第四，在推进电力供需双方直接交易方面，《意见》明确了市场准入门槛，绝大多数的发电厂可以进入市场直接交易，用电方工商业用户从高电压等级到低电压等级逐步开放，售电公司、地方电网和趸售县、产业园区和经济技术开发区整体可以参与直接交易。但特别强调了也要从国家产业政策、能耗、环保等方面完善市场准入条件，不符合国家产业政策、能耗、环保不达标的企业、违规违法企业不允许参与直接交易。
第五，采取多种措施保障电力系统安全运行和供需平衡。《意见》在发电侧要求充分预留发电空间，优先保证调峰调频电力，在用电侧加强电力需求管理，推广电力响应制度，制定有序用电方案，既保证日常电力电量平衡，也关注到重大自然灾害和突发事件时候的应急保障机制。
九号文提出的对传统发用电计划改革指导意见包括三个方面内容，分别是有序缩减发用电计划、完善政府公益性调节服务功能以及提升需求侧管理为主的供需平衡保障水平。《意见》具体细化了这三方面内容，更具有操作性，尤其是在“有序放开”方面提出了细致可行的意见。《意见》也与其他配套文件，尤其是《推进电力市场建设的实施意见》相互衔接，紧密联系。《推进电力市场建设的实施意见》中指出，未来电力市场主要采取以中长期交易为主、现货为补充的市场交易形式，而电力供需双方直接交易签订的大多为中长期合同。
总体而言，《意见》非常重视电力运行安全、保证电力供需平衡和保障社会秩序，强调在发电端从计划配置到市场配置电力电量的平稳过渡，而采取的路径是实行计划与市场的双轨制，这种改革思路类似我国80年代初期的市场化改革，实践证明，这种逐步过渡的方法可以保证改革过程的风险可控，这对于电力工业尤为重要。
当然，这种过渡安排仍存在一些问题需要进一步明确或者给予足够的考虑，我们这里抛砖引玉提出以下一些问题：
第一，目前保留了发用电计划，在发电侧市场未建立时可以起到有助于电力市场稳定运行以及兼顾环保节能等目标的作用，但这些计划用电到底有多少，这些计划是过渡性质还是会永久保留，这部分计划是否最终也会放开?市场配置的数量过少的话，并不利于市场的发展，或者说市场发挥的作用就非常有限。
第二，地方政府对保留的发用电计划有较大的裁量权，而主推的直接交易方式是否会沦为地方政府鼓励地方企业譬如本地电厂或者某些高耗能企业发展的工具?如何严格执行市场准入制度，防止这类问题发生?
第三，计划和市场双轨制运行可能会存在套利空间，能否避免?当计划电和市场电价格不一样的时候，可能会产生两个体系之间的套利行为甚至寻租。这个问题可能与发用电计划制定和分配的机制直接相关，这些计划能否公开透明地向社会公布?是否能对套利行为进行有效监管?
我们对这些问题也没有明确的答案，因为任何一项改革都是一个试错的过程，是在实践中寻找最优路径的过程。电改九号文以及目前出台的配套文件为新一轮电改设定了大的框架与实施原则，但实施过程中会出现大量新的问题，我们建议监管层应该动态地看待这些问题，在实践中及时制定新的实施细则或者修订不符合现实的实施细则。
(作者系中国人民大学经济学院副教授)
