浙江电改试错

文|本刊记者 武魏楠

一次坚定“规则重于实践”的改革，或许试出了本轮电改的隐形“天花板”。

曹民很焦虑。

作为一家从外省来到浙江的售电公司负责人，广阔的市场化交易潜力是浙江吸引曹民的最主要原因。但是在浙江2020年电力中长期交易市场在11月份姗姗来迟之后，他又开始怀疑自己当初的选择。

“原本我的意向签约电量，一天时间就流失了上亿度。”曹民带着一丝愤慨和不甘对《能源》杂志记者说，“虽然我还不能明确地说这些丢失的用户最终会选择什么售电公司。但以我目前了解到的信息，它们大概率最终会落在电网的综合能源公司或者发电集团的售电公司手中。”

11月9日，浙江省发改委、国家能源局浙江监管办公室、省能源局联合印发了《浙江省中长期电力交易暂行规则（2020年修订版）》（以下简称《浙江中长期交易规则2020年版》）。在2020年即将结束的时候，浙江年度中长期电力交易终于要开始了。

但翘首以盼差不多1整年的售电公司却发现看起来很美的浙江电力市场却布满了荆棘。

交易电量缩水、结算规则复杂、来自电网和发电的竞争远强于外省，这些不利因素让满怀期待的售电公司陷入了进退两难的境地。

混乱的中长期交易只是浙江电改的冰山一角。高调的电力市场设计招标、沉寂的2018年、突然公布的电力现货市场规则、秘而不宣的3次现货结算试运行、连续两年突然袭击似的年度中长期交易……浙江电改似乎总是在玩心跳，给人一种乌云遮日的感觉。

从2017年9月浙江印发《浙江省电力体制改革综合试点方案》等文件开始，浙江电改已历3年之久。

从雄心勃勃地想直接进入全电量现货市场到如今问题不断的中长期交易，浙江电改在试错中不断前行。

重压下的独立售电

与2020年类似，2019年的浙江省电力中长期交易也是一场突然袭击。

2019年9月25日，浙江省发改委、能源局和能监办才发布了《浙江省部分行业放开中长期电力交易基本规则（试行）》。2019年度真正进行市场化交易的只有11月和12月两个月。而且2019年11月18日浙江电力交易中心才对市场主体进行培训，但售电公司、零售用户、电网企业三方购售电合同（以下简称三方合同）盖章并上交用户所在地供电所的截止日期就到11月23日。

“2020年也没好到哪去。11月9日才发布《浙江中长期交易规则2020年版》，12月6日就是三方合同上交的截止日了。”曹民说到。

如果仅仅是时间上的紧迫，在有了2019年中长期交易经验的基础上，售电公司不至于手忙脚乱。但前文所述的客户流失，正不断地在独立售电公司中上演着。

“目前浙江省并没有明文禁止电网的综合能源服务公司参与售电市场。”浙江省一家发电企业内部人士告诉《能源》杂志记者，“这对独立售电公司来说，压力很大”。

根据国家能源局浙江监管办公室2019年11月发布的《浙江电力市场监管实施办法（实行）》（浙监能市场【2019】17号文）的通知，第三十七条规定“电力交易机构未完成股份制改造的、电网企业内设机构承担电力交易职能的，其电网企业的售电公司暂不参与市场交易。”目前浙江省电力市场的零售侧注册、入市、绑定工作均由电网公司各所属区县营业厅承担。因此售电公司认为，根据该规定，综合能源公司参与售电在合规方面有待商榷。

从国内其他省份3年多的中长期电力交易市场经验来看，在不带有电力负荷曲线的纯粹电能量市场中，发电企业拥有着绝对的竞争优势。一旦电网公司下场参与售电，其优势与发电企业不相上下，甚至可能形成垄断。

目前浙江省中长期电力交易并没有采用其他省份普遍的价差传导模式，而是输配电价模式。在2020年的电力中长期交易中，浙江不仅延续了零售侧用户按照“峰平谷”三段进行电费结算，而且在批发侧也采取了“峰平谷”三段交易的模式。

中嘉能集团首席交易官张骥告诉《能源》杂志记者：“虽然浙江中长期交易的批发、零售侧考虑到了电力的时间价值，但仍然比较粗放。而且发电侧容易形成价格联盟，歧视谷电大比例用户。独立售电公司与发电、电网相比，完全没有竞争力。”

浙江电网销售电价（元/千瓦时）

2017-2019年浙江电网输配电价表（自2019年4月1日起执行）

有些提前洽谈双边电量的售电公司向《能源》杂志记者展示了这样一条信息：“目前按照集团公司要求，我公司的售电市场价格为尖峰0.8126，高峰0.6336，低谷0.1606。要求：1.谷电比=50%，尖电比≥5%。2.按照不少于0.005元/千瓦时收取履约保函，根据市场风险调整履约保函金额。请收悉！”

浙江省内市场主体介绍说，浙江省今年发电集团为了保持在110kv企业中的绝对竞争优势，给这部分用户在批发侧按110kv的尖峰谷上网电价（110kv尖峰谷目录电价-输配电价-政府基金）统一下降-0.029元/千瓦时。即110kv用户的合同内批发价为：尖：0.7906；峰：0.6156；谷：0.1516。

而发电一体售电公司目前是批发侧按35kv的尖峰谷上网电价（35kv尖峰谷目录电价-输配电价-政府基金）统一下降0.024元/千瓦时。即电厂权属售电公司合同内批发价为：尖：0.8066；峰：0.6276；谷：0.1546。

“我们独立售电公司目前火电厂批发侧报价全部按照按35kv的尖峰谷上网电价（35kv尖峰谷目录电价-输配电价-政府基金）统一下降-0.018元/千瓦时。即批发价为：尖：0.8126；峰：0.6336；谷：0.1606，”曹民说，“浙江的尖2小时，峰10小时，谷12小时，假设一个24小时开工企业，那么加权平均电价就是（0.8126×2+0.6336×10+0.1606×12）÷24=9.8884÷24=0.4120元/千瓦时。”

浙江省统调燃煤机组上网电量综合价为0.41384元/千瓦时，那么独立售电公司今年的价差就是0.41384-0.4120=0.00184。“零售侧电厂实际让利1.84厘”。

“在零售用户侧用35kv价格为基准，基本是价差传导模式，发电厂把电厂权属售电公司和独立的售电公司价差拉大，保持了发电厂售电公司在35kv绝对的垄断和控制地位。”曹民无奈地说。

除了正常的价格竞争，独立售电公司们认为发电企业与电网公司还用了很多“旁门左道”来压缩独立售电公司的生存空间。

原本该由电力交易中心收取的履约保函，在2020年的浙江变成了由电厂收取。这一不合规的情况记者从其他独立售电公司处也得到了印证。

“今年电网没有收取履约保函。从交易风控的角度，变成了电厂收取，”浙江另一家独立售电公司负责人赵佳告诉《能源》杂志记者，“这确实不合规，但我们也没有办法。”

摆在台面上的“阳谋”不止于此。由于三方合同需要最终上交给用户所在地的供电所，理论上电网公司完全有机会了解到有哪些优质用户有流向独立售电公司的可能。

“供电所如果发现独立售电公司要和优质的用户签约，随便给售电公司提交的三方合同找点纰漏，就有时间来说服用户与综合能源公司签约或干脆不进入市场。”一家浙江市场主体说。

为何用户会如此轻易地在售电公司和电网之间左右横跳？根源或许还要追溯到2019年的中长期交易。

追溯“祸根”

根据2019年的零售侧结算规则，峰谷分时电价按市场用户交易价格和对应的目录电价差值同幅增减。

而售电公司与发电企业在批发侧的结算，则不分时段，按照一个度电单价结算。售电公司收益=零售市场售电收入（不含输配电价和基金）— 批发市场购电费用。

“按照我们去年的测算，用户的谷电比例不能超过52%。如果超过了这个红线，这个单就要亏损了。”曹民说。

2019年只开放了2个月的中长期电力交易，蛋糕本就不大（售电公司、批发侧大用户与发电企业采用双边协商的交易方式，最终共成交26.7亿度电量）。再加上浙江开放的四大行业企业里，高耗能企业大多因为目录电价里谷段电价低，把大量的生产负荷安排在了谷段时间，售电公司想赚钱就不得不挑选客户。

赵佳告诉记者，2019年的中长期交易里，很多售电公司都抛弃了原本已经签了意向合同的高比例谷电用户。“原本大家以为浙江市场也会是其他省份那样的价差传导模式，只要签约客户就能赚钱。所以从2019年初就开始跑客户、签意向。结果零售侧的结算规则一出，很多售电公司都违约了。”

在《能源》杂志的走访中，许多市场主体都认为2019年抛弃高比例谷电用户的行为，让用户在2020年对独立售电公司产生了极大的不信任感，这是独立售电公司流失用户的一个重要因素。

为了尽可能地抢占市场，一些售电公司甚至不惜采用违规的手段来抢用户。

“有些售电公司口头给用户承诺比发电企业还低的电价，但在合同里只注明是部分时段的低价，”一位浙江电力市场参与者告诉《能源》杂志记者，“听说还有售电公司，明明用户没有和它签约。但售电公司把用户去年签字的三方合同盖章页撕下来，放在今年的三方合同里。想造成用户签约的既成事实，但是被供电所发现了。”

曹民认为，浙江目前开放的市场化交易电量太少是导致售电市场乱象频出的一个重要原因。2019年11月，浙江省发改委人士曾在公开场合表示浙江省2020年电力交易方案中，电力市场化交易电量最低要占省内发电量的60%以上。按这一比例计算，市场化交易电量至少1800亿度。

根据2020年5月7日浙江省发改委正式印发的《2020年浙江省电力直接交易工作方案》，虽然浙江2020年全省安排电力直接交易电量2000亿千瓦时，但有1700亿度属于“普通直接交易电量”，也就是发电侧直接让利给用户的交易模式。留给售电公司的蛋糕只有300亿。

“我估计最终的交易量不到300亿度。”曹民悲观地说。

淘汰售电公司

为什么浙江不像其他省份一样，开放更多的售电市场，把蛋糕做大呢？

“因为浙江电改的首要目标是理顺价格体系，塑造真正的市场。”原浙江电力体制改革综合试点工作领导小组办公室人士对《能源》杂志记者说。

根据中发〔2015〕9号文，“参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金三部分组成。”

目前被广泛应用于全国各省（浙江除外）电力中长期交易中的价差传导模式，并没有将批发市场与零售市场分离开来。输配电价模式除了浙江，在全国并没有落地。

“按照9号文的改革方案，电价应该是由交易价格+输配电价+政府性基金组成。但价差传导模式并不能反映9号文的改革精神，其实质只是发电侧的单边降价，然后由售电公司和用户分享降价红利。”张骥说，“虽然看起来不再是电网的统购统销，但电网依然是整个电价环节的不透明黑箱。”

在2019年的中长期交易中，浙江省在全国范围内率先实现了批发侧和零售侧完全分离的模式。到了2020年，不仅零售侧结算有了“峰平谷”的电力时间价值，批发侧也采用了“峰平谷”交易价格。

价差传导模式下的售电公司，只需要尽可能多地签约用户、在发电侧签下更多的价差，就可以获利，几乎是稳赚不赔。但是在浙江市场，售电公司要挑选用户、要有策略地跟发电侧谈三段价格。

“2019年是售电公司不愿意签约谷电比例高的用户。到了2020年，就变成了发电厂不愿意跟售电公司签约太多的谷段电量，”浙江发电企业的内部人士对《能源》杂志记者说，“但是现在规定每一个电厂都必须签约至少50%的谷段电量。剩下的就是考验电厂与售电公司的议价能力与电量分配技巧了。”

浙江售电不好干，这几乎是省内市场主体的一致观点。但是从规则制定者和市场设计者的角度来看，这种不好干恰恰是他们所期望看到的。

“从其他省的经验来看，我们非常担心会出现这样一种状况：价差传导模式下的售电公司赚钱太容易了。随着时间的推移，售电公司很有可能会变成了电改中的既得利益者，进而阻挠电改。”一位参与了浙江市场设计的内部人士告诉《能源》杂志记者，“真正的电力市场，或者说现货市场的风险是巨大的。我们希望逐步淘汰一批根本不具备进入现货市场能力的售电公司。”

虽然浙江官方对于售电公司的态度非常的理性、客观、具有更多的前瞻性，甚至看起来“冷酷无情”。但对市场主体应有的保护和预警也并没有缺席。

2019年11月12日，浙江电力交易中心发布浙江2019年四大行业售电市场的风险提示，提醒各市场主体在与用户商谈、签署相关售电业务及合同时，一定要认真解读《浙江部分行业放开电力中长期交易基本规则》的文件精神，不能存在惯性思维，照搬在其他省开展售电业务的相关经验和做法，审慎决策商业行为。这就是希望售电公司避免以低价圈定用户，最终因为签约太多高比例谷电用户，从而陷入亏损或是违约的两难境地。

浙江省已经完成现货结算试运行，没有用户参与，某种意义上也是对售电公司的保护。虽然被外界诟病为“没有用户不是真的现货结算试运行”，但从《能源》杂志获取的信息来看，浙江希望通过3次现货试运行解决其他现货试点省份截至目前暴露出的最大问题——不平衡资金。

各方满意的不平衡资金解决方案

2019年5月30日，浙江电力现货市场启动了一次模拟试运行。对于这次模拟试运行的具体内容和数据，我们能够获得的公开信息并不多。但《能源》杂志记者从浙江省能源集团有限公司（以下简称浙能）内部人士处获悉，浙江省电力现货市场第一次模拟试运行是有用户参与的，但产生了大量的不平衡资金。“最高峰的时候，不平衡资金池总量达到了1.58亿元。”

与广东、山东等省一样，浙江电力现货市场的不平衡资金根源也是高价机组和低价用户之间的不平衡。“电网给非市场化用户卖电，整个试运行期间会有一个按照所有类型的非市场化用户的单价、电量计算出来的加权平均综合销售电价。这个价格减去输配电价和政府性基金，就是电网的销售收入。而现货市场所产生的电价就是电网购电成本。两个数字相减，就可以得出不平衡资金，”一位参与了浙江电力市场现货试结算的发电企业人士告诉《能源》杂志记者，“但问题是，浙江第一次现货试运行的时候，非市场化用户的综合销售电价是电网单方面提供的。只有一个价格，没有计算的具体过程。发电企业认为电网给出的非市场化用户电价偏高，导致不平衡资金太高。”

除此之外，浙江发电市场的电源种类比山东省更多，存在电源侧交叉补贴的问题。以上述方式计算不平衡资金，因为账目不清，所以导致各方意见都比较大，难以持续。所以在后两次现货试运行中，浙江省修改了不平衡资金的计算方式。

新的不平衡资金计算方法是在试运行一个月之后，得出了所有非市场化用户的电量总数。再用发电企业在非市场化条件下的上网电价减去现货市场产生的价格，得出不平衡资金，再进行资金返还。

“这种方式目前看起来账目清晰，浙江省内的电网、发电等各方争议比较小，是具有可行性的，”上述内部人说，“而且这种方法不仅在用户没有参与现货试运行的时候执行，用户即便参与到未来的现货结算试运行中，非市场化用户电量部分依然可以按这种方式执行。”

作为目前中国电力市场化改革中最大的“拦路虎”，不平衡资金自然不会这么容易地就被彻底解决。只能说，在浙江特定的条件下，各方利益达到了微妙的平衡。

“说到底，这种发电侧零和抹平不平衡资金的方式是没有办法永远持续下去的。只要存在计划用户和市场用户、计划机组与市场机组的区别，不平衡资金就永远存在。”上述浙能内部人士说。

此外，这里还存在一个不容忽视的关键信息：浙江已经进行的3次现货试运行，都没有外来电的参与。这可能会是浙江未来电力现货试运行的最大不确定因素。

浙江省全年用电量接近5000亿度，其中约三分之一是外来电。在夏季用电高峰期，浙江电网的外电负荷最高可达50%！如此庞大的发电电源，是浙江电力现货市场中不容忽视的力量。

但就是这股不容忽视的力量，恰恰成为了映射浙江电改艰难试错的一面镜子。

艰难的市场规则设计

浙江省的电改最早起源与1998年的国家经贸委《关于深化电力工业体制改革有关问题的意见》，其中提到了推进厂网分开，选择上海、浙江、山东和辽宁、吉林、黑龙江六省（直辖市）进行厂网分开、竞价上网的试点。浙江省花费了2000万元的咨询费，采用了澳大利亚的电力市场建设基本架构。

“浙江电改甚至早于2002年的第一轮电改。2000年1月1日开始，浙江省就正式启动了发电侧电力市场，”曾经参与了浙江省上一轮电力市场建设的浙江省内人士告诉《能源》杂志记者，“2002年电改5号文发布之后，浙江省还派出考察组到澳大利亚考察电力市场建设。”

虽然当时已经提出了“厂网分开”的概念，也对浙江省内的发电企业进行了改制、独立经营管理。但是中央资金依然是浙江省内发电企业的主要出资方。“所以对于电网来说，发电侧竞价上网无非是钱从左边口袋到了右边口袋，没有大的影响，”上述内部人士说，“但随着国家电力公司的拆分和浙江电力短缺的加重，21世纪初的发电侧电力市场也就没有持续下去。”

2015年中发9号文之后，浙江成为首批电力现货市场建设试点省份。2017年浙江省印发《浙江省电力体制改革综合试点方案》和《浙江电力市场建设方案》等配套文件。与此同时，省政府成立了浙江省电力体制改革综合试点工作领导小组，常务副省长冯飞（现任海南省代理省长）任组长，统筹领导全省电力体制改革工作。

领导小组办公室设在浙江省能源局，承担领导小组日常工作和改革推进中的组织、协调、监督和指导工作，负责浙江电力市场设计建设的组织实施。这个由政府、电网公司、发电企业相关专业人员组成的电改办，就成为了浙江电改的直接执行机构。

浙江电改办第一次站在舆论舞台的中央，就是4000万高调招标浙江电力市场设计与规划编制咨询服务。据原电改办人士透露，招标吸引了全球几乎所有的顶尖专业电力咨询公司。“一开始有15家国内外联合机构投标。最后经过招标专家组的评议，PJM与中国电科院联合体、Pöyry与贝励联合体、澳大利亚与电规总院联合体，三家进入了最后的角逐。”

最终的结果大家已经知道，PJM与中国电科院联合中标浙江电力市场设计与规划。

就在外界看来浙江电改一片如火如荼的时候，主导市场设计的政府与电网之间的矛盾已经开始逐渐浮出水面。

双方矛盾集中在两点：1，外来电是否参与市场；2，交易与调度之间的关系。

首先是外来电。根据《浙江省电力体制改革综合试点方案》，外来电要与省内电源市场共享、风险共担，也就是享有平等的市场地位。

“外电电源方的三峡、中核，都没有意见。只要浙江市场规则给出方法，他们照办就可以了，”接近浙江电改的高层人士说，“但是电网始终不同意外来电按照市场规则的设计参与市场。”

另一大矛盾点是交易与调度的关系。在浙江的电改方案中，有关调度的内容被放在了市场交易机构功能中，规定“合理界定市场交易与电力调度的关系，确保交易和调度有效衔接。”

但电网公司认为应该由调度机构来运营市场，而非电力交易中心。据《能源》杂志了解，按照浙江电改办最初设计，最佳方案应该是成立独立于电网之外的调度交易中心，同时负责电力市场和电力系统的运行。

考虑到除了交易结果外，调度确实要考虑其他部分技术细节，电改办首先做出了退让。“我们提出交易的部分归交易中心负责，其他调度的部分归电网调度负责。”

在政府的积极游说之下，国网浙江省电力公司在外来电上也逐渐松口。就在电改办认为已经看到了浙江电改曙光的时候，2018年情况却急转直下。

“差不多2018年4、5月的时候，电改办召集各市场主体的会议，就已经开不下去了。”原电改办工作人员说，“不管我们提什么解决方案，电网公司都反对。偶尔一两次达成一致，可能下一次会议的时候，之前的共识又要被推翻。到后来基本都是大家各说各话，毫无进展。”

回忆起当时的情景，与会的电改办人员判断这与国网浙江省电力公司董事长肖世杰的一次北京总部之行有关。“外电的调度权力在国网总部，调度又是电网的核心权力。肖世杰很可能是遭遇到了来自总部的压力，才改变了对浙江市场建设方案的态度。”

电网的不配合直接让浙江电改陷入停滞，甚至在规则制定阶段就卡住。为了全力争取电网公司的支持，电改办提出了多个外来电进入市场的解决方案，包括有：1，外来电部分参与市场；2，电网公司提前告知外来电负荷曲线；3，外来电作为纯粹的价格接受者……这些解决方案也都没有得到电网公司的积极回应。

此外，电改办内部执行了信息封锁，全力避免外部干扰。从舆论的角度看，2018年浙江电改陷入了全面的沉寂，没有任何对外的声音。而实际上，平静的表象下，各方暗流涌动、角力不止。

最成功的“失败”

电改办竭力促成改革推进的同时，电网公司也在积极公关活动。

一位接近浙江省政府高层的人士告诉《能源》杂志记者，浙江电改争论关键时期，时任国家电网公司董事长的舒印彪曾于2018年上半年到访浙江，拜会时任浙江省省长的袁家军（现任浙江省委书记），此行之后，国家电网公司宣布支持白鹤滩水电站外送线路的新增浙江落点。

白鹤滩水电站是世界在建最大水电工程，装机容量1600万千瓦。一直到2018年，白鹤滩外送目的地依然没有最终确认。对于缺电的浙江来说，白鹤滩绝对称得上是诱人的大蛋糕。

根据国家能源局2018年9月印发的《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》（以下简称《通知》），为满足白鹤滩水电站电力外送需要，规划两条±800千伏、输电能力800万千瓦的特高压直流输电线路，一条落点江苏苏锡地区，一条落点浙江。

“虽然收下了白鹤滩外送电，但省长对于浙江电力市场改革关键问题也没有明确表态。”上述接近高层的人士说，“分管省长只是在内部相关协调会议上说，电力改革要确保要安全、经济、绿色。电改中遭遇的问题，要积极协调，争取达成共识。”

省领导的保护与支持，坚定了浙江电改“规则重于实践”的原则。在浙江电改领导小组和电改办的眼中，制定出公平、公正、公开，并且符合浙江实际的完善市场规则，比匆忙推出规则进行尝试再后期修订规则更加重要。

“外来电公平透明参与市场和结算是我们最后确定的底线，无论如何也不能让步，”电改办内部人士说，“这一点是保证整个浙江电力市场公平、公正的底线。一旦我们在这个问题上退让，就等于在浙江电力市场背后开了一个后门，建成后的浙江电力市场将处于可被利益相关方随时进行人为操控局面，市场营运结果就不具备可预期性，也无法通过市场运行情况判断市场本身是否存在问题。这样一个连最基本的一个公平公开竞争环境都不能得到保证的市场，既不可能长期平稳有序运行的，也无法真正发挥市场对电力资源的有效配置作用，更不可能促进行业生产与投资效率的提升，科学引导行业健康发展，最终给社会经济发展和百姓生活带来应有的福利，这也就偏离了国家推进此轮电力体制改革的根本目标，这样的市场建成了也不能称之为真正的市场，继续推进的意义也就不大了。”

但以当下的视角来看，浙江电改或者说浙江电力市场建设离失败更近、离成功更远。2019年4月，浙江发改委、能源局组织了第八期浙江电力市场设计建设培训研讨会，并发布了《浙江电力市场详细设计》，随后7月又出台的《浙江电力市场运营规则（征求意见稿）》，这基本意味着相对完整的浙江电力市场设计方案和运营规则已经出台。

这两版的市场设计和运营规则总体上坚持了浙江电改人对改革最后的执着，在万般无奈妥协的背后有一个坚定维护市场公开、公平的背影，也可能是留给后来者最珍贵的“遗产”。

但无论是2019年、2020年的电力中长期交易，还是3次现货试运行，都与这个市场规则描绘的市场相去甚远。

如今，电改办已经撤销，从各个公司抽调的人员也已经返回各自公司。电改尚未结束，但电改办已经走到了暂时的终点。“应该说电改办制定完市场规则，已经完成了阶段性的任务，其意义更多的是，用三年多时间，在浙江大地上撒下了一片星星之火，告诉人们真正的电力市场应该是怎么一个模样，培养了一批真正了解电力市场建设的人材，以待未来星星之火能燎原。”上述原电改办工作人员说。

而曾经参与了浙江电改的政府内部人士更愿意把这3年形容为“浙江为全国电改的一次试错尝试”。

“在9号文的框架下，浙江已经做到了省一级政府所能做到的最大限度尝试和努力。从这个角度来说，哪怕失败了，只是某种程度上试图证明现有框架体制下，要建设真正的电力市场尚缺乏一些必备的基础条件，是一次成功的失败。现在电改想要更进上一层楼，建立符合现代科学意义的电力市场，必须要有为更明确的改革顶层设计和国家决断。”