从转一篇旧的市场化电量数据开始：
“2019年1-12月，全国全社会用电量累计72255.4亿千瓦时，同比增长4.5%。
2019年1-12月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为21771.4亿千瓦时，占全社会用电量比重为30.1%。其中，省内电力直接交易电量合计为20286.2亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为1485.2亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的93.2%和6.8%。
（来源：微信公众号“电之视角”ID:ab238476 作者：电之视角）
分区域来看，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为16170.8亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为28.3%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为4157.2亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为33.8%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为1443.4亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为49.8%。”
单纯从电量占社会总电量比例看，中国市场化电量的比例已经比较高了。即使根据国家的改革目标，最终全面放开经营性发用电计划的要求，按第二产业和第三产业的用电比例约占社会总用电量的70%左右估算，考虑较大用户有自备机组，和微型用户优惠幅度小，没有进入市场的动力，基本上可市场化的电量，已经不多了。中国的电力市场化工作，已经取得巨大的成绩。
在看到成绩的同时，也要看到电力市场化的隐忧。
一是中长期交易开展较迅速，但却是一个不带曲线的交易。不带曲线的交易，其实称不上电力交易，而仅是电量交易。没有曲线的电量交易，并不能起到降低电力设备投资和降低电量的运行成本的作用，只能算是一种单边的降价市场。虽然一定程度上降低了工商企业的运行成本，但如果不能降低设备投资和电量的运行成本，这个降价就是有限而且难以持续。近两年来，在一些市场力较大的省级市场中，价差逐年减少，价差已经不足一分，让价已按照“厘”计价，已经预示着单纯的中长期交易，已经无法担起降低社会用电成本的重任了。
二是市场化的电价形成机制，没有建立。纵观电力改革完成的国家，象中国这样开展了中长期交易五年后，电力现货交易不能得到良好运行，这种情况，绝无仅有。八个现货试点地区的现货价格，均出现了极其不理性的低价。与电力市场相配套的避险工具：电力金额市场，还遥遥无期。如果仍然用计划模式下的电价形成机制，来管理电力市场化的运行，自然会出现种种不适应。没有电力现货价格信号，中长期交易的标的物，成了市场化下本应该退出历史舞台的上网基准电价。有点明朝的法律，还要管清朝的事情的感觉。
三是市场化的企业机制，改造滞后。市场化机制，需要市场化运行的成员参与。目前各个省级电力市场，发电侧的参与者，主要是以五大集团和省投为代表的国有资本；售电侧的参与者，幕后老板也是国资多，民资少。国有企业的运行，象政府多于象企业。国有企业严谨而繁琐的决策流程，一定程度降低了运行的风险，但也降低了决策效率。并不适宜电力市场化后的运行管理模式，必须建立适应电力市场运行的企业管理体制。中国的电力市场化工作，其实并非单纯的价格机制改革，也包括运行体制的改革。
如果国企混改的政策不能与电改的政策相配套实施，则二次电改中止，电力市场化再次进入漫长的等待期，将是大概率事件。反对发电企业股权和运行模式转变的主要原因，来源于对国有资产流失的担忧。国企是社会主义制度的重要保障，这个论断没有错，但是如果靠推迟市场化进程，来保护国有企业部分落后产能活下去，其实只是掩盖了问题，并不能解决问题。被保护下来的落后产能，也并不能成为社会主义制度的重要保障，只能是累赘。当然，上述论断也可能就是错的，或许，西北五省一个发电集团包一个省的行政手段解决产能过剩问题的试验，能比市场化改革，结出更大的果实。
综上所述，不能完成企业的体制调整，不能形成新的价格机制、也不能降低运行成本的电改，即使有再多的电量参与名义上的市场交易，也没有多少，实际的意义。
