一是资源的合理优化配置。
资源配置职能和宏观调控职能同样作为电价的两大主要职能，但一直以来宏观调控职能被过度强调，以至于市场化的价格信号处于缺失状态。随着社会经济环境的变化，电力紧缺时代中电力企业依托于经济、用电量高速增长的“跑马圈地”式的粗犷发展模式难以持续。而缺失的价格信号和地方拉动经济的需求还在继续推动电力企业过度投资、盲目投资。近年来全国火电利用小时数持续下降，发电行业整体产能过剩已成共识。而电网企业由于自然垄断，投资浪费的现象同样存在且具有很强的隐蔽性。依据能源局发布的《浙福特高压交流等十项典型电网工程投资成效监管报告》，使用效率低、未核先建等乱象在电网建设中同样存在。考虑到电力建设项目动辄上百亿至几百亿的投资规模，光盲目投资带来的资源浪费就足以抹平改革中释放的红利。
为此有关主管部门先后出台了煤电联动、峰谷电价等一系列政策，但行政政策的症结在于始终无法给出精准的价格信号——即在某个具体时间点、具体位置，电价是多少?别说是相关主管部门，就连企业经营者也很难判断某项具体投资能否产生足够的投资效益。缺乏价格信号的后果就是电力行业的整体过剩与地方结构性短期电力短缺并存，主管部门出台政策只能以省为单位“一刀切”、保障供电与警惕过剩风险“左右互搏”。要想解决这种投资决策的盲目性，必须要切实加强电力市场化机制建设，这种市场必须是能给出由竞争产生的精确价格信号的“真市场”，而不是无法引导资源配置的“伪市场”。只有充分体现电力商品属性，让市场在资源配置中发挥决定性作用，才能将原本由全社会承担的无效投资节省下来，这才是真正的改革红利。
二是行业冗余低效的出清。
市场价格信号引导资源配置是伴随着优胜劣汰实现的，要想防止垄断环节将自身的低效通过高价格转嫁给下游企业，就要建立健全竞争环节的退出机制和垄断环节的监管机制。
竞争环节的退出机制主要包括企业的退出和人员的退出。由于体制性缺陷，一些亏而不倒、僵而不死的发电企业尤其是国有企业，仍然靠发电集团或政府的背书，由银行提供的资金维持运转。企业作为一个自负盈亏的市场主体，应从发电集团或政府背景中剥离出来，通过市场竞争将电量向有竞争优势的发电企业集中，通过提高单个发电企业的负荷率来降低成本，最终将改革红利回馈给用户。但这种优胜劣汰一定是基于市场化的，而非行政式的基于某个指标的“一刀切”，否则就会出现高效坑口电厂的对口煤矿因规模小被行政关停导致电厂破产之类的闹剧。
人员的退出更加考验决策者的智慧与决心。据《2018年美国能源与就业报告》，用电量基本维持在41000亿千瓦时左右的美国，2017年从事电力、燃气输配行业的总人数仅为41万，而2017年售电量为38745亿千瓦时的国家电网全口径用工人数达163.3万。即使考虑到国情差异，供电环节机构臃肿已成不争事实。随着发用电计划的进一步放开，电网企业原有的数十万营销队伍也将面临分流压力。如何建立严密、规范、透明的人员退出流程，需要更长远的规划、更科学的策略，以避免失业对社会造成冲击。
如何避免垄断企业将自身的低效转嫁到用户身上历来是自然垄断行业的监管难题。近日国家发改委已发布通知，要求取消电网企业部分垄断性服务收费项目，全面清理规范转供电环节不合理加价行为，加快落实已出台的电网清费政策。除了加强对不合理收费的整治，监管机构还应关注两种变形：以监管业务补贴非监管业务，或者以监管业务现金流为非监管业务提供贷款抵押等形式的支撑;垄断环节将不合理的技术研发风险转嫁到用户身上。
三是能效水平的提升。
当前监管体系下，用电量是电力企业收入与利润的基础，因此电力公司会尽可能提高全社会用电量，却缺乏提升社会能效水平的动力。但实际上相比于新建发输配设施，能效水平的提升对整个社会更具有成本效益。因此主管部门在核定电网企业收入时应将电网企业收入水平与售电量脱钩，奖惩并施来促使电网企业协助提升用户能效水平。
能效水平的提升还来自于对过度追求系统可靠性的市场化约束。电力市场设计的常见质疑之一就是市场化改革是否会对系统安全造成威胁，即系统可靠性与市场化是否互相冲突。这是因为在部分垂直一体化的电力系统中，可靠性是通过近乎无限的资源堆砌实现的，而市场化则要求对充裕但有限的资源进行高效配置。对调度员个人来说，系统可靠性是其主要考核指标，而系统效率不是。这本身存在合理性，因为系统实时运行中保障供电更重要。但对调度机构来说，却不能套用同样的考核思路，而是应该安全与系统效率并重。依据调度事先申报的调频备用需求预留资源但事后加以评价审查，以防止调度机构滥用系统资源来为自身低效或失误买单。典型的例子就是美国PJM市场中的上抬费用，一定程度上量化了市场外人工调度的损失，这就是对过度追求可靠性的市场化约束。
能效水平提升的另一重动力来自于新技术、新商业模式的应用。过往几年中，电力行业从国外引入了很多新概念，从智能电网、微网、需求侧响应到多能互补、能源互联网、分布式光储，往往都是一时风光到一片狼藉，响应者多而落地者少。主要原因之一就是这些新技术、新商业模式都是基于价格信号对现有资源的优化，当缺乏市场化的价格信号时，大多只能依靠半行政化的样板工程苟延残喘。只有构建市场化的价格形成机制，才能将这些新技术落到实处，甚至激发国内原创的新模式，切实提升社会用能效率、降低企业用能成本。
行百里者半九十，坚持深化改革不动摇
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：肖望(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)
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