2015年至今，電力改革已經進行3年時間。近期相關部門發布《關于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》(簡稱《通知》)。《通知》推動各類發電企業進入市場，如風電、太陽能替代煤電，將電力交易擴容，2018年放開煤炭、鋼鐵、有色、建材等4個行業電力用戶發用電計劃，全電量參與交易，并承擔清潔能源配額。

電力市場化改革的有效推進，是新一輪電力改革成功的關鍵。顯然，電力市場化改革的方案除了對改革方向和原則進行明確外，還應該考慮具體的實施方式。比如如何建立有效的市場交易機制，具體的路徑要如何設計，市場主體如何培育，價格機制如何設計等等。《通知》則對電力市場化改革如何落實的問題，進行了明確并提供了進一步具體實施意見。

筆者認為，《通知》體現了政府改革的決心。在市場環境下，參與主體的行為都是以自身利益最大化為目標的。競爭性電力市場建立后，很可能出現這樣的情況：能夠通過參與到市場化交易而減少電價的用戶，會主動轉變為市場化交易，這部分用戶的平均電價也較低。而在市場化交易下，電價可能會上升的用戶，則不會主動參與市場交易。由于供電成本在短時間內不可能發生太大的變化，市場的蛋糕總量做大空間相對有限，因此當一部分用戶的電價下降后，可能就意味著另一部分用戶的電價需要上升。現有的交叉補貼規模和機制可能無法適應未來的補貼需求。而如果通過提高交叉補貼規模來填補該空缺，又有可能導致市場化交易用戶承擔的交叉補貼負擔加重，影響用戶參與市場交易的積極性。

當然，最終如果符合要求的用戶都必須參與到市場化交易中，該問題就會得以解決。但問題的關鍵是在市場化改革的過程中，在用戶自愿選擇的情況下，如何設計出有效的機制擴大市場化交易的規模。筆者認為，一種方式是提高未參與到市場交易的電價，減少交叉補貼壓力，并給企業更強的激勵參與到市場交易。另一種方式是在過渡期內通過財政直接補貼的方式，減少交叉補貼的缺口。

近期煤炭價格保持高位，也逐漸給電力市場化改革帶來壓力。中國目前的電力系統基本上還是煤電系統。一般來說，在煤炭成本較低的時候推進改革會比較容易。因為改革后的電力價格會下降，用戶參與到市場化交易的積極性也更高，地方政府參與和推動改革的積極性也高。但是目前煤炭價格達到了幾年來的高位，火電企業生產成本快速上升，并已經接近甚至高于盈虧平衡點。另一方面，近兩年電力需求增長也比較快，如果今后電力需求持續上漲而逐漸接近平衡，在這種平衡條件下的市場化交易很有可能意味著電價上升，而且未來電價的不確定性也會比較高，這會影響到市場主體參與的積極性。因此，電力市場化改革能否成功，可能還需要其它外部條件的配合推動。除了政府利用這個時間窗口，加快市場化建設，還需要維持比較穩定的煤炭價格，比如合理界定煤炭行業去產能政策，加快先進產能的投產釋放等。

《通知》中明確了電力用戶的用電價格由三部分相加組成，包括發電企業、售電企業協商確定的價格、政府有關部門明確的輸配電價以及政府性基金。但是，關于輸配電價如何確定，可能由于發布過其他相關規定，而沒有明確的說明。事實上，在用電負荷高峰，輸配電網的容量限制可能是影響邊際供電成本很重要的因素。如果只是采用目前的固定輸配電價，將有可能導致在用電高峰，特別是夏季用電高峰電網容量不足的現象。因此，在確定輸配電價時，可能也要考慮峰谷需求的不同，進行差異化定價。另外可以考慮引入尖峰定價機制。最好在市場機制發展到一定程度后，可以把輸配電價的制定也引入到競爭環節中。

《通知》多次提到用戶應承擔可再生能源配額的消納責任。但是具體的可再生能源配額確定卻是比較困難。相對交易制度，配額制雖然有效，但卻是高成本的消納方式。因為配額制在實施的過程中，為了滿足配額的任務，消費者必須付出時間精力去搜索和采購可再生能源，這是一種隱性的成本，也會給企業的電力管理增加了額外的負擔。如果按目前對可再生能源直接采取補貼的方式(實際上是交叉補貼)，企業已經承擔了可再生能源的消納義務。而可再生能源發電企業在接收到補貼后，可以以更低的上網電價參與到競價中。

另外，關于風電、太陽能等可再生能源的保障利用小時數具體該如何確定，參考歐洲電網的經驗，甚至有可再生能源企業愿意接受負電價，其原因就是考慮到補貼后，即使電價為負，可再生能源企業也能夠獲得收益。需要鼓勵降低成本增加可再生能源的價格競爭力，消納的問題應該更多地設法通過市場化的手段解決。

近三年來電改政策頻出，近期相關部門發布了關于推進電力交易機構規范化建設，要求實施方案9月底上報并于年底完成，以加速電力交易機構規范化建設。要求非電網企業資本股比應不低于20%，鼓勵按照非電網企業資本占股50%左右完善股權結構，這種打破電網企業壟斷的措施，在電力改革過程中無疑將產生積極作用。