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1998年12月国办下发146号文件，明确提出要厂网分开、竞争上网，建立电力市场，并选择浙江等6个省作为电力市场试点。以此为起点，中国拉开了电力市场改革和建设的序幕。2002年，国务院又正式发文，系统阐述了电力市场化改革的总体目标，中国电力工业正式走上了符合时代潮流的市场道路。十年来，这一改革取得了重要的进展和成效。但是，电力市场建设的推进却一波三折，电力改革在传统模式进入市场模式的门槛上放慢了脚步，电力企业也卡在了计划管理和市场竞争的双轨制的夹缝中。
我国电力市场建设的停滞，有国内外经济政策多重因素的影响，也有对电力市场建设的本质问题没有统一认识的原因。这就是第一，电力产品和服务的商品属性问题；第二，电力改革与电力市场的关系问题；第三，电力市场的目的和功能问题；第四，中国电力市场建设的路径选择问题。这些问题的本质或核心就是我国是否需要电力市场化改革？是否需要电力市场？什么是电力市场建设的最终目的？
电力自从被有规模地使用以来，经历了一个从商品到公共产品，再到商品的发展轮回。在二战之前，尤其在19世纪20年代之前，各国电力工业尚处于一种民间自由发展状态，电力产品和服务被理所当然地作为商品。在19世纪30年代之后，尤其在二战之中后期，为国家安全、战时管制和战后经济考虑，同时为了防止电力工业规模合并导致的私有垄断弊端，各国普遍对电力工业选择了国有管制模式——此前电力工业没怎么发展的，此时由政府出面包揽，扶持发展；此前已经由私有部门发展成型了的，逐步收归国有，改为国家所有并经营（中央政府或地方政府）。这是电力工业生产关系的第一次变革，即从私有、自由到国家所有并实行管制的变革。这一次变革极大地促进了电力工业的高速发展，同时也将电力产品和服务的属性从商品转换成了公共产品。
经过四十多年的大发展之后，随着技术的进步、电网规模的不断扩张、生产与生活电气化程度的不断提升，电力规模经济性经历了由小而大又由大而小的过程，电力工业开始出现公平、发展与效率的冲突：对发达国家而言，这一冲突表现为投资过剩引起的运营效率低下；对发展中国家而言，这一冲突主要表现为政府在电力发展资源上的不堪重负。于是，许多国家又不约而同地开始了电力工业的第二次大变革，即电力市场化改革，这一次变革的主旨就是“转变电力运营模式，还电力产品以商品属性，让政府重回监管者岗位”。
我国电力工业的变革，与全球电力工业变革的节奏基本吻合。在1949年以前，电力工业处于民间资本、外国资本和官僚资本分片垄断、自由发展阶段，电力产品具备明显的商品属性。1949年以后，电力工业收归国有，从建设、生产到使用完全由政府计划控制。从1985年“集资办电”开始，我国也无意中踏上了第二次变革之路。此次变革的首要任务在于解决电力发展的资金瓶颈问题，从发电环节的投资开放入手。正是这次变革，促进了我国电力工业在改革开放后的第一次大发展，到90年代后期，困扰我国的缺电局面基本缓和，电力出现阶段性饱和。1998年，电力工业部撤销，电力行业的政企分开正式启动；随着后来厂网分开的实行，政府和企业的组织界面已基本清晰，逐步实现了电力投资责任由政府向企业转移的目标。
但是，现在离真正赋予电力产品商品属性的目标还很遥远。重大电力项目的投资决策权和电力产品价格的定价权仍然在政府手中，企业还主要是作为政府代理人或建设人、执行人的角色，政府和企业的关系还是以项目管理为核心的链式关系。电力产品还远远没有脱掉公共产品的外衣，电力价格承载太多的政府意志，被作为政府宏观调控的手段和工具。
当电力工业完全由政府来投资建设并垄断专营的时候，电价也完全由政府控制，并作为一个重要工具来实施国家的发展战略和宏观调控，这无可厚非。我国的销售电价从60年代开始，一直执行“目录电价”制度，采用该制度的出发点是所谓“公平负担”的原则，电能在不同用户之间被赋予可以不反映价值的意涵，这在客观上有力地扶持了国家基础产业的发展。这一做法在许多国家，尤其是发展中国家也都曾被大量采用。韩国就是一个典型的例子：从朝鲜战争开始到亚洲金融危机前，韩国政府鲜明地采取了一点价位手段，以电力工业为撬动国家工业化的杠杆和扶持出口型工业的输血脐带的做法；由国家补贴，对出口型工业执行超低电价并给予最高供电优先权。这一政策帮助韩国快速实现了从农业化到工业化的转换，但同时也将大量政府债务积淀在了电力工业。在亚洲金融危机之前，最高接近一半的政府外债集中在电力工业，到危机爆发时，这一模式已经难以为继，从而被迫走向电力市场化改革之路。
电力产品和服务的商品属性和公共产品的属性，是不同时代的两种选择，都是有效的，但二者的杂糅则难以成功。要享受将电价作为调控手段的便捷，就要承担投资开发经营电力企业的重任。否则，即使表面上政府从投资开始的重负中抽身了，而又揣着投资审批和产品定价等关键经营要素不放，仍然将电价作为宏观调控、转移支付和推行产业政策的工具，实际上还是将电力产品作为公共产品或所谓“准公共产品”，这时政府必将陷入补贴和交叉补贴的迷局，同时也导致企业经营目标和政府考核标准的双重混乱。这也正是我们面对煤炭、电力和成品油等能源产品价格束手两难的原因所在。
电力市场化改革是恢复电力商品属性的必然选择。电力市场化改革的第一个主题词就是“放松管制”——将以前由政府统管的电力投资、生产和消费“计划”交给投资者、生产者和消费者自己安排。
从国际经验来看，电力工业开放可以从发电侧引入，也可以从用户侧引入。1978年，美国颁布了着名的《公用事业管制政策法》（PURPA），要求公共电力公司收购来自“合格发电商”（QF qualified facilities）所发的电力。此后，在1981年，智利颁布了一个法律允许大用户自由选择其供电商并可以自行讨价还价。美国和智利电力放松管制的方式，一个是从发电开放入手，一个是从用户开放入手。这可以认为是电力市场化改革的第一个阶段。
改革的第二阶段是建立竞争性的现货市场交易机制，以确定机组的调度和电力批发价格。1990年英格兰威尔士电力库的建立往往被人们视为真正的电力市场的开始，此后，1991年挪威也建立了清晰的竞争性电力交易机制，1996年瑞典加入挪威电力库，形成了北欧电力库（NordPoo1），后边陆续扩充到芬兰和丹麦等；1994年澳大利亚维多利亚电力库开始运行，随后1996年新南威尔士电力库建立，1997年在二者合并基础上建立了澳大利亚国家电力市场。
第三阶段是在以上电力现货市场的基础上，迅速发展出灵活多样的电力合约交易。早期在英格兰威尔士电力库和挪威电力库，差价合同和远期物理合同即伴随现货市场而生；1997年北欧电力市场引入金融期货合同，1999年引入金融期权合同；1998年西班牙、加州、PJM等电力交易中心相继成立，此后纽约、新英格兰电力交易中心、荷兰阿姆斯特丹电力交易中心等陆续运营；2001年英国NETA实施，替代了原有的电力库现货市场，彻底将电力交易进化为普通的大宗商品交易。
上述第二个阶段和第三个阶段中建立的电力市场，无论是现货市场，还是电力合约交易，由于主要通过规范的市场运营组织来开展，故统称为“组织市场”（organized market）。
各国在发电侧建设组织市场的同时，对用户侧的开放也都相继推出：挪威在1991年，新西兰在1994年，瑞典在1996年，芬兰在1997年，加州在1998年，英格兰威尔士和澳大利亚的新南威尔士在1999年，相机对所有的终端用户开放了法律意义上的选择权。可见在上述案例中，英国的英格兰威尔士和澳大利亚的新南威尔士是先建立组织市场，再逐步开放用户选择；挪威、瑞典、芬兰和美国加州等是建立组织市场的同时，即开放全部用户选择；新西兰则是先开放了用户选择，2年之后才建立组织市场，另外还有法国、日本等也是首先从开放用户入手。总的来说，组织市场的建立和用户选择权的开放无法分割。
回顾国际上电力市场化改革和电力市场建设的历史，有以下两点重要经验：
第一，电力市场是电力改革的方向和目标所在。电力改革的第一个阶段主要是电力市场建设做法律和体制结构上的准备，是一个过渡阶段；在完成电力结构重组后，应尽快进入第二阶段，不能停留太久，否则，易导致电力工业处在计划体制和市场体制之间的尴尬状态。由于有效的市场定价机制不能到位，问题会越积累越多，且解决问题的方式往往回归传统那个方式（如对煤运价格和电力价格的行政限制），这种方式短期可用，长期则会使得许多问题积累而变得更糟。
第二，发电侧开放和用户侧开放，是电力市场化改革的两翼，二者须同步考虑，缺一不可。电力市场既是发电竞争的平台，也是用户选择的平台；单一买方和单一卖方都无法构筑真正的市场。我国这些年的电力改革，都还是在电力行业内部进行探索和试验，还是局限在行业内部的改革。只有扩大到用户端，使用户参与改革进程，电力改革才会成为社会性变革。融入了社会需求，才能为改革提供新的动力。
我国电力工业的开放是从发电侧开放引入的，当然，在这一阶段改革的后期，对开放大用户进行了少量的试点。但是对大用户直购电采取单个试点的方式，易走入对大用户优惠和利益转移的误区。正确的做法应该是建立机制，使符合标准的用户都有权自愿选择参与。
要能真正推动用户侧开放，独立输配电价的确立是前提条件。从国际上来看，独立输配电价的出台，是电力改革启动的“破题”之举。如北欧各国的电力市场化改革无不都是从公布全国的输配电价开始的：挪威在1992年公布了基于节点的输配电价，率先建立组织市场；瑞典于1995年1月出台节点输配电价，并于一年后建立组织型竞争市场；芬兰于1995年6月公布相同的输配电价机制，并于次年建立起自己的电力交易所。
我国目前由于独立输配电价的缺位，使得全部市场化改革和建立竞争性市场的努力都不得不在此止步。要想继续推动市场化改革，应该在系统设计的基础上，迅速启动独立输配电价的核算。哪怕只有一个初步的，都将为我国电力市场化改革开辟通路。
确立电力的商品属性的途径就是电力市场化改革，通过电力市场建设，实现对电力商品价格的发现、传递和响应，从而实现对供需的调节、对投资的引导和对资源的优化配置。
电力市场的核心功能是发现价格。从电力的生产到消费，是环环相扣的一个价值链。从该价值链首端的一次能源供应，到中间传电能力，再到末端的电力需求，任何一个环节的波动，都将导致整个价值链的变化。电力市场的首要功能就在于捕捉到不同时点、不同空间、不同环节的价值波动，并由价格信号敏锐地反映出来。
因此，良好的电力市场首先就是能让电价“动起来”，将每一个环节“联动”起来。在传统的电力工业组织结构下，在电力产品作为公共产品的背景下，电力也有价格，但这一价格是以一种与价值和成本不具体对应（而与使用者和使用用途有关）的形态存在，且长时间静态地存在。这种供需绝缘的静态电价，政府之手是横担在中间的，供需双方的诉求只有通过政府的审批才能实现。电力企业和用户的生产经营计划，在审批制度面前都显得苍白无力。这在现实中导致了巨大的效率损失和经济损失。为此，电力市场出现之前，各国在终端电价设计了各种各样的模拟动态电价，如丰枯电价、季节电价、峰谷电价、假日电价等，这类电价的出现当然比静态电价进了一步，但无论其设计如何精巧，始终无法与实际的供需情况啮合。因为在这种电价机制下，电力企业的盈利模式是不确定的，企业的商品追求必须服务于政府的调控目的，所以民营企业很难在这一领域长期立足，这也是目前中国电力资源迅速出现官进民退的深层原因。
电力现货市场是实现电价与电力供需状况完全啮合的工具。同时在电力现货市场中，价格注定要比几乎所有其他商品都要波动得更频繁、幅度更大。譬如在英格兰威尔士电力库建设初期，每天的价格波动幅度都在4倍以上，如果在一个长时间进行考察，价格波动幅度可以达到100倍；而且这还是在建设了价格上下限的情况下产生的，否则还可能会更高。显而易见的是，价格的波动趋势，无论是短期还是长期的，必然是双向的，这是所有的市场的一般规律。
我国两个区域电力市场试点的停止，很大一个原因就在于人们还不习惯时常导致的价格波动。实际上，东北电力市场竞争推动电价上涨不过每度3分钱，不到东北平均电价的10%；而华东电力市场的情况正好相反，竞争的结果是电价往下走；这些波动其实远小于近三年来经政府之手调整电价的幅度。事实上政府调控的电价，往往是一路上涨的。
其次，电力市场应具有稳定预期的功能。市场不仅要具备能提供一个充分变动电价的功能，也同时要具备能提供相对静止的电价功能。短期波动的电价用以提供指导长期投资和消费模式的信号。也就是说，市场是这样一个工具，它首先让价格尽可能地动起来，并且每一个环节尽可能精准地联动下去；同时又用另外一些手段，让价格尽可能地静下来、稳下来。一个完善有效的市场，既要有捕捉每一个环节的价值波动的机制，又要有能吸收其波动的能量、以平稳的价格形式输出的机制，这些机制包括：批发市场的各种长期合约、差价合约及期货、期权等各种金融产品，以及在零售市场的各种价格不同程度固定的电价合同。
电力市场还应具备协调自治的能力。电力建设和发展的资金密集型和长周期性决定了其超强的计划性，所以传统的电力规划、建设、生产、供应、使用都是依靠一个超强的计划体系来维系的，这一计划功能的承担者往往是政府或类似于政府的主体。从长期负荷预测、电力项目的规划、审批、建设，到中短期负荷预测，和发电、用电计划安排，无不系于计划主体一身。
尽管如此，这种计划体制看似十分强大，但也在很多时候显得力不从心。在平常的时候，它必须容忍企业和行业的浪费和低效，在需要的时候，它又必须强迫企业甚至整个行业做出违背市场规律的巨大牺牲，政府是不得已而为之，企业只能无奈地接受。在许多时候，往往以牺牲系统运行的经济行为代价，来保障系统运行的安全性。也正是这一原因，迫使许多国家下决心抛弃计划方式，去寻找更为稳妥、正确而又有效的新方式；其基本出发点在于，让每一个市场主体自由地安排和表达其长期和中短期供需计划，同时，设置一种运行机制，让这些安排和表达能够有效地集成，从而实现整个系统的长期和中短期的计划安排，这显然要比以往那种无法拥有全部信息的一个主体去独自完成全部工作来得更为可靠。而现代信息技术的发展，恰好在实现上提供了技术可能。
实现在上述功能的载体，就是建立一个从长期交易到实时平衡的、连续的、稳健的市场交易机制。通过这样的市场交易机制，每一个市场主体，包括政府，可以更容易、更准确地发展几年后的市场供需状况和市场价格，从而可以更有针对性地指导电力规划和建设；同样，数月后、数周后，及至第二天的市场供需状况和市场价格信息的获得，可以更为有效地协调电力的生产、供应和使用。当然，市场并非万能，政府需要掌握在关键时刻纠正市场的某些工具。
根据电力规划和建设周期特点，电力市场需要长期合约；而电力生产的计划性特点，如燃料供应、来水情况预测及计划和非计划检修安排等，也同时要求有大量的从年度到季度、月、周等中短期合约存在，在加上日前、时前和平衡市场，共同构成一个连续的交易序列。在这样一个交易序列中，长、中期和约交易有利于防范市场风险，稳定市场预期，降低交易成本，吸引投资；而包括实时平衡在内的短期现货交易，竞争激励更充分，价格信号更灵敏。
从本质上来说，电力市场建设和发展的轨迹就是电力产品和服务从公共产品向商品转化、从特殊商品向一般商品转化的过程。而电力市场建设和发展的过程，就是电力产品的商品属性越来越浓的过程，就是电力交易品种越来越丰富的过程。
但是从操作层面来说，着手电力市场建设必须要回答三个问题，即起步模式如何选择，目标模式是什么，以及如何从起步模式达到目标模式；而且要有决心解决市场竞争所必需的体制和管理变革的问题。这就是电力市场建设的路径选择问题。
当前世界上各国组织市场的具体模式看起来不尽相同，其实质区别在于对现货市场安排的不同，或者由于市场起步方式不同，市场发育尚未完成。对现货交易的安排上，一些市场要求全部电量都进行现货交易，这就是所谓“强制型”电力库模式。另外一些市场则允许供需双方在现货市场之外自由进行双边物理合约交易，余缺部分再进现货市场（当然这个“余缺”的含义和比较各有所不同）。这就是所谓的“自愿型”模式。对现货交易组织的安排上，一些国家直接交由调度机制来组织，即由调度机构兼交易职能，这就是所谓集中模式；另外一些国家则是由调度之外的一个或多个机构来组织，调度机构只是执行交易结果，这就是所谓分散模式。
由上述因素进行组合，就可以得到四种基本模式。第一种模式是调度交易合一，全部电量都进现货交易市场，该模式的典型是前英格兰威尔士电力库，和现在的澳大利亚NEM。第二种模式是部分电量进现货交易，并由统一的调度交易中心来组织现货交易，该模式的典型就是美国东北部的三个市场。第三种模式是全部电量都进现货交易，但现货交易由调度之外的机构来组织，前加州市场在启动后的过渡阶段就是采用这一模式，但还没等过渡时期结束，就出现危机而关门了。第四种模式是部分电量进现货交易，并由调度之外的多个机构来组织现货交易，这一模式的典型是北欧和英国。
从实践看，以上各种市场模式中，第一、第二和第四模式属于稳定的市场模式；同时，从第一、二模式到第四模式，电力市场更开放，交易也更活跃，店里的商品属性体现得也更充分，基本代表了市场演进的方向。英国是从第一模式跃变到了第四模式，澳大利亚近年也在逐步走向取消强制交易，开放双边交易的道路，也即从第一模式发展到第二模式；而实际上，美国东北部三个市场也是从第一模式发展到第二模式的，北欧则是从第二模式起步，通过融合发展成为第四模式的。
结合我国现实，尽快切入到第二模式。在完善发电环节竞争的基础上，进一步开放输电服务，引入电力用户、独立配售电企业参与市场竞争，为交易双方提供尽可能多的、更为灵活的交易选择。而要实现向第二模式转变，最关键的前提条件是独立输配电价的出台和销售电价体制的厘清，同时需要对电网体制和政府管电方式做出明晰的调整，制定明确的目标并认真落实。
电力工业究竟是采取建设竞争性市场的方式，还是恢复到过去的传统方式，是一个重大的战略选择。传统方式对政府掌握经济社会是有效的，但往往会遇到公平、效率和发展的矛盾。近期出现的电煤矛盾以及在发电能力充足情况下的缺电现象，深刻反映了我国能源工业的机制缺失。依靠传统方式可以实现一个时期的快速发展，但却难以实现健康和谐的可持续发展。电力市场的实践证明，采用建立电力市场可以更好地将电力发展融入经济社会发展的整体环境，使电力与社会有更为和谐的沟通界面，企业与政府的责任更为清晰，发展的机制更为稳健多元。当然，也要妥善管理电力市场的安全与经济风险。
我国电力市场建设的正式提出已经十年了，但是组织性竞争电力市场的真正运作还没有开始，电力市场化改革一直停留在第一阶段。改革的这种停滞，其危害是巨大的，电力工业被挟持在两种选择的夹缝中，改革根本方向开始变得模糊，这严重影响企业和政府的战略安排。
实践证明，改革必须要有强有力的推动，要允许深度试验，不然改革目标就会被各利益相关防撕裂，各取所需，最终回到老路上去。就现状而言，对市场的期待与对传统管理方式的依赖交织在一起。中国的电力工业可以从旧体制中寻找慰藉，却只有在改革中才能赢得未来。
标签：刘宝华,电力市场建设,前十年
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