支持觀點認為，改變目前電量分配由政府決定的局面而交由市場主體競爭決定，讓買賣雙方直接見面，采取多樣的電量分配方式，形成競爭性的電量價格和交易量，就是市場化改革的起步。很遺憾，這種觀點是對“電力競爭”和“電力商品屬性”的誤解。 

　　先來澄清一個事實：基本的電力價格（甚至包括經濟意義上的容量價格）表示為“$/MWh”的形式，并不代表這一價格需依靠自主電量匹配或“電量供求曲線”來發現。這是因為，電力是一種服務流，時時連續是電力服務的基本要求，電力價格必然包含時間維度；電量平衡是電力平衡的自然結果，并不能反映實現電力平衡的技術特性，反而會誤導對市場效率的判斷。比如，一天停一次電的地區跟一年停一次電的地區都實現電量平衡，單看電量，結論是兩者一樣好。這一謬誤顯而易見，因為“電量”本身既不反映發電商的成本特征，也不反映消費者的偏好關系，從而電量分配也不可能建立在電量的真實社會價值之上，短期如此，遠期更是如此。而要讓電量價格傳遞真實的經濟信號，只有在電力平衡中引入市場因素，也就只有將資源配置與系統運營相融合。 

　　在計劃電量制度下，經濟意義上的資源配置和技術意義上的系統運營是分離的。由于電力的復雜技術特性，政府部門依據技術指標來實現資源分配的交易成本過高，比如不可能為每臺機組指定計劃出力曲線，因此只能也只需將電量作為主要決策變量，而將系統運營權委托給電網企業。電力市場化過程恰恰是將經濟意義上的資源配置與技術意義上的系統運營不斷融合的過程，要讓系統運營所需的資源自主地按價格信號配置在一起，而不是聽從各種指令（準確一點，是將必需的指令壓縮到允許的范圍內）。因此，一個近乎公理的結論是，電力系統運營方式的變革是電力市場化的必要條件，換句話說，沒有電力系統運營的變革就沒有市場化。 

　　從這個意義上講，現有放開計劃電量的種種措施尚未觸及市場化，這集中表現為，錯誤地理解了“電力商品屬性”。在傳統的計劃電量制下，政府和電網共同行使資源配置權力的對象是“電量”，它們確定一個遠期年度電量作為系統運營機構的運行目標，系統運營機構通過指令直接調度系統內各類主體所擁有的資源，來實現計劃配置結果。正是受這種傳統的資源配置對象的固化認識，以上觀點自然而然地認為“電量”就是電力商品，市場化就是讓市場主體自主地參與電量分配。于是，我們看到許多試點都在保持系統運營方式的前提下，尋找一種“電量供求曲線”，或者努力地促成電量配對。當然理論上，電量平衡的經濟效率有可能等價于電力平衡，但這必須假設從容量到電量的映射是完全線性的，而這一極端假設恰恰是電力系統的負荷特性所根本否定的。 

　　市場化改革有最基本的改革指向，即要讓發電商（用戶）能夠以自身電源（用電設備）的出力（負荷）特性為基礎，向市場報出自己所擁有機組（設備）的出力方式（負荷曲線），而不是一個發電量（用電量），遠期交易如此，現貨交易更是如此。以此為前提，才能讓市場真實地反映電力作為一種多服務實時組合形成的復合商品的性質。當然，我們在談競爭性電力市場時也常會用“電量市場”這一概念，這是與輸電市場、容量市場和其他輔助服務市場相對應的，其供求曲線的橫軸是出力或負荷，而不是電量。以電量為橫軸的“電量供求曲線”恰恰是計劃配置的基本工具，只不過在傳統的計劃電量制下，發用電計劃是分別制定的，不需劃出明確的電量供求曲線；而目前一些試點則嘗試著將兩個曲線結合起來考慮，于是才有了“讓用戶直接見面”的訴求，才有了“競爭”的表象。 

　　但是，直接見面不代表形成市場，不直接見面也未必沒有競爭。美歐電力市場化起步階段普遍采用的電力庫模式均不需要供求直接見面，同樣引入行之有效的競爭。在沒有認清電力商品屬性之前，即便采用帶有競爭性質的多種交易方式也不代表建立了競爭性市場，而僅僅是一種計劃體制的調整。實際上，嚴格管制體制下采取局部的競爭性手段一直是改進政府管理效率的重要方式。舉例來說，美國在頒布PURPA法案后，為促進IPP發展，FERC要求公用事業公司須按“避免成本（Avoided Costs）”向IPP采購，但這一價格水平需由各州規制機構確定，加之這個價格往往是一企一價，各州最初時的定價都帶有一定的隨意性。為了更合理地確定這一價格，許多州逐步利用競價來確定這一管制價格，但沒有人因此稱之為建立了競爭性電力市場。實際上，這一切均發生在美國電力規制放松浪潮之前，是電力市場化的背景之一。對目前的許多改革試點而言，遠期電量的競爭性交易不過是在以一種新的方式解決原有計劃電量制已經設定好的問題。 

　　當然，這種觀點還主張，不管怎么樣，遠期電量的自由匹配或集中交易確實帶來了價格的下降，這是看得見摸得著的利益。但筆者想強調，改革，特別是電力改革，一定要具備系統長遠的眼光。讓用戶享受更經濟的用電價格當然是改革要實現的目標之一，但按目前方式形成電價，除了“降”之外，實在難有更多有利于電力市場化持續推進的效果。 

　　首先，先來看遠期電量交易對系統運營效率的影響。無論電廠通過什么方式，比如單獨商定、集中撮合、掛牌，還是集中競價等來確定遠期電量，這都不是以電廠自主掌握機組出力為前提，基本的啟停出力決策也并不受價格引導，而像傳統方式一樣由調度機構統一負責。價格唯一的影響是，增強了部分電廠在一段時間內是否出力的確定性。也就是說，這種電量分配是在不觸及傳統調度體制下引入的，從而難以實質地提升系統運營效率。而隨著此類交易的規模擴大，交易合同的執行與系統的運行之間的沖突將會突出。雖說發電廠是競爭主體，但這種交易模式以電量分配為基本內容，本質是類似于普通商品的“伯川德”價格競爭。這意味著，越具有成本優勢的機組越可能獲得更多電量，而恰恰規模越大的機組和已無投資回收壓力的機組越具有成本優勢，因此，大機組會有充足激勵參與此類交易，把遠期電量價格壓到極低，充分占有市場。對這些機組而言，報出低價并非不理性，反而是最理性的選擇。有意思的是，當市場被大機組充斥時，機組、電廠或廠商層面的規模經濟和相對較多的競爭主體會導致市場變成“古諾”電量競價。在各競爭者長期邊際成本大致相近的條件下，這意味著所有留下來的企業都會獲得大致公平的電量份額，于是一種“類計劃”的配置結果出現了！ 

　　這時，發電側市場已出現分化，雖然表面上是由競爭引起，但根本上是由初始市場設計所決定，是一種有利于大機組的歧視性安排。這些進入此類交易的主體會享受由其他未進入或進入不了這種交易的主體所提供的正外部性，比如備用和充足性服務，但卻不必承擔相應的成本。與此同時，這種交易模式的擴大會對系統可靠性產生潛在威脅。一般地，有利于可靠性的機組不會帶來低價格，而有利于降低價格的機組一般不適于備用。因此，這種交易天然地抑制了部分機組的參與激勵，而這些機組往往是保持系統可靠性所必需的，從而交易規模越大，潛在的可靠性問題越嚴重；而且從長期看，電源結構被扭曲的可能性也越高。實際上，這種情況在現有試點中已經非常突出了。這也就意味著，這種遠期電量分配受制于可靠性問題，在傳統調度體制下的發展空間是有限的。 

　　其次，我們再來看遠期電量交易對市場主體的影響。對部分電廠而言，通過遠期交易消除企業經營的部分不確定性，似乎是一種積極改進，但這僅僅是以特定外部經濟條件為前提的靜態效果。本質上，當遠期價格和電量決定后，這種分配機制將投入成本的波動風險全部轉移到電廠身上。在特定條件下（比如煤炭市場持續低迷），電廠的風險不會轉化為現實困難，但投入價格上漲的可能卻時時威脅著電廠參與這種交易的意愿。也許是注意到這一點，所以這種遠期交易設計不敢把合同周期定得太長，通常是一年（也是適應傳統計劃電量制調整周期的需要）。即便如此，隨著形勢變化，