从“小试点”到“大市场”
不可否认，在当前改革起步阶段，以省为主体推进电力市场化改革试点具有积极意义。但是，如缺乏妥善引导，省级市场体系持续巩固，区域市场恐将渐行渐远，潜在的问题也将逐步凸显其一，省间壁垒将越发强化，因地区间资源与需求高度不均衡导致的跨地区资源配置矛盾将更为突出，现今已频频出现的弃水、弃风问题将难以解决。其二，市场公平难以保证，容易滋生行政干预、地方保护等问题，省级市场规则难免受省区内市场成员主导，无法兼顾省区外市场主体利益，因市场范围小，竞争不充分，也容易形成市场力。其三，市场运营效率不高，区域市场与省级市场、各省级市场之间业务性质高度重叠，既增加了整体市场运营成本，也增加了市场间协调难度。
就我国国情而言，以省为主体的市场化道路显然难以自然过渡到目标区域市场。因此，从国家层面出台相关政策方案，积极引导当前省级试点市场逐步向区域大市场过渡很有必要。
首先，要强化区域、省级电力市场的协同运行，明确各市场业务范畴、市场间的责任关系省级市场主要负责省内电力交易，区域市场起步阶段以开展跨省区交易为主，随着交易业务、技术的成熟逐步开展区域内的省内交易，最终实现并轨融合。其次，要尽快推进区域市场开展真正意义上的市场化交易，可以将大用户直接交易等比较成熟的模式作为突破口，逐步充实区域电力市场的交易品种，将国家计划、框架协议合同化，强化电力交易的市场化属性，做实跨省区电力直接交易、合同电量转让交易，逐步拓展集中竞价、挂牌交易，适时探索开展现货、辅助服务、电力期货和衍生品交易。最后，要规范区域、省级电力交易平台建设，区域、省级市场共存局面仍将持续一段时间，为保证市场体系向区域市场顺利过渡，应考虑通过合适机制加强区域交易中心对省级交易中心的指导，规范交易规则制定，标准化交易平台架构，确保区域与省级市场之间的业务交互畅顺等。
总而言之，市场架构建设是电力市场运营的基础，面向目标市场模式，积极科学引导市场试点推进，把握正确方向，才能降低改革试错成本。
