新电改启动两年有余，为何区域电力市场建设仍步履缓慢？

日前，广州电力交易中心组织开展了4月云南送广东月内临时挂牌交易。作为新一轮电改中首次南方跨省跨区市场化电量交易，此次交易受到业内关注，但交易结果却不尽如人意：两个小时的交易时间中，仅有两家云南电厂进行了电量申报，合计电量仅为95.1万千瓦时，不足目标电量10亿千瓦时的千分之一。

在此之前，京津冀区域电力市场于去年提出建设后不久便陷入停滞，南方区域的首次交易也并不顺利。新电改启动两年有余，区域电力市场建设步伐仍然缓慢。

文丨卢彬

中国能源报记者

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区域市场沉默 省级市场火热

南方区域的尝试并非此轮电改首例。2016年7月29日，国家能源局印发《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》，按照计划，京津唐区域市场成为新电改“9号文”发布以来首个区域电力市场。然而，原定于2016年10月印发的《京津冀电力市场建设方案》未能出台，京津冀电力交易中心也并未建立。

2016年8月底，河北省发改委发布了《河北北部电网电力直接交易工作有关事项的通知》，首批符合准入条件并参与冀北地区直接交易电力用户133家，发电企业15家，并在冀北电力交易中心开展直接交易，规模达到100亿千瓦时。河北北网的“单独行动”，打破了京津唐统一开展直接交易的格局。2016年10月31日，京津唐地区119家电力用户和36家发电企业开展电力直接交易，交易的组织者则变成了北京电力交易中心，区域电力交易主体缺失。

相比电改“5号文”出台的2002年，当前我国电力行业格局已发生重大变化，电力供应短缺的问题已得到解决，电网建设也更为完善。但新电改“9号文”在区域电力市场建设方面，无论强调的力度还是对具体规则的明确程度，均逊色于“5号文”。

与此相对应的是，国网力推的“国家-省”两级电力交易市场的建设工作则较为顺利。自2016年3月1日北京电力交易中心正式组建，一年多的时间里，27家省级电力交易平台相继成立并投入运行，国网公司经营区域内实现交易平台全覆盖。同时，北京电力交易中心作为市场化省间交易的组织机构，清洁能源交易电量占到省间交易电量的48%，实现了清洁能源在省间的优化配置，并通过特高压交、直流大电网，将西北、东北、西南大型能源基地电力送至华北、华东、华中等负荷中心，实现了较大范围内的资源优化配置。