一次堅定“規則重于實踐”的改革，或許試出了本輪電改的隱形“天花板”。

曹民很焦慮。

作為一家從外省來到浙江的售電公司負責人，廣闊的市場化交易潛力是浙江吸引曹民的最主要原因。但是在浙江2020年電力中長期交易市場在11月份姍姍來遲之后，他又開始懷疑自己當初的選擇。

“原本我的意向簽約電量，一天時間就流失了上億度。”曹民帶著一絲憤慨和不甘對《能源》雜志記者說，“雖然我還不能明確地說這些丟失的用戶最終會選擇什么售電公司。但以我目前了解到的信息，它們大概率最終會落在電網的綜合能源公司或者發電集團的售電公司手中。”

11月9日，浙江省發改委、國家能源局浙江監管辦公室、省能源局聯合印發了《浙江省中長期電力交易暫行規則（2020年修訂版）》（以下簡稱《浙江中長期交易規則2020年版》）。在2020年即將結束的時候，浙江年度中長期電力交易終于要開始了。

但翹首以盼差不多1整年的售電公司卻發現看起來很美的浙江電力市場卻布滿了荊棘。

交易電量縮水、結算規則復雜、來自電網和發電的競爭遠強于外省，這些不利因素讓滿懷期待的售電公司陷入了進退兩難的境地。

混亂的中長期交易只是浙江電改的冰山一角。高調的電力市場設計招標、沉寂的2018年、突然公布的電力現貨市場規則、秘而不宣的3次現貨結算試運行、連續兩年突然襲擊似的年度中長期交易……浙江電改似乎總是在玩心跳，給人一種烏云遮日的感覺。

從2017年9月浙江印發《浙江省電力體制改革綜合試點方案》等文件開始，浙江電改已歷3年之久。

從雄心勃勃地想直接進入全電量現貨市場到如今問題不斷的中長期交易，浙江電改在試錯中不斷前行。

重壓下的獨立售電

與2020年類似，2019年的浙江省電力中長期交易也是一場突然襲擊。

2019年9月25日，浙江省發改委、能源局和能監辦才發布了《浙江省部分行業放開中長期電力交易基本規則（試行）》。2019年度真正進行市場化交易的只有11月和12月兩個月。而且2019年11月18日浙江電力交易中心才對市場主體進行培訓，但售電公司、零售用戶、電網企業三方購售電合同（以下簡稱三方合同）蓋章并上交用戶所在地供電所的截止日期就到11月23日。

“2020年也沒好到哪去。11月9日才發布《浙江中長期交易規則2020年版》，12月6日就是三方合同上交的截止日了。”曹民說到。

如果僅僅是時間上的緊迫，在有了2019年中長期交易經驗的基礎上，售電公司不至于手忙腳亂。但前文所述的客戶流失，正不斷地在獨立售電公司中上演著。

“目前浙江省并沒有明文禁止電網的綜合能源服務公司參與售電市場。”浙江省一家發電企業內部人士告訴《能源》雜志記者，“這對獨立售電公司來說，壓力很大”。

根據國家能源局浙江監管辦公室2019年11月發布的《浙江電力市場監管實施辦法（實行）》（浙監能市場【2019】17號文）的通知，第三十七條規定“電力交易機構未完成股份制改造的、電網企業內設機構承擔電力交易職能的，其電網企業的售電公司暫不參與市場交易。”目前浙江省電力市場的零售側注冊、入市、綁定工作均由電網公司各所屬區縣營業廳承擔。因此售電公司認為，根據該規定，綜合能源公司參與售電在合規方面有待商榷。

從國內其他省份3年多的中長期電力交易市場經驗來看，在不帶有電力負荷曲線的純粹電能量市場中，發電企業擁有著絕對的競爭優勢。一旦電網公司下場參與售電，其優勢與發電企業不相上下，甚至可能形成壟斷。

目前浙江省中長期電力交易并沒有采用其他省份普遍的價差傳導模式，而是輸配電價模式。在2020年的電力中長期交易中，浙江不僅延續了零售側用戶按照“峰平谷”三段進行電費結算，而且在批發側也采取了“峰平谷”三段交易的模式。

中嘉能集團首席交易官張驥告訴《能源》雜志記者：“雖然浙江中長期交易的批發、零售側考慮到了電力的時間價值，但仍然比較粗放。而且發電側容易形成價格聯盟，歧視谷電大比例用戶。獨立售電公司與發電、電網相比，完全沒有競爭力。”

有些提前洽談雙邊電量的售電公司向《能源》雜志記者展示了這樣一條信息：“目前按照集團公司要求，我公司的售電市場價格為尖峰0.8126，高峰0.6336，低谷0.1606。要求：1.谷電比=50%，尖電比≥5%。2.按照不少于0.005元/千瓦時收取履約保函，根據市場風險調整履約保函金額。請收悉！”

浙江省內市場主體介紹說，浙江省今年發電集團為了保持在110kv企業中的絕對競爭優勢，給這部分用戶在批發側按110kv的尖峰谷上網電價（110kv尖峰谷目錄電價-輸配電價-政府基金）統一下降-0.029元/千瓦時。即110kv用戶的合同內批發價為：尖：0.7906；峰：0.6156；谷：0.1516。

而發電一體售電公司目前是批發側按35kv的尖峰谷上網電價（35kv尖峰谷目錄電價-輸配電價-政府基金）統一下降0.024元/千瓦時。即電廠權屬售電公司合同內批發價為：尖：0.8066；峰：0.6276；谷：0.1546。

“我們獨立售電公司目前火電廠批發側報價全部按照按35kv的尖峰谷上網電價（35kv尖峰谷目錄電價-輸配電價-政府基金）統一下降-0.018元/千瓦時。即批發價為：尖：0.8126；峰：0.6336；谷：0.1606。”曹民說，“浙江的尖2小時，峰10小時，谷12小時，假設一個24小時開工企業，那么加權平均電價就是（0.8126×2+0.6336×10+0.1606×12）÷24=9.8884÷24=0.4120元/千瓦時。”

浙江省統調燃煤機組上網電量綜合價為0.41384元/千瓦時，那么獨立售電公司今年的價差就是0.41384-0.4120=0.00184。“零售側電廠實際讓利1.84厘”。

“在零售用戶側用35kv價格為基準，基本是價差傳導模式，發電廠把電廠權屬售電公司和獨立的售電公司價差拉大，保持了發電廠售電公司在35kv絕對的壟斷和控制地位。”曹民無奈地說。

除了正常的價格競爭，獨立售電公司們認為發電企業與電網公司還用了很多“旁門左道”來壓縮獨立售電公司的生存空間。

原本該由電力交易中心收取的履約保函，在2020年的浙江變成了由電廠收取。這一不合規的情況記者從其他獨立售電公司處也得到了印證。

“今年電網沒有收取履約保函。從交易風控的角度，變成了電廠收取。”浙江另一家獨立售電公司負責人趙佳告訴《能源》雜志記者，“這確實不合規，但我們也沒有辦法。”

擺在臺面上的“陽謀”不止于此。由于三方合同需要最終上交給用戶所在地的供電所，理論上電網公司完全有機會了解到有哪些優質用戶有流向獨立售電公司的可能。

“供電所如果發現獨立售電公司要和優質的用戶簽約，隨便給售電公司提交的三方合同找點紕漏，就有時間來說服用戶與綜合能源公司簽約或干脆不進入市場。”一家浙江市場主體說。

為何用戶會如此輕易地在售電公司和電網之間左右橫跳？根源或許還要追溯到2019年的中長期交易。

追溯“禍根”

根據2019年的零售側結算規則，峰谷分時電價按市場用戶交易價格和對應的目錄電價差值同幅增減。

而售電公司與發電企業在批發側的結算，則不分時段，按照一個度電單價結算。售電公司收益=零售市場售電收入（不含輸配電價和基金）— 批發市場購電費用。

“按照我們去年的測算，用戶的谷電比例不能超過52%。如果超過了這個紅線，這個單就要虧損了。”曹民說。

2019年只開放了2個月的中長期電力交易，蛋糕本就不大（售電公司、批發側大用戶與發電企業采用雙邊協商的交易方式，最終共成交26.7億度電量）。再加上浙江開放的四大行業企業里，高耗能企業大多因為目錄電價里谷段電價低，把大量的生產負荷安排在了谷段時間，售電公司想賺錢就不得不挑選客戶。

趙佳告訴記者，2019年的中長期交易里，很多售電公司都拋棄了原本已經簽了意向合同的高比例谷電用戶。“原本大家以為浙江市場也會是其他省份那樣的價差傳導模式，只要簽約客戶就能賺錢。所以從2019年初就開始跑客戶、簽意向。結果零售側的結算規則一出，很多售電公司都違約了。”

在《能源》雜志的走訪中，許多市場主體都認為2019年拋棄高比例谷電用戶的行為，讓用戶在2020年對獨立售電公司產生了極大的不信任感，這是獨立售電公司流失用戶的一個重要因素。

為了盡可能地搶占市場，一些售電公司甚至不惜采用違規的手段來搶用戶。

“有些售電公司口頭給用戶承諾比發電企業還低的電價，但在合同里只注明是部分時段的低價。”一位浙江電力市場參與者告訴《能源》雜志記者，“聽說還有售電公司，明明用戶沒有和它簽約。但售電公司把用戶去年簽字的三方合同蓋章頁撕下來，放在今年的三方合同里。想造成用戶簽約的既成事實，但是被供電所發現了。”

曹民認為，浙江目前開放的市場化交易電量太少是導致售電市場亂象頻出的一個重要原因。2019年11月，浙江省發改委人士曾在公開場合表示浙江省2020年電力交易方案中，電力市場化交易電量最低要占省內發電量的60%以上。按這一比例計算，市場化交易電量至少1800億度。

根據2020年5月7日浙江省發改委正式印發的《2020年浙江省電力直接交易工作方案》，雖然浙江2020年全省安排電力直接交易電量2000億千瓦時，但有1700億度屬于“普通直接交易電量”，也就是發電側直接讓利給用戶的交易模式。留給售電公司的蛋糕只有300億。

“我估計最終的交易量不到300億度。”曹民悲觀地說。

淘汰售電公司

為什么浙江不像其他省份一樣，開放更多的售電市場，把蛋糕做大呢？

“因為浙江電改的首要目標是理順價格體系，塑造真正的市場。”原浙江電力體制改革綜合試點工作領導小組辦公室人士對《能源》雜志記者說。

根據中發〔2015〕9號文，“參與電力市場交易的發電企業上網電價由用戶或售電主體與發電企業通過協商、市場競價等方式自主確定。參與電力市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價（含線損）、政府性基金三部分組成。”

目前被廣泛應用于全國各省（浙江除外）電力中長期交易中的價差傳導模式，并沒有將批發市場與零售市場分離開來。輸配電價模式除了浙江，在全國并沒有落地。

“按照9號文的改革方案，電價應該是由交易價格+輸配電價+政府性基金組成。但價差傳導模式并不能反映9號文的改革精神，其實質只是發電側的單邊降價，然后由售電公司和用戶分享降價紅利。”張驥說，“雖然看起來不再是電網的統購統銷，但電網依然是整個電價環節的不透明黑箱。”

在2019年的中長期交易中，浙江省在全國范圍內率先實現了批發側和零售側完全分離的模式。到了2020年，不僅零售側結算有了“峰平谷”的電力時間價值，批發側也采用了“峰平谷”交易價格。

價差傳導模式下的售電公司，只需要盡可能多地簽約用戶、在發電側簽下更多的價差，就可以獲利，幾乎是穩賺不賠。但是在浙江市場，售電公司要挑選用戶、要有策略地跟發電側談三段價格。

“2019年是售電公司不愿意簽約谷電比例高的用戶。到了2020年，就變成了發電廠不愿意跟售電公司簽約太多的谷段電量。”浙江發電企業的內部人士對《能源》雜志記者說，“但是現在規定每一個電廠都必須簽約至少50%的谷段電量。剩下的就是考驗電廠與售電公司的議價能力與電量分配技巧了。”

浙江售電不好干，這幾乎是省內市場主體的一致觀點。但是從規則制定者和市場設計者的角度來看，這種不好干恰恰是他們所期望看到的。

“從其他省的經驗來看，我們非常擔心會出現這樣一種狀況：價差傳導模式下的售電公司賺錢太容易了。隨著時間的推移，售電公司很有可能會變成了電改中的既得利益者，進而阻撓電改。”一位參與了浙江市場設計的內部人士告訴《能源》雜志記者，“真正的電力市場，或者說現貨市場的風險是巨大的。我們希望逐步淘汰一批根本不具備進入現貨市場能力的售電公司。”

雖然浙江官方對于售電公司的態度非常的理性、客觀、具有更多的前瞻性，甚至看起來“冷酷無情”。但對市場主體應有的保護和預警也并沒有缺席。

2019年11月12日，浙江電力交易中心發布浙江2019年四大行業售電市場的風險提示，提醒各市場主體在與用戶商談、簽署相關售電業務及合同時，一定要認真解讀《浙江部分行業放開電力中長期交易基本規則》的文件精神，不能存在慣性思維，照搬在其他省開展售電業務的相關經驗和做法，審慎決策商業行為。這就是希望售電公司避免以低價圈定用戶，最終因為簽約太多高比例谷電用戶，從而陷入虧損或是違約的兩難境地。

浙江省已經完成現貨結算試運行，沒有用戶參與，某種意義上也是對售電公司的保護。雖然被外界詬病為“沒有用戶不是真的現貨結算試運行”，但從《能源》雜志獲取的信息來看，浙江希望通過3次現貨試運行解決其他現貨試點省份截至目前暴露出的最大問題——不平衡資金。

各方滿意的不平衡資金解決方案

2019年5月30日，浙江電力現貨市場啟動了一次模擬試運行。對于這次模擬試運行的具體內容和數據，我們能夠獲得的公開信息并不多。但《能源》雜志記者從浙江省能源集團有限公司（以下簡稱浙能）內部人士處獲悉，浙江省電力現貨市場第一次模擬試運行是有用戶參與的，但產生了大量的不平衡資金。“最高峰的時候，不平衡資金池總量達到了1.58億元。”

與廣東、山東等省一樣，浙江電力現貨市場的不平衡資金根源也是高價機組和低價用戶之間的不平衡。“電網給非市場化用戶賣電，整個試運行期間會有一個按照所有類型的非市場化用戶的單價、電量計算出來的加權平均綜合銷售電價。這個價格減去輸配電價和政府性基金，就是電網的銷售收入。而現貨市場所產生的電價就是電網購電成本。兩個數字相減，就可以得出不平衡資金。”一位參與了浙江電力市場現貨試結算的發電企業人士告訴《能源》雜志記者，“但問題是，浙江第一次現貨試運行的時候，非市場化用戶的綜合銷售電價是電網單方面提供的。只有一個價格，沒有計算的具體過程。發電企業認為電網給出的非市場化用戶電價偏高，導致不平衡資金太高。”

除此之外，浙江發電市場的電源種類比山東省更多，存在電源側交叉補貼的問題。以上述方式計算不平衡資金，因為賬目不清，所以導致各方意見都比較大，難以持續。所以在后兩次現貨試運行中，浙江省修改了不平衡資金的計算方式。

新的不平衡資金計算方法是在試運行一個月之后，得出了所有非市場化用戶的電量總數。再用發電企業在非市場化條件下的上網電價減去現貨市場產生的價格，得出不平衡資金，再進行資金返還。

“這種方式目前看起來賬目清晰，浙江省內的電網、發電等各方爭議比較小，是具有可行性的。”上述內部人說，“而且這種方法不僅在用戶沒有參與現貨試運行的時候執行，用戶即便參與到未來的現貨結算試運行中，非市場化用戶電量部分依然可以按這種方式執行。”

作為目前中國電力市場化改革中最大的“攔路虎”，不平衡資金自然不會這么容易的就被徹底解決。只能說，在浙江特定的條件下，各方利益達到了微妙的平衡。

“說到底，這種發電側零和抹平不平衡資金的方式是沒有辦法永遠持續下去的。只要存在計劃用戶和市場用戶、計劃機組與市場機組的區別，不平衡資金就永遠存在。”上述浙能內部人士說。

此外，這里還存在一個不容忽視的關鍵信息：浙江已經進行的3次現貨試運行，都沒有外來電的參與。這可能會是浙江未來電力現貨試運行的最大不確定因素。

浙江省全年用電量接近5000億度，其中約三分之一是外來電。在夏季用電高峰期，浙江電網的外電負荷最高可達50%！如此龐大的發電電源，是浙江電力現貨市場中不容忽視的力量。

但就是這股不容忽視的力量，恰恰成為了映射浙江電改艱難試錯的一面鏡子。

艱難的市場規則設計

浙江省的電改最早起源與1998年的國家經貿委《關于深化電力工業體制改革有關問題的意見》，其中提到了推進廠網分開，選擇上海、浙江、山東和遼寧、吉林、黑龍江六省（直轄市）進行廠網分開、競價上網的試點。浙江省花費了2000萬元的咨詢費，采用了澳大利亞的電力市場建設基本架構。

“浙江電改甚至早于2002年的第一輪電改。2000年1月1日開始，浙江省就正式啟動了發電側電力市場。”曾經參與了浙江省上一輪電力市場建設的浙江省內人士告訴《能源》雜志記者，“2002年電改5號文發布之后，浙江省還派出考察組到澳大利亞考察電力市場建設。”

雖然當時已經提出了“廠網分開”的概念，也對浙江省內的發電企業進行了改制、獨立經營管理。但是中央資金依然是浙江省內發電企業的主要出資方。“所以對于電網來說，發電側競價上網無非是錢從左邊口袋到了右邊口袋，沒有大的影響。”上述內部人士說，“但隨著國家電力公司的拆分和浙江電力短缺的加重，21世紀初的發電側電力市場也就沒有持續下去。”

2015年中發9號文之后，浙江成為首批電力現貨市場建設試點省份。2017年浙江省印發《浙江省電力體制改革綜合試點方案》和《浙江電力市場建設方案》等配套文件。與此同時，省政府成立了浙江省電力體制改革綜合試點工作領導小組，常務副省長馮飛（現任海南省代理省長）任組長，統籌領導全省電力體制改革工作。

領導小組辦公室設在浙江省能源局，承擔領導小組日常工作和改革推進中的組織、協調、監督和指導工作，負責浙江電力市場設計建設的組織實施。這個由政府、電網公司、發電企業相關專業人員組成的電改辦，就成為了浙江電改的直接執行機構。

浙江電改辦第一次站在輿論舞臺的中央，就是4000萬高調招標浙江電力市場設計與規劃編制咨詢服務。據原電改辦人士透露，招標吸引了全球幾乎所有的頂尖專業電力咨詢公司。“一開始有15家國內外聯合機構投標。最后經過招標專家組的評議，PJM與中國電科院聯合體、P?yry與貝勵聯合體、澳大利亞與電規總院聯合體，三家進入了最后的角逐。”

最終的結果大家已經知道，PJM與中國電科院聯合中標浙江電力市場設計與規劃。

就在外界看來浙江電改一片如火如荼的時候，主導市場設計的政府與電網之間的矛盾已經開始逐漸浮出水面。

雙方矛盾集中在兩點：1，外來電是否參與市場；2，交易與調度之間的關系。

首先是外來電。根據《浙江省電力體制改革綜合試點方案》，外來電要與省內電源市場共享、風險共擔，也就是享有平等的市場地位。

“外電電源方的三峽、中核，都沒有意見。只要浙江市場規則給出方法，他們照辦就可以了。”接近浙江電改的高層人士說，“但是電網始終不同意外來電按照市場規則的設計參與市場。”

另一大矛盾點是交易與調度的關系。在浙江的電改方案中，有關調度的內容被放在了市場交易機構功能中，規定“合理界定市場交易與電力調度的關系，確保交易和調度有效銜接。”

但電網公司認為應該由調度機構來運營市場，而非電力交易中心。據《能源》雜志了解，按照浙江電改辦最初設計，最佳方案應該是成立獨立于電網之外的調度交易中心，同時負責電力市場和電力系統的運行。

考慮到除了交易結果外，調度確實要考慮其他部分技術細節，電改辦首先做出了退讓。“我們提出交易的部分歸交易中心負責，其他調度的部分歸電網調度負責。”

在政府的積極游說之下，國網浙江省電力公司在外來電上也逐漸松口。就在電改辦認為已經看到了浙江電改曙光的時候，2018年情況卻急轉直下。

“差不多2018年4、5月的時候，電改辦召集各市場主體的會議，就已經開不下去了。”原電改辦工作人員說，“不管我們提什么解決方案，電網公司都反對。偶爾一兩次達成一致，可能下一次會議的時候，之前的共識又要被推翻。到后來基本都是大家各說各話，毫無進展。”

回憶起當時的情景，與會的電改辦人員判斷這與國網浙江省電力公司董事長肖世杰的一次北京總部之行有關。“外電的調度全力在國網總部，調度又是電網的核心權力。肖世杰很可能是遭遇到了來自總部的壓力，才改變了對浙江市場建設方案的態度。”

電網的不配合直接讓浙江電改陷入停滯，甚至在規則制定階段就卡住。為了全力爭取電網公司的支持，電改辦提出了多個外來電進入市場的解決方案，包括有：1，外來電部分參與市場；2，電網公司提前告知外來電負荷曲線；3，外來電作為純粹的價格接受者……這些解決方案也都沒有得到電網公司的積極回應。

此外，電改辦內部執行了信息封鎖，全力避免外部干擾。從輿論的角度看，2018年浙江電改陷入了全面的沉寂，沒有任何對外的聲音。而實際上，平靜的表象下，各方暗流涌動、角力不止。

最成功的“失敗”

電改辦竭力促成改革推進的同時，電網公司也在積極公關活動。

一位接近浙江省政府高層的人士告訴《能源》雜志記者，浙江電改爭論關鍵時期，時任國家電網公司董事長的舒印彪曾于2018年上半年到訪浙江，拜會時任浙江省省長的袁家軍（現任浙江省委書記），此行之后，國家電網公司宣布支持白鶴灘水電站外送線路的新增浙江落點。

白鶴灘水電站是世界在建最大水電工程，裝機容量1600萬千瓦。一直到2018年，白鶴灘外送目的地依然沒有最終確認。對于缺電的浙江來說，白鶴灘絕對稱得上是誘人的大蛋糕。

根據國家能源局2018年9月印發的《關于加快推進一批輸變電重點工程規劃建設工作的通知》（以下簡稱《通知》），為滿足白鶴灘水電站電力外送需要，規劃兩條±800千伏、輸電能力800萬千瓦的特高壓直流輸電線路，一條落點江蘇蘇錫地區，一條落點浙江。

“雖然收下了白鶴灘外送電，但省長對于浙江電力市場改革關鍵問題也沒有明確表態。”上述接近高層的人士說，“分管省長只是在內部相關協調會議上說，電力改革要確保要安全、經濟、綠色。電改中遭遇的問題，要積極協調，爭取達成共識。”

省領導的保護與支持，堅定了浙江電改“規則重于實踐”的原則。在浙江電改領導小組和電改辦的眼中，制定出公平、公正、公開，并且符合浙江實際的完善市場規則，比匆忙推出規則進行嘗試再后期修訂規則更加重要。

“外來電公平透明參與市場和結算是我們最后確定的底線，無論如何也不能讓步。”電改辦內部人士說，“這一點是保證整個浙江電力市場公平、公正的底線。一旦我們在這個問題上退讓，就等于在浙江電力市場背后開了一個后門，建成后的浙江電力市場將處于可被利益相關方隨時進行人為操控局面，市場營運結果就不具備可預期性，也無法通過市場運行情況判斷市場本身是否存在問題。這樣一個連最基本的一個公平公開競爭環境都不能得到保證的市場，既不可能長期平穩有序運行的，也無法真正發揮市場對電力資源的有效配置作用，更不可能促進行業生產與投資效率的提升，科學引導行業健康發展，最終給社會經濟發展和百姓生活帶來應有的福利，這也就偏離了國家推進此輪電力體制改革的根本目標，這樣的市場建成了也不能稱之為真正的市場，繼續推進的意義也就不大了。”

但以當下的視角來看，浙江電改或者說浙江電力市場建設離失敗更近、離成功更遠。2019年4月，浙江發改委、能源局組織了第八期浙江電力市場設計建設培訓研討會，并發布了《浙江電力市場詳細設計》，隨后7月又出臺的《浙江電力市場運營規則（征求意見稿）》，這基本意味著相對完整的浙江電力市場設計方案和運營規則已經出臺。

這兩版的市場設計和運營規則總體上堅持了浙江電改人對改革最后的執著，在萬般無奈妥協的背后有一個堅定維護市場公開、公平的背影，也可能是留給后來者最珍貴的“遺產”。

但無論是2019年、2020年的電力中長期交易，還是3次現貨試運行，都與這個市場規則描繪的市場相去甚遠。

如今，電改辦已經撤銷，從各個公司抽調的人員也已經返回各自公司。電改尚未結束，但電改辦已經走到了暫時的終點。“應該說電改辦制定完市場規則，已經完成了階段性的任務，其意義更多的是，用三年多時間，在浙江大地上撒下了一片星星之火，告訴人們真正的電力市場應該是怎么一個模樣，培養了一批真正了解電力市場建設的人材，以待未來星星之火能燎原。”上述原電改辦工作人員說。

而曾經參與了浙江電改的政府內部人士更愿意把這3年形容為“浙江為全國電改的一次試錯嘗試”。

“在9號文的框架下，浙江已經做到了省一級政府所能做到的最大限度嘗試和努力。從這個角度來說，哪怕失敗了，只是某種程度上試圖證明現有框架體制下，要建設真正的電力市場尚缺乏一些必備的基礎條件，是一次成功的失敗。現在電改想要更進上一層樓，建立符合現代科學意義的電力市場，必須要有為更明確的改革頂層設計和國家決斷。”

（文中曹民、趙佳皆為化名）