從轉一篇舊的市場化電量數(shù)據(jù)開始：

“2019年1-12月，全國全社會用電量累計72255.4億千瓦時，同比增長4.5%。

2019年1-12月，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為21771.4億千瓦時，占全社會用電量比重為30.1%。其中，省內電力直接交易電量合計為20286.2億千瓦時，省間電力直接交易（外受）電量合計為1485.2億千瓦時，分別占全國電力市場中長期電力直接交易電量的93.2%和6.8%。

（來源：微信公眾號“電之視角”ID:ab238476 作者：電之視角）

分區(qū)域來看，國家電網(wǎng)區(qū)域中長期電力直接交易電量合計為16170.8億千瓦時，占該區(qū)域全社會用電量的比重為28.3%；南方電網(wǎng)區(qū)域中長期電力直接交易電量合計為4157.2億千瓦時，占該區(qū)域全社會用電量的比重為33.8%；蒙西電網(wǎng)區(qū)域中長期電力直接交易電量合計為1443.4億千瓦時，占該區(qū)域全社會用電量的比重為49.8%。”

單純從電量占社會總電量比例看，中國市場化電量的比例已經(jīng)比較高了。即使根據(jù)國家的改革目標，最終全面放開經(jīng)營性發(fā)用電計劃的要求，按第二產(chǎn)業(yè)和第三產(chǎn)業(yè)的用電比例約占社會總用電量的70%左右估算，考慮較大用戶有自備機組，和微型用戶優(yōu)惠幅度小，沒有進入市場的動力，基本上可市場化的電量，已經(jīng)不多了。中國的電力市場化工作，已經(jīng)取得巨大的成績。

在看到成績的同時，也要看到電力市場化的隱憂。

一是中長期交易開展較迅速，但卻是一個不帶曲線的交易。不帶曲線的交易，其實稱不上電力交易，而僅是電量交易。沒有曲線的電量交易，并不能起到降低電力設備投資和降低電量的運行成本的作用，只能算是一種單邊的降價市場。雖然一定程度上降低了工商企業(yè)的運行成本，但如果不能降低設備投資和電量的運行成本，這個降價就是有限而且難以持續(xù)。近兩年來，在一些市場力較大的省級市場中，價差逐年減少，價差已經(jīng)不足一分，讓價已按照“厘”計價，已經(jīng)預示著單純的中長期交易，已經(jīng)無法擔起降低社會用電成本的重任了。

二是市場化的電價形成機制，沒有建立。縱觀電力改革完成的國家，象中國這樣開展了中長期交易五年后，電力現(xiàn)貨交易不能得到良好運行，這種情況，絕無僅有。八個現(xiàn)貨試點地區(qū)的現(xiàn)貨價格，均出現(xiàn)了極其不理性的低價。與電力市場相配套的避險工具：電力金額市場，還遙遙無期。如果仍然用計劃模式下的電價形成機制，來管理電力市場化的運行，自然會出現(xiàn)種種不適應。沒有電力現(xiàn)貨價格信號，中長期交易的標的物，成了市場化下本應該退出歷史舞臺的上網(wǎng)基準電價。有點明朝的法律，還要管清朝的事情的感覺。

三是市場化的企業(yè)機制，改造滯后。市場化機制，需要市場化運行的成員參與。目前各個省級電力市場，發(fā)電側的參與者，主要是以五大集團和省投為代表的國有資本；售電側的參與者，幕后老板也是國資多，民資少。國有企業(yè)的運行，象政府多于象企業(yè)。國有企業(yè)嚴謹而繁瑣的決策流程，一定程度降低了運行的風險，但也降低了決策效率。并不適宜電力市場化后的運行管理模式，必須建立適應電力市場運行的企業(yè)管理體制。中國的電力市場化工作，其實并非單純的價格機制改革，也包括運行體制的改革。

如果國企混改的政策不能與電改的政策相配套實施，則二次電改中止，電力市場化再次進入漫長的等待期，將是大概率事件。反對發(fā)電企業(yè)股權和運行模式轉變的主要原因，來源于對國有資產(chǎn)流失的擔憂。國企是社會主義制度的重要保障，這個論斷沒有錯，但是如果靠推遲市場化進程，來保護國有企業(yè)部分落后產(chǎn)能活下去，其實只是掩蓋了問題，并不能解決問題。被保護下來的落后產(chǎn)能，也并不能成為社會主義制度的重要保障，只能是累贅。當然，上述論斷也可能就是錯的，或許，西北五省一個發(fā)電集團包一個省的行政手段解決產(chǎn)能過剩問題的試驗，能比市場化改革，結出更大的果實。

綜上所述，不能完成企業(yè)的體制調整，不能形成新的價格機制、也不能降低運行成本的電改，即使有再多的電量參與名義上的市場交易，也沒有多少，實際的意義。