現狀一：大用戶“直接交易”有利無責

　　真正的“大用戶與發電企業直接交易”，是電力“雙邊交易”市場構架的重要組成部分，遵循“交易自由、自負其責”這一市場經濟的基本法則。依此原則看，現行大用戶“直接交易”，有“雙邊交易”之形，無“雙邊交易”之實：一是發電企業能夠與之直接交易的大用戶，并非基于市場選擇，而是由地方政府確定，具有明顯定向優惠性質；二是沒有“平衡機制”。在真正的電力“雙邊交易”市場中，大用戶作為批發市場的買方，必須對自己的購買承諾負責，亦即其日負荷曲線應與合同執行日的負荷計劃相符，否則，須為由此導致的系統能量不平衡承擔經濟責任。而現行的“直接交易”均無此“平衡機制”，被準入的大用戶們得到了降價的好處，但不平衡的責任卻仍由其他用戶承擔。因此，這樣的“直接交易”達到一定規模后，必將不可持續。

　　“直接交易”的合理歸宿，取決于電力交易模式的選擇。如果選擇電力庫模式，現行的“直接交易”可改造為“差價合約”，用作買、賣雙方應對“單一現貨市場”價格風險的避險工具；如果選擇“雙邊交易”模式，現行的“直接交易”應演變為雙邊實物合同，即無論合約期限多長，買、賣雙方均須以執行日負荷曲線的方式履約，并為合同執行偏差導致的系統不平衡承擔經濟責任。

　　現狀二：試點成為“直接交易”的全面推行

　　電力體制改革影響深遠而我國又缺乏經驗，對已確定的方案在合適的地區進行試點非常必要。但現在的改革試點主要基于地方政府申請，上報方案千篇一律，改革的實質性內容驚人一致：以大型工商業用戶電價降低為目標的“直接交易”。其實，在電力嚴重過剩的條件下，如要降價，根本不需要試點。真正的“試點”，應是中央政府主管部門設計的改革方案，是基于電力技術特性的分時交易及與之相關的市場構架各部分的相互聯系，而不應讓各地“摸著石頭過河”，更不該是已經試點了十多年的年度或月度“直接交易”。

　　“售電側切入”被稱為此輪電力體制改革的最大亮點，但這一“亮點”并不符電力市場化改革的內在邏輯。因為售電側競爭的前提是批發競爭，未建批發市場而推動零售競爭，零售競爭就是無源之水、無本之木。所以，盡管各試點地區售電企業如雨后春筍般涌現，但直至今日，真正有電可售的仍如鳳毛麟角，各地“售電側改革”試來試去，最終還是以“直接交易”為主要內容。此外，根據先期改革國家的實踐，電力批發交易的模式不同，售電商的營業范圍和責任也不同：電力庫模式中的售電商，只在零售端亦即爭取終端用戶的范圍競爭；而“雙邊交易”模式中的售電商，既要參加零售競爭，也要參加批發競爭。所以，應借鑒國外經驗，對售電側改革與批發市場模式進行整體設計，且在市場化的推進速度方面，發電側應先于售電側。

　　現狀三：“遍地開花”的電力交易中心定位不清

　　有人將電力交易中心的“遍地開花”視為“電改加速的標志”。由于電力交易必須與系統平衡相融合，市場的組織機構確實重要。但根據先期改革國家的實踐，電力交易機構設在哪里，首先與市場布局有關。我國很多地區電力資源跨省配置，因而中央歷次發布的電力體制改革文件（無論是“5號文”還是“9號文”），都提出建立跨省區域電力市場。而既然要建跨省區域電力市場，為何每個省都建電力交易中心？這些省電力交易中心與區域電力市場是什么關系？如果這都沒想清楚，是不是在浪費公共資源？

　　電力交易機構與系統運行的關系，則與交易模式密切相關。如果選擇強制性電力庫模式，市場構架為單一現貨市場，電力交易與系統平衡計劃同時完成，交易機構與系統運行機構合一設置較為適宜。如果選擇“雙邊交易”模式，市場構架為“場外雙邊合同+雙向交易的日前市場+平衡市場”，則交易機構與系統運行機構分、合皆可。如美國的日前市場和實時平衡市場均由系統運行機構組織；在西歐各國及北歐，平衡市場由系統運行機構組織，而日前市場則由盈利性的電力交易所組織。可見，電力的交易模式不同，交易機構的職能定位及其與系統運行機構的關系也不一樣。

　　所以，我國的“電力交易中心”，不應糾纏于“控股”問題，而應把重點放在合理布局與功能定位上。在已布局跨省區域電力市場的地區，不應再建“省級電力交易中心”。在合理布局基礎上，還應基于交易模式確定其功能及其與系統運行機構的關系。我國現階段法治不健全、市場誠信度低，盈利性的電力交易所模式暫不可取，“電力交易中心”定位為公共機構較為適宜。據此，所有的場內交易（無論是電力庫模式的單一現貨市場，還是“雙邊交易”模式中的日前市場和平衡市場），只應由一個機構組織，因而“電力交易中心”應與系統運行機構“合二為一”。

　　現狀四：“政出多門”

　　電力體制改革的專業性、系統性極強，國外都是由能源主管部門或公用事業監管機構統一領導和組織實施。而我國的改革“試點”，“電力市場建設”、“發用電計劃有序放開”、“售電側改革”分別由不同部門牽頭負責，使本應統一設計、統一組織的系統性改革被人為割裂（“發用電計劃有序放開”與“電力市場建設”本來就是一件事），導致改革“認識難統一，政策難協調”。

　　我國電力市場化改革的組織工作，也應交由一個具備專業能力的機構全權負責。當然，無論哪個機構負責，均須加強自身能力建設，各級官員都應了解電力市場的基本原理和國際經驗，從而真正具備駕馭改革的專業能力。

　　電力是系統集成的產品，如何使競爭性交易與電力系統的實時平衡特性相兼容，對電力市場化改革的成功至關重要。但在我國，電力市場建設的頂層設計并未得到應有重視。

　　一是電力交易模式模糊不清。如有權威文件將電力交易模式規定為“分散式”和“集中式”，而國際上通用的電力交易模式分類，是“強制性電力庫(單邊交易的現貨市場)”和“雙邊交易”。且不論“集中式”、“分散式”導致的國際交流困難，關鍵是內涵不清，難以執行。例如：該文件稱“分散式”“主要以中長期實物合同為基礎，發用雙方在日前階段自行確定日發用電曲線”，似乎要將“分散式”定位于“雙邊交易”框架之內，但緊接著又規定“偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節”，這又與“雙邊交易”原理不符。因為在“雙邊交易”模式中，日前市場和平衡市場的功能完全不同：日前市場是系統能量供需匹配的主體市場，而平衡市場的功能才是所謂的“偏差電量調節”（準確說，是平衡電量采購及不平衡責任的確定和落實）。讓“偏差電量通過日前…交易進行調節”，顯然會導致日前市場與平衡市場間的功能重疊。再如該文件定義“集中式”“主要以中長期差價合同管理市場風險，配合現貨交易采用全電量集中競價的電力市場模式”，似乎與單邊交易的“電力庫”接近，但又將“雙邊交易”模式的美國電力市場（而不是“電力庫”典范的澳大利亞國家電力市場）解釋為“集中式”的典型，讓人無所遵循。

　　二是電力市場布局缺乏明確目標與實施路徑。市場布局也是電力市場化改革的頂層問題之一。我國的電力市場如何布局，是跨省區域市場“一步到位”？還是先從省級市場做起？抑或部分“區域”、部分“省級”？至今未有明確說法。此外，跨省跨區消納的“三峽”等超大型水電應參與哪里的電力市場？如何參與？現有的方案或“配套辦法”，也都未見安排。

　　我國的電力市場建設之路，可考慮“兩步走”戰略。第一步，可選“強制性電力庫”模式，亦即首先建立由發電企業單向競價的現貨市場。在取得經驗并具備相關條件后，再轉為“雙邊交易”模式。國際能源署關于電力市場的總結報告中提出：“關于電力批發市場組織的第一個爭論，是選擇強制的還是自愿的電力庫。競爭的雙邊電力交易為一個高效率的現代電力市場中所必需，已獲得越來越多認可。自愿庫或電力交易所正逐步成為主流，而強制庫正在消退。”考察近20年電力市場史，正如該