《Journal of Energy & Natural Resources Law》：Navigating regional power trade for green transition in the Greater Mekong Subregion: legal challenges and pathways forward
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本文针对大湄公河次区域(GMS)跨境电力贸易与绿色转型展开深入研究，揭示了碎片化的多层法律框架（WTO/ECT规则模糊、各国技术标准差异、双边协议主导）如何阻碍区域电力一体化（包括基础设施、商业、监管三个维度），并基于欧盟(ACER)等经验，提出一个包含战略政治、技术运行、商业、监管、制度五大支柱的综合性区域治理框架以应对挑战。
引言：区域电力互联与绿色转型的紧迫性
全球电力需求正因经济增长、工业化、人工智能与数据中心发展以及地缘政治紧张局势而加速增长。电力行业，尤其是燃烧化石燃料发电，仍然是全球CO2排放的主要贡献者之一。作为回应，各国正在扩大可再生能源(RE)生产规模。国际能源署(IEA)预测，2024至2030年间将有超过5500吉瓦(GW)的新增可再生能源产能。然而，可再生能源固有的间歇性和波动性会带来重大的运行挑战，如频率和电压异常、现有输电线路过载以及供需不匹配等问题。跨境电力互联正迅速成为利用清洁能源潜力和促进能源转型的重要工具。然而，大多数电力市场仍以国家为单位设计，具有国别的特定规则和法规。
大湄公河次区域(GMS)包括六个成员——柬埔寨、中国（特别是云南省和广西壮族自治区）、老挝、缅甸、泰国和越南——为研究区域电力贸易的潜力和挑战提供了一个引人注目的案例。该区域拥有多样化的能源资源禀赋，例如云南拥有丰富的水电资源，老挝被视为“东南亚的蓄电池”，同时老挝、泰国、越南和缅甸具备发展风能和太阳能的有利条件。通过汇集多样化的能源资源并优化其利用，GMS可以更好地匹配供需、降低总生产成本并提高能源安全。区域电力一体化还有助于减少对煤电和天然气的依赖对环境的影响，并通过将多余的清洁电力出口到邻国来支持可再生能源的规模扩大。
然而，区域电力贸易需要一个全面的法律框架来促进无缝的跨境协调、统一不同的法规并提供有效的争端解决途径。尽管以世界贸易组织(WTO)为代表的多边贸易体系制定了可适用于作为贸易商品或服务的电力的广泛规则，但它并未解决电力贸易的独特特征，如需要实时平衡、对基础设施的依赖以及监管和市场的复杂性。在区域层面，尽管GMS在促进跨境基础设施方面取得了进展，但区域倡议往往仍然具有高度的政治性和软性性质，显著差距持续存在。在国家层面，技术法规和标准是碎片化的，各国的国家电网规程(NGCs)存在差异，这进一步复杂化了区域电力一体化。
电力一体化的关键维度
电力一体化是一个涉及多个相互关联维度的复杂过程。借鉴Pineau提出的整合连续体，基础设施、商业和监管三个方面是电力一体化的基础。基础设施一体化为可靠的电力市场提供了必要的物理网络，市场一体化则为跨境电力交换提供了商业可行性。监管一体化可以锚定在“3R”中：规则(Rules)、监管机构(Regulators)和争端解决(Resolution)。它支持技术法规和标准的协调，以及为市场运营商制定统一的规则，还需要一个被赋予权力的监管机构来协调物理互联并监督市场活动，同时需要一个强有力的争端解决机制来维持投资者信心并确保区域电力市场的可预测性。
基础设施一体化 实现了电力跨境物理流动，是可靠高效电力市场最基本的要求。它建立在发电、输电和配电三个主要组成部分之上，其中输电一体化是关键。这既涉及物理互联设施的建设，也涉及技术标准的协调，特别是通过统一的电网规程。目前，GMS的互联表现出“分散”和“单向”的模式。大多数220千伏及以上的互联项目侧重于将电力从发电站点输送到电网，而不是真正的“双向”电网到电网交换。这阻碍了可再生能源整合和区域效率。此外，GMS的许多跨境输电线路是在狭隘且针对特定项目的双边协议下开发的，目前正面临技术过时的问题。
商业一体化 指的是电力市场的协调，是物理互联的市场层面补充。它能够实现电力资源的有效交易、分配和调度。协调的交易机制允许包括多个生产者、买方以及关键的第三方贸易商在内的市场参与者在透明和公平的条件下运营。尽管在物理互联方面取得了显著进展，GMS在电力商业一体化方面仍处于早期阶段。跨境电力贸易仍然主要由政府或国家公用事业公司之间的中长期双边购电协议(PPAs)主导，这通常在单一买方模式下进行，限制了独立电力生产商(IPPs)和第三方贸易商的参与。跨境电力贸易的电价是谈判确定的，而非市场决定，这使争端解决复杂化并阻碍了协调的区域规划和有效的资源分配。此外，大多数互联设施与长期双边PPAs（通常为25年）捆绑，没有第三方接入(TPA)，这种不灵活的安排限制了向更动态的电网到电网交易的过渡。
监管一体化 指的是为加强能源安全、提高经济效率和支持可再生能源采用，各参与国监管框架的协调和统一。它涉及政策、技术法规和商业规则的统一。一个关键要素是建立区域监管机构或机制来监督跨境电力交换。在GMS，区域层面仍然缺乏一个强大、协调良好的监管机构。各国的电力市场结构仍然多样化，且大多由国有企业主导。2022年，GMS国家间的跨境电力贸易仍然有限，占其总年消费量的不到6%。
大湄公河次区域电力一体化的法律挑战
阻碍GMS区域电力一体化的一个关键障碍在于多边、区域和国家层面管理跨境电力贸易的监管环境存在模糊性和复杂性。
WTO规则的模糊性及其在电力贸易中的间接作用
WTO为所有产品（包括商品、服务以及与贸易相关的知识产权）制定了贸易规则。然而，由于历史和政治因素将能源视为由国家控制市场主导的战略性、政治敏感部门，WTO最初并未设计专门针对能源贸易的协议。虽然石油、天然气和煤炭等能源资源的贸易显然符合关税与贸易总协定(GATT)下的传统商品贸易，但电力形式的能源在WTO框架内的分类和处理仍然模糊不清。从商业角度看，电力市场类似于其他可贸易商品；然而，工程文献通常将电力定义为类似于电信的服务，这种分歧加剧了关于其适当分类的法律辩论。虽然WTO判例将发电组件视为商品，但电力本身的地位仍未确定。这种双重性在WTO法律中造成了不确定性，使得跨境电力贸易在法律上模糊不清，并使关税承诺、监管一致性和争端解决复杂化。
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电力贸易中非歧视性原则的障碍
非歧视原则是国际贸易法的基石。最惠国(MFN)义务要求给予一个贸易伙伴的任何优势、优惠、特权或豁免必须扩展到所有其他WTO成员的“同类产品”，而国民待遇(NT)义务则要求进口产品一旦进入市场，其待遇不得低于“同类”国内产品。然而，由于电力的双重性质和输电限制的作用，这些原则在跨境电力贸易中的应用仍然难以捉摸。
“同类性”的概念是MFN和NT义务的基础。来自不同发电来源的电力是否应被视为“同类产品”是一个复杂且未解决的问题。在GMS，电力由煤炭、水力、天然气、太阳能和其他来源产生，这种电力是否应被视为“同类”的问题尤为突出。一旦并入电网，来自所有来源的电力在物理上变得无法区分，就像来自不同来源的水混合在一个容器中一样。然而，电力的加工和生产方法(PPMs)，例如它是来自化石燃料还是可再生能源，由于气候和能源转型政策而变得越来越重要。许多国家通过补贴、关税或采购规则引入了倾向于可再生能源的政策，这可能与非歧视义务产生潜在冲突。尽管此类措施可能根据GATT第二十条（尤其是环境例外）获得正当性辩护。
另一个挑战源于输电接入和容量的物理和操作限制。与可以存储并通过预定路线运输的传统商品不同，电力传输基础设施的接入受到可用容量、电网稳定性和实时平衡需求的限制。输电系统运营商(TSOs)通常基于技术和经济标准分配有限的输电容量。此外，TSOs优先考虑电网安全而非经济可行性，经常在拥堵期间削减跨境电力流以保护国内网络。这些过程不可避免地使能够更好地获取电网信息且更靠近负荷中心的国内发电机获得优势，从而对外国发电机造成事实上的歧视。
最后，各国在技术标准、市场规则和监管监督方面的差异可能导致电力贸易的准入条件和待遇水平不同。在GMS，技术和监管框架差异很大，这使保证真正相同或平等的待遇变得复杂。
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将“过境自由”应用于电力的挑战
电力一体化中的另一个关键问题是电力过境。这里的门槛问题是电力应被归类为“商品”还是“服务”，因为GATT第五条（过境自由）仅当电力被视为“商品”时才能适用，这引发了关于其范围和限制的问题。
目前，只有两个涉及第五条的案例，均未提供与电力过境具体相关的指导。当第五条最初谈判时，主要关注的是通过公路、铁路和海运等传统方式运输的传统商品，没有考虑电力和天然气等需要电网和管道等固定基础设施的特殊性。近年来，电力过境问题才开始引起学术界的关注。
存在两种跨境输电模式，选择哪种模式取决于技术、经济、监管和地缘政治因素的综合考量。第一种模式是专用的直达线路，例如中国-老挝高压直流(HVDC)线路，使老挝能够向中国出口水电而无需混入当地电网。这种模式类似于传统商品的过境。第二种模式，在GMS项目中常见，例如老挝-泰国-马来西亚-新加坡电力一体化项目(LTMS-PIP)，使用混合交流(AC)网络，电力融入共享电网，导致“环流”和非预期的过境，这超出了第五条谈判时的考虑范围。环流是否仍属于第五条的范围仍存疑问。
关于第五条下的其他义务也存在争议，包括在跨境电力贸易背景下什么构成“最方便的路线”，以及如何在电力一体化和跨境电力贸易的物理现实背景下应用“相同的准入水平”和“平等的条件”。
目前，《能源宪章条约》(ECT)第七条为成员国规定了促进能源过境、促进能源运输基础设施的透明和非歧视准入以及解决与能源过境相关争端的义务。尽管它通过为能源部门制定有针对性的框架向前迈进了一步，但其地理覆盖范围仅限于欧洲、中亚和部分中东地区，不包括GMS等关键电力贸易区域。
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WTO规则在促进区域电力贸易方面的局限性
迄今为止，只有两个WTO案件接近电力部门：加拿大-可再生能源案和欧盟-能源一揽子案。前者仅涉及安大略省的电力系统，不涉及国际电力贸易。在后者中，俄罗斯最初在其磋商请求中提出了几项与电力相关的法规，但后来撤回了这些主张，将专家组请求限制在天然气问题上。WTO的有限作用源于电力的战略地位和运营复杂性。
电力是关乎国家安全、工业发展和社会福利的关键资源。因此，各国政府将电力政策视为主权的核心方面，不愿让WTO裁决过度干预其国家政策。
在操作上，电力贸易面临独特的挑战：电力必须同时发电和消耗，需要持续平衡和输电基础设施协调。这意味着最重要的贸易壁垒不是关税或配额——这些是WTO有明确管辖权的领域——而是电网规程、调度协议、过网费和互联投资等技术性和监管性问题。虽然一些技术标准可能属于WTO技术性贸易壁垒(TBT)协定的范围，但有效处理此类事务需要系统运营商、监管机构和区域组织之间的技术协调——这些角色超出了WTO的核心授权和能力。
国家规则与双边安排的碎片化
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国家技术法规的差异
推进GMS电力互联的一个关键障碍是各国标准和技术法规的差异。这一挑战的一个突出表现是国家电网规程(NGCs)的碎片化。它们通常定义输电系统运营商、网络用户和其他利益相关者的责任，涵盖运行规则、设计标准、规划程序和连接要求。其中最根本的电网规程要求是频率和电压范围，也称为连接规程。在实践中，发电的电压和频率会持续波动，无法保持完美稳定。因此，规定的范围对于确保供电质量和可输送性至关重要。例如，每个国家对高、中、低压水平应用不同的阈值，以及允许的电压范围、紧急限值和紧急电压条件可维持的最长持续时间有不同的标准。对于频率，尽管所有六个国家都采用50赫兹(Hz)的名义标准，但它们各自国家电网规程中规定的允许范围有所不同。
这些差异可能阻碍跨境电力流动，对系统可靠性构成风险，并需要在互联点进行额外的技术调整（如滤波器、转换器或变压器）以确保兼容性和电网稳定性。这些调整会带来巨大成本，这可能成为事实上的贸易壁垒，阻碍跨境电力贸易或提高进口电力相对于国内供应的价格。
可变的可再生能源进一步增加了系统不稳定性并给系统裕度带来压力。虽然这些主要是技术问题，但它们也造成了法律和监管上的复杂性。在这方面，欧洲输电系统运营商网络(ENTSO-E)为GMS提供了一个有价值的比较模型，展示了一组具有凝聚力的国家如何在共同的区域电网规程(RGC)下通过一体化实现互利。
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双边协议的主导地位
自1992年以来，GMS的跨境电力贸易主要由独立电力生产商(IPPs)承担，它们在一个国家开发发电项目，并通过长期双边购电协议(PPAs)向邻国电网或消费者出口电力。大多数交易目前是双边的、中长期的电力协议，与特定的发电来源绑定。虽然这些双边PPAs对于促进跨境电力贸易至关重要，但它们仍然是碎片化的，对关键合同条款的定义、义务和解释不一致。
这些PPAs中一个特别复杂的条款是所谓的“照付不议”条款。它要求承购方要么“接收”生产的电力，要么在不需电力时为其“付款”。该条款保证了电力生产商的最低收入，有助于回收固定成本和确保项目融资，特别是对于资本密集型的水电项目。然而，在定义和执行“照付不议”条款方面的差异导致了关于交付短缺容忍度、供应中断（特别是随着可再生能源整合增加）以及风险分配的争议，跨境PPAs需要更复杂的风险分配来解决监管、政治和货币风险。
此外，关于开放接入的过网费法规仍然高度碎片化，并且主要通过GMS的双边PPAs进行。例如，在LTMS-PIP中，老挝电力公司与泰国发电管理局和马来西亚国家能源有限公司分别签署了独立的能源过网协议，以促进电力通过泰国和马来西亚电网的过境。泰国目前正在着手引入过网费。根据试点项目的草案规定，已提议暂定过网费为每单位1.07泰铢(THB)，预计将适用于即将出台的TPA准则。然而，GMS国家目前没有激励措施来促进邻国之间的过境贸易或为其电网开放过网服务。跨境输电线路的所有者，特别是那些针对特定IPP项目的线路，缺乏从第三方用户那里回收成本的标准方法。
展望未来，采用第三方接入(TPA)是迈向更广泛一体化的关键一步。虽然双边PPAs的主导地位目前几乎没有为TPA留下空间，但一些区域倡议，例如《区域电力贸易运行协议》(RPTOA)中设定的分阶段方法，认识到电网到电网交易和接入第三国网络的必要性。实质性的TPA法规仍然有限，只有越南和泰国取得了初步进展。在进一步协调之前，GMS的跨境电力贸易继续依赖于特定项目的双边PPAs，即使区域一体化目标逐渐推进。
软性区域主义
区域电力一体化在于连接多国电网的互联基础设施。这需要在技术兼容性、商业安排、监管合规和风险管理等领域进行更紧密的机构和监管协调。目前，GMS主要依赖政治和软性机制，例如自愿合作和不具约束力的谅解备忘录(MOUs)来推进电力一体化。
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机构缺口与协调的软性承诺
GMS自21世纪初以来在区域电力一体化方面取得了重大进展。2000年，部长们批准了一项关于区域电力贸易的政策声明，为区域能源合作奠定了基础。2002年，成立了区域电力贸易协调委员会(RPTCC)，作为一个论坛，供成员协调区域内的政策、技术标准、监管框架和运行规程，但仍主要通过不具约束力的指导和自愿协调运作。在RPTCC的监督下，制定了RPTOA，概述了从双边PPAs，到电网到电网交易，再到专用线路，最终形成一体化区域市场的四阶段路线图。RPTOA的具体实施指南(MOU-1)于2005年签署，随后MOU-2于2008年签署，推动区域市场向更复杂的阶段发展。RPTOA及其相关备忘录作为框架原则、指导方针和建议发挥作用，而不是具有法律约束力的条约。国家政府、电力主管部门和公用事业公司没有法律义务遵循这些建议。相比之下，这种对软性机制的依赖反映了亚洲“软性区域主义”的更广泛模式，与欧盟能源市场中更具约束力的方法形成对比。
RPTCC下设的工作组面临重大的制度限制。它们在制定RGC方面的工作尤其具有挑战性，因为参与者（通常是TSO工作人员）必须在这些职责与其常规工作之间取得平衡。此外，工作组目前缺乏充分授权来全面向政策制定者提供建议、制定和批准过网费，或监督合同结构和技术标准。没有一个正式的、常设的机构来协调区域电力系统的规划、监测和监管，很难在2030年前实现完全同步的GMS输电网络。
最初，GMS打算建立这样一个协调机构，2012年12月的第三份MOU计划建立区域电力协调中心(RPCC)，以制定共同运行规范、标准和容量分配机制。然而，RPCC仍未正式成立，主要是由于对总部所在地的不同意见。2022年，为了更好地与该地区不断发展的能源转型目标保持一致，RPTCC转型为能源转型工作组(ETTF)。自那时起，建立RPCC的问题没有再被提及。ETTF旨在通过区域电力贸易和市场发展优化区域清洁能源资源的使用，评估清洁能源技术和绿色/气候融资在支持转型中的作用，并促进向低碳能源的公正、公平和可负担的转变。与RPTCC类似，ETTF仍然缺乏具有约束力的执行权，其任务继续依赖于成员国之间的自愿合作。
经过二十多年的努力，GMS仍主要处于第一阶段（在双边PPAs下进行的贸易），仅有限地向第二阶段（任何一对GMS国家之间的电网到电网交换）过渡。这种停滞不仅反映了机构缺口，还说明了该地区对软性承诺的依赖如何使对双边PPAs的依赖长期存在。缺乏约束力执行的软性承诺倾向于巩固对双边PPAs的依赖，这提供了项目层面的确定性，但分割了市场。这种依赖使得国家能够基于政治或商业考虑来区分准入条件，从而破坏了综合区域电力市场所必需的非歧视原则。
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争端解决的拼凑状态
跨境电力贸易本质上是复杂的，并受技术、运营和市场风险的影响，涉及多个利益相关者之间的互动。这些动态常常引发争端，凸显了对强有力机构（如区域监管机构、仲裁论坛或联合委员会）的需求，以提供可信的争端解决机制。争端可能源于国家间、投资者-国家间和私人当事方层面的合同、监管或地缘政治因素。
GMS面临的另一个重大挑战是争端解决的碎片化方法。换句话说，不同国家依赖各自的国家法律、不一致的制度安排和不同的程序规则来处理争端。虽然政府间协议和随后的MOU-1已经通过友好协商、双边谈判或RPTCC调解解决了争端解决问题，但这种不具约束力的方法在资本密集度高且主权敏感的跨境电力项目中尤其成问题。
GMS的大多数跨境电力贸易受长期双边PPA合同管辖。这些合同通常包括针对每个项目的具体争端解决条款。例如，泰国和老挝之间的沙耶武里PPA有一个关于多步骤争端解决的单独章节，要求各方真诚地尝试通过常设委员会进行调解，如果失败，则在泰国根据泰国法律和泰语进行仲裁以解决争端。这引发了关于老挝公平代表性的担忧。最近，一家中国国有企业与老挝电力公司之间因一个水电项目发生的争端已提交新加坡国际仲裁中心，这表明需要一个明确的争端解决机制。PPAs中的这些争端解决规定提供了正式的法律程序，但它们仅限于每个独立合同的当事方和范围。
对碎片化机制的依赖有几个负面影响。缺乏标准化的区域争端解决机制会导致结果不一致，因为每个争端都根据相关PPA的具体条款或通过临时外交努力解决。这破坏了更广泛区域电力贸易的可预测性和稳定性。它还给投资者和项目开发商带来了不确定性，他们可能面临与合同执行、付款延迟和运营中断相关的更高风险。在没有正式区域争端解决框架的情况下，投资者可能会根据双边投资条约(BITs)或其他国际投资协议寻求救济，援引公平公正待遇、充分保护和安全或诉诸投资者-国家仲裁等保护措施。然而，依赖BITs往往成本高昂、耗时，并且仅限于投资者-国家争端，使国家间或多方冲突无法解决。为了加强区域电力一体化，可以建立一个专门的区域争端解决机制，例如区域仲裁中心，为国家间和投资者-国家争端提供一个中立、透明和可执行的场所，从而增强可预测性、投资者信心和市场一体化。
走向综合性区域框架：前行之路
尽管WTO等多边机构已多次认识到贸易政策在加速全球清洁能源转型中的作用，但持续的地缘政治紧张局势、主要经济体中保护主义政策的抬头以及WTO争端解决核心功能的瘫痪阻碍了进展。此外，WTO在很大程度上未能实现其自我定义的谈判目标，在可预见的未来达成关于电力贸易的新的、全面的多边规则的前景渺茫。在此背景下，对于具有巨大电力一体化潜力的地区来说，主动开发跨境电力贸易的区域框架至关重要。借鉴其他地区电力市场的最佳实践，建立一个包含五个关键支柱的综合性框架势在必行：战略与政治支柱、监管支柱、技术与运行支柱、商业支柱和制度支柱。
战略与政治支柱 提供愿景和承诺，是整个一体化过程的总体和基础性支持。GMS已经建立了共同愿景，并展现出对区域电力一体化的强烈政治承诺。六个成员国政府共同制定了区域战略和路线图来指导这一进程，这体现在GMS经济合作计划战略框架2030 (GMS-2030)、GMS区域电力总体规划以及更具体的部门性文书（如RPTCC制定的区域电力贸易路线图）中。此外，六国于2016年启动了澜沧江-湄公河合作倡议，以促进区域互联互通，包括能源互联互通。然而，政治合作在很大程度上反映了“软性区域主义”，即其是自愿且不具约束力的。虽然强烈的政治意愿创造了有利条件，但在实践中，这并不总能转化为各国之间具体的政策协调。在主权敏感的背景下，将这些战略转化为具有法律约束力的承诺面临重大挑战，特别是对于中国和越南等较大的国家，它们不愿接受对其国家自主权的限制。这种差距削弱了投资者的信心，因为缺乏可执行的承诺增加了跨境电力贸易中私人参与者的风险。同时，软性法律也提供了好处，允许在没有引发政治阻力的情况下逐步趋同和实验。
技术与运营支柱 旨在协调电网规程、输电标准和运行程序，以确保基础设施的互操作性和可靠的跨境运行。尽管TBT协定为减少监管碎片化提供了类比，但电力一体化超出了TBT的职责范围，因为系统稳定性和实时运行带来了独特的技术和运营约束。GMS国家应积极参与区域标准制定，并将其国家电网规程(NGCs)与新的区域电网规程(RGC)保持一致，以促进电力一体化。
整个GMS的双边互联为未来的区域贸易提供了基础性基础设施。RPTCC（现为ETTF）已评估了成员国之间电网标准和运行程序的技术差距和分歧。一个关键成果是制定了RGC草案，它既是全面的技术指南，也是电网互联的最低要求。RPTCC下属的性能与运营工作组正在积极制定RGC操作化的路线图，旨在指导该地区的分阶段实施和能力建设工作。然而，在机构重组为ETTF下的区域电力贸易工作组后，RGC操作化的路线图已经停滞，并且未出现在近期ETTF年度会议议程中，部分原因是主权敏感性、成本影响以及成员国之间技术能力的差异。
需要进一步努力最终确定RGC，并建立一个分阶段且考虑能力差异的方法，以允许逐步趋同，同时解决RGC与现有NGCs之间的技术差距。此外，相关利益相关者之间应定期进行联合研究，以系统地评估电力稳定性问题，并增强区域电力系统的可靠性和弹性。
商业支柱 对于建立一个充满活力和高效的区域电力市场至关重要。它支持一个具有透明和竞争性交易的市场平台，允许区域内不同国家的实体参与，支持资源分配，并减轻与跨境电力贸易相关的风险。
目前，GMS仍处于早期阶段，跨境交易主要通过受特定项目PPAs管辖的双边互联进行。虽然最终目标是统一、竞争的区域市场，但在可预见的未来实现这一目标仍然具有挑战性。这一挑战主要源于监管分歧和主权敏感性，因为电力被视为一种战略资源。该地区目前正在探索向更一体化的电网到电网交易模式过渡，该模式将允许任何一对GMS国家之间进行电力交换，包括通过第三国的输电基础设施。实现这一愿景需要建立一个区域公认的定价机制和一个透明、协调的过网费方法，以管理跨境输电网络的使用。RPTCC下属的工作组已经完成了对开放接入和输电费的分析，并制定了短期交易规则和短期交易的平衡机制，但起草与执行之间的差距仍然很大。
从实践和商业角度看，区域一体化的进展还依赖于具体运营项目的示范和评估。首先，对历史运行和商业绩效（如老挝-泰国双向电力贸易）的回顾，有助于更好地理解现有的挑战和瓶颈。其次，将竞争性市场机制纳入正在进行的倡议（如中国-老挝500千伏双向电力贸易）中非常重要。第三，需要仔细分析新兴项目（如LTMS-PIP），以识别可为未来多边交易安排的发展提供信息的运营风险和挑战。
为了加强商业支柱，还必须确保市场参与者的法律确定性，从而降低交易风险并增强投资者对区域电力市场的信心。鉴于政治敏感性、基础设施不对称性和市场成熟度差异，一个结合了受监管的双边贸易与试点竞争平台的混
