随着本轮电改的启动，原本不能与发电厂直接交易的中小用户，可以通过配电、售电公司来实现交易，弥补了多年来我国电力市场的一种缺失，应该说是电改的一大进步。

     但纵观目前各地直接交易的开展情况，有的地方特别是高耗能产业占比较高的地方，在直接交易过程中，违背市场定价原则，采取行政手段人为降低电价的现象仍有发生。特别是能够进入直接交易名单的大用户，有的不是市场选择的结果，而是由地方政府部门确定，一定意义上，大用户直购变成了对大用户的优惠。同时，个别省份还“谢绝”了售电公司的参与，由电网企业代理中小用户参与直接交易，造成了市场主体的混淆，与9号文件培育和放开售电侧市场的精神相悖。

     大多省(区、市)的电力用户一旦进入名单，不仅可以享受较低的电价，而且电力电量不平衡的责任还由其他未进入名单电力用户和发电企业承担，电力用户承担偏差和辅助服务的机制尚未有效建立，约束考核机制不健全。

     四是电力市场中操纵市场、控制价格的情况时有发生。

     在电力市场建设推进的同时，如何完善交易规则、防范市场力，如何判定串谋行为、如何处罚，电力体制改革如何与供给侧改革、国企改革协调一致推进，都将是今后一段时间内必须研究和正视的问题。

加强推进改革的几点建议

     一是要及时对重点地区三年来电改进展进行必要总结梳理。本次改革大的原则由国家层面掌握，但具体方案、实施细则由地方主导，这种背景下，有必要建立科学合理评估机制，必要时引入第三方机构，对各地电力体制改革效果进行全方位评估，保证改革方案符合中央精神。

     评估工作应立足于肯定成绩、指出问题，防止各地落实9号文件出现跑偏的问题。发挥各方力量，加强监管检查，确保各地与中央电力体制改革原则和顶层设计精神保持一致。

     二是进一步完善电力市场交易规则，确保改革不走弯路、不抄“近路”。要在尊重电力系统物理属性和地区差异的原则下，根据资源禀赋、电网结构、用户特点和负荷特性，完善各地电力市场交易规则，着力推进电力中长期交易、辅助服务市场及现货市场。

     要有意识的培育售电企业，壮大售电侧的市场力量，绝不能越俎代庖，要充分发挥售电公司代理用户多、整合曲线处理偏差考核能力强的优势，鼓励售电公司通过优化组合减少偏差考核费用，让真正有能力的售电公司脱颖而出，激发市场活力。

     三是充分发挥交易机构的作用，拓展交易范围。交易机构是电力市场化改革的重要环节和关键平台，其发挥作用的水平一定程度上反映了各地电力体制改革的进展水平。

     从全国来看，区域和省级交易机构已组建到位，并发挥了应有的作用，但是各地发展不够平衡，电力交易机构的交易范围、交易品种和业务量仍然有限。要把交易机构发挥作用的水平作为衡量各地电力体制改革进展的重要标志。

     当前，既要推进中长期交易规避风险、以现货交易发现价格的电力市场，还要鼓励合同转让机制，以及优先发电权交易。

     要加快放开交易主体的跨省跨区限制。现阶段，因为硬件软件两方面制约，跨区域交易仍然受到很大限制，缺少全国性的交易市场。但是，市场也可以对电网的跨区域建设提出要求，推动电网建设的跨区域市场化。一个办法是组建跨区域的全国性电力交易机构，另一个办法是在现有的交易机构中培育全国性交易机构。同时，要鼓励市场主体跨区域注册，搅活一池春水。

     四是处理好顶层设计和摸石头过河的关系，注重电改的系统性、整体性、协同性。顶层设计是目标和方向，摸石头过河是具有中国智慧的改革办法。二者是辩证统一的，推进局部的阶段性改革要在加强顶层设计的前提下进行，加强顶层设计要在推进局部的阶段性改革的基础上来谋划。

     要充分把握本次电改具体方案、实施细则地方主导的特点，既尊重地方的首创精神，鼓励基层大胆试验、大胆突破，又要加强宏观思考，遵循顶层设计。特别是针对个别政府部门和地方以改革名义出台的并不完全符合市场化方向的政策措施，影响电力体制改革有序推进的问题和现象，我们必须坚持“链式改革”的思路，即以问题为导向的全产业链市场化改革，以改革的系统性、整体性、协同性为目标，完善跨部门、跨行业、跨地区、跨所有制的改革方案，以此打破困局，以整体的合力和各主体之间的有效协同，引导市场发挥其决定性作用，促进电力资源的优化配置。

文章来源：北极星电力网