电力改革正面临四方面前所未有的严峻挑战
充分肯定2016年电力改革成效的同时，应该清醒地看到，改革成效是各方共同努力的结果，但更多地源自社会各界对改革成功的预期，改革红利具有不确定性和不可持续性，当前电力改革仍然面临极其严峻的挑战。
改革认识不一致，“各取所需”、“各自为政”和“各行其是”的现象仍然存在。同一份9号文件，不同方面竟然理解出“一千个哈姆雷特”。思想是行动的先导，认识的差异导致政府与企业之间、中央与地方之间、部门与部门之间的工作协调上出现困难。在2015年11月份电力改革6个配套文件下发后，更加细化的配套规则出台，往往需要很长时间才能取得相对共识，而且越是迫切需要的文件形成共识的时间就越长。在问题的讨论中，往往是大道理和小道理辩不清，局部利益和整体利益摆不正，改革风险或有意或无意地被放大。
改革底线不牢固，“管住中间、放开两头”体制架构一定程度上受到影响。9号文件坚持市场化改革的原则，明确要改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况，电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务；明确要区分竞争性和垄断性环节，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局。但在原则的具体落地上存在很多争议。比如成立电网企业的全资子公司是否落实交易机构相对独立的要求，电网公司能否从事竞争性售电业务，发电企业能否投资新增配电业务，发电企业能否增项变更为售电公司，等等。
改革目标不清晰，完整的电力市场体系没有得到制度性明确，品种单一、作用局限的电力中长期直接交易成为电力市场的化身。电力系统的实时平衡和网络化特性，决定了电力市场体系不仅仅是竞价上网或电力中长期直接交易。由于对电力市场体系建设起到重要作用的《电力市场运营基本规则》《电力中长期交易基本规则》和《电力市场监管办法》，已经征求了一年的意见仍然没有发布实施，因此有序放开发用电计划简单化为不断增加中长期直接交易的电量比例，一些地方政府对构建完整的电力市场体系心存疑惑，在实施方案中往往采取了“放一放”、“拖后几年”的消极态度。一是认为现货市场技术要求高、组织实施复杂、有效监管困难；二是认为现货市场与电力实时调度联系紧密，涉及到复杂的电力运行安全问题；三是认为持续和加大力度推进中长期的电力直接交易，简单易行，能够达到降低大用户终端电价的目的。殊不知，没有完整的电力市场体系，改革成果无法落地生根，资源配置效率大打折扣，电力系统也无法做到可持续发展。
改革理论不坚实，面对复杂多变的外部环境，电力改革和电力市场化建设没有很好地回应社会关切。比如，面对经济发展新常态，电力需求将维持在中低速增长，各地的电力装机出现了总量富余，部分地区的发电利用小时数过低。于是在推行电力中长期直接交易的地区比较普遍的局面是，发电竞争十分惨烈，频频报出“地板价”，于是社会各界质疑电力市场是否失灵。再比如，面对供给侧改革和煤炭去产能，作为电力行业上游的煤炭领域，一年来形势发生巨大变化，受科学产能控制及复杂因素影响，动力煤价格急剧攀升，在政府指导下煤电企业与煤炭企业签订了量价俱备的长期协议，于是一些专家提出从“市场煤计划电”到“计划煤市场电”，社会各界担心有形之手是否会影响无形之手作用的发挥。回答问题、回应关切的过程，就是电力市场化建设和电力市场体系丰富完善的过程。面对复杂多变的环境，电力改革不能熟视无睹，也不可能独善其身，我们需要不断丰富和完善具有中国国情的电力改革理论体系，回答和逐步解决这些社会关切。
上述4个问题，都是原则性方向性极强的问题，认识不清、把握不准、处理不慎，都极有可能导致改革的混乱、停滞甚至倒退。
2017年深化推进电力改革的“124”方案
专家预计2017年中国经济仍会面临比较大的下行压力，电力消费仍将在中低速的轨道上前行。为实现9号文件明确的既定改革任务，避免电力改革陷入泥潭，要求我们“跳出电力看电力”，实施“124”方案，具体讲就是“坚定一个方向、把握两个大局、抓住四个重点”。
一个方向，即坚持社会主义市场经济改革方向，坚定不移推动电力工业市场化改革，使市场在资源配置中起决定性作用。
两个大局，一是电力改革服务于经济社会发展的大局。改革是否促进经济社会发展、是否给人民群众带来实实在在的获得感，是改革成效评价的根本标准；面对地方经济发展的新形势新问题，2017年电力改革应善用政治经济学思维，“放开两头”和“管住中间”双管齐下，通过市场有效竞争，通过有力、有效约束输配电成本，维持和增强经济社会发展的动能。二是电力改革服务于能源革命和供给侧结构性改革大局。面对能源革命的迫切要求和既定的国家能源战略及“十三五”能源规划，2017年电力改革应更加强调清洁和高效发展，通过完善和创新制度，使市场化改革与“能源双控”同向，支持环保高效机组通过直接交易多发电，支持可再生能源通过科学调度交易多发电。不断优化调整节奏，与上下游行业密切协同，积极落实供给侧结构性改革的举措。
四个重点，一是继续深化改革实践。尊重基层首创精神，丰富电力改革内涵，支持广东、重庆、云南、贵州、蒙西等地改革纵深发展，协调推动京津冀电力改革取得实质性突破，支持东北辅助服务专项试点务实探索，抓好100个左右新增配电业务专项试点落地，强化核定输配电价的应用工作。二是加快完善符合中国国情的电力市场体系。各地区应根据电力资源、负荷特性、电网结构等因素，抓紧明确符合本地实际的电力市场分散式或集中式的具体模式，像抓中长期交易一样抓现货市场及辅助服务机制建设，衔接好规划、投融资、建设、运营、退出等市场各环节；进一步明晰改革实操施工图，给社会明确市场预期，早谋划早落实。三是抓紧对重点省区开展电力改革成效评估工作。建立科学评价机制，对改革效果进行全面评估，是中央全面深化改革领导小组的明确要求。电力改革成效评估应立足于肯定成绩、指出问题、以评促建，确保各地落实中发9号文件和国家发展改革委批复方案不走偏、不拖延。四是做好重大问题研究工作。面对深化电力体制改革和“放管服”改革中暴露出的一些突出问题，深入一线调查研究，务实而非本本主义地提出对策建议。加快能源行政管理体制优化调整问题研究，谋求通过新一届政府可能的机构改革来解决。
把狄更斯的话倒过来说，“这是失望之冬，这是希望之春”。政府部门、电力工业界和学界都应奋发有为，迎接2017年电力改革不断深化带来的新挑战。（本文刊载于《中国电力企业管理》2016年11期，作者系华北电力大学教授、中国能源政策研究中心主任）