区域电力市场[1]是指区域性的电力市场。国家不仅可以建立1个或几个区域电力市场，甚至几个联网运行的国家也可以建立跨国的区域电力市场。区域统一市场可以实现大范围的资源优化配置，但是我国当前的电力体制以省为实体，除了东北地区外，其他大部分地区采用区域统一市场模式还存在较大困难，预计初期将以区域共同市场的形式展开工作。在借鉴国外经验的基础上，我国区域电力市场的基本模式是区域统一市场和区域共同市场区域共同市场的基本特点是保留省级电力市场，省级电力市场的市场主体进行跨省电力/电量交易。在区域统一市场模式中，取消省级电力市场，各省发电企业在区域统一平台上竞价。在我国电力市场建设初期，区域电力市场有区域统一市场和区域共同市场等模式。

区域电力市场是指在区域电网公司经营覆盖范围内，以区域电网为市场载体的电力市场。我国目前有东北、华北、西北、华东、华中、南方等六大区域电网，其中，东北区域电网覆盖黑龙江、吉林、辽宁、内蒙古东部等省区，华北区域电网覆盖北京、天津、河北、山西、山东等省(直辖市)，西北区域电网覆盖陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等省(自治区)，华东区域电网覆盖上海、浙江、江苏、安徽、福建等省(直辖市)，华中区域电网覆盖河南、江西、湖南、湖北、四川、重庆等省(直辖市)，南方区域电网覆盖广东、广西、云南、贵州、海南等省(自治区)。东北、华北、西北、华东、华中、南方这六大区域电网分别由东北电网有限公司、华北电网有限公司、西北电网有限公司、华东电网有限公司、华中电网有限公司、南方电网有限公司负责经营管理。根据我国电力体制改革方案，将在厂网分开的基础上，逐步在以上区域电网内建立区域电力市场，在发电侧引入竞争，实行竞价上网。

在我国电力市场建设初期，区域电力市场有区域统一市场和区域共同市场等模式。

国家电力监管委员会于2003年6月2日向国家电网公司及有关发电企业下发了《关于开展华东电力市场试点工作的通知》，决定在华东地区进行电力市场建设试点。紧接着，于6月6日下发了《关于建立东北区域电力市场的意见》。这些动向表明，我国贯彻落实国务院(2002]5号文件、建立区域电力市场的工作已经全面展开。随着三峡电站的建成发电，跨省、跨区域的电力交易将发挥越来越大的效益，区域电力市场研究也受到了更多关注。我国各个地区的经济发展水平、能源结构有较大差别，其电力工业的发展水平、电源结构、电力需求水平也有较大差别。因此，区域电力市场的建设应因地制宜，采用符合实际情况的市场组织模式和价格机制。在借鉴国外经验的基础上，我国区域电力市场的基本模式是区域统一市场和区域共同市场区域共同市场的基本特点是保留省级电力市场，省级电力市场的市场主体进行跨省电力/电量交易。在区域统一市场模式中，取消省级电力市场，各省发电企业在区域统一平台上竞价。区域统一市场可以实现大范围的资源优化配置，但是我国当前的电力体制以省为实体，除了东北地区外，其他大部分地区采用区域统一市场模式还存在较大困难，预计初期将以区域共同市场的形式展开工作。

区域共同市场模式的基本特点是保留省级市场，各省电网公司(以下简称省公司)组织本省的电力交易，并通过区域市场，出售剩余的电力/电量或者购买外省相对便宜的电力/电量[2]。区域电力市场区域共同市场的组织形式区域共同市场有多种组织形式，如:

• 省公司之间协商签订电力/电量交易合约，送电省在省内市场中将省内负荷与省外负荷相加，作为省内市场的竞争负荷;购电省在省内市场中减去外购的电力/电量;
• 对于电力资源富余的省，省公司组织省内市场交易，然后组织省内发电厂参加省外市场的竞争，由省公司代理，形成集中报价曲线参与省外市场竞争;
• 区域内每个省市提供一定比率的负荷作为区域电力市场的竞争负荷，区域内发电厂直接竞争这部分电力/电量，由区域交易中心形成区域电力/电量的交易计划，由省公司形成省内交易计划，省公司综合两个计划组织执行;
• 要求区域内各省市开放一定比率的市场份额，组织区域电力市场的竞价空间，由各省电网公司在市场上竞价卖电，省电网公司负责从本省市发电厂购电;

从市场中电力收购者组成来看，区域共同市场的类型可分为如下两类:

1. 发电厂的电力都出售给省公司，是否向外省售电、从省内市场采购多少电力/电量都由省公司决策，即将省内市场和省外市场结合在一起;
2. 发电厂可参与的市场被明确划分为省内市场和区域市场，省内市场的电力/电量由省公司采购用以满足本地负荷;

区域市场的电力/电量由区域公司采购或者省公司代理采购，用于满足全区域内的负荷，即分开组织省内市场和省外市场。上述第1),4)种模式属于类型①，第2),3)种模式属于类型②。区域电力市场区域共同市场的特点分析在区域共同市场中，在发电侧电力市场阶段，由于省公司必须采购足额电力/电量以满足负荷需求，而用户没有参与市场竞争，用电价格相对固定，因此，相对来说，省内市场需求缺乏价格弹性;相反，跨省的电力市场富有价格弹性，因为省公司从外省购电时，一般具有更多的选择:若某省外送电的报价过高，购电省公司可以选择其他省公司的电力/电量，或者从本省的发电厂收购。另外区域市场的集中度小于省市场的集中度。因此发电厂在省内市场的市场力将显著大于在区域市场的市场力[2]。如果省内市场和省外市场分开组织，由于发电厂在省内和区域市场中市场力的差别，发电厂将尽量在省内回收所有成本，甚至牟取超额利润;在区域市场中，竞争激烈时，发电厂将愿意以略高于电量成本的价格参与竞争。这种情况下，外送电价格可能低于内部采购价格，导致成本转移，即，外送电地区电价上升，购电地区电价下降。出现这种情况时，虽然部分达到了资源优化配置的目的，但是双方用户并没有平等享受资源优化配置带来的效益。省内市场需求缺乏价格弹性，使得发电厂在省内市场有更多的投机机会。

第2节中分析了区域共同市场，并指出，如果省内市场和省外市场分开组织，则可能存在成本转移，交易各方不能平等分享资源优化配置的效益。为此，本文提出区域市场的一种省间解耦交易模式，为我国在当前情况下组织区域电力市场进行探索性研究[1]。

1. 组织流程 在省间解耦交易模式下，将省外市场和省内市场结合在一起，不单独为外送电组织竞价，简要的组织流程为:区域市场宣布开市后，发电厂向所在省电网公司申报;各省公司根据省内发电厂的申报，以及省内负荷，根据其最优利益向区域电网公司申报省间交易的报价曲线(外送电或者外购电);区域电网公司根据各省申报曲线，形成省间交易计划;各省根据省间交易计划和发电厂的报价形成省内的购电计划。这种模式实质是“省间解耦”的区域市场，同时具有区域共同市场和区域统一市场的特点。
2. 特点分析 在本文提出的省间解耦交易模式中，省市场和区域市场没有分开，发电厂无法利用两者的差异进行投机;并且，由于发电厂的报价将影响省公司从外省购入(或出售)电力的多少，即省公司在市场中采购量由发电厂的报价决定，使得省内市场也具有了弹性。在省内市场和省外市场分开组织的区域共同市场模式中，送电省的效益全部由发电厂获得。电网公司作为省内用户的集中代表，没有从交易中获得效益，送电省的用户将为省外用户负担一部分容量费用。在本文提出的省间解耦交易模式中，外送电价格与采购价格的差价带来的效益，除一部分与采购量增加导致价格上涨带来的负效益抵消外，其余由省公司获得;因此，区域电力交易的效益由省公司(代表用户)和发电厂分享。综合以上分析，区域电力市场省间解耦交易模式具有如下特点:保留了省级市场，便于平稳过渡。与区域共同市场相似，该模式保留了省级市场。但在区域共同市场中，区域市场和省市场的关系不明确，有分层关系，也有并行关系。省级市场和区域市场可能存在竞争关系，争享市场份额;而且，省市场一般占主导地位，没有事实上打破省间壁垒。在新模式下，区域市场和省市场是一种新型分级关系。2)降低了复杂程度，在组织中分省解耦，使电力市场技术支持系统和交易组织的复杂程度大为降低。在区域统一市场中，由于发电厂数目过大，制定交易计划时需要考虑的各种约束条件急剧增加，导致制定交易计划的计算过于复杂。在省间解耦的交易模式中，各省调度交易中心为区域电力调度交易中心的分中心。省调度交易中心向区域调度交易中心提交报价曲线后，区域调度交易中心据此制定可行的省间交易计划;省调度交易中心根据省间交易计划再制定可行的省内交易计划。因此，省级技术支持系统仍可以使用，区域市场技术支持系统的复杂程度也大为降低。
3. 避免了成本转移 ，交易各省公平分享区域电力资源优化配置的效益。前文分析了在区域共同市场中，若省内市场和区域市场分开组织，将导致成本转移。而在省间解耦的交易模式下，送电省和购电省均可通过优化报价，保证在外送电时获利，分享了电力资源优化配置的效益，不存在成本转移的问题。因而，采用这种模式时，不要求各省售电价格接近，比区域统一市场具有更强的适应性。
4. 具有接近于区域统一市场的竞争力度 ，省内市场的需求也将具有价格弹性。在省间解耦的区域市场交易模式中，各发电厂同时面对省内电厂和省外发电厂的竞争:直接面对省内发电厂的竞争使得发电厂报价时仍然参照省内其他发电厂的报价来报价，而不是参照区域内其他发电厂的报价，这样避免了成本较低的省份在区域市场中发电价格大幅度上涨的可能;同时发电厂间接面对省外发电厂的竞争，省电力公司将根据发电厂的报价决定在区域市场的报价，并确定在省内市场的采购量，因此，相当于在省内市场也引入了需求的价格弹性，提高了竞争的力度。据以上分析，省间解耦的区域市场交易模式适合在我国当前建设区域电力市场时采用，也可作为区域共同市场向区域统一市场过渡的阶段。

价格机制是电力市场交易能否合理、成功的关键。从国内外的实际经验来看，区域电力市场采用的定价模式主要有以下两种.

1. 送电省和受电省分别作为供需双方，由区域交易中心按照市场均衡模式 确定市场出清价格和成交量;
2. 按照经纪人方式 撮合供需双方。最典型的是“高低匹配”方式，早在20世纪80年代就被美国佛罗里达电力市场采用。其机理是，交易中心按照“高低匹配”的原则撮合购售双方之间的交易，一般情况下，成交价格是成交双方报价的平均值，供需双方利益均分[3]。经纪人交易模式又可分为连续撮合模式 和集中撮合模式 两种。
   1. 在连续撮合模式 下，只要市场成员申报，交易系统就自动试图撮合市场成员的交易，若不能成交(比如申报购入的交易者报价低于市场中所有卖家的报价)，则保留在系统中，市场成员可以修改报价、取消申报或者重新申报，事实上是市场成员不面对面的“讨价还价”。
   2. 在集中撮合模式 中，交易中心每隔规定时间进行一次撮合，未能撮合的交易可在以后组织的市场中再申报。在这种模式下，每一笔交易的价格都可能是不同的示。

从国外经验来看，建立单一的电力市场(对于中小国家)或几个区域性的批发电力市场(对于较大的国家)是符合客观规律的。建立一个区域电力市场而不是几个相互独立的省级电力市场，至少有以下好处:

1. 可以最经济地利用全区域的能源，有利于消除省间壁垒;
2. 在紧急情况下可以互相支援，提高运行可靠性;
3. 管理跨省的辅助服务，提高系统的安全性;
4. 监督联络线的潮流，当出现阻塞时提供消除阻塞的措施;
5. 管理和审批跨省的大用户与独立发电厂的双边合同，提高输电线的利用率;

协调与相邻区域电网的电力交挽一个国家不仅可以建立1个或几个区域电力市场，甚至几个联网运行的国家也可以建立跨国的区域电力市城例如北欧的挪威瑞典、芬兰在1996年建立了Nordel电力市场，1999年一2000年丹麦加入，成为四国区域电力市城他们的特点是:各自建立1个输电系统调度中心负责本国的现货市场，国际间的电量交换则以双边合同为主，互通有无.2001年他们又取消了跨国税率，形成了“共同电力市场”，各国采用相同的“系统结算价格”[2].因此，在我国原来的六大区域电网的基础上建立几个区域电力市场，是符合事物发展的客观规律的，也是非常及时的。

如果我国30个省(自治区、直辖市)建立了各自独立的电力市场，以后再建立区域电力市场时会遇到不少困难和造成浪氯3计划、期货与现货市场由于电力作为商品的特殊性(即电量不能存储，发电出力必须随时与负荷平衡)，竞价部分的电量并非越大越妩为了保证有可靠的电源供应，在国外，通常大部分电量为期货电量或双边合.我国的试点单位一般用的电量作为计划电量或合约电量，保证了有可靠的电源，少走了弯路，是成功的经验而美国加州曾用的电量作为竞价电量，目的是为了降低电价，但实践证明并不成功，这也是造成2000年-2005年电力危机的原因之成为了研究和确定电力市场内竞价电量与非竞价电量的适当比例.

我国目前正在积极推动区域电力市场的建设，目的是打破省间壁垒，促使电力资源在更大的范围内优化配置。本文分析了区域市场的特点，提出了一种省间解耦的区域电力市场组织模式，研究了其组织流程、价格机制以及这种方式的优点与适应性。

1)省间解耦的区域市场组织模式保留了省级市场，有利于平稳过渡;降低了市场组织和电力市场技术支持系统的复杂程度;参与交易的市场成员平等地从电力资源的优化配置中获利;具有较大的市场竞争力度。

2)选择合理的价格机制是区域市场成功的关键。本文对市场均衡定价机制和高低匹配的经纪人交易方式进行了对比研究，分析了它们的综合成交价格的差异及其原因，给出了价格机制的选择原则，并对两种定价方式在电力市场的适应。

建立区域电力市场的客观规律世界上已建立的绝大多数电力市场都是一级电力市场，这是因为早期建立电力市场的国家如英国、挪威和一些南美国家幅员都不大，建立一级的国家电力市场就已足魄只有幅员广大的国家，如澳大利亚、美国和中国，以及一些跨国电网如北欧四国等才需要考虑建立区域性电力市城例如，澳大利亚的维多利亚州首先在1994年建立电力市场，新南威尔士州电力市场在1996年建立，两个电力市场各自独立运行，1998年又建立昆士兰州电力市场;为了消除各州间的电力交易壁垒，1998年6月成立了国家电力市场管理公司(NFWMC}O)，管理全国的电力市城国家电力市场与各州电力市场的分工是:国家电力市场负责全国的批发交易，各州负责本州电网的安全运行和零售交易

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