本质上，这仍属原有体制下内部协调方式的变化，以适应当前面临的一些难题。在交易中心下能够实现的各种收益，比如用户购电成本的降低等，根本上来源于电网企业内部运作方式的调整。比如刚刚完成的银东直流交易，其实现的用户用电成本的降低，并非来自于电力市场竞争，而是电网内部的协作经济性。
换句话说，即使电网不成立这个交易中心，这种收益也能够实现，只是电网过去从未实施，若想实施，则是轻而易举。而此次实施，也并非因为成立了这个交易中心，而是形势促使电网企业需要这样做。
第一，伴随电网未来营利模式的变化，提高电网，尤其是特高压输电线路的利用效率，是电网必须解决的核心问题。因此，提前布局，扩大跨区交易电量交易已然成为必然选择。
第二，三北等地区的可再生能源发电消纳压力巨大，借交易中心可以缓解这一压力。随着甘肃等地确定以市场交易消纳可再生能源发电的政策，并得到中央决策机关肯定后，电网压力实际会得到很大缓解，因此切实将这种政策落地同样是重要考量。
第三，在此轮电改中，地方利益诉求的广泛表达已经构成了对电网企业，以及其他央属电力企业的改革压力。成立两大交易中心也是应对地方改革方案冲击的重要手段。
值得注意的是，与第三点紧密相关的，两大交易中心的成立，在迈出一定步伐的同时，也在一定程度上构成了对地方试点，特别是综合试点改革的潜在制约。比如，在广州交易中心成立之后，云南的西电东送市场组织就成为一个问题，是云南的电厂作为广东交易中心的卖方，还是广东的用户作为云南电力市场的买方，还是双方市场主体可以自由进出?即便目前有暂时的制度安排，但未来这将是一个绕不开的制度选择问题，而这背后涉及的利益关系可谓复杂。特别是，假如两大交易中心开始向短期交易组织职能转变，那么两级市场的制度衔接将面临极大难题，由于两大交易中心与调度的天然结合(理论上，调度运营与短期市场需要一体化)，地方电力市场的制度创新必将面临抑制，这是植根于9号文的几大潜在冲突之一。
笔者并非否定两大交易中心的积极意义，而是强调，不必以竞争或市场化来拔高其定位。理论上，主导中国电改的驱动力量是“国企红利”和“竞争红利”的权衡，而在可预见的将来，从2002年5号文延续至今的国企红利仍将占据主导地位，因此很难预期市场竞争在短期内能广泛有效地引入。实际上，9号文确定的改革思路是原有体制下的利益再调整，而非引入有效竞争，各项改革举措或明或暗都在遵循这一主线。成立交易中心既非促进电力竞争的充分条件，也非必要条件，但却是顺应现有体制下利益再调整的绝佳方式。
总之，建立电力交易中心并不代表建立了电力市场;进入电力交易中心，也不代表参与了电力竞争。
9号文及相关配套文件使用的诸多概念，都是对竞争性电力市场的偷梁换柱，本质是在以释放“竞争红利”的名义来保持“国企红利”的延续。实际上，释放电力行业“国企红利”有充分的理论和现实依据，大可不必扭曲市场化的概念，这对深化电力体制并无益处，因为这既掩盖了同时实现两种改革红利的正确改革路径，也是在增加当下的改革成本，并会令潜在隐患持续发酵。
(中国社会科学院财经战略研究院能源经济研究中心副主任)
