新一轮电改已有三年多，改革已取得一些阶段性的成果。但主管部门必须清醒地认识到，新一轮电改与之前不同，实质上已经搭建起“半计划半市场”的双轨制体系。如果改革就此停滞，不仅因为缺乏价格形成机制使得行业效率无法真正提升，售电侧也会成为事实上的冗余层级，而这种双轨制“伪市场”往往是滋生权力寻租的最佳温床。行百里者半九十，深化改革要回归“9号文”，围绕价改核心，落实“放开两头，管住中间”。实际操作中还应把握以下要点：

一要明确改革目标，加强电力市场顶层设计。

电力行业作为关系国计民生的基础性行业，肩负着重大的政治和社会责任。因此电改目标宏大、复杂，广泛涉及国企改革、产业结构调整、能源安全、能源转型、环境治理、宏观调控等多方面因素，并非单个部委可以主导的。当这些目标之间隐含的冲突爆发时，主管部门往往左右为难。推进电力市场化改革应抓大放小，围绕价格形成机制这一核心，着力加强电力市场宏观设计。微观层面应彻底摒弃“面面俱到”的行政管制式设计思路，推动市场管理委员会发挥主体作用，杜绝行政指令扰乱价格引发利益输送。

作为主管部门要时刻牢记改革目标是为了提升行业效率，释放改革红利给用户，应专注构建完善的市场体系顶层设计，包括市场化改革的立法、明确的改革时间表、基本的价格机制逻辑、市场监管办法、市场风险防范机制等，而不应陷入诸如“集中式或分散式市场”之类涉及复杂利益分配的泥潭。

搭建具体市场规则应充分保障各市场成员公平的表达权利，通过“争议妥协”或“独立第三方”等方式，公开透明地构建市场规则。规则设计强调国情需有理有据、有数据支撑，更须广泛征求社会意见，不可为了“中国特色”而“特色”，进而以“国情”掩盖利益输送。

二要建立健全监管机制，把握改革主动权。

市场监管是电力市场稳定运行的根基，因为电力市场的有效性取决于利益集团（电网企业、发电企业等）与非利益机构（交易组织者、调度）的分离程度，这直接影响到电价能否反映系统运行成本，并正确引导对发电和输电网络的投资。但实际上，由于电力系统的技术和经济特性极其复杂，监管者和立法者对此缺乏深刻理解，更兼具过往改革中政企分开不彻底、中央主管部门与地方政府对电力监管存在内生冲突等问题，导致《电力市场监管办法》等指导意见难以推出、市场在无监管规则的情况下“裸奔”等重重乱象。

例如，2017年上海市价格监测和成本调查队的会议上，将上海电力公司输配电成本中电力医院等非输配电项目、用户资产等部分监审核减。这种激进的谋求利润的手法某种程度上来源于电网企业定位的模糊。作为自然垄断的公共事业企业，电网企业本应定位为核定利润的公益性企业。但根据国家电网官网上“国家电网公司连续十三年荣获国资委经营业绩考核A级”的报道，列出的四项主要指标先后为利润、经济增加值（EVA）、客户平均停电时间、万元电网资产运维费。当公用事业服务定位与追求利润的绩效考核目标无法分离时，输配电价核定中的乱象自然不难理解。类似的是目前“人、财、物”三权不独立的交易中心一方面负责规则制定，一方面承担监管者的部分职能，这种“自我监管”显然无法实现逻辑上的自恰。

电力市场化改革没有完美的机制，纵观欧美电力市场设计，成熟高效的市场都是依赖于不断的动态调整完善才形成的。把握改革主动权指的就是关键时刻监管机构要有这种“刹车改道”动态调整的权力和能力，而这正是目前我国相应能源监管机构急缺的。

美国联邦能源管理委员会（FERC）管理层由5位监管委员组成，监管委员由总统提名并由国会任命，FERC有超过1000名员工从事电力监管业务。相比于美国同行，我国的电力监管体系人员有限，专业知识相对匮乏。推动电力市场化改革与监管并行，这其中需要电力、经济、金融、法律各个领域专家合作，在公开透明的基础上实施监管，也需要“真正独立”的第三方机构和学者的辅助支持。

回顾历史，伴随着我国电力工业从小到大、从弱到强的发展，电力市场化改革也克服了重重阻力，逐渐形成发电侧与售电环节竞争、输配环节管制激励的格局。改革开放四十年，社会经济面临着高速发展到高质量发展转型关键期，电力市场化改革也同样到了关键节点。而改革越深化，越需要主管部门的担当精神，越需要主管部门坚定信心走下去。“惟其艰难，才更显勇毅；惟其笃行，才弥足珍贵。”

(作者曾旅居欧洲多年，长期从事电力市场、虚拟电厂相关研究工作)