省际电力市场萎缩的产业分析，本文主要内容关键词为：电力论文,产业论文,市场论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
一、省际电力市场的成因
省际电力市场是省与省之间进行的电力和电量交换。在现行的电力运行体制中，电力和电 量的交换是以省为界限的，也就是说，电力市场的供求双方是在省这个行政区划的范围内进 行交易，对于省外的电力供给和需求，即使存在不平衡，供求双方都没有权利和责任去利用 和满足。另一方面，由于现行电力体制中实行“省为实体”的原则，省电力公司会在利益的 驱动下，选择对自己有利的购买和出售电力的方式，即在自有的发电能力得到充分利用、所 签定的购电协议得到执行以后，购买他省的电力或者向他省出售电力。从而形成了省际电力 市场。
形成省际电力市场的理由似乎很简单，因为没有理由和理论表明市场只能画地为牢，市场 本身是开放的，所谓地域概念，要么是政府的人为限制，要么是企业从管理的角度对市场的 内部分割，并没有真正的市场意义。省际电力交换的发生源于比较成本优势和消费偏好。 例如：
1.资源禀赋的差异。水、燃煤动力源的地域分布为电力的省际交易提供了自然基础，如在 华中地区的湖北、湖南、河南和江西四省，截止1997年底，煤炭资源保有储量277.66亿吨， 其中河南占华中的82%，同时，华中是水能资源极丰富的地区，可开发水能资源装机容量519 7.05万千瓦，水能资源主要分布在湖北，占华中地区的64%。动力源的差异将导致发电能力 的不均衡，如水电资源丰富者在枯水季节需要大量的火电，如果修建火电厂，在丰水期却会 面临需求不足的制约。另外，贵州省火电厂造价低，燃煤电厂单位造价3500元/千瓦，同时 煤价也低，1997年为154元/吨，含税上网电价26.2～28分/kWh，同期广东标煤单价430元/吨 左右，各种电源平均上网电价52分/kWh，地方小火电达62.8分/kWh。
2.地区之间消费结构的差异。不同的地区由于产业结构、收入水平等的不同，电力消费结 构有一定的差异，集中的表现是峰谷发生的时间差异和大小差异，如湖南省，2000年7月25 日，创下了543万千瓦的负荷高峰。2000年6月5日，广东在省网统调机组全部开启、西电东 送满载的情况下，仍顶不住用电高峰的压力，被迫部分限电，这是6年来的首次，需求方面 的原因主要是经济升温和气候高温；供给方面的原因一是由于占供电能力份额大的燃油小机 组在油价上扬的情况下无法开机，二是西电东送步伐缓慢而能力低下。
对于电力系统而言，适应峰谷差加大的方法就是提高电网的调峰能力，包括发电机组的调 节能力和电网的大范围传输能力，利用省网内外的可调资源。很明显，如果搞省内平衡、修 建大量的调峰电厂，则会导致电厂利用小时太低，对于用户也不合算。
二、有关省际电力市场发育的三个问题
1.省际电力市场的交易成本
省际电力交易的发生是以交易的收益与交易成本进行比较后的共同选择，即交易对于市场 参与者而言都是最优或者满意的。除了催生省际电力市场的因素外，也有制约电力市场发育 的因素，主要是交易成本。它们包括：
(1)使用省际网络的成本。使用省际网络的成本由获得网络使用权的成本和实际为网络使用 的付费。由于电网是实体网络，电力交换的瓶颈就是网络，因此交易成功与否、交易的可持 续性、交易的规模最终将取决于交易双方能否便利地使用省际电网，比如电网的所有者可以 用“网架薄弱”为名，很容易地拒绝使用电网的申请。除了电网使用权的谈判外，使用电网 的付费水平也是高度不确定的，一方面由于电网的自然垄断性和电网运行技术的复杂性，电 网运行成本信息是高度不对称的，因此即使电网付费水平很高，使用者也往往不得不用，直 到因为无利可图而退出省际市场。
(2)交易的机会成本。在电力市场中引入省外电力供应者将改变电力供求的格局，使省电力 公司在考虑电力平衡时超出省域的限制而选择供应者，很可能导致一些发电厂的发电能力得 不到充分利用，损失发电量及相应的收益。其机会损失为：
∑MR[,i]·q[,i]-(Q·MR[*]+FC)
MR[,i]、MR[*]分别为外购电的边际收益和自发电的边际收益，FC为省电力公司的固定成本。 ∑[,qi]为省电力公司的外购电量，Q为自发电量，如果不考虑损耗，则∑Q[,i]=Q，但是在电网 比 较薄弱的情况下，由于远距离输送所存在的线损，两者有比较大的差异。而电网投资的利益 就在于获取(MR[,i]－MR[*])的比较利益和减少输电损耗。对于输入电量的一方，发电利益的损 失的补偿是制约交易的重要因素，而对于输送方，扣除为收购省区内在位者的送入许可所付 出的代价以后的收益大小，是输送的约束。
按照交易费用学派的观点，修建省际输电的投资是对专用性极强的资产的投资。因此，如 果一个电网对外部电力依赖程度极高，则长期合约的签定将很艰难，如果由省电力公司作为 省 内市场的单一购电商，则与外部供电商的一体化是演变的结果。达成这一结果往往并不容易 ，受很多因素的制约，这势必使市场的运行很不稳定。
2.市场的边界控制
市场有一个成长的过程，在区域方面，市场以一种渐进的方式进行扩展。在市场的扩展中 ，以交易的比较利益为导向的信息传播、交通发展、知识对接等起着支持作用，同时也存在 引入外部竞争导致的产品滞销、失业、既得利益的丧失、对现行生活方式的改变等比较利益 的损失。因此，在市场的成长过程中，对市场边界的控制与反控制力量始终存在。
市场边界的控制力可以分为自然力和社会力，自然力有自然条件和其他市场基础条件等， 如高山大河的阻隔，省际电力交换可能由于恶劣的自然条件而在修造电网方面难以进行；社 会力则是由于对市场机制所带来利益转移的抵触而产生的反对力量，如目前的电力企业。以 省为市场边界，则省公司为在位者，外部供应商为进入者，阻止进入是基本的企业行为，而 且由于电网传输的不可或缺性，在位者的阻止进入就意味着不可进入，从而损害社会福利 ，这时需要反控制力的作用。在中国社会力量的成长格局下，政府是最有力的反控制力，因 为政府应该是社会福利的守护者，问题是现在的省级政府很容易由社会福利的守护者变换为 财务目标最大化者，因为电力企业所创造的利税在省级财政收入中占很大的份额，因此省级 政府就成为了控制者，而且由于政府之间在行政区域上的天然分割，因此也难以对省与省之 间的市场分割有所作为。
在区域分割中遭受了损失者都是市场边界的反控制力，包括承受高电价和低质量服务的企 业和居民，但是他们的重要特点是分散性，可以用“智猪博弈”描述其结局，即使损失最大 者、实力最雄厚者加入反对的行列，离开政府的支持仍难以有效，于是离开大电网是其选择 ，即修建自备电厂。
政府的角色相对特殊，维护地区内的产业竞争力是政府的目标之一。对于电力的下游产业 ，高电价将导致市场成本的上升，产业在市场的竞争力降低，但是对于国内市场而言，如果 大家都降低电价，则学习效应很容易使降价策略失效，在市场容量一定的情况下，并不会导 致对市场的重新分配以及某省份市场总量的增加。因此，单方面的降低电价不一定能够带来 好处，而对地方电力企业的利益损失及相应的利税损失则是确定的，从而高电价反而是地区 间博弈的纳什均衡。当然，如果以加入WTO为分析的条件，则作为产业分析基础的市场应该 扩展到国际市场，产业竞争力应该以国际竞争力为基准，这时的纳什均衡将由于参与者的迅 速扩大消失，产业的国际竞争力要求适当的成本水平，其中包含用电成本，进而要求电价作 出响应。这是一种“竞争力的成本倒逼机制”。在国内市场的竞争力成本倒逼机制失效以后 ，国际市场的竞争力倒逼机制将有效地作用，现有的电网运营格局势必调整。在这一意义上 ，应该说外贸依存度较大、经济更发达的省级经济，电力市场的开发度应该更高，所以2000 年8月云南省政府与广东省政府签定了《“云电送粤”协议》，这一举措是1992年云电送粤 协议的延续，是广东2000年用电高峰期限电的逻辑发展，但是也与领导人的知识和偏好有关 （注：但是这种省际电力交换仍然是基于拾遗补缺。）。
3.省际隐性电力市场
我们有理由认为，省际电力市场本质上应该是消费者选择跨省的供电商，存在着显性和隐 性两种市场。
所谓省际显性电力市场，是省与省之间的直接电力交易，其交易量能够用省与省之间的网 络关口表的数据反映。隐性省际电力市场，是产业根据自身的市场价格、生产成本等指标的 要求，选择生产布局，从而求得有利的用电成本（即“用脚投票”），结果使省与省之间形成 电力需求的此消彼长。
隐性电力市场最明显的表现之处是铁合金、黄磷、铝锭等产业，它们的用电成本占总成本 的50%～70%，为了刺激电力需求，也为了挽救高能耗企业，政府与电力企业很容易就“丰枯 电价”达成一致：在丰水期下调电价，以降低企业用电成本。但是，“丰枯电价”政策还不 足以从根本上消除隐性电力市场。首先，用户的权利有限，它是由代表着发展地区经济要求 的政府与拥有市场边界控制权的电力企业达成的一致，其底线是电力企业规定的；其次，用 户的利益难以持久，如对湖南磷化工总厂，电费占其生产成本的40%多，总成本最低在8000 ～9000元/吨，但是云南、贵州的黄磷到岸价为7400～7600元/吨，所以电价降低的空间仍难 以适应成本的差额；另外，各地区在支持高能耗企业上的竞争性降价使电价降低造就的竞 争优势很快消失。对于这些企业来说，用脚选择电力是理性的，当然这种方式面临退出某一 区域的成本约束（注：企业退出的成本包括人力、设备、在当地的专用性投资等，其退出的收益包括电价降低 、原材料采购成本降低等。由于我国的退出成本很高，尤其是人力成本，因此用脚选择的机 制作用并不充分，从而使各地区经济同构现象严重。）
。由于贵州电力成本低，全国10余省市的铁合金、黄磷、铝锭等企业移师 贵州，如首钢、宝钢下属的铁合金厂。同时，贵州省内铁合金、黄磷企业的开工率由1998年 初的50%上升到1999年的85%，黄磷产量的市场占有率提高了十个百分点。[6]因此，如果区 域退出成本能够降低，竞争力的成本倒逼机制对形成隐性的省际电力市场有支持作用。
三、制约省际电力市场成长的因素
制约省际电力市场成长的因素主要有电力市场结构、电价、企业与政府的关系及电力公司 的 不完全公司化等。
1.电力市场结构
省级电力市场的结构如图1所述：发电主体是多元的，包括省公司的全资电厂、参股和控股 电厂和独立电厂三部分，其中独立电厂包括由水利部门和地方政府等投资兴建的电厂，尽管 参股和控股电厂与省公司有资本纽带关系，但是有着独立的利益要求。电厂除了与省网联接 外，有的还与独立电网和孤立电网联接，另外还有小的水电和火电通过省公司下属的电业局 上网；在某一区域，除了省公司拥有并经营的电网外，可能还有其他电网，一种与省网联接 ，另一种则是与省网分割的。用户也可以分成三类，一类只从省公司购电，另一类既从省公 司购电又从独立电网购电，第三类则从孤立电网购电。
随着近年来“多家办厂、一家管网”政策的实施，在发电环节，省公司全资电厂所占比重 逐渐下降，一般已不足一半，但电网的垄断地位则日益强化（注：国家经贸委曾发出《关于做好供电营业区划分工作有关问题的通知》，进一步坚持“一 县一公司、县乡电力一体化”的原则，农村电价高成为省电力公司一统市场的外部推进力量 。）
，独立电网和孤立电网在“外 势”上已处劣势，再加上大网对非大网的上网电厂和与非大网联接的用户的限制，非大网的 生存空间日益狭小。而电业局可以吸纳部分电厂上网，但是由于省公司的强控制，交易行为 变得隐秘、交易规模小（当然，技巧使之能够达到一定的规模，如1999年的华中电网，全网 地方电厂上网电量增加15亿千瓦时，这是在集团公司统一核算电厂发电量下降16.49%的情况 下实现的）。因此，省级可以近似地描述为：在发电上网环节，众多的卖主（发电厂）与一个 买主（省公司）交易，在销售环节，一个卖主（省公司）与无数的买主（用户）交易，相对垄断程 度所体现的双方地位很清楚[7](P.107)。这是一种发电商和消费者都没有选择权的结构，省 公司完全掌握着自身的利益和其他发电商的命运，省际交易很容易演化为对各方“割据”的 突破，使省公司面对的不确定性增强，也是他们所不愿意的。
在按大区设置集团公司的体制中，出现一个特别的利益主体，即电网公司，他们一方面掌 握着对省公司的出资者权力，另一方面掌握部分分布在各省公司区域内的电源，参与省公司 的电力平衡，体现服从精神的权力和讲求平等精神的交易出现矛盾。以华中电网为例，按照 有关规定，1992年以后新建的电厂的新增电量原则上不调出本省，但是对于骨干调频电厂或 者重要的电源支撑点，调度权限在网调，这使网调和省调意见分歧，如五强溪和隔河岩电厂 的调度。意见的分歧往往是与利益的要求联系的，湖南省公司与网公司交换的规则为南送电 0.0.0908元/kWh，北送电0.0515元/kWh，由于南电北送控制的主动权掌握在网调，出现省公司 以0.30元/kWh从五强溪买的电却以0.05元/kWh的价格卖给网公司的怪现象，在电价受强控制 的情况下（五强溪的上网电价1998年为35.8分/千瓦时，比湖南当年销售电价32.1分/千瓦时 还高），意见的分歧需要用行政手段解决。它们使省际电力市场复杂化。
2.电价
由于电价使发电厂的利益得到了保证，建电厂有更多的资本收益。1985年以后，国家实行 了一系列的鼓励多家办电的政策，尤其是集资办电的优惠政策，使发电厂从高进高出的电价 机制中收益，这种行政性很强的机制在解决电力短缺时起到了积极的作用，但是缺陷也很明 显，对此的论述已经很多，最主要的是电厂无成本约束，企业比拼的不是低成本，而是游说 政府的能力，发电厂的电价文化是如何“走出去”，而不是消化涨价因素。1990年初期建成 的项目上网电价一般为0.3元/kWh，1997年上升到0.41元，一些现在正在进行可行性研究的 拟建电厂的测算电价有的高达0.6元。（注：数据来源：“国家垄断经营产品调查（之一）”，《经济学消息报》2000年5月5日。）
目前的电价已经完全背离了经济规律，如1999年左右投产的河南南阳的两家发电公司上网 电价分别为410元/千千瓦时和430元/千千瓦时，国家计委批复的2000年起执行的河南新的销 售综合电价水平是359元/千千瓦时。显然，这对于独立的供电商是无法接受的价格扭曲，但 它却是眼下很普遍的现象。
地区间的电价差异既是分割市场的结果，又进一步成为分割市场的原因。1999年平均电价 最 低的为贵州，218元/千千瓦时，最高的是上海，483元/千千瓦时。
另外，政策不配套是制约省际电力市场成长的因素，如二滩的送出，除了地方保护的因素 外，与水电价格偏高不无关系，一个负债率达96%的基础性项目，要求12%的净资产回报率， 还本付息和赢利的压力都很大，上网价必须达0.45元，这与水电的特点相悖。究其原因，高 税赋、紧还本付息约束（注：美国政府对水电站的还本期规定为50年，日本的水电开发，政府贷款80%，还款期30年，
银行贷款20%，还款期15年。）
、高盈利要求以及对水电项目效益计算的不充分是主要方面，如对 于抵扣项目很少的水电而言，17%的增值税偏高（火电实际税负11%）。
3.电力公司与政府的关系
目前，我国电力企业的利润不是由于竞争和企业承担了不确定性而得到，而是企业与政府 谈判的结果。对于电力企业而言，100万的利润和1个亿的利润很难说有多少实际的意义，相 反只能反映政府对电力发展的支持。之所以这样说理由有三：
(1)政府与企业在进行上网电量和电价的谈判时处于信息的劣势，如电价实行“成本加利润 ”的定价方法，使政府很难了解企业的成本信息。
(2)政府与企业合谋。政府是企业的所有者，政府与企业的谈判是自己人之间的谈判，即在 消费者不造反的前提下制定价格，最大可能地剥夺消费者剩余。同时电力是高税赋和高价位 收费的项目，电力企业的收入与政府的收入基于共同的基础。
(3)构筑进入壁垒是政府与企业共同的需求。
4.电力公司的不完全公司化
前文在分析省电力公司是外购电还是自发电时提出了一个判断模型，其中省公司的固定成 本起着很重要的作用。在目前的公司体制中。尽管电力公司是国有企业，但是治理结构很不 健全，出现了工人与经理人员联合侵蚀资本利益的状况：经理人员热心于在资本增值低的领 域发展，如宾馆、酒店，寻求控制权收益；工人长期在垄断的保护下，享受世外桃源般的高 收入、高消费、低风险的生活，而且是以世袭的方式进行的。而政府则从各种税、费的收取 中得到了满足，尽管这样做会牺牲国民经济的部分总体利益。
另外，电力公司承担了不少本来不应由企业承担的社会责任，如消灭无电村、城乡同网同 价等，也是政府容许电力公司非公平行为的原因之一。
四、问题与建议
1.目前的省际电力交易不尽人意
中国省际电力市场的发育不容乐观。以华中电网为例，由于华中四省电力具有互补性，华 中电网省间电力电量交换应该很频繁，但是近年来，网省间电量交换呈递减之势（表一）：
表1 网省间电量交换（亿千瓦时）
年度 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
电量74.28 71.60 66.03 83.07 57.73 55.87 49.74
数据来源：华中电力集团，《华中电网弃水电价研究报告》1999年12月
在峰谷差加大、用电负荷率下降的情况下，网省间电力电量的交换却在减少，其直接原因 是系统开机方式的不合理，各省重复预留备用容量，丰水期水电因本省市场容量有限，而河 南的高成本燃油、燃气机组却在运行，据不完全统计，1990～1999年间，华中电网主要水 电站弃水调峰损失电量85亿多千瓦时，年均8.5亿千瓦时，90年代后期的弃水损失进一步加 大。
内蒙古西部向京津唐电网的输电容量目前停留在93.8万千瓦水平，离规划的150万千瓦相距 甚 远[8]；葛沪线的输送容量达60亿kWh，但实际交换电量不足1/6；东北和华北网之间相距140 km，也没有联网[9]。云南、贵州和广东于1991年和1992年分别签定了输送季节性电能的协 议，规定了1993年起20年内每年应向广东输送的季节性电量，明确季节性电能的电价以送电 省平均售电价为基础，但是实际送电量大大低于协议送电量，而且波动较大，尤其是 1997年起，广东提出的电价远低于云贵两省的平均售电价，两省未向广东送电。
2.省际电力市场面临的主要问题
(1)省际电力市场发育不充分。由于省际电力市场的发育及运行没有有效的游戏规则，市场 参与者缺乏理性的预期，因此导致一方面拥有电力开发优势的方面面对需求的不确定性，使 资本进入困难，另一方面电力短缺者进行省内平衡，修建电厂，从而导致发电能力的过度增 长和低效益扩张。
(2)电价攀升。由于各省可以在独立、封闭的状态下搞电力平衡，小火电和高成本电厂在块 块的分割保护中得以维持并成长，1998年与1978年相比，电价由0.0658元kWh上涨到0.339元 kWh（注：数据来源“国家垄断经营产品调查（之一）”（《国家垄断经营产品价格问题》课题组）， 《经济学消息报》2000年5月5日。如果将电力建设基金、三峡基金和其他诸如公用事业附加 等收费，则更高。）
(3)重复建设严重，发电能力扩张过快。长期以来电力是短缺的，人们已经习惯于在短缺的 轨道上运行，因此扩大发电能力很少考虑市场的需求约束，到本世纪末，装机容量远远超过 了2.4亿千瓦的预计，达3亿千瓦以上。与此同时，网络则由于市场边界限制而赢利渺茫。
(4)电力资源配置不合理。一方面自然资源禀赋占优势的地区不敢扩大发电能力，另一方面 不占优势的地区却新建电厂，前者使电业的规模经济不能发挥作用，后者使自然资源禀赋劣 势的地区则由于高成本电厂难以退出、低成本电力难以进入而锁定于低效率的电力生产使用 状态，使电业的生产和配置效率在总体上都处于低水平。
图2表示华中四省1997年发电标准煤耗与统调电厂火力发电设备利用小时的情况，呈现出不 理想的散乱分布。
图中从左至右分别表示江西、湖南、河南、湖北四省的情况
图2 1997年华中四省煤耗与机组利用小时的联合分布
标准煤耗与发电设备利用小时之间的理想状况应该是两者间成反比例关系，从而体现市场 优胜劣汰的选择。但是，图1告诉我们（反映在图1中的排列），四省的煤耗和机组利用小时之 间是倒抛物线关系而不是理想的反比例曲线，从而表示此四省中电力资源配置现状的不合理 性。
3.国际区域电力市场的发展趋势
国际上，电力市场已经由国内市场向多国联网基础的电力市场，甚至区域性共同市场发展 。1996年12月，欧盟15个成员国达成了采用内部电力市场导则(IME)的协议，根据协议，欧 盟成员国必须在1999年2月19日前将欧盟的导则转化为本国的法律并于1999年2月开放其25% 以上的国内电力市场，在2000年及2003年进一步开放其30%、35%的市场。到2003年，用电 量在9GWh/年以上的用户能够自由选择供电商，届时欧盟75%的售电量将在市场中进行（注：①根据《国际电力动态》（中国电力信息中心编）1998年1月15日，1999年1月15日，6月30日 ，2000年1月21日，3月14日，8月21日的有关资料汇编。）
。事 实上，一些欧盟成员国早已开始了电力市场化的进程，如英国在1990年规定，负荷大于1MW 的用户可以自由选择供电商，当时这类用户约5000家，其中60%选择了外地供电商，仅40% 维持了与当地供电商的合同关系。1995年将选择供电商的负荷下限调整为100KW，共有5万用 户选择了外地供电商。配电公司在特许服务区有对所有用户的输电垄断权，但没有销售垄断 权。1998年起，英格兰和威尔士的每一个消费者都具有自己选择供电商的权力（注：竞争使英国10年间电价下降了30%，1994年到1998年，居民和工业电价分别下降了40%和1 9%，1999年英国工业电价为4.1便士/k.Wh，而垄断程度高的意大利为5.45/k.Wh，而且处于 供 应不足的状况。）
。在斯堪 的纳维亚地区，挪威、瑞典、芬兰是欧盟率先开放电力市场的国家，取消只向地区配电公司 售电的限制，向大用户进而所有用户开放输配电网，瑞士亦与其邻国电网互联，订有永久性 电力交换协议，与法国订有核电相互转让协议。1996年1月，挪威和瑞典成立联合电力交易 所，如果挪威的水力发电不足，其他北欧国家发电厂对挪威犹如备用电源。
美国则在80年代初开放了发电市场，但在输配电的所有和使用方面，电力行业仍保持垄断 地位，电力企业拥有并使用自己的电网向用户供电。70年代以来，美国引入了电力转运业务 ， 即用户直接向发电公司购电，输电公司负责转运，这一业务发展很快，到1989年转运的电量 达3000亿kWh，相当于该年电力批发交易量的20%；美国联邦能源委员会1996年4月以后先后 颁布888号和889号法令，允许用户自由选择电力生产商、跨州购电。在澳大利亚国家电力市 场启动之前，新南威尔士州和维多利亚州的州政府同意共同运作以统一报价、调度及定价体 制连接两个相邻州的、协调一致的电力市场，于1997年5月开始运作。
国际电力市场发展表明，省际电力市场模式分两种，一是拾遗补缺型，即在自身电力供应 不足的情况下，吸收外部电力以弥补缺口，包括调峰、备用和事故支援；二是竞争基础型， 即各地区的电力生产商不能以非经济手段排除外部电力的进入，竞争是最基本的取得上网权 的方式。
4.促进省际电力市场成长的建议
国内开放的电力市场是强化电力产业竞争、提高经济效益的必要手段，尽管我们目前实现 开放统一的电力市场还比较困难，但应是努力的方向。目前尤需注意：
(1)真正明确电力市场的重要性。目前有一种假市场观点，认为电力是一种需求弹性比较稳 定的物品，可以由一个机构通过对电力的准确预测来组织电力的生产和供应。这种观点建立 在一个假设基础上，即人们可以准确地预测经济总量和结构的变化。但是，事实上即使是掌 握信息最多的政府也难以做到这一点。市场化的基本要求就是让供求机制、竞争机制、价格 机制、风险机制和利益机制发挥作用，维持竞争是政府的天职。省际电力市场应该从拾遗补 缺型向竞争基础型转变。
(2)建立省际贸易管制委员会，处理省际市场封锁行为。
(3)对现有的国家电力公司和省电力公司进行业务重组。目前厂网分开已经达成共识，但是 究竟如何分开，厂网分开在电力体制改革中的位置等方面的认识上分歧很大[10]。从提高产 业国际的竞争力出发，通过有效竞争来降低电力成本和增加电力有效供给是电力体制改革的 首要目标。如果国家电力公司和省公司不进行业务的实质性重组，有效竞争就难以进行。
(4)电价管制和市场进入管制。从对电厂上网电价的管制过渡到以对电网使用付费为核心的 管制，可以认为，在今后一段时期内，电业的价值增长点将由发电向输配电转移，因此在兼 顾各方利益的前提下，筹集电网建设资金尤为突出。除了电网付费管制外，区域电价也是吸 引电力跨省流动的重要杠杆之一。
区域电价并非完全有效的，从目前沿海地区的高电价并没有带来大规模的跨地区电力交换 来看，潜在的市场和可能的市场之间的桥梁是需要制度来建立的。
目前各地新建电厂成本高，与各地开放度不高有关，我国电力市场对外资开放，但是对跨 地区的电力投资并没有鼓励支持，因此，应该鼓励电力企业跨地区的投资，建立以竞争性招 标为基础的发电市场准入制度。