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在本轮新电改中，京津冀地区具有基础优势和示范效应，承担了首个区域电力市场试点的责任。京津冀电网由京津唐电网和河北南网组成，但相对来说，京津唐更具备建设区域市场的条件。2016年8月，《京津冀电力市场建设方案（征求意见稿）》在内部下发，京津冀电力市场先期选择条件比较成熟的京津唐地区开展试点，随着市场的发展成熟，市场范围将逐渐扩展到整个京津冀区域，京津冀市场外的市场主体可自愿加入京津冀电力市场。
图1-5 京津冀区域电力市场建设进程
京津冀建设电力市场虽有诸多优势，但由于电网结构、利益分配、调度体系等的复杂性，其建设过程存在许多问题，这也是新一轮电改方案放大到区域电力市场中施行的必经坎坷，因此这里以京津冀电力市场为例对新一轮电改存在的问题进行分析。
2015年11月，《关于有序放开发用电计划的实施意见》发布，根据实际需要，在不影响电力系统安全、供需平衡和保障优先购电、优先发电的前提下，全国各地逐步放开一定比例的发用电计划，参与直接交易，促进电力市场建设。
从发电侧来看，在单独一省内放开发电计划带来的问题和影响是可控的，但是扩大到区域电力市场，就会引发一系列难以平衡的问题。
①以京津冀地区为例，京津冀各地区电源结构不同，其中，冀北清洁能源居多，天津燃煤火电居多，北京燃气电厂多，结合当前交易规则的要求，只有燃煤火电厂参与市场电量竞争。单就从电厂角度看，燃气等电厂必然受到市场电量的冲击，对其计划电量构成影响，从而对北京电厂不利。其次，由于放开发电计划后对不同电厂的影响不同，火电由原来的标杆电价变为输配电价，不同地区的用电结构不同，导致电网在不同区域的收益变动有所差异，并进一步影响地方政府的税收状况，不利于电力体制改革的推进。
②在部分放开发电计划的情况下，电力企业无法按照市场化原则和价格优势策略，提高市场竞争能力，自主参与市场竞争。在完善的市场规则下，市场电量应该完全放开，实施买卖双方自由竞争。但在目前逐步放开市场电量的过渡过程中，大部分具有市场属性的电量并不参与交易竞争，导致很多基层发电企业不能充分认识到电力市场交易的作用，仍依据能源价格的变化选择市场行为，未做好充分的市场竞争准备。
当前，我国各省市电力交易机构采取的组织形式主要有电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等。上述三类模式均为过渡时期相对独立的组织形式，当电力市场逐渐成熟，交易机构应采取独立性更强的组织形式。值得注意的是，由于京津冀区域市场情况极为复杂，为推动京津冀区域市场的良性发展，必须理清电力交易中心的组织形式，确定市场运营和交易组织是组建京津冀电力交易中心管理或由北京电力交易中心统管。目前几种代表性的电力交易中心组织形式如表1-3所示。
表1-3 电力交易中心组织形式与代表地区
电网企业相对控股的公司制交易机构，指由电网企业相对控股，第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市场主体参股，支持国内证券期货交易机构、电力市场相关研究机构及电子商务企业等第三方参与电力交易机构组建工作。
为加快推进京津冀协同发展战略，京津冀电力市场建设联合工作组决定组建相对独立、规范运行的京津冀电力交易机构，下发《京津冀电力交易机构组建方案征求意见稿》（以下简称《征求意见稿》）。结合京津冀地区电力市场现状，《征求意见稿》明确指出，京津冀电力交易机构将按照“协同发展、有序推进”的原则，以股份制公司的形式组建。具体来看，将由国家电网公司所属电网企业相对控股，第三方机构及发电企业、售电企业（含拥有独立配电资产的配售电企业）、电力用户等市场主体参股。《征求意见稿》中京津冀电力交易机构的股权分配比例分别为：京津冀三省（市）政府推荐的企业各持京津冀电力交易机构的10%股份，电网企业合计持股占比25%、其他发电企业合计持股占比25%（纳入三家以上企业）、用户与售电企业合计持股占比15%（纳入三家以上企业）、第三方机构占比5%。
电网企业子公司制是指依托国家电网公司，以国家电网公司的全资子公司形式组建。在财务上独立核算，自负盈亏。资本金规模根据电力交易平台建设等初始资本性的支出需求设置，确保交易中心有效运转。电网企业、发电企业、电力用户、售电企业等市场主体通过市场管理委员会，研究讨论交易和运营规则，并监督交易机构对规则的执行情况。
目前，北京市电力交易中心采用电网企业子公司制。北京电力交易中心按照政府批准的章程和市场规则为电力市场交易提供服务，不以营利为目的。交易机构的日常业务不受市场主体的干预，交易业务与电网企业其他业务分开，接受政府有关部门的监管。
会员制即电网、发电企业、电力用户以及第三方机构都将参与其中，这样将确保交易各方均享有平等的话语权，实现市场交易公平。目前，云南和贵州两省采用会员制的形式组建省级电力交易中心。
为确保交易机构的公平公正和规范高效运营，更好地服务于我国有效竞争的市场结构和市场体系建设目标，需进一步加强有关机制的设计和政府的监管，建立健全配套保障和基础条件，重点把握以下问题：
①建立明确的规则和监管制度。政府有关部门要进一步明确我国电力市场建设的顶层设计，逐步建立较为完善的市场交易规则和监管制度，确保交易组织和交易机构各项工作有规可依、有章可循、规范运作。
②建立公平透明、规范运作的机制。通过建立市场管理委员会、设置合理规范的议事制度、实行年度报告制度、加大信息公开力度、加强内部合规体系建设等举措，保证市场各方的意见充分表达和协商，交易机构也通过内部监审形成自我约束、自我规范的工作机制，从而共同推进电力市场建设，保障电力市场平稳有序地运行。
③进一步加强软硬件基础条件建设。随着电力市场建设的逐步推进、电力交易的日趋复杂，以及市场主体的迅速增加，需要不断加强电力交易技术支持系统的建设，扩展功能模块，提升系统的数据处理能力和可靠性，持续改善用户体验。同时，要进一步加强电力交易队伍和市场服务能力建设，不断提升优质服务能力。
④做好应急保障和市场风险防范工作。提前研究制定市场紧急情况下的应急方案，保障电力供应安全和市场有序运作。规范市场准入和退出管理，合理设定市场波动准许空间，有效控制市场运营风险。逐步建立健全市场主体信用体系和保证金制度，加强市场主体诚信建设，规范市场秩序。
辅助服务对于电力系统安全稳定运行具有重要意义，根据电力市场建设意见，在日前发电计划编制过程中，应考虑辅助服务与电能量的统一出清、统一安排。2018年3月，《华北电力辅助服务市场建设方案（征求意见稿）》（以下简称《方案》）印发，《方案》立足于区域市场，分阶段分步骤地建设华北电力辅助服务市场，市场建设初期先行开展调频辅助服务市场化交易，待调频市场运行稳定后，适时引入调峰辅助服务，开展华北及省网调峰辅助服务的市场化交易。
在电力市场中，与电力辅助服务相关的问题主要包括电力辅助服务价格、电力辅助服务供应、电力辅助服务市场、电力辅助服务相关政策等。目前，我国辅助服务交易主要存在以下几个问题：
①辅助服务补偿费用过低，提供辅助服务的电厂缺乏积极性，很难合理补偿成本。
②辅助服务调用不均衡，辅助服务的调用相对集中，主要对调节性能好和能够方便地提供辅助服务的机组进行调用，而性能差的机组被调用的次数较少或者未被调用，不均衡的辅助服务调用损害了部分集中调用机组的利益和健康状况，也难以做到市场公平。
③外来电暂不承担相关义务，基本不参与辅助服务，就算参与分摊辅助服务补偿费用的也通常仅占其上网电费极小的比例。
对于京津冀电网来说，河北地区火电机组同质化较为严重，京津冀三地如果各自孤立，电力辅助服务市场的意义就十分有限。所以，华北地区需要在区域电网的层面，打开各省的电力辅助服务资源与需求，然而目前我国发电量仍以政府安排发电计划为主，在计划电量主导的情况下，京津冀电力辅助服务市场的建设只能在行政计划的框架下，尽可能地提升市场化程度。随着市场化电量占比的提高，现行的电力辅助服务规则仍需进一步完善来满足电力现货市场的需要。
根据国家能源发展规划，能源开发中心与用电负荷中心正在加速分离，电力大规模跨区域输送和消纳的需求更为迫切。跨区跨省电力交易是市场化改革的突破口，在推进大规模电网互联的基础上，引入市场化机制，利用不同地区时间维度和空间维度的差异，实现分季节、分时段、区域间的余缺调剂，供需互补，对我国电力资源的优化配置和大规模传统电源或可再生能源的输送和消纳具有重要意义。
2016年3月公布的《关于做好电力市场建设有关工作的通知（征求意见稿）》提到：加快推进跨省跨区电能交易市场化，建立规则统一开放的跨省跨区电能交易市场，符合条件的省（区、市）内外发电和用户都可参与。
电量、电费结算是电力交易工作中的关键任务，在签订售电合同、制定发电计划与执行发电计划等工作后，将电力交易参与方的生产运营活动转变为经营结果，为跨区跨省电力交易的执行提供经济保障。从当前跨区跨省交易结算机制的研究可知，偏差电量是结算工作中需应对的关键问题，因此需对结算工作中处理偏差电量时存在的问题进行分析：
①跨区跨省电力交易中，市场电和计划电相混合，偏差电量难以定性。市场电与计划电共存，并共用输电资源，是我国跨区跨省输电的现状和特点。合同电量和已用电量结算的方式共存，对于市场电和计划电在偏差电量的分摊和责任认定方面没有明确的处理方法。
②跨区跨省电力交易中，不同交易部门对偏差电量处理方法不统一。现有各区域电网公司的交易结算机制基于较为粗略的框架，一般是结合区域电网特点或为达到某种结算目标演化而形成。不仅彼此之间存在较大差异难以统一，部分机制也不适合该区域当前的结算工作。
③跨省跨区交易的电量对于本地发电主体来说属于外来电，以山西对京津冀地区的送电为例，如果京津冀电力市场允许外部电厂参与该市场竞争，则会引发一系列新问题。2016年7月出台的《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》中，未对参与京津冀电力市场的发电主体地域进行明确限制，因而存在一个外来电问题。首先，由于外部电厂参与竞争，导致京津冀区域内电厂的压力增加，电量被挤压，导致竞争力较差的电厂无法继续经营。其次，由于部分电量来源于外部电厂，本地电厂效益下降，导致政府税收降低，必然引发政府不满，引起不必要的利益冲突。最后，如果大量电量来源于外部，会引发京津冀本地供电安全问题，尤其是北京地区的供电安全。因此，在构建京津冀电力市场时，应当谨慎处理放开外部电厂参与竞争的规则，不建议近期内放开外部电厂参与本地电力市场的竞争，应当待市场机制完善，准备足够充分再扩大交易市场，从而将外部电厂纳入。
电力需求弹性极低的特点决定了电力作为最主要二次性能源的不可替代性。在大部分电力消耗的场合，都无法用其他的能源形式代替。我国电力市场具有明显的集中特性，近年来响应政府减排和“上大压小”的政策号召，发电企业纷纷建设大容量、高参数发电机组来代替原来的小型机组。这种行业发展趋势将进一步提高电力市场的集中度，造成电力生产端市场势力的集中。电力生产端需要监管机构来平衡市场势力，规划竞争模式，落实“切实加强电力行业及相关领域科学监管，完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段”的要求。
电力市场监管与市场建设进程密切相关，监管手段必须和交易周期同步进行。适当将监管环节前移，对于通过平台开展的交易实施现场监管，第一时间掌握一手信息，及时发现市场异常行为，对发现的线索按程序进行现场核查，核实有关情况，依法依规处理。随着京津唐地区电力市场建设的不断深入，由于其本身的历史沿革、政治地位等因素，面临着监管范围与监管力量难以协调，监管难度逐级递增、监管手段欠缺等问题。
