支持观点认为，改变目前电量分配由政府决定的局面而交由市场主体竞争决定，让买卖双方直接见面，采取多样的电量分配方式，形成竞争性的电量价格和交易量，就是市场化改革的起步。很遗憾，这种观点是对“电力竞争”和“电力商品属性”的误解。 

　　先来澄清一个事实：基本的电力价格（甚至包括经济意义上的容量价格）表示为“$/MWh”的形式，并不代表这一价格需依靠自主电量匹配或“电量供求曲线”来发现。这是因为，电力是一种服务流，时时连续是电力服务的基本要求，电力价格必然包含时间维度；电量平衡是电力平衡的自然结果，并不能反映实现电力平衡的技术特性，反而会误导对市场效率的判断。比如，一天停一次电的地区跟一年停一次电的地区都实现电量平衡，单看电量，结论是两者一样好。这一谬误显而易见，因为“电量”本身既不反映发电商的成本特征，也不反映消费者的偏好关系，从而电量分配也不可能建立在电量的真实社会价值之上，短期如此，远期更是如此。而要让电量价格传递真实的经济信号，只有在电力平衡中引入市场因素，也就只有将资源配置与系统运营相融合。 

　　在计划电量制度下，经济意义上的资源配置和技术意义上的系统运营是分离的。由于电力的复杂技术特性，政府部门依据技术指标来实现资源分配的交易成本过高，比如不可能为每台机组指定计划出力曲线，因此只能也只需将电量作为主要决策变量，而将系统运营权委托给电网企业。电力市场化过程恰恰是将经济意义上的资源配置与技术意义上的系统运营不断融合的过程，要让系统运营所需的资源自主地按价格信号配置在一起，而不是听从各种指令（准确一点，是将必需的指令压缩到允许的范围内）。因此，一个近乎公理的结论是，电力系统运营方式的变革是电力市场化的必要条件，换句话说，没有电力系统运营的变革就没有市场化。 

　　从这个意义上讲，现有放开计划电量的种种措施尚未触及市场化，这集中表现为，错误地理解了“电力商品属性”。在传统的计划电量制下，政府和电网共同行使资源配置权力的对象是“电量”，它们确定一个远期年度电量作为系统运营机构的运行目标，系统运营机构通过指令直接调度系统内各类主体所拥有的资源，来实现计划配置结果。正是受这种传统的资源配置对象的固化认识，以上观点自然而然地认为“电量”就是电力商品，市场化就是让市场主体自主地参与电量分配。于是，我们看到许多试点都在保持系统运营方式的前提下，寻找一种“电量供求曲线”，或者努力地促成电量配对。当然理论上，电量平衡的经济效率有可能等价于电力平衡，但这必须假设从容量到电量的映射是完全线性的，而这一极端假设恰恰是电力系统的负荷特性所根本否定的。 

　　市场化改革有最基本的改革指向，即要让发电商（用户）能够以自身电源（用电设备）的出力（负荷）特性为基础，向市场报出自己所拥有机组（设备）的出力方式（负荷曲线），而不是一个发电量（用电量），远期交易如此，现货交易更是如此。以此为前提，才能让市场真实地反映电力作为一种多服务实时组合形成的复合商品的性质。当然，我们在谈竞争性电力市场时也常会用“电量市场”这一概念，这是与输电市场、容量市场和其他辅助服务市场相对应的，其供求曲线的横轴是出力或负荷，而不是电量。以电量为横轴的“电量供求曲线”恰恰是计划配置的基本工具，只不过在传统的计划电量制下，发用电计划是分别制定的，不需划出明确的电量供求曲线；而目前一些试点则尝试着将两个曲线结合起来考虑，于是才有了“让用户直接见面”的诉求，才有了“竞争”的表象。 

　　但是，直接见面不代表形成市场，不直接见面也未必没有竞争。美欧电力市场化起步阶段普遍采用的电力库模式均不需要供求直接见面，同样引入行之有效的竞争。在没有认清电力商品属性之前，即便采用带有竞争性质的多种交易方式也不代表建立了竞争性市场，而仅仅是一种计划体制的调整。实际上，严格管制体制下采取局部的竞争性手段一直是改进政府管理效率的重要方式。举例来说，美国在颁布PURPA法案后，为促进IPP发展，FERC要求公用事业公司须按“避免成本（Avoided Costs）”向IPP采购，但这一价格水平需由各州规制机构确定，加之这个价格往往是一企一价，各州最初时的定价都带有一定的随意性。为了更合理地确定这一价格，许多州逐步利用竞价来确定这一管制价格，但没有人因此称之为建立了竞争性电力市场。实际上，这一切均发生在美国电力规制放松浪潮之前，是电力市场化的背景之一。对目前的许多改革试点而言，远期电量的竞争性交易不过是在以一种新的方式解决原有计划电量制已经设定好的问题。 

　　当然，这种观点还主张，不管怎么样，远期电量的自由匹配或集中交易确实带来了价格的下降，这是看得见摸得着的利益。但笔者想强调，改革，特别是电力改革，一定要具备系统长远的眼光。让用户享受更经济的用电价格当然是改革要实现的目标之一，但按目前方式形成电价，除了“降”之外，实在难有更多有利于电力市场化持续推进的效果。 

　　首先，先来看远期电量交易对系统运营效率的影响。无论电厂通过什么方式，比如单独商定、集中撮合、挂牌，还是集中竞价等来确定远期电量，这都不是以电厂自主掌握机组出力为前提，基本的启停出力决策也并不受价格引导，而像传统方式一样由调度机构统一负责。价格唯一的影响是，增强了部分电厂在一段时间内是否出力的确定性。也就是说，这种电量分配是在不触及传统调度体制下引入的，从而难以实质地提升系统运营效率。而随着此类交易的规模扩大，交易合同的执行与系统的运行之间的冲突将会突出。虽说发电厂是竞争主体，但这种交易模式以电量分配为基本内容，本质是类似于普通商品的“伯川德”价格竞争。这意味着，越具有成本优势的机组越可能获得更多电量，而恰恰规模越大的机组和已无投资回收压力的机组越具有成本优势，因此，大机组会有充足激励参与此类交易，把远期电量价格压到极低，充分占有市场。对这些机组而言，报出低价并非不理性，反而是最理性的选择。有意思的是，当市场被大机组充斥时，机组、电厂或厂商层面的规模经济和相对较多的竞争主体会导致市场变成“古诺”电量竞价。在各竞争者长期边际成本大致相近的条件下，这意味着所有留下来的企业都会获得大致公平的电量份额，于是一种“类计划”的配置结果出现了！ 

　　这时，发电侧市场已出现分化，虽然表面上是由竞争引起，但根本上是由初始市场设计所决定，是一种有利于大机组的歧视性安排。这些进入此类交易的主体会享受由其他未进入或进入不了这种交易的主体所提供的正外部性，比如备用和充足性服务，但却不必承担相应的成本。与此同时，这种交易模式的扩大会对系统可靠性产生潜在威胁。一般地，有利于可靠性的机组不会带来低价格，而有利于降低价格的机组一般不适于备用。因此，这种交易天然地抑制了部分机组的参与激励，而这些机组往往是保持系统可靠性所必需的，从而交易规模越大，潜在的可靠性问题越严重；而且从长期看，电源结构被扭曲的可能性也越高。实际上，这种情况在现有试点中已经非常突出了。这也就意味着，这种远期电量分配受制于可靠性问题，在传统调度体制下的发展空间是有限的。 

　　其次，我们再来看远期电量交易对市场主体的影响。对部分电厂而言，通过远期交易消除企业经营的部分不确定性，似乎是一种积极改进，但这仅仅是以特定外部经济条件为前提的静态效果。本质上，当远期价格和电量决定后，这种分配机制将投入成本的波动风险全部转移到电厂身上。在特定条件下（比如煤炭市场持续低迷），电厂的风险不会转化为现实困难，但投入价格上涨的可能却时时威胁着电厂参与这种交易的意愿。也许是注意到这一点，所以这种远期交易设计不敢把合同周期定得太长，通常是一年（也是适应传统计划电量制调整周期的需要）。即便如此，随着形势变化，