自2015年新一轮电改启动以来，我国电力市场体系建设取得显著进展。但同时，部分地区电力市场存在利益主体抱团、部分市场主体公平竞争意识淡薄、售电侧无序竞争的现状，引发业内对市场不当竞争、“新垄断”的担忧。

这一担忧不是空穴来风，而是大有道理。首先，发电企业抱团形成“价格联盟”。如2020年，五大发电集团在西北五省形成“一家央企一个省区”的格局，此举虽然被业内认为是应对煤电企业普遍生产经营困难的举措，但却可能诞生煤电“巨无霸”，导致电力中长期市场无法实现竞争，电力现货交易市场进展受阻。其次，市场主体公平竞争意识淡薄。按道理，电力市场竞争中，客户应自愿选择供电对象，但有一些电网企业，不遵循公平竞争原则，采取阻挡等非市场手段，导致客户无法及时用电。再次，售电企业截留改革红利。近年来，大量售电公司进入电力市场，部分售电平台企业实为“皮包公司”，利用电力市场规则与监管不完善、市场供求信息不对称等漏洞，靠“钻空子”截留改革红利。

这些迹象表明，尽管我国电力市场在引入社会资本和电力企业产权多元化方面已迈出重要一步，但从现货市场试点省以及全国电力市场发展的情况看，当前仍处于发展初期，步入“深水区”的电改短板也逐渐暴露出来。不仅发电企业、电网企业、用户、社会投资者利益诉求各有不同，存在矛盾，而且市场主体利益博弈加剧，矛盾凸显，市场有序竞争和开放程度与部分市场主体的期待还存在落差，由此引发业内对市场不当竞争、“新垄断”的担忧在所难免，亟待加快改革，切实厘清电力市场中计划与市场各自的定位，在建设模式、实施路径上进一步优化完善，多措并举激励现货市场主体参与意愿，在防范电力市场“新垄断”的同时，推动电力市场改革迈向“深水区”，助力我国如期实现碳达峰和碳中和目标。

一是坚持电力市场发售侧的市场导向。电力市场建设“管住中间、放开两头”的体制要求在发电和售电两端引入更多市场竞争。应加大煤炭价格调控力度，适度放开进口煤采购，完善清洁能源消纳、辅助服务等相关配套机制，营造有序公平的市场环境。

二是推动省间、省内电力市场衔接，让能源资源在更大范围内进行配置和流动。中国能源资源与负荷分布不均衡的国情以及发展可再生能源的要求，客观上决定了全国统一电力市场体系应以省间、省内市场“两级运作”起步。若能够在国家层面推进省间市场的建立和运营，将减少省内市场主体的博弈与担忧，减少改革阻力。

三是进一步理顺价格形成机制。价格是反映电力市场运行状态、评价市场竞争效率和市场成熟程度的核心指标，应充分发挥中长期交易“压舱石”的作用，通过现货市场进行灵活调整，合理确定市场限价，加强市场监测和监管，强化市场信用体系建设和信息披露。

四是按照市场提升效率、政府解决公平的原则，改革现有的优先发购电政策，做到既简化了市场，降低了市场组织的复杂度，同时变事先定价定量的“暗补”为基于市场价格、公开透明、动态的“明补”。

总之，防范电力市场“新垄断”还得靠改革，引入竞争、打破壁垒，更是对以往电力市场结构的彻底变革和必然要求。相关各方需树立大局意识，在看到改革带来积极变化的同时，以更大的魄力和胆识，各个击破，加速解决存在的问题，以实际行动回应市场关切。