2002年以來，我國電力體制改革以電力市場改革為核心，走過了一段艱難的歷程。從市場模式變革的角度看，我國電力市場改革經歷了兩個階段，第一階段是以建立區域發電側電力市場為目標的單一買電型市場改革階段，時間范圍是2002年至2006年。第二個階段是以發電企業與用戶直接交易為核心的零售市場改革階段(以下簡稱“直接交易改革”)。時間范圍從2004年至現在，與第一階段在時間上有部分重合。

這個時間范圍又可以大致分為前后兩個階段，前段時間范圍為2004年至2009年，當時直購電或直接交易改革本質上處于試點狀態，還不是改革的主導選擇。后段時間范圍是2009年至現在，在這段時期，直接交易改革取代區域發電側電力市場改革，成為我國電力市場改革的主導選擇。

在4月18日國務院總理李克強主持召開的新一屆國家能源委員會首次會議上，對電力市場改革提出的任務是：“加快電力體制改革步伐，推動供求雙方直接交易，提供更加經濟、優質的電力保障，讓市場在電力資源配置中發揮決定性作用。”直接交易改革是唯一提到的具體改革事項，由此可見其重要性和戰略意義。

顯然，“加快電力體制改革步伐，讓市場在電力資源配置中發揮決定性作用，提供更加經濟、優質的電力保障”，這些任務都是毫無疑問的。但是，“推動供求雙方直接交易”是否能夠成為目前我國電力市場改革的戰略選擇還有待商榷。直接交易改革或者進一步說零售市場改革當然是電力市場改革的大方向，但目前還不是“讓市場在電力資源配置中發揮決定性作用”的最有效途徑，方案設計也存在根本缺陷。我國電力市場改革的當務之急是在目前跨省跨區余缺調劑電力交易的基礎上，建立規范運行的，以市場機制為基礎的跨省跨區電力批發市場。

直接交易改革方案的制度缺陷

2013年7月國家能源局的有關通知中，明確“國家有關部門不再對試點工作進行行政審批”。“發電企業、大用戶和電網企業都選擇參與直接交易的策略空間并不存在”，直接交易改革無法自由實現，這是目前直接交易改革的制度缺陷，也被我國直接交易改革的現實所證實。

如果把國家關于直接交易改革的相關文件規定作為改革的方案，那么，在考慮企業理性約束的基礎上，很容易得出發電企業和用戶都不參與直接交易是雙方博弈的納什均衡的結論。納什均衡是現代博弈論中的一個概念，說明參與競爭的各方不能單方面改變策略而獲利后呈現出來的一種企業最優策略的均衡狀態。

直接交易改革方案的制定者簡單地認為，發電企業之間存在成本差異，低成本的發電企業將在直接交易競爭中報低價，并中標獲得直接交易電量;高成本的企業則根據成本相應地報高價，不能在直接交易中成交;直接交易市場的競爭將促進發電企業降低成本提高效率。這個改革的初衷是可以理解的，但現實情況顯然不是這樣。

假設發電企業和用戶都有參與和不參與直接交易改革的兩種策略;發電企業參與的效用是收入，用戶參與的效用是電價。如果用戶的電價不降低，用戶肯定不會參與直接交易，因此直接交易改革能夠進行的初始條件是電價降低。在電價降低的前提下發電企業有參與和不參與兩種選擇，在收入目標的約束下，發電企業參與的條件是收入至少保持不變，甚至還要有提高。這就是說，如果電價降低的收入損失不能通過增加電量所增加的收入彌補回來，發電企業的最優策略就是不參與。

目前國家關于直接交易改革的文件中規定，發電企業參與直接交易的電量要在政府年度計劃電量分配中按容量扣除回來，在機組平均利用小時與用戶負荷利用小時相等或者相差不大的情況下，參與直接交易的發電企業并不能因此獲得新增電量，即發電企業參與直接交易的收入低于不參與直接交易的收入。

在這種情況下，發電企業的最優策略是不參與直接交易。這樣，就形成了用戶和發電企業都不參與直接交易的納什均衡。直接交易一般以年度或季度為周期進行，假設在某個周期某發電企業可通過選擇較高負荷利用小時的用戶而獲得能夠彌補降價損失的增量電量，即發電企業預期收入相對增加而選擇參與直接交易，這種結果在實際測算中只能發生在降低幅度較小的情形，其他發電企業因為電量被擠占而產生了相對損失，會在短期內采取策略性的對策如跟隨性報低價分享增加的電量，而讓上期獲利的發電企業在本期中不會獲得增量電量而受到損失。

這樣，先前參與直接交易獲利的發電企業不得不改變自己的策略，提高報價。經過多個周期的策略性相互作用后，達到不降價即不參與直接交易的策略均衡狀態。現代產業組織理論揭示，在企業數量較少情況下，產業內寡頭壟斷企業的默契性合謀特別容易發生。一些省直接交易成交的結果表明，直接交易成交價格低于標桿電價的幅度越來越小，以至于失去了實際意義。發電企業為了給政府“面子”，象征性地降低很小幅度的價格，直接交易改革好比是政府主導，用戶和電力企業參與的“游戲”。

近日《21世紀經濟報道》刊出“南方電網云南公司因利益受損抗拒電改”的文章，表明直接交易改革的制度缺陷不僅確實存在，而且在被政府錯誤地利用，并且因為政府主導而誤導了社會。

上文中指出“在一些水電企業看來，云南省的直購電仍然是以‘補貼大工業用戶為目的的改革’。他們認為與之前的‘分時電價’和‘2013年超基數用電補貼’沒有本質區別”。“現在政府打算在直購電中，大用戶用電價格在目錄電價的基礎上每千瓦時電降低7?8分錢，同時使總交易量達到200億千瓦時。這意味著云南電網要讓利15億元左右”。云南省試點方案的實質就是把云南電網公司的收入直接轉移到生產經營困難的電解鋁等用戶中。

顯然，這樣的電力市場改革與發揮市場機制在資源配置中的決定作用的目標完全背道而馳。事實上，其他省直接交易試點方案主要解決的問題都大同小異，主要是為了降低電價支持本地企業發展，瞄準市場機制改革的不多。因此，直接交易改革理論上和實踐上都不能作為目前電力市場改革的戰略選擇。

直接交易改革的目標與條件

很多人會問，國外電力市場改革在其高級階段不都選擇了零售市場改革，逐步開放大用戶，實現發電企業與用戶的直接交易。為什么我國直接交易改革存在制度缺陷?直接交易改革如何完善?完善后直接交易改革能否成為目前我國電力市場改革的戰略選擇呢?與此相關的問題有很多，回答這些問題關鍵要把握直接交易改革的目標與條件兩個方面。

直接交易改革的目標是什么?籠統地說就是“讓市場機制在電力資源配置中起決定作用”。其實，市場機制可以影響電力企業的技術效率和電力資源配置效益兩個方面。直接交易改革如果能夠迫使發電企業降低成本，反映的是技術效率目標;而如果能夠讓低成本的發電企業替代高成本的發電企業多發電，體現的是資源配置效益。

對發電企業來說，技術效率是獲取資源配置效益的前提，而資源配置效益則是提高技術效益的目標。如果高技術效率的發電企業不能獲得資源配置效益，就不會有動力提高技術效率。目前我國直接交易改革文件規定，“發電企業直接向大用戶供電的發電容量，在安排計劃上網電量時予以剔除”。這說明在高技術效率的企業不能因此獲得資源配置效益。因此，目前的直接交易改革在機制設計上并不能提高資源配置效益和技術效率。換句話講，國外直接交易改革能夠保證高效率企業獲得資源配置效益，從而能夠激勵企業提高技術效率，有利于提高社會的資源配置效益。

那么，為什么我國直接交易改革中規定要把直接交易電量從年度電量計劃中剔除呢?或者，是否取消目前政策規定中的直接交易的容量剔除，就可以實現直接交易改革的目標呢?這又涉及到了直接交易改革的條件。在區域發電市場設計中，電力市場供求平衡甚至供大于求等基本條件得到重視，但是，在直接交易改革方案設計中，這個問題卻被忽視。