贊同和爭議裹挾在改革實踐中。電力市場化改革派正在與資源省政府達成共識，體制改革訴求與地方GDP增長意愿碰面，一拍即合。

近期，能源局局長吳新雄與廣東省長朱小丹、江西省委書記強衛等地方大員會面時，雙方均推崇大用戶直購電試點。從地方政府的行動看，山西、廣東均制定大用戶直供電方案，山東第一家直購電簽訂合作框架協議。

所謂大用戶直購電是通過開放用戶和發電企業選擇權，放開上網電價，通過供需直接見面的方式實現電能的交易，達到雙贏或多贏的局面。

對于地方政府和中央政府而言，經濟增速放緩是最不愿看到的場面。地方政府的發展沖動更無法容忍轄區內工業經濟慘淡凋敝，依靠財政補貼變相降低電價是地方一貫的舉措。當然，如果名正言順地依靠電價機制幫扶本地企業，更是求之不得的。

顯然，大用戶直購電帶來了機會。地方政府是改革的堅定支持者，他們或許更看重直購電能夠降低多少電價，拉動地方高耗能產業發展，為招商引資提供籌碼，以保證地方就業、稅收，還有人人追捧的GDP。

從政策層面看，國家能源局是改革探索的主導者。在能源局重組之前，原電監會早就對這些工作的前前后后、方方面面做了極盡細致的研究。能源局重組落定后，改革的方向和路徑也沒有改變。至少目前能源局官員的表態，明確傳達這一信息。

在國務院下放和取消行政審批的名錄中，取消能源局審批大用戶試點權力，是為改革松綁。話說到這里，并不意味著大用戶直購電達成自上而下的共識。

大用戶直購電是不是在為高耗能產業變相提供低電價？市場準入條件、計量與結算、組織實施、監管技術應該如何設計？大用戶直購電改變電力交易格局，電廠、電網由此帶來的利益損失如何補償？中央改革訴求如何與地方經濟發展意愿協調？直購電價格如何突破價格管制？

這些疑問是有根源的。金融危機后，2009年發改委、工信部、能源局、電監會連續發文鼓勵直購電試點。但與政策設計的初衷相悖，地方多為鋼鐵、電解鋁、多晶硅、煤化工等項目提供優惠電價，給節能減排帶來較大的壓力。

由于“不利于節能減排”，大用戶直購電試點獲批的數量和電量交易的規模始終有限。在這里，我們認為“拉郎配式”以降價為目的的直購電不是市場化改革，應嚴厲杜絕。但應避免為維護審批利益，用計劃手段扭曲市場化改革。

大用戶直購電參與主體之間需建立利益和風險共擔機制，針對余缺電量調劑制定明確的規則。如，用電企業實際用電量、發電企業實際發電量與直接交易的合同電量發生偏差時，余缺電量可向電網企業買賣，購電價格可按目錄電價的110%執行，售電價格按政府核定上網電價的90%執行，最大限度減少用戶和電廠損失。

從既往經驗看，大用戶直購電多在電力供大于求、經濟發展趨緩的環境下開展，參與交易的大用戶往往可以獲得低價能源。能漲能落是市場調節的特性，大用戶在電力交易中應承擔市場波動，在用電緊張時，電價相應上升。

大用戶直購電帶來低電價，電價的降低應該來自于發電企業之間的競爭，及電網企業輸配電成本的降低，而非單方面擠壓某一個環節的收益，導致原有的經濟利益格局發生變化。這需要完善多頭磋商的電價形成機制，建立電網輸配電價機制，分電壓等級來確定大用戶的輸配電價水平。

電廠與直購電用戶簽訂購售合同，將降低電網對于電力交易的調節能力。如果直購電在電網中所占比重過大，將對電網安全穩定運行留下隱患。有必要根據電網調度能力，對交易總量設置上限。另外，在電網緊急情況下，發電和用電端要參與調峰和錯峰、避峰用電，確保電網電力電量的動態平衡。

在試點過程中，大用戶直購電量往往在電廠分配電量之外，實際上是游離在電力市場交易之外。接下來需要將大用戶直購電納入到完整電力市場體系之中，與區域電力市場建設同步。

最后不得不說的是，大用戶直購電的本意是突破價格管制，供需決定價格。但目前的體制下，發電與用戶之間形成的價格仍需要審批通過，與市場定價的本意并不相符。接下來，最為需要的是在發改委、能源局、工信部等多部門之間形成改革共識，并強化監管。