根据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）有关精神，2003年，国家电监会选择东北地区作为区域电力市场建设的试点。在国家有关部委及东北三省和内蒙古自治区人民政府的支持下，在东北地区各电力企业的积极配合下，2004年东北电力市场开始了模拟运行，并于2005年转入试运行，2006年年度竞价后，由于产生较大数额市场亏空难以消化等原因，东北电力市场暂停了试运行，进入总结阶段。
东北电力市场通过三年多的建设和运行，积累了经验，取得了成效，达到了试点的目的。然而，建设区域电力市场是一项长期复杂的系统工程，随着改革的深入，一些深层次的矛盾和问题也逐渐开始暴露。通过市场总结，我们对东北电力市场建设和运行以来若干问题进行了认真的思考，形成了以下几点认识：
认识一：东北电力市场化改革方向是正确的，市场实践积累了经验，并取得了成果
东北电力市场是按照国务院电力体制改革方案的总体要求，从东北地区实际情况出发，遵循电力工业的发展规律进行建设的。通过市场建设，发挥了市场配置资源的基础性作用，在建立与我国市场经济体制相适应的电力市场体系方面做出了积极有益的探索，改革的方向是正确的。
东北电力市场通过三年多的建设和运行，积累了经验，并取得了预期的成果：
（一）电力管理体制发生了变化，电力市场组织体系初步建立。竞价发电企业电量和价格计划管理体制发生了变化；东北地区组建了调度交易一体化的区域电力调度交易机构，竞价发电企业成立了专业的市场部门及报价机构，三省电力公司成立了市场电量结算中心，初步形成了统一平台交易、三省及蒙东地区协调运作的市场组织体系。
（二）市场机制初步建立，新的上网电价机制逐步形成。东北电力市场建立后，改变了过去由政府调控发电计划指标的管理方式，发电企业的上网电价、上网电量通过市场竞争确定，初步实现了由计划管理机制向市场竞争机制的转变，政府对企业的生产干预减少，新的上网电价机制逐步形成。
（三）通过试运行发挥了市场配置资源的基础性作用。东北地区煤炭资源主要分布在内蒙古东部和黑龙江地区，负荷主要集中在中部和南部地区，2005年东北电力市场试运行后，黑龙江省送出电量53.18亿千瓦时，同比增长112%；蒙东地区送出电量231.39亿千瓦时，同比增长54%，位于煤炭基地且成本较低的黑龙江省和蒙东地区电量大量送出，促进了“北电南送”和“西电东送”格局的形成，实现了东北区域内的资源优化配置。
（四）电力安全生产水平得到提高。东北电力市场建立后，电力企业加强企业内部管理，强化设备运行状态监控，提高设备健康水平，电力安全水平得到提高。2005年东北电力市场试运行后，竞价发电企业设备可用小时数达8022小时，较上年同期提高360小时，非计划停运次数减少，设备健康水平得到提高。
（五）市场观念逐步建立，促进了发电企业降低成本、提高效率。随着电力体制改革及东北电力市场的建立，形成了发电企业降低成本、提高效率的自觉机制，一方面，新建电源项目努力降低建设成本，为进入市场提高竞争力创造条件；另一方面，发电企业在生产运营的各个环节加强成本控制与管理，降低能源消耗，提高生产效率，为市场竞争创造有利条件。2005年东北电力市场试运行后，竞价发电企业供电煤耗较上年同期减少0.96克，全年节约用煤11万吨左右。
（六）市场监管取得了有益的经验。通过对市场运行的监管，初步探索取得了在市场竞争条件下履行监管职能、提高监管效率、对市场主体形成有效监管的有益经验。
认识二：电力市场建设是一项长期复杂的系统工程，需要外部环境和内部机制配套推进
通过对东北电力市场的总结，我们更加深刻地认识到，电力市场建设具有复杂性、艰巨性和长期性的特点。电力体制改革涉及国计民生，复杂而艰巨，需要党中央、国务院自上而下强力推动，而电力市场建设是电力体制改革的重要环节，需要从外部环境到内部机制配套推进。从东北电力市场实践来看，随着改革的深入，一些深层次的矛盾和问题逐渐暴露：
（一）外部环境对电力市场建设产生极大影响
一是目前电力体制改革还没有为电力市场健康运行提供保障。从国外电力市场改革经验和国内电力市场改革实践来看，双边交易应是电力市场交易的主要方式，然而目前电力体制改革还没有到位，独立的输配电价尚未形成，制约了双边交易的全面开展，体制改革还没有为市场健康运行提供保障。
二是电网建设滞后，电网约束问题大量存在，对市场公平竞争产生很大影响。此外，电网企业管理体制发生变化，改变了区域电力市场设计的基础，区域电网公司逐渐弱化，主体地位发生了变化。
三是电力供需环境变化对电力市场建设产生很大影响。在双边交易不能全面开展的情况下，电力供需环境对单一购买的竞价市场影响很大，当电力供需紧张时，单一购买、竞价上网形成的价格将以供需推动为主导，相对于成本推动会大幅上升，带来很大的市场风险。因此，对于单一购买竞价上网这种模式，只能选择电力供应相对富裕的时机开展。
四是电力市场价格信号不能顺畅传导。电力工业上游煤炭市场已完全市场化，中间环节在发电侧引入竞争，而终端用户环节没有市场化，使得价格信号不能正常传导，进而使得价格波动导致的市场风险无法规避。
（二）市场价格机制尚有缺陷
一是上网电价与销售电价联动机制没有建立。上网电价与销售电价联动机制是单一购买的竞价市场平稳运行至关重要的条件。受计划管理体制及省域经济影响，上网电价与销售电价联动机制的建立遇到巨大阻力。目前，价格联动机制没有建立，单一购买、竞价上网的竞价结果不能在用电侧疏导，对市场的健康平稳运行产生极大影响。价格联动机制不建立，用电侧对发电侧竞争没有价格信号反映，不但会产生巨大的市场风险，电力市场竞争也失去了意义。
二是容量电价单一划分影响市场公平竞争。电力市场初期，应尊重历史、考虑现实，为发电企业提供公平竞争条件。东北电力市场容量电价除3个电厂单位千瓦造价超过7000元执行7.5分容量电价水平外，其他25家发电企业容量电价水平均为5.1分。而由于历史原因，发电机组之间的单位造价差别很大，竞价发电企业单位造价最低为491元，最高为8524元，跨度达8033元，在5.1分档内，发电企业造价跨度也达6468元，容量电价过补偿和欠补偿问题十分突出，对市场公平竞争产生很大影响。部分发电企业不得不在电量电价竞争的同时考虑容量电价的欠补偿，从而推动了电量电价的升高。
三是近两年电煤价格上涨，煤电价格协调机制失效，煤电联动尚不能一步到位，因此，东北电力市场成为竞价发电企业燃料涨价的释放口，进一步推动了电量电价的升高。
（三）竞价模式和规则对电力市场运行产生重要影响
一是单一购买、集中竞价交易不应是区域电力市场主要模式。国外电力市场的教训及成功经验证明，单一购买、集中竞价交易的市场模式风险很大。这种模式运行所依赖的很多条件目前在区域电力市场尚不具备，世界上也没有成功的先例。
二是全电量竞价加剧市场风险。在现行体制和机制条件下，东北电力市场全电量竞价带来巨大风险，主要体现在两个方面：一方面，发电企业和电力用户不能直接进行双边交易，长期稳定的合同电量得不到保证，发电企业全部电量都通过市场竞价产生，企业承担巨大的经营风险，当风险过大时，便会影响发电企业的报价行为，使市场价格非理性变化；另一方面，由于上网电价与销售电价联动机制不能建立，发电侧竞争价格不能在用电侧得到反应，供需价格信号传导链条脱节，加剧市场风险。
我们认识到，全电量竞争是完全市场的必然选择，但体制改革到位、价格机制健全是全电量竞争的必要条件。体制改革到位为双边交易提供保障，价格机制健全为市场价格信号传导提供保障，只有在体制改革和价格机制提供保障的情况下，市场风险才会大幅度降低，全电量竞争才具备条件。同时，我们也充分认识到，体制改革到位和价格机制健全不可能一蹴而就，市场模式选择应与体制和机制环境相适应，在现行的体制和机制环境下，部分电量竞争模式应是现实的选择，尽管部分电量竞争模式的竞争力度小于全电量竞争模式，但重要的是在改革初期建立打破垄断、引入竞争的市场机制，随着体制改革到位和价格机制健全，引入发电企业和电力用户双边交易作为市场主要交易形式，逐步过渡到全电量竞争。
三是规则重要条款对市场产生重要影响。东北电力市场由于若干原因，规则中约束上电量按报价结算，导致局部市场力垄断，对市场价格产生重要影响。2006年年度报价，处于电网局部约束的部分电厂，在电厂最小方式外的全部电量都报出了最高限价，共计124.83亿千瓦时，占年度交易总电量的15%，按照规则，市场必须全部录取并按最高限价结算，局部市场力垄断非常明显，对市场运行产生极大影响。此外，信息发布对市场有效竞争也产生一定影响，市场信息过度透明，会影响发电企业报价行为，产生局部市场力，市场初期，应适度发布市场相关信息。
四是市场不能连续运行对市场平稳运行产生很大影响。东北电力市场2005年和2006年都出现市场不能连续运行情况，对市场平稳运行产生很大影响。
（四）发电企业有效竞争问题需要很好的研究解决
一是竞价发电企业集中度水平对市场有效竞争产生重要影响。HHI指数和CR4指标是经济学中评价市场结构的重要指标，2005年东北电力市场竞价发电企业集中度水平比较合理，其中HHI指数为1580，CR4指标为69.7%，市场结构相对利于充分竞争。2006年，由于个别发电企业被重组收购或退出市场，导致市场集中度水平发生很大变化，其中HHI指数达1779，接近1800的警戒值，CR4指标达75.8%，已超过75%的警戒值。竞价发电企业集中度水平提高，市场结构趋于垄断性质，对市场有效竞争产生重要影响。
二是发电企业报价行为对市场有效竞争产生重要影响。东北电力市场试运行以来，绝大部分发电企业报价行为是理性的，报价综合考虑了电厂成本、煤炭价格变化、煤电联动疏导、容量电价补偿、合理利润等因素，但不排除个别发电企业存在默契关联报价问题。东北某地区是煤炭基地，发电企业成本低，并且是典型供大于求地区，受电网网架限制，窝电问题比较突出，竞争比较激烈。但在2006年年度报价中， 该地区6个电厂平均报价水平位于全区第2高位，第一轮6个电厂平均报价差仅为3厘。此外，个别发电企业报价偏离成本幅度很大，最大的超出约80%。因此，关于发电企业有效竞争问题需要认真的研究解决。
综上所述，从东北电力市场三年多建设和运行的实践来看，随着改革的深入，矛盾逐渐暴露，问题是多层次的，也是多方面的，但我们认识到，目前市场最主要的矛盾是风险问题，主要体现在：体制改革还没有为双边交易提供保障；上网电价与销售电价联动机制没有建立；全电量竞争模式在单一购买时风险极大；电网薄弱和规则上缺陷造成局部市场力垄断；发电企业有效竞争尚未解决。市场风险问题需要从体制改革、价格机制、市场模式和规则等方面配套完善、逐步解决，其中，体制改革和价格机制需要国家自上而下大力推进，而市场模式和规则需要充分考虑体制和机制的现实情况，重新进行设计与调整。
认识三：东北电力市场应在积极修改完善中继续推进
电力市场建设复杂而艰巨，东北电力市场建设和运行中虽然遇到了一定的困难，但我们认为出现问题是正常的，也符合事物发展的规律，东北电力市场应在积极修改完善中继续推进。
（一）电力市场建设从外部环境到内部机制配套推进，构建安全、稳健、灵活的市场体系：一是加快电力体制改革，加大力度扩大发电市场主体，减少市场力；积极培育购电主体，为双边交易创造条件。二是建立和完善与电力市场化改革相适应的价格机制，尽快出台独立的输配电价格。三是完善市场模式，在发电和用电侧引入竞争机制，以双边交易和现货交易相结合、双边交易为主要交易形式。
（二）现阶段，对东北电力市场进行修改完善，结合电力体制改革进程，构建风险小、稳妥、灵活、可扩展的电力市场体系：一是在用电侧没有引入竞争机制、体制改革还没有为市场双边交易提供保障的情况下，仍以电网经营企业作为市场的单一买方；二是根据现阶段“厂网分开”分区市场份额的实际情况，仍以区域交易中心作为统一竞价平台；三是建立上网电价与销售电价联动的价格机制，以保证市场联动的顺利实施；四是降低全电量竞争风险，采用部分电量竞争模式，并对将来引入双边交易具有可扩展性；五是采取有效的降低市场风险措施，将行政方式与市场方式相结合，使市场价格在较小的、可承受的范围内波动；六是容量电价进一步分档，保证公平竞争，并给出一定过渡期；七是对市场规则中约束上电量按报价结算等关键条款以及防范市场主体关联报价行为等方面进行完善和补充；八是研究解决市场结构集中度水平趋于垄断性质变化问题。
总之，通过对东北电力市场三年多建设和运行若干问题的思考和总结，我们认为，东北电力市场的改革方向是正确的，市场实践积累了经验，取得了成效，达到了试点的目的。虽然，目前东北电力市场建设遇到了一定的困难，但我们也充分认识到，矛盾是事物发展的动力，电力市场建设具有复杂性、艰巨性和长期性的特点，出现问题是正常的，也符合事物发展的客观规律，东北电力市场应结合我国电力体制改革的进程，发现问题，解决问题，在积极修改完善中继续推进。
(东北电监局，韩水)
