环境还未成熟，售电市场还很难独立运作。

当前，可以做的或者说应当加快改革的是输、配、售电价和成本核算的独立和分离，明晰价格结构和交叉补贴的水平。对于输、配、售电价能否分开，目前的看法很不一致，很多人认为在输配没有分开、主辅没有分离的情况下，输、配、售成本是很难单独核算的，各个环节的电价也很难分清。其实，输、配、售电价和成本核算的独立与分离，并没有想象的那么复杂。如果电网公司的体制维持不变，既得的电价空间和总利益不变，实行输、配、售三个环节收费，电网公司收取过网费，发电环节的电价高低直接传递到用户侧，电网公司不从发电环节赚差价。至于输、配、售三个环节价格安排，由各省市物价部门核定，需要交叉补贴的电量向社会公布，接受听证和监督，这样通过几年的时间，交叉补贴的问题也是能够逐步消化的。应当讲交叉补贴的金额是由一部分电力用户承担的，并不影响电网企业的收益，也不是电网企业提供的。只要合理核定电网企业的过网费，电网企业良性发展的长效机制是不难建立的。

同时，输、配、售三个环节的成本核算也是可以分别统计汇总的，按工作对象分别核算成本是完全可能的。产品核算几千种产品都能单独核算，电网仅有三个环节，哪有不能独立核算之理。至于无法直接计入的公共成本部分，只要确立一种分摊办法就能解决。

3、用电市场要从节约能源，合理用电、科学用电出发，开放输、配电网，实现与发电市场直接对接。

发电市场形成后，输配电环节的价格清晰，用电市场的放开就不难实现了。改革初期从大用户直购开始放开，逐步扩大。在这里有必要对大用户直购电的概念作统一的理解，很多人把大用户直购理解成物理上的直购或用户与电厂建立供电关系，这种理解操作上很困难。笔者认为，大用户直购电：（1）不是物理上的，用户在电厂直接拉线供电；（2）大用户直购不应改变调度关系；（3）大用户直购不应改变与电网企业的供电关系和结算关系。大用户直购电应该是指用户直接按照发电市场的电价结算，用户与电厂签订的购电合同是价格差价合同。这种大用户直购电的好处是：第一并不影响供电关系，可以稳定价格；第二有利于发电企业的长期投资，发电企业签有长期或固定的量价合同后，可有计划的采购燃料和长期投资。第三用户在发电市场直接购电，可以及时了解和掌握电力市场的变化，有计划的选择用电季节和时段，与电厂签订购电价格合同可以稳定用电的成本水平，有计划的安排生产。