关于电力产品和服务商品
属性的问题
对电能属性的认识和界定，从根本上影响电力工业管理模式的选择，决定电力市场改革与建设的必要性与合理性，所以对这一问题做充分的探讨是很有必要的。一直以来，很多场合包括经济学教科书都将电力作为准公共产品的代表，笔者认为这是经不起仔细推敲的。
首先从公共物品或准公共物品的理论定义来看，电能几乎完全不符合其特性定义。公共物品是可以供社会成员共同享用的物品，严格意义上的公共物品具有非竞争性和非排他性。所谓非竞争性，是指某人对公共物品的消费并不会影响别人同时消费该产品及其从中获得的效用，即在给定的生产水平下，为另一个消费者提供这一物品所带来的边际成本为零。所谓非排他性，是指某人在消费一种公共物品时，不能排除其他人消费这一物品（不论他们是否付费），或者排除的成本很高。
根据这两大特性，公共物品可以分为三类：第一类是纯公共物品，即同时具有非排他性和非竞争性；第二类公共物品在消费上不具竞争性，但可以较轻易地做到排他，称为俱乐部物品（club goods）；第三类公共物品刚好相反，即在消费上具有竞争性，但是却无法有效地排他，称为共同资源或公共池塘资源物品。后两者又统称为“准公共物品”，即不同时具备非排他性和非竞争性的公共物品。准公共物品一般具有“拥挤性”的特点，即当消费者的数目增加到某一个值后，就会出现边际成本为正的情况，而不是像纯公共物品，增加一个人的消费，边际成本为零。准公共物品到达“拥挤点”后，每增加一个人，将减少原有消费者的效用。
除了以上两大特性，公共物品还具有强制性和无偿性：强制性是指公共物品自动提供给全部或一定范围内所有社会成员，不论你是否愿意；无偿性是指消费者消费这些物品可以不支付费用，或仅支付远低于边际效用或边际成本决定的价格。
以上四项特性，当笼统地对照交付到用户手中的电能时，显然是无一成立的：首先，电力恰恰是具有排他性的，在我国长期存在的轮流拉闸限电就是典型的佐证，当电力供不应求时，一部分用户享有用电权，另一部分用户的用电权就必然被剥夺；其次，电力是具有竞争性的，电力产品和服务，从电量、容量到辅助服务和输电权，全部都可以方便、低成本地分割和计量，从而确保每一个使用者边界清晰；同时电力显然也是非强制性和有偿性的。即使对照准公共物品的标准，即有限的非竞争性和局部的排他性，电能本身也并不具备。
但如果将电能的生产、流通和分配切割来看，我们发现在电能的流通环节，即输配电服务和“电力可靠性”还是具备一定的“准公共物品”特性：在输电线路没有发生阻塞时，当电力可靠性没有受到威胁时，同一系统的全部用户可以无边际成本或低边际成本地享有这一服务和效用，但当输电阻塞或可靠性事件发生时，边际成本将迅速转正并飙升。即便如此，随着现代信息和计量技术的发展，经济理论的进步，以及在输电权、辅助服务和可靠性电价产品方面的成熟实践，电能的准公共物品属性得到一定程度的体现。
而另一方面，电能的商品属性实际上天然地一直存在着。在电力出现的早期，电力的生产和使用以在同一地点为主，其买卖和消费机理与其他商品相比没有多大不同。随着用电规模的发展，异地生产、远距离传输、发用电隔离逐渐成为电力生产和分配模式的主流；而伴随这一模式的变迁，是电力工业生产关系从私有局部垄断为主流向公有一体化垄断为主流变迁，电力的商品属性逐渐被湮没，而成为一种被各国政府严格控制或者专营的特殊物品。
通常我们讲到电力的特殊性，会从其不可经济储存特性、产供销同步完成特性、特殊的网络物流传输特性，以及生产、使用单元相互影响的外部特性等物理特性寻找原因。但实际上，并不是电力的物理特性决定其需要政府的控制，而是电力的最广泛渗透特性和不可替代特性决定其自然地被各国政府看中和利用。如同“货币天然不是金银，而金银天然是货币”一样，当电能成为渗透到每一个生活和生产环节的不可替代的物品时，各个现代国家的政府很自然地会将其拿过来担当财政职能。所以，电能的商品属性在较长一段时间和在绝大部分地区被湮没以后，取而代之的，实际上倒并不是公共物品属性，而是财政手段属性。
关于电力工业的自由化
和私有化问题
在电力工业称其为“工业”以来的百余年历史里，其工业组织结构和生产关系经历了两次大的变革，且电力工业作为现代国民经济的基础，其自身变革深刻体现着整个政治、经济形势的变迁。
大致而言，电力工业生产关系总的变革轨迹是从私有、自由发展、小地域垄断，到国有、全面管制、大地域垄断，再到私有、部分管制、大地域竞争。但是各个国家又各有一些差异，第一轮的国有化运动，主体在欧洲，美日等国没有国有化，但所有的国家都无一例外地对电力工业执行政府干预、全面管制，实施特许专营，所以其一个共同的结果就是电力商品属性的湮没。第二轮的自由化运动，主题词是放松管制、交易市场化、价格自由化，私有化只能算是一个附加选做题。
下图简要总结示意了主要国家在这一轮电力改革中在自由化和私有化两个维度上所取的方向和所处的状态，由图可以看出，大部分国家主要是沿着横向自由化方向在走；而英国、澳大利亚（维多利亚州）等发达国家，以及阿根廷、智利、秘鲁等发展中国家在两个维度上都走得最为彻底。中国的轨迹和状态没有标出来，如果要标，大致应该是在左上角法国的上方画一个小的“V”字吧，因为我们只是在竞争结构上走了一小步，而在所有制成分上则经过这几年的“国进民退”后又恢复到改革前的状态。
在这一轮自由化过程中，也有许多国家认识到电力改革并不必要走彻底的私有化、自由化道路，电力工业可以继续保持国有，当然，也绝不能说，电力工业只能国有。从上图可以看出，私有化和自由化（市场化）并不是互为前提或者相互制约，而是几乎可以认为是不相干的两件事，完全可以只在自由化（市场化）一个维度上平行推进。
从上图还可以看出，并没有一个显著区别的发达国家模式和发展中国家模式，发达国家也有很保守的，譬如法国；发展中国家也有很激进的，譬如智利。同时，按照笔者所了解的信息，电力改革唯一公认的失败案例只有加州，但是加州改进错误的方式并不是停止改革或者倒回去，而是完善市场继续向前。
关于中国电力市场改革
与建设的问题
任何改革都必须关注起始点，尤其是关注要解决的问题，以及解决这些问题的途径是否合适。
起始点问题。世界银行提出的售电价格水平、发电装机容量，以及覆盖范围和监管机构等电力改革四个起始条件，我感到非常正确和全面，同时，笔者认为中国绝大部分地区都已经基本具备这四个起始条件，而且时至今日，这些条件比2002年启动这一轮改革时的状况更是要好的多。
要解决的问题。“关键在于发展和电价”，这正是中国电力市场化改革要解决的主要问题。中国的电力改革实际上一直是围绕着促进发展而进行的。先是搞多家办电，采用还本付息电价，后是搞厂网分开，采用分省标杆电价，这两次改革在促进发展上都起到了立竿见影的效果。就本质而言，这两轮发展和改革模式其实是相同的，都是政策推动型，其表现形式都是爆发式、脉冲式的增长，同时都注定是不可持续的。第一轮大发展，从1985年到1995年，大约持续了十年多的时间，发电装机容量的年均（算术平均）增长率从1980至1985前5年的4.3%猛增到后5年的14.3%，到1996年，这种发展已无法再继续下去，中国第一次面临电卖不出去的情形，这种状态一直持续到2002年，这几年发电装机年均增长速度骤然下降到6.7%。这一次大发展的停止，一是在量上已不能承受，1996年用电发电设备容量比从前些年2.5以上直降到2.23，此后几年连续下滑，直到2002年才恢复过来；二是在价格上已不能承受，这一段时间国家电力公司系统平均销售电价上涨了53.8%。因为，在还本付息承诺发电小时电价制度下，越是电卖不出去，越是必须提电价。而这一段时间燃料成本等上升不大，推动电价上升的主要因素是固定成本。
第二轮大发展，从2003年至今，也已经持续了接近10年，年均（算术平均）增长率达到18.4%。从现在的情形来看，这一轮发展可能很快也要到头，主要表现在发电投资主体又已经集中到国企特别是央企身上，而多年持续亏损导致这些发电国企和央企的发展空间都已透支，五大发电集团的负债率都已超过85%。如果说第一轮发展是由于需求侧不可承受而必然停滞的话，那么这一轮发展则是由于供应侧不可承受而必然停滞。实际上，从火电容量增长来看，在2006年达到23.6%增长的顶峰之后，增长速度迅速下滑，2008年以来一直维持在个位数；而火电投资额则是从2005年以来逐年递减，年均下降6%以上；从各大发电企业的十二五投资规划来看，后续几年下降速度可能还会更大。
今年以来，全国除东北外各区域都出现了缺电现象。电力短缺和富余的切换周期大大缩短，上一轮大发展至1996年后经历了6年的电力富余，此后是5年的缺电，紧接着3年的富余，然后进入今年的缺电周期。这一轮缺电将如何发展，取决于接下来解决问题的途径，如果还是维持现有模式重复政策刺激的办法，则只能是重复前几次那样每三五年一轮电荒和过剩的轮回；如果听之任之，则会是回到改革前那样全国性硬缺电的状态。
可见，现在在发展上，确实已经遇到了很大的问题。一是在装机容量的发展上，现有政策已难以支撑大的持续发展空间。而当前南方、华中和华东多个省份确实存在硬缺电，急需要尽快有容量顶上去，而且必须要是有效容量。对于风电、太阳能等新能源和无调节能力的水电等间歇式电源，即便容量上去了也是靠不住的；即使是有调节能力的水电，其出力受气候条件影响往往很大，今年多个水电大省的硬缺电就是这样造成的；所以需要在各种容量形式之间有一个好的匹配；同时对于水电新能源比例大的地区，如何在电价机制上对承担备用调节的火电等容量做到公平处理也是涉及到这些地区供需平衡的关键所在。二是对于有装机但是严重亏损无法买煤发电，或者是发电越多亏损越多的软缺电，也终究要找到办法来理顺上网电价。如果现有发电持续亏损状况还得不到扭转，甚至还在继续扩大的话，电力发展必将受到严重损害：现在各大发电集团都纷纷致力于非电产业，发电装机特别是火电装机增长已经呈现迅速萎缩态势，现有的区域性季节性缺电必将又演变成改革前那种全国性硬缺电局面。三是对于区域性缺电和窝电同时并存，以及电力富余与短缺的短周期切换，一定要在供需容量匹配方式上找到更好的办法。主要是用长期价格信号，最终以价格引导方式替代现有的政策推动方式，同时还要在项目规划和审核方式上进行根本改变，要有负责容量匹配的责任主体。
这些，就是当前我国电力发展所面临的紧迫问题，也即电力改革所要解决的问题。当然，除了发展问题，实际上中国电力工业现在同时在发展、效率（包括节能减排）和公平三个方面遇到了很尖锐的矛盾。
而电价，既是问题本身，也是解决问题的途径所在。
火电分省标杆电价制度显然到了非改变不可，且应该立即改变的时候。标杆电价的出发点是为火电平均建造成本而设置标杆，旨在为容量投资设定长期价格信号，但又采取的是一部制电量电价的形式，由于燃料变动成本这些年在不断上涨，火电机组利用小时也在巨幅波动之中（2006年5612小时，2007年5344小时，2008年4885小时，2009年4865小时，2010年5031小时，波动幅度在15％以上），使得标杆电价这一本应该长时间稳定的“标杆”不得不承担起“煤电联动”的重任而要不断变动（实际上煤电联动已经不可能找到调整标准，因为有两个不可测的变量，这就好比刻舟求剑，船也在动，水也在动，刻的标记能起什么作用呢？），标杆电价实际已失去了标杆的意义。
当初在引入标杆电价的时候，煤炭历史价格一直是老老实实的，标杆电价采用一部制电量电价，大致是基于煤炭价格仍然基本稳定这一前提，因为这时只需面对利用小时一个变量，且采用多年平均值，电厂也基本可以做到以丰补枯；可就在设立标杆电价机制以后，煤、运价格就开始一路单边上涨。既然这一电价机制的假定前提已经不存在，那么标杆电价机制得以合理存在的基础也就不存在。
在笔者看来，对上网电价应该采用容量、电量和辅助服务三部制电价机制，即可基本解决上述问题，而且这三种价格机制可以沿着各自独立的路径发展。容量电价可以采用标杆电价和项目招标两种形式，前者适用于一般火电，后者适用于其他各类装机，容量电费基本覆盖固定投资回收。电量电价通过电量市场产生，在容量电价稳住之后，电量电价波动的影响就要小得多，电量市场的压力也就小得多。辅助服务，可以在较长时间内维持补偿形式，但应扩大补偿资金来源，提高补偿标准；可以考虑采取与新能源补贴相同的形式，在销价中收取几厘钱的辅助服务专项基金；条件成熟时，再逐步建立辅助服务市场。
以上单讲的上网电价，即使在单买模式还难以打破的一段时间内，如果能将上网电价形成机制做以上改革，前面所分析的当前存在的紧迫问题也能做到基本解决。标杆容量电价为发电容量发展提供清晰明确的长期价格引导信号，招标容量电价则既能较好地控制造价又能为投资者提供合理回报；同时，电力规划和项目审核方式随之就能得到合理调整，可在项目开发环节节约大量的制度成本。电量电价由市场产生，既能反映供求关系，指导供应和使用，又能避免发电方承担巨额政策亏损。辅助服务价值主要体现在维护系统稳定的作用上，尤其在新能源比例越来越高的情况下。
电量市场的模式问题，应更多关注发展中国家和转型国家经验。市场不求模式先进，而求切实有效。类似韩国的成本电力库模式作为起步模式应是一个非常值得认真研究的建议。该模式已经在韩国运行十年，效果非常好。其主要要点在于：成立独立的调度交易中心，该中心同时负责电力规划；交易中心内设置成本评估委员会，对每个市场成员的容量成本每年评估一次，电量成本每月评估一次；各发电市场主体只需每天报告自己第二天的可用容量；市场每天按照电量成本排序进行调度，产生一个基荷边际出清价格和一个非基荷边际出清价格。
这一模式的主要好处在于：第一，调度体系和价格体系过渡平稳；第二，价格水平非常平稳，完全没有操纵市场现象；第三，水、火、核等各类机组都可参与市场，且都能获得合理的价格；第四，发电企业只需埋头在控制电量成本和提高机组可用性上下功夫，可以获得低于边际出清成本和高于平均可用性以上的超额利润；第五，对配套体制改革的要求不高，实现以小的改革动静获得大的改革成效；第六，对当前最重要的一点是，可以获得节能发电调度和电力市场的完美结合。电力市场只是发现价格的工具，且在起步阶段主要针对电量价格。只要达到这一目的，市场模式尽可简单。成本电力库模式是适合于我国电力工业现状的最佳起步模式。
（作者单位：中国电力国际有限公司）
