“一千个人眼中有一千个哈姆雷特”，这句话同样适合当前我国的电力市场。全行业如何科学准确地了解我国电力市场的当前的现状与特征，决定着我国电力市场的未来。

日前，在中国人民大学举办的“电改四周年：进程评估与行业愿景——2019电力体制改革研讨会”上，行业专家普遍认为，我国电力市场依然处于初级阶段，微观市场面临诸多困难，完全套用欧美电力市场规则将面临挑战。我国电力市场建设借鉴国际经验重要，因地制宜，实现中国化改造更重要。

电力体制改革核心是市场。电力市场职责就是优化电力行业资源配置，提升整个电力市场的投资、运行、管理效率。完善的电力市场需要有多元化的市场主体，通过市场“无形之手”，实现充分竞争，从而提升整个电力市场的效率。当前研究英国、美国加州、澳大利亚电力市场的学者众多，对如何借鉴相关市场机制，培育市场主体，行业长期莫衷一是。

南方能源监管局市场监管处处长卢勇认为，当前我国电力市场依然处于初级阶段，在当前火电行业总体经营压力增大、一般工商业电价下调环境下，电力市场主体特别是新进入售电市场的民营企业，抗市场风险能力较差，需要政府培育引导。不应该拿西方电力市场标准衡量我国当前电力市场建设现状。中国电力市场建设必须结合实际，行业需要给电力市场一个成长的时间。

中国人民大学应用经济学院院长郑新业教授指出，计划经济是短缺的市场，市场经济则是过剩的市场。全行业需要理性看待市场经济条件下的过剩。另外，我国电力企业大部分属于央企，企业既要承担部分政府职能还要承担经济职能。随着电力市场的逐步完善，行业需要清晰界定政府与市场的边界，要实现“能竞争的地方充分竞争，不宜竞争的部分有效监管”，倒逼电力央企提升投资效率、生产效率。

中国社会科学院副研究员冯永晟认为，中国的纯容量市场区别于国外的特点在于纯容量是由政府确定容量需求，通过计划定价和计划电量来分配。他还提出，中国电力市场与国外的起点不同，很难沿着外国的改革路径，最后脱离政府的直接干预，同时放开计划电量是要改变容量确定的方式，并非让政府忽略充足性问题。

电价是市场的重要指针。市场化的电价是引导电力企业投资、管理、服务的重要抓手。电力体制改革启动以来，我国推行了一些列电价改革，从输配电价改革、到分时电价、阶梯电价的实施，我国电价正在逐步完成市场化转变。然而，我国电价依然面临交叉补贴，价格倒挂等难题，制定完善的电价机制，我国电力市场依然有较长一段路要走。

南方能源监管局市场监管处处长卢勇表示，南方区域电力市场电价改革做出诸多探索。在发电侧，发电企业实行节点电价，根据发电企业的位置，通过节点电价引导发电企业投资。在电网侧，广东地区执行7个输配电价，分区引导电网投资建设。合理的电价既引导企业的积极性，也要保障市场的平稳，防止由于电价波动引起市场的大起大落。

国家电网公司财务部价格处处长吕栋分析道，行业要理性看待输配电价，客观看待较差补贴。随着市场化改革的推进，妥善解决政策性交叉补贴成为问题关键，要统筹效率与公平、准确计算交叉补贴，并采取措施实现对低收入群体的精准保障。交叉补贴暗补改明补后，行业可探索建立电力普遍服务基金或者向市场主体征收交叉补贴加价等方式妥善解决输配电价问题。

无现货不市场，完善的现货市场是电力市场建设的必经之路。近年来，我国电力现货市场建设提速。2019年，我国首批8个电力现货市场试点——南方（以广东起步）、甘肃、山西、浙江、四川、福建、山东、蒙西电力现货市场全部按计划启动模拟试运行。下半年，山西、福建等电力现货市场相继开展了结算试运行，持续推进电力现货市场建设。然而，我国现货市场建设，也面临诸多现实挑战。

中国电力企业联合会统计信息部主任薛静认为，当前我国现货市场、辅助服务市场建设应该循序渐进，防止出现过快、过急的情况。

南方能源监管局市场监管处处长卢勇表示，没有售电公司就没有现货市场，完善的现货市场建设需要多元化的售电公司参与。但是我国各个区域售电市场环境差异较大，售电公司发展并不均衡，局部地区发电央企建立售电企业占比较高，民营售电企业有退潮趋势，建议全国各区域建立规则统一的市场，鼓励各类售电企业协同发展。

知能汇融（北京）咨询有限公司CEO蒋志高认为，当前电力市场面临几个挑战。首先是供给侧方面，部分地区禁止新的煤电机组进入市场，但高成本机组成本无法向下游疏导。需求侧方面，现货的分时价格导致用户利益分化，所有用户都是改革赢家的局面不再存在。其次是市场机制方面，非市场用户与非市场电源对市场的影响越来越大。再者是市场监管方面，能源监管部门面临人力物力不足情况，市场力防范机制需要进一步健全。最后是区域市场建设方面，新一轮现货市场会带来巨大的利益调整，需要行业深入研究。