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改革方案力度不够、风险不小
如果改革不触及输配分离，那么不仅成本依然难以厘清，电价也有上涨风险，更无力为电力市场长期困境解套，改革也就有中道夭折的风险。
有非正式的消息表明，我国的电力改革草案将以“放开两头，监管中间”为基本的模式，并且政府不再制定发电计划。这一不算完整的信息如果属实，那将意味着我国的电力改革基本延续“增量”改革的思路。但是，不幸的是，在当前的环境下，这一改革方案的力度是远远不够的，并且没有体现改革的重点――输配环节，还蕴藏着不小的电价上涨风险。本文将就此进行一些初步的探讨。
关于我国改革的几个特点与逻辑
改革无疑涉及利益调整，任何的改革都有赢家与输家，但是利益调整、零和游戏显然不是电力改革的全部，否则改革就应该叫做“你死我活的斗争”了。我国的改革，还有（或者需要有）以下几个特点：
我国改革的起点已经不低。纵观过去 20 年的电力改革历史，发达国家的主要动力在于经济效率、竞争与自由选择，最近还可能需要加上智能电网与可再生能源发展。而东欧转型国家、南美国家更多地通过电力改革，出售国有资产与私有化，解决外债与财政问题，并开放市场，从而具备加入一些国家集团（比如欧盟、经合组织）的资格。我国的改革没有其他发展中国家的问题（比如总体投资不足、国家财政吃紧等。当然，值得指出的是，笔者认为，这是上一轮改革与我国的整体经济与行政管理体制的红
利，而不是其他因素，特别不是垄断因素的贡献），也不会进行“休克疗法”式的改革，其目标将与发达国家的目标接近。这是一个很高的起点。
改革是“做大蛋糕”的效率改革。效率损失突出地存在于不合理的行政管制电价体系当中，特别是远距离输电的定价体系。在当前体系当中，四川水电大发的情况下，本地甚至出现过用电紧张，却要长距离、耗费高成本运到千里之外，这在市场化的电价体系内是无法想象的。更有甚者，“外送电价不高于本地上网电价”居然成为外送电的原则，这是显著的“缩小蛋糕”造成效率损失的做法。在起作用的电力市场条件下，本地的用户由于可以节约输电成本，无疑相比远端用户的竞争力更强，电力只有充分满足本地需要的基础上，才有外送的动力。
事实上，唯有“做大蛋糕”，即使出现“输家”，系统才有新的额外的剩余去补偿输家。这应该是我国改革的动力之一。
改革是能力建设。改革是复杂的、细节导向的。无论是趸售、零售电力市场设计，交易、调度与输电体系的分割与协作，从管制体系到放松管制体系的过渡，市场化主体产权、核算的变更，监管体系的设计与方式等，都需要从理论指导到具体实施的能力与领导力。
美国麻省理工学院资深电力管制与产业组织教授乔斯科（Joskow）在回顾世界各国改革 20 年的文章中写道“我们必须认识到，一个良好运转的竞争性电力趸售与零售市场的建立，无论在技术上还是政治上，都是极具挑战的”，说的就是这一点。
具体到我国，之前有东北、华东电力改革试点及其停止的解读，现有碳交易市场建设的摸索，其中能源建设内容涉及方方面面，有些至今仍在
寻找解决方案，需要各方面的专业人员的参与与贡献。
改革必须降低电价。理论上，促进竞争的改革可以做到电力价格的明显下降，取得改革的红利，这也为智利、英国等国的改革所证明。但是操作不好，也可能完全是另外一个景象，比如俄罗斯。这是对改革顺序的非常高的要求。
要评估改革的影响，有必要假设如果没有改革，电力系统与行业会如何发展，电价将如何变化。但是如此的“反事实（counter-factual）”的基准线在现实中是观测不到的。判断改革引发的电价变化，首先需要把那些非改革因素的变化，比如燃料价格、补贴变化、电价结构变化固定住。将现实中电价的涨跌全部归于“改革”单一因素，是一个简单的逻辑错误。
如果现有的体系完全不动（如同一些学者建议的那样），那么增加售电主体必然意味着增加交易成本，价格不动（不涨）是很难的。如果行政硬要限价，那反而跟改革的目的背道而驰，又退回到了改革之前的状态。
电力改革，如果操作过程中，由于改革的确造成了“电价”的上涨，那笔者悲观地认为，改革注定要失败。因为“改革就是涨价”的刻舟求剑、缺乏逻辑的说法在民众意识中根深蒂固，也为反改革者提供了口实。所以，改革要有吸引力，必须不能引发电价的上涨。
改革需要足够的政治意愿。我国的电力改革，起点不低，未来的改革还充满不确定性，需要很高的能力，还不能引发电价的上涨。这颇有点“费力不讨好”的意思。事实上，在我国，特别是电力行业从业者当中，“保证安全，不出事”是基本的电力运行目标，笔者对此非常赞同。
但是将“保证安全”作为电力改革的目标，甚至将“改革”与安全对
立起来，貌似政治正确，实则缺乏有效信息含量与必要论证。的确，电力改革如果造成了安全问题，那是得不偿失的，但是这只是个约束。电力改革也并不会必然损害安全。将保证安全定位为目标，那的确不需要什么改革了，甚至还可以退回到计划大一统时期（拉闸限电基本可以解决所有问题）。作为世界第一大经济体（基于购买力评价基础）的我国，应该有更高的追求。
但是无疑，现实可能出现的各种问题（比如改革力度不够、改革衍生与配套措施不足、利益集团误导、能力不足等）会给决策者巨大的压力。阿根廷、东欧部分国家的电力改革暴露出很多电力供应可靠性问题，俄罗斯目前已经基本退回到改革之前的状态，美国的部分州也走了回头路（事实判断，不涉及“好”还是“坏”的价值判断）。
上述提及的乔斯科教授在提示改革的挑战之后接着说，这些问题的存在，并不意味着构建电力趸售、零售市场以及电力放松管制、重组改革的建议是错误的。只有经过改革，一些重要的效率、监管、运行的问题才能得以透明化，以便政府监管者与民众更好的理解，并寻找相应的对策与解决方案（理论上都已经存在）。根本的问题是，政府能否在互斥性的方案中做出合理选择，并有抵制利益集团压力的足够的政治意愿，实施改革。
我国输配领域存在较多的“剩余”
为何说我国的输配环节应该是改革的重点，这根源于这部分效率的提升空间最大。这可以从中美电价的结构比较的实证看出来。
中美两个大国内部的价格差异都比较大，美国的电价随着燃料价格、需求变化的波动非常剧烈。但是总体上，美国与中国的批发电价是非常接
近的，大致都在 0.3-0.5 元/kWh 之间（东部高、西部低），而在某些时段，美国的价格可能下降到更低的水平。
但是在零售端，双方的电价水平拉开了巨大的差异。美国的工业电价2013-2014 年维持在 6-7 美分/kWh 左右的水平，与批发电价的差异非常小。这表明了其电价结构中，输配成本、各项税费都非常少。这也比较符合电力的成本变化，工业大用户电压等级高，用电量大，所需的传输成本有限。输配成本主要发生在配网侧的居民与商业用户，其高价格也反映了这一点，电价水平比工业用户高出接近一倍。
而我国的工商业电价基本在 0.6-1 元的水平，相比美国，其价格水平高出 55%-70%，甚至更多。这源于更高的税负水平（17%的增值税），各种附加（基金）、交叉补贴以及输配加价。从用电结构而言，美国的居民商业用户用电量占到了总用电量的 75%，工业用电只占 25%左右。而我国正好反过来，工业用电占 75%，而居民商业各占 10%与 15%左右的份额。
我国工商业终端电价比批发价高出了如此之多，笔者尝试对高的因素进行分解。考虑到工商业对居民农业的交叉补贴（用占总量 85%的电力去补 15%的电量部分，也就是工业提高 1 分钱，就可以给居民提供 5.5 分的补贴），这部分大概可以解释 20-25%的电价差异，加上 17%的税收，以及5%左右的各种附加，总体上可以解释大致 45%-50%的电力加价。
但是，仍旧有归属于输配环节的 10%-25%的差异是无法解释的。笔者无意将这部分全部归结于输配租金（经济利润）方面的差距。一方面，中国的输配成本有一些增加的因素，比如人口布局更加分化，电力供应的成本较高；电网年代新，投资成本更大。但是同时，也有很多因素中国是应
该低于美国的，比如输电设施计划经济时期多为财政直接投资，不属于商业项目，而电网年代新，其输电损失成本也可以更小，国产化制造与人工等成本也比美国低很多。
如果以“降本增效”作为价值标准，那么以上实证判断的含义就是：垄断下的“输配”环节应是改革的重点。当然，以上仅是估算，在目前可得的数据条件下，也只能这么做。这也从一个侧面反映了中国的电力改革，特别是输配端的改革是多么有必要。输配环节内部与售电环节之间所有权或者核算的分割，是成本透明性的必要前提，它可以帮助解释为什么中国的输配成本是如此之水平，以及未来可以通过何种途径提高效率，降低成本。
但是，从目前的非正式消息来看，输配环节的改革，即使是最小方式的财务核算分开，都没有体现在电力改革方案中。这样的话，所谓的“监管中间”如何监管，跟现在有何区别就是一个大大的问号。
省为实体的电网改革仍具有可行性
拆分为省对改革能力的要求可控。这一点应该是显而易见的。相对于输配分开，输电、交易、调度等体系物理或者核算分割与彼此协作，拆分为省网，将原有职能基本固定，逐渐网运分开，明确输配电成本，积累经验以及进一步的改革，是相对容易操作的。即使出现了一些问题，问题的范围也能控制在省级范围之内，也可以先做一些特别的试点，改革的顺序相对灵活。
省网独立不会造成资源优化配置壁垒。理论上，资源优化配置的动力来自于地区间的成本特性差异，这与企业是否大统一没有关系。上世纪的
最后几年，中国整体经济形势低迷，能源与电力消费甚至出现负增长，这种情况下，二滩站与三峡水电的电力消化成了大问题，发电能力闲置严重，大一统并不能充分保证资源优化配置。目前，国网与南网间的电力交换的存在，也说明大一统对保证资源优化配置并不必要。关键是交易或者贸易的动力是否存在，大一统的电网模式，既不充分，也不必要。
更进一步，由于电力传输高损耗的特点，过长距离的输电（比如超过1500 公里）在多数情况下都不会是资源优化配置的方向。过去发生的水电消纳困难，到底是行政不当干预资源优化配置问题（不买便宜的，只买本地子公司的），还是长距离输电缺乏经济吸引力，并不显然。其原因是复杂的，一些先入为主的看法（比如省为实体限制了清洁能源消纳，所以就扩大实体的地理覆盖范围。演化到现在，西电东送朝向了另一个极端方向，成为了政治任务），更多的是基于那个时期的产业环境而来，可能对目前的改革并没有确切的含义。这需要细致的实证分析。
事实上，这一点在 2005 年初，《电网建设》刊发吴敬儒先生的《我国特高压交流输电发展前景》一文就提及了这种输电的动态变化。其称“国内外的实践表明，大型水电站在建设初期主要向远处负荷中心地区供电，随着附近及输电线路经过的中间地区的用电增加，远距离送电量日益减少，向附近及中间地区的供电量逐渐增加”。这种动态变化意味着，交流输电方式（可以有中间落点），基于远端市场的需求来论证特高压的必要性是站不住脚的，因为经济的发展会使得远距离落地越来越缺乏竞争力。而直流属于点对点的能源输送，高投资与高损耗（相比其他交通方式，比如输煤与输气）是其基本的技术特点。在超导技术没有重大突破的背景下，
其长距离输送电力的损耗与投资形成的成本，竞争力无法与本地发展电源可比将是最可能的情况。即使时间次序上，先有长距离输电，那么其形成的电价水平也将刺激本地低成本机组的建设，从而在竞争格局中无法获得市场份额。
“无电可输”，似乎是长距离输电长期动态发展的宿命。如果以政府行政命令的方式强制外送远端目标，那意味着整体的效率损失。这种损失，必然体现在发电、输电或者用电的一方或者几方的收益上（从我国水电的外送看，人为压低水电价格，并时有限制本地竞争性使用，主要是在挤压发电方与本地用电用户）。
省网有利于有效监管。拆分为省级电网，的确在省内，其仍旧是垄断经营的，直接的竞争短期不会有。但是同业对标形成的间接竞争是存在的，并且随着大用户直购电、输电网络无差别开放的推行，省级公司的市场力量与游说能力会有效削弱。理清电网输配电的成本是核定输配电价，构建“多买多卖”电力市场的前提。从这一意义上来讲，为了规避垄断“俘获”与信息不对称问题，“拆分电网”是理清电网成本的现实可行路径。这将为有效的监管提供前提。
“四放开、一独立”如果实现，似乎也没有必要从业务职能角度维持一个垂直一体化的电网公司（电力交易必然是分散的），其职能完全分散到省，以及跨区跨省联络线专门公司。
省网独立符合电网发展趋势，不影响规划的效果。电力系统灵活性与智能化要求进一步迫切、电力传输特点限制的背景下，尽量减少电力输送规模， 保持本地化消纳是电网的发展趋势。如果我国的电网能够实现省为资产实体，那么基本意味着全世界的趋同趋势。美国的电网公司平均不
会超过一个州的地理范围，欧洲大大小小的国家众多，任何电网公司覆盖的地理范围也很有限。
此次草案也提及电网规划的内容。拆分为省级电网之后，的确大一统的规划的难度会加大。但是大一统的规划需要做到何种程度仍旧是一个开放的问题。
就笔者的看法而言，以前的规划更像是社会规划者（social planner）模式。根据一个预期的需求，讨论如何去满足的问题，其中包含着不断的定位、简化处理，才能推导出所谓的规划目标。不考虑价格水平，不考虑需求存在的固有的不确定性，这种基于一个不可靠前提的“分饼式...