9号文的颁布，让中国电改迎来窗口期。
电改在提速
这是每一个电力从业者的真实感受。
与2002年电改5号文出台后，落实举步维艰不同，2015年电改9号文颁布后，电改迎来了窗口期。
降电价，牛鼻子抓错了
电价降了!
各地电力交易中心运营以来，人们普遍反映如此。
4月22日，山东电力交易中心在济南挂牌。当天，实现交易电量54亿千瓦时。其中，组织完成了省内两批次共计500亿千瓦时直接交易，降价幅度达5分/千瓦时，降低用户电费成本25亿元。同时，配合北京电力交易中心，成功组织开展了银东直流跨区90亿千瓦时电量的直接交易，平均降价6.5分/千瓦时，降低山东用电企业成本5.4亿元。
广东电力交易中心成立至今，共组织了4次售电商参与的竞价交易，其中7月，全网月度竞争交易总成交电量为26.6亿千瓦时，共有35家供应商和112家需求方成交，最终结算的平均价差为-58.87厘/千瓦时，平均降幅超过6分/千瓦时。
可见，电力交易中心的建立，确实起到了9号文中提及的“降低电力成本”的作用，让改革的红利有效释放。因为，从供电市场来看，目前处于供过于求的状态。通过电力交易中心，一些发电企业利用竞争机制销售电量，不仅解决了产能过剩的问题，还激发了企业降价的动力，同时降低了用电企业的成本。这正应了电力供给侧改革的题中之意。
然而，我们发现一些政府部门、改革参与主体在认识上，存在把建立电力交易中心的目的片面理解为降电价，或过于聚焦降电价的倾向。电价下降本质上是在市场配置资源的条件下，当前供求关系在价格上的反映，是电力需求增长放缓与发电装机容量总体过剩共同作用的结果。电力供应过剩，是推进电力市场化改革的契机;电价下降，不是裹挟电改政策落实的理由。电改的目的是理顺电力价格市场化形成机制。电价升或降，应当是市场各参与主体在这个价格机制下博弈的结果。
因此，电力交易中心的建立与运营不应把降电价作为最终目的。在改革进程中，电改所引入的竞争未必意味着电价的下降。
经济增速放缓背景下，把降电价和救企业连在一起本身是错误的，相当于头痛医脚，而采取行政手段干预电力市场，更是错上加错。只有通过竞争将落后的产能淘汰，同时促使存活下来的企业引进新技术，提高效率，降低成本，其结果传递到终端电价上，才能形成市场意义的降价空间，并真正“良性”降价。
政府和监管部门应该正确引导公众对电改的期待，不切实际的降低电价的承诺不但可能导致社会不稳定因素的累加，更可能因意料之外的社会压力传导，而使改革进程偏离、影响改革成败。
市场化，做比说更给力
1996年3月29日，美国率先在纽约商业交易所中引入电力期货交易，接下来的数年里，英国、德国、法国、波兰、澳大利亚等国家都根据需要相继建立了电力交易市场，可以说建立电力交易市场是全球电力市场化改革的趋势。
此前，阻碍我国电力市场化的最大障碍是行政计划管制，包括项目核准制、价格审批制、年度计划电量分配制。这种体制存在明显弊端，近20年来，电力需求增长不确定性较大，使得国家集中决策审批的方式难以适应，项目核准制剥夺了电力企业分散决策权和发展的部分自主经营权。价格审批制锁定了电力生产发、输、配、售各个环节的价格，年度发电计划分配又锁定了上网电量，发电企业自然丧失了市场竞争的积极性。价格不能波动，电量不能自主营销确定，电力项目不能自主决策，推进电力市场建设自然举步为艰。
电改9号文明确提出，建立相对独立、规范运行的电力交易机构，推进构建有效竞争的市场结构和市场体系。目前建立的31家电力交易中心，为电力供需两侧市场的有序开放及“多买多卖”市场格局的形成创造了必要条件，为提高电力市场竞争公平性与效率提供了有效途径，对电力企业的发展创造了新的机遇。
不过，这31家电力交易中心，目前主要由政府牵头搭建市场平台，让发电企业和电力用户自由协商或集中竞价敲定中长期合同电量，电网企业负责输送电力并收取过网费，这种方式应该说对电力市场的认识和操作还过于简单。
未来电力交易中心的发展，还应牢牢沿着市场化的改革初衷，以市场为导向，遵循市场规律，主动树立符合市场要求的理念意识。首先，要以构建全国统一电力市场体系为目标，按照“统一市场、两级运作”的方式，推动建立公平、透明、高效的市场规则和运作机制，用市场化方式解决矛盾和问题，减少各类行政干预，发挥市场在资源配置中的决定性作用。其次，要创造条件发挥电力交易中心的作用，积极扩大市场化交易规模，活跃市场交易，促进各方共赢，充分释放改革红利。最后，要以市场和客户为导向，进一步明确交易中心的工作流程和职责界面，健全交易平台功能，建立完善适应市场运营的运行机制，保障交易中心发挥应有功用。
“盲目市场化”也是一种病
在很多人看来，新成立的北京、广州两个电力交易中心的作用相当于上交所和深交所。然而，电力交易相对股票交易来说有其特殊性，除了交易，还要考虑电网的安全，切不可同日而语。
电力行业是关系国计民生的基础行业，电力产品是人民生产、生活的必需品，9号文也明确指出我国深化电改应坚持保障民生的原则。因此，在改革实施过程中，既需要推动市场竞争，又需要充分考虑企业和社会的承受能力，保障基本公共服务的供给。
参考美国、英国、德国、澳大利亚等国电力市场化改革的经历，我们发现，在发展中国家进行电力市场化改革不是不可行的。但是，与发达国家相比，发展中国家有一些先天不足，比如法律不够完善、投资环境不佳、政府管治能力不足等因素，监管部门和私营企业都需要时间来学习和适应。所以中国电改需要平稳过渡，制定切实可行的、分阶段有重点的实施计划。
正如经济学家刘纪鹏所言，电力改革既不可急于求成，也不可停滞不前。一方面，要避免陷入“盲目反垄断”和“盲目市场化”的误区。这既忽视了电力自然垄断的特点，也没有能够为消费者提供质优价廉的电力产品。另一方面，在改革方法论上，必须从中国国家基本经济制度和经济安全出发，像大船掉头那样平稳地在市场化的海洋中实现路径转型，助推电力企业乘风破浪。
因此，未来电力交易中心的发展，要在计划与市场双轨制下循序渐进推进各项改革实施，避免价格剧烈波动和利益格局大幅调整。一方面，逐步放开发用电计划，电量比例根据改革进程逐步扩大。初期可通过计划电量调整，实现电力电量平衡，随着放开电量逐步扩大，逐步建立市场化的偏差电量调整机制。此外，考虑到我国清洁能源快速发展、电网安全运行矛盾突出、技术条件尚待完善等国情特点，市场建设初期适宜以中长期交易为主，以保障市场成员长期发用电需求、规避市场价格波动风险，随着市场机制、技术条件等完善成熟，再逐步推进现货市场建设，发挥调节实时平衡、保障安全等作用。
“抓住耗子才是好猫”
改革并非一帆风顺。
从目前电力交易中心的组建和运行中看，各方诉求交织叠加，改革形势错综复杂。地方政府关注提振地方经济、助力工业企业解困，希望通过市场交易降低用电成本，个别地方政府采用行政手段干预市场;发电企业一方面希望通过市场竞争提高市场份额，另一方面又希望维持较高的上网电价;清洁能源发电企业与常规火电企业、电力送出省与受入省的发电企业各有诉求，利益协调难度大;售电公司等新兴市场主体急于参与市场，从改革中争取红利。此外，关于电力交易中心的组建，究竟是电网独资，还是股份制，也存在不少争议。
解决这些困难，我们需要更高的智慧。就如改革开放总设计师邓小平说的那样，管它白猫黑猫，抓住耗子才是好猫。当务之急，是要让各级电力交易中心尽快运转起来。实践是检验真理的唯一标准，也是化解各种矛盾的最佳办法。
说到底，电力市场化就是电力资源由政府计划配置方式向政府调控下的市场配置方式转变。电力交易中心能否顺利发展，其难点就是合理界定政府与市场的定位与边界，使政府和企业各司其职，政府的角色应更多地定位为加强战略规划和监管监督，让市场在资源配置中发挥决定性作用。眼下，在各地电力交易中心积极拥抱市场化改革的形势下，各级政府的态度将关乎改革的进度。
一方面，在市场公平准入、市场交易等按市场规律运作的环节，政府应减少对市场的直接干预。目前某些省及地方计划指定某些企业成立配售电公司以实现单纯降价的目的，这种行政指令性行为与近年来很多省以“拉郎配”的方式开展大用户直接交易的行为本质相同，都有违市场化改革的大方向。因此，随着市场的放开，应尽快制定公平合理的市场准入条件和市场交易规则，对符合条件的发电企业、售电企业、电力用户公平无歧视准入，严格按照各方共同认可的交易规则组织和执行市场交易，确保公平竞争。
另一方面，政府应在市场监管环节进一步提升监管能力。电力市场运行中，售电侧和增量配电业务放开可能会形成地方性的垄断，损害用户利益。监管部门迫切需要完善监管体系，创新监管方式和手段，重点针对电力市场竞争情况、市场环境下电力交易、调度、供电服务和安全，以及电网公平接入等方面加强监管，确保电力市场的公平竞争和有序运作。
电力体制改革是一项复杂的系统工程，电力交易中心的建立与发展，与输配电价改革、售电侧改革等各项改革彼此交织，互相影响，必须协调推进。唯有如此，才能够实现9号文提出的“降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化，调整产业结构，提升技术水平、控制能源消费总量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促进公平竞争、促进节能减排”的终极目标。
无论如何，大幕已拉开，改革正提速，问题在解决。
