纵观已经进行和正在进行的电力市场化改革，其目标是使得电力像一般商品一样在市场竞争中形成价格。但是由于市场化改革前的政治与经济环境，电力工业所处的发展阶段以及能源结构、供需关系等诸多方面存在明显差异，没有任何两个国家或地区的电力市场化改革方案是完全一致的。从改革的客观结果来看，西方发达国家市场化改革的成效差别较大，只有一部分达到了预期效果。成功者的经验主要体现在：正确理解并积极处理电力工业市场竞争与政府管制的关系；在重组过程中审慎权衡产业链拆分与保持规模经济的利弊；从自身国情出发，没有盲从、照搬其他国家全盘私有化的改革模式；渐进式地推动电力库向双边交易转型，并根据实际拓展双边市场交易功能与品种。
（一）我国推进电力市场化改革的必要性和可能性
现阶段调整经济发展方式、推进节能减排工作、提高可再生能源利用效率的紧迫性，决定我国有必要在原有电力体制改革成果的基础上，进一步推进电力市场化改革，探索建立符合我国国情的竞争性电力市场。
1.必要性
第一，为了应对低碳经济时代的国际竞争，有必要通过电力市场化改革推动节能降耗的国家行动。据亚行测算，2005年我国单位GDP电耗为世界平均水平的3.8倍，韩国的3.1倍，日本的11倍。吴丁。节能产业有望成为新兴产业——访亚洲开发银行首席经济学家[J]。新财经，2005（9）。据国家统计局数据，2009年我国GDP能耗下降2.2%，不及前两年降幅的一半。“‘十一五’规划（2006～2010年）有关能耗强度削减的约束性指标为五年单位GDP能耗下降20%，但前四年仅完成五年规划目标的59.5%，2010年要完成剩余的40.5%，形势相当严峻。”在能源消费总量快速增长的同时，技术节能的贡献越来越小，迫切需要调整能源结构，尤其是提高可再生能源发电并网规模。因此，通过市场化改革探索合理的电价与费用分摊机制，是实现2020年非化石能源占一次能源消费15%战略目标的重要保障。
第二，为了有效疏导周期性的产能过剩或电力短缺，有必要通过电力市场化改革理顺责、权、利关系。我国独立发电企业早在“九五”期间就已经超过全国装机容量的50%，长期以来，发电领域的开放竞争甚至是过度竞争与输配电领域的强管制和“一网独大”矛盾不断激化，导致周期性的产能过剩或电力短缺，这类体制性冲突是我国必须进一步推进电力市场化改革的内在动力。此外，近年来每逢寒潮经常出现多省区拉闸限电，这种“电荒”并非因为发电装机容量不够，而是煤价市场化与电价政府监管的双轨制长期并行导致的“体制性电荒”。“体制性电荒”有别于实质性电荒。2009年新增发电装机10.23%，而全社会用电增长只有5.96%，全国6000千瓦及以上发电厂平均设备利用小时数同比降低121小时，说明发电装机和容量充足且并未满发。2010年初，若干省区拉闸限电不是实质性电荒。矛盾在于电厂缺电煤，2010年1月中旬全国三成多火电厂存煤低于7天的警戒线，一成电厂可能随时停机。早已市场化的电煤价格作为可变成本对发电厂而言压力极大，此时恰逢年度电煤合同谈判的关键时点。——作者注。我国目前的终端销售电价与世界平均水平相比明显偏低，而且不能及时反映电煤价格、电力企业成本利润结构和输配电成本的变化，引发多重矛盾，亟待市场化改革。见王乾坤、胡兆意、李琼慧。中国与世界主要国家电价比较分析[J]。电力技术经济，2009（6）：27-30.电力市场化改革虽然不能彻底解决我国煤—电—运体制之间的矛盾，但能够起到一定的疏导作用。
第三，为了弥补市场体系“先天不足、后天畸形”的缺陷，需要通过深化改革推动市场调节机制切实发挥作用。与竞争性电力市场要求的规范市场体系相比，我国现阶段的市场体系可谓“先天不足、后天畸形”。“先天不足”体现在政府在较大范围直接干预价格信号，一定程度上导致投资过剩、消费不旺，而且结构失调；“后天畸形”体现在前期电力体制改革侧重于产业结构重组和资产调整，而忽视电力市场规则与交易模式的详细设计。为了推进电力市场体系的建设，需要通过深化改革来激励更多市场主体积极参与，进而不断完善市场交易功能与信息披露机制。
2.可能性
我国现阶段的经济实力、技术水平，与十年前相比已有明显改观，已经具备在已有电力改革成果基础上进一步推进电力市场化改革的条件和基础。
首先，我国不断加大电力基础设施投资力度，长期以来电源、电网投资严重失衡的状况明显缓解，为跨省区域电力市场的建设提供了物质基础。发电投资稳步增长的情况下，电网、电源投资比重发生变化。据悉，“十五”期间我国电网投资只占电力投资约30%，低于发达国家50%以上的平均水平。2008年在国际金融危机背景下，我国出台4万亿投资计划，加大对基础设施建设投入力度，全年电网投资占比突破50%，电网电源投资比例首次发生逆转。2009～2010年，在“十一五”规划基础上，国网和南网公司分别新增电网投资6300亿元、600亿元，电网总投资达到13847亿元。预计电网投资占比将超过60%，未来电网投资年增速有望保持在10%以上。见张庆霞。2009年我国电网投资规模分析[J]。华经纵横，2009（4）。陈慧平（编辑）：《统计数据显示2009年我国电网投资首度超过电源》，电源在线网，2010年1月29日。
其次，我国电力技术信息通信系统日益发达，系统集成与核心关键技术已跻身世界前列，能够保障大规模电力信息交换的效率与质量。目前，我国建设竞争性电力市场投标、发电计划、计量、结算、信息发布和能量管理数据实时交换系统，并不存在难以解决的技术瓶颈。而且，为了应对21世纪电力供应面临的环境压力、购电能力、安全可靠和高效利用等重大挑战，我国紧随欧美之后提出了针对自身国情的智能电网解决方案，并提升到国家战略的高度。见宋永华、杨霞。以智能电网解决21世纪电力供应面临的挑战[J]。电力技术经济，2009（6）。p。1.
（二）我国推进电力市场化改革的核心问题与基本原则
现阶段，我国电力市场化改革的核心问题是：如果需要建设竞争性电力市场是以省还是区域为中心，采取何种市场模式。在明确判断这个问题的基础上，进一步思考，如何进行市场交易设计，由谁进行市场交易设计，如何安排相应的产业组织重组，如何设计并优化电价体系改革方案，如何建构从中央到地方的电力监管体系等问题。
借鉴国际社会电力市场化改革的成功经验，充分考虑深化电力市场化改革的挑战与压力，本研究认为新一轮电力市场化改革需要遵守若干基本原则。首先，贯彻国家宏观经济调控思路，着重优化结构、理顺关系而非规模与数量扩张；其次，兼顾长期电力投资与短期供需平衡，而非简单地降低电价；再次，确保供电系统安全可靠，追求环境友好型、产业集约化发展模式；此外，鉴于地区经济、社会发展不平衡，应当因地制宜地设计改革方案，不宜搞全国“一刀切”；最后，政府应逐步退出微观定价领域，循序渐进地引入市场价格形成机制。
根据上述基本原则，本研究认为推动新一轮电力市场化改革的主要思路是选准市场组织模式，夯实市场交易体系，协调各环节电价形成机制，破除垄断利益的羁绊，正确处理竞争与监管的关系。其中，选准市场组织模式是推进市场化改革的前提，夯实市场交易体系是改革的保障，协调各环节电价形成机制是改革的关键，破除垄断利益的羁绊是改革的难点，正确处理竞争与监管的关系是改革的重中之重。
（三）我国推进电力市场化改革的对策、措施与建议
第一，实事求是、因地制宜地选准跨省区域电力市场的市场结构与发展模式，详细设计完整的市场交易体系。
我国幅员辽阔，不同地区电源结构和负荷结构差异明显，互补性较强，就优化全国电力资源配置而言，建立跨省区域性电力市场是正确选择。值得注意的是，我国区域电力市场的形成，不能搞“休克疗法”，而应选择“渐进式”道路。正视各地区电力系统的差异，实事求是地按照市场供需设计区域市场的范围与层次，因地制宜地选择市场结构与发展模式是关键问题。在各省经济发展结构和水平相近、发电总容量较大而且省间输电交易频繁的区域，适合建立统一区域交易平台。在各省经济发展悬殊、发电总容量不大而且省间交易不足的区域，宜保留区域和省内两级市场，交易协调机制更加重要。在明确市场组织模式的基础上，需要进行电力市场完整交易体系的详细设计，即安排各类电能交易的时限与地域范围，保证各类交易品种有效配合与衔接，提高市场运行效率，减少交易成本，防范资源浪费。
第二，深入完善与新一轮电力市场化改革相适应的现代监管体系，明确监管内容、主体、方式以及监督机制。
电力市场化改革的组织需要较强的专业性知识与经验，具体改革方案和过程控制需要责成电力监管机构牵头实施。针对电力系统垄断环节的监管是一项系统性工程，需要市场准入、投资管理、价格审批、成本控制等各个职能环节的密切协作。为了切实推进新一轮电力市场化改革，迫切需要提高现有电力监管部门的人事与决策独立性，明确区分电力专业化监管与宏观调控、产业规划的功能差异，尽可能避免职能交叉，并建立高效的部门间协调机制。跨省区域性电力市场的基本布局，要求电力监管机构完善从中央到地方的垂直监管机构。按照市场化原则组建的区域监管机构，应当能够就本级市场相关问题进行独立决策，自主培育市场竞争性主体，这是打破省间行政壁垒、推动跨省区域统一市场形成的重要保障。与此同时，需要提高电力专业化监管的决策科学性与信息透明度，建立相应的预警与纠错机制，以防范监管机构权力滥用，并及时纠正决策失误。
第三，结合电力市场化改革的实践不断完善立法，健全与改革配套的法律法规体系，进一步巩固改革成果。
参照国外电力市场化改革的经验教训，我国结合自身实践迫切需要修改《电力法》（1996），统筹考虑建构完整而明确的电力市场化法律法规体系，以巩固上一轮电力体制改革的成果，并指导新一轮市场化改革。目前我国已经颁布成立电力监管委员会及其职能设置的相关法令，并出台《关于区域电力市场建设的指导意见》，而且在大用户直购电问题上也有明确的指导文件，但是在输配电服务普遍提供、电价市场化形成、与可再生能源法衔接、被监管企业财务成本管理等方面仍待进一步配套与完善。此外，在新电力法或电力法修正案基础上，有必要设计详尽的电力市场化规则及相应的监管法规保障体系。电力市场规则的核心内容应涉及市场进出、交易、竞争、结算等主要环节的权利与义务规范，并随着电力市场化改革形势的变化而进行动态调整与修正。
第四，切实巩固上一轮电力改革“厂网分离”成果，杜绝国有垄断经营性实体向全产业链延伸，择机推进“输配分开”。
各国改革实践证明，对于市场化改革而言，最大的羁绊是发、输、配、售电垂直一体化的行政垄断。以国网为例，对内绝对控股下属区域电网和省电公司，由集团统一管理人事、财务和大设备招标；对外垄断辖区输配电业务，仍有部分电厂和辅业未剥离，并以多种形式投资或参股发电领域。目前，我国“五大电源、两大电网”是在中央计划单列的国有垄断经营性实体，虽然是上一轮电力工业拆分重组的结果，但它们之间尚未形成真正意义上的市场竞争国网和南网主要根据电网辖区划分业务，并在各自辖区内垄断输配电业务。“五大电源”企业在传统能源发电领域也有明确的地区和流域划分，只是在可再生能源发电领域展开一定市场竞争。——作者注。为了切实推进电力市场化改革，必须以反垄断名义杜绝国有垄断经营性实体向全产业链延伸；通过产权多元化推动区域电网公司实体化，为建设跨省区域电力市场创造条件。至于省级电网公司是否有必要保留独立法人地位，应视不同区域电力市场发育程度而定，若具备形成区域统一市场的条件，则无需组建或保留，并择机在“输配分离”的基础上改组为配电公司；若尚不具备形成区域统一市场的条件，则需在过渡期保留省网公司的独立法人资格和独立运营权力。
第五，完善与电力市场布局、交易模式、市场化程度、管制规则密切衔接的电价体系，协调垄断环节政府定价与竞争环节市场定价的关系。
当前电价体系改革需要进一步理顺上网电价、输配电价和销售电价之间的系统性关系。发电等竞争性环节价格由市场形成，输配电等自然垄断环节由政府按照服务成本定价，两种定价模式如何配合需要进一步明确协调规则。随着跨省区域性电力市场的建立，各省原有独立的电价制定体系将被打破，新的电价机制应充分考虑各省区差异，以保障区域内各省电力及整体经济平稳运行。改革过程应当建设动态调控机制，政府作为电力市场的规则制定者，联合其他市场主体，共同应对体制和环境不确定性风险带来的风险。电力市场化改革的重要任务是孵化现代化电力市场体系，以逐渐增强通过市场竞争发现成本与价格的能力。现代化电力市场体系需要建立详细的经济模型（包括各环节资产评估与成本核算模型、电价对消费者经济性影响模型等），根据市场规则细化市场功能与交易类型，积极探讨社会成本分摊机制，培育社会中介服务组织以方便市场参与者获取信息、充分沟通。
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