40年来，我国电力体制改革(以下简称“电改”)成效显著。但如何衡量电改成效，仍有一些模棱两可的认识需要澄清。站在科学立场，客观公正全面衡量电改成效，有利于新时代电改走向更加光明的未来。
衡量电改成效的一些认识误区
谈起电改成效，好多人津津乐道于我国发电能力和电网规模的大幅提升，实现了政企分开、厂网分开、主辅分离、配售放开，降低了电价、释放了改革红利等等。在这些对电改成效的描述中，有些说法似是而非，并在认识层面成为电改沿着既定方向推进的障碍。
片面地把规模作为成绩。我国电改由电力严重短缺时期起步，增加供给是长期以来电力产业的首要任务，再加之以国企为主体的电力产业缺乏有效的投资约束机制，实践中形成了重规模、轻效率的发展倾向。片面追求规模的集体冲动，在国家层面表现为过度投资激励政策的惯性实施，在电力国企层面表现为不顾经济效益的盲目扩张和跑马圈地，甚至在产能过剩之后仍大干快上，催生了一些规模虽大、效益却相对较差的世界500强电力国企，表面繁荣的背后形成了难以估量的巨大浪费和如今化解过剩产能的巨大代价。显然，电力规模只要能有效服务经济社会发展，“适度”就好，规模过剩造成的电力浪费最终还是要由全社会埋单。时至今日，我们以位列世界第一的电网规模和发电能力，仅支撑与世界第一(美国)仍有较大差距的GDP，这里除国民经济系统的整体低效之外，也与电力行业本身偏重规模发展导向带来的低效不无关系。
错误地把手段当作效果。经济学告诉我们，对于像电网这样的网络型自然垄断产业，由一个主体垄断经营比多个主体竞争经营更有利于发挥规模效应、减少重复建设、增进社会福利。然而，在9号文出台之前，为迎合社会大众反垄断的呼声，在确定电改方向时，一些人士无视“大垄断”的规模效应以及化大垄断为小垄断的成本代价、效率损失，要求拆分既有电网的声音甚嚣尘上，想当然地认为“小垄断”自然会带来效率的提升、服务的改进。虽然最终的9号文没有采纳这种建议，但盲目反垄断、拆分电网的声音依然忽隐忽现。在落实9号文的过程中，也类似地存在把手段当目标、忽视实际成效的一些倾向，比如，在推进增量配电业务改革试点的实践中，主管部门提出2018年实现全国地级以上城市全覆盖、每个地级市至少要有一个试点，在这一要求下部分地方政府筛选项目论证不充分、上报项目滥竽充数，最后导致一些试点项目“试不动”“搁下来”，这种追求数量、不问条件、效果欠佳的试点，显然有违背增量配电业务“促进配电网建设发展和提高配电运营效率”的改革初衷之嫌。
单纯地把降价视为红利。9号文印发以来，电力降价清费措施接连出台，带来了各方期盼的巨大改革红利。据国家发改委有关数据，2017年降低企业用电成本约1000亿元。但降电价的背后，一方面是火电企业、电网企业的利润大幅下滑乃至亏损，所谓的红利相当一部分实为利益转移的结果;另一方面，政府临时性降价措施频现，也让人不禁纳闷何以在电力供应过剩的情况下还要仰赖政府文件强力降价。显然，市场配置资源的无形之手尚未长成，只好由政府干预的有形之手补缺，这样的降电价难言长久。笔者认为，通过电改使市场在电力资源配置中起决定性作用、同时更好发挥政府作用，促进电力发输配售用各环节全面降本提质增效，由此带来的全方位红利才是最大、最完整、最持久的改革红利。单纯地把降价视作红利的认识误区，可能会使人产生电改成功的错觉，在降电价的皆大欢喜中迷失市场化改革的方向，一旦供需形势发生变化，市场化的竞价结果与降价预期背离，电改就有被否定、叫停甚至回到改革之前老路的危险。
衡量电改成效的标准
科学衡量我国电改成效，必须立足于我国电力行业的定位和功能。电力行业作为国民经济的基础性行业，是最普遍的生产资料和生活资料，肩负着为经济社会发展提供安全可靠、优质高效、绿色环保的电力的功能。由此出发，衡量电改成效应有全局观、系统观和整体观，只有站在经济社会发展全局、电力生产供应消费全过程的角度才能对电改成效进行科学衡量。
衡量电改成效的根本标准。1992年，邓小平发表南方谈话时提出著名的“三个有利于”判断标准：是否有利于发展社会主义社会的生产力，是否有利于增强社会主义国家的综合国力，是否有利于提高人民的生活水平。今天，以此标准衡量我国40年电改成效，同样是适用的。
衡量电改成效的具体标准。笔者认为，主要包括四个方面：
安全。安全是电力供应的起码标准。电力行业要为经济社会发展提供安全稳定的供电保障，减少甚至杜绝大面积停电事故的发生，降低由此给经济社会造成的损害。
优质。优质是电能产品和供电服务的核心要求。一方面体现为持续、可靠的电力供应，以及稳定、合格的电能产品。另一方面体现为电力用户对供电服务以及增值服务的满意程度等。
高效。要以最小的经济代价满足电力需求。一方面，供应侧通过不断提高效率，可持续地提供尽可能低成本的电力，直接表现为低水平的电价。另一方面，需求侧通过不断提高效率，以尽可能少的电力满足自身同等生产生活需求，直接表现为电力节约和单位产品、服务的低电耗水平。
绿色。要以最小的环境气候代价满足电力需求。在应对全球气候变化和我国能源资源约束、生态环境压力的新形势下，通过电改促进清洁低碳电力系统的形成完善和可再生能源等绿色电力消费比重的不断提高，显得格外重要。
对我国40年电改成效的基本衡量
以上述标准衡量我国40年电改成效，可以概括为：取得了很大成绩，但也有一些待解的问题。
40年来电改的最大成效，是保障了经济社会发展对电力的需求，彻底解决了我国“电力贫困”问题。电改首战，变革国家独家办电体制，着力解决资金不足和投资激励不足问题，调动全国上下内外、四面八方办电积极性，一举扭转了长时期、全国性的严重缺电局面，我国永远告别了用电企业建成之日就是停产之时、老百姓点煤油灯的“电力贫困”时代。伴随而来的问题是，一段时期我国电力供应陷入了紧张-过剩-紧张的循环反复，时至今日的煤电产能过剩，仍是这一循环反复的继续。分析原因，至少有四：一是没有形成市场配置资源、自动调节余缺的机制，长期以来还本付息电价、经营期电价、标杆电价等成本定价和计划分配电量的旱涝保收机制，形成了对电力投资的过度激励;二是占行业比重较大的电力国企还不是真正意义上的市场主体，在政企分开不彻底、考核机制不适当等影响下，电力国企具有盲目扩张求大的政绩冲动，缺乏有效的投资约束机制;三是长期以来我国主要以固定资产投资拉动经济的增长模式，使得具有明显资金密集特征的电力行业投资不时受到宏观经济波动和固定资产投资政策的周期性影响;四是政府的不当干预，包括重投资项目审批轻规划的管制方式，电力需求不当预测下电力规划指导的失误，以致电力供应过剩时出现忽视电力投资长周期的特点，暂停新项目审批上马、忽视节能减排降耗的鼓励用电等短视政策。
40年来电改成效的最大亮点，是长期以来我国未发生造成重大影响的大面积停电事故，形成了中国特色的电力系统安全稳定运行机制。40年来，每次重大电改政策的出台，都把坚持安全可靠供电作为推进电改的重要原则，形成了“安全第一、预防为主、综合治理”的电力安全生产方针。经过40年来的努力，改变了改革开放之初电网结构薄弱、系统事故频发的状况，电网安全水平不断提升，尤其是我国进入大电网、高电压、长距离、大容量的全国联网阶段以来，我国成功克服了厂网分开后电力行业利益主体多元化、电网规模扩大、自然灾害多发和新能源大规模接入等困难挑战，是世界上唯一没有发生大停电事故的特大型电网。当然，这一最大亮点的背后，我国电力行业对是否存在以安全过度投资、资源无限堆砌为代价的问题，以及基于安全、经济等考虑对我国未来电网发展、电源布局等重大问题存在的争论，都需要认真权衡、深入探讨。
40年来电改给电力用户的最大获得感，是电能产品质量和供电服务水平持续提升。40年来，通过集资办电、政企分开、厂网分开等改革举措，大力促进电源投资、电网建设，彻底解决频繁拉闸限电问题，实现全国无电人口全部用上电，供电可靠性不断提升，目前全国供电可靠率超过99.81%，其中城市超过99.94%、农村超过99.77%。供电服务水平名列公用事业行业前茅，电力需求侧管理和供电增值服务日益受到重视。特别是9号文启动的新一轮电改，建立了电网企业准许收益率随供电可靠性及服务质量上下浮动的输配电价核定机制，以及随增量配电放开、售电放开带来的增量配电网企业、售电企业与传统电网企业在电能质量、供电服务等方面的比较竞争机制，为在新时代进一步提升电能产品质量和供电服务水平提供了长久的机制保障。略遗憾的是，长期以来我国用电客户享受到的用能诊断、节能管理等供电增值服务相对不足，一定程度上影响了用电效率的提升。
电改40年来，电力绿色发展成绩斐然，但也暴露出一些深层次、体制性矛盾，是未来电改需着力解决的难题。传统煤电方面，电改5号文提出“制定发电排放的环保折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制”以来，脱硫、脱硝、除尘和超低排放等环保电价相继出台，促进我国火电度电污染排放水平达到世界领先。新能源发电方面，在国家补贴、节能发电调度等政策驱动下，我国目前水电装机规模和发电量世界第一、风电和光伏发电装机规模世界第一，2017年水、核、风、光等清洁能源发电量比重达到29.1%，比1978年提升11.7个百分点，尤其是以风电、光伏发电为代表的可再生能源发电迅猛发展，清洁替代作用日益彰显。但随着新能源发电的大规模发展，当年催生5号文出台的“二滩弃水”事件在历经10多年的电改之后，如今已戏剧性地演化为大量弃水、弃风、弃光甚至弃核的全面弃电顽疾，这背后反映的是我国现行电力规划、运行和电力市场机制等深层次矛盾亟待化解，电力消纳困难迫切需要一次刮骨疗毒式的机制变革。
电改40年来，电力高效发展长足进步，但行业整体效率相比发达国家差距较大，是未来电改需着力提升的短板。电网方面，2017年电网综合线损率由1978年的9.64%下降到6.42%，降幅超33%。传统火电方面，在标杆电价政策、技术进步等推动下，2017年全国6000千瓦及以上火电机组单位千瓦时供电煤耗由1978年的471克下降到309克、降幅超34%，单位千瓦时耗水量由2000年的4.1千克下降到1.25千克、降幅近70%，我国煤电效率已进入世界先进行列。可再生能源方面，在标杆电价、招标定价、领跑者基地、补贴退坡和技术进步等推动下，风电、光伏发电成本快速下降，平价上网时代有望加速到来。但也必须看到，我国电力行业整体效率和用电效率水平与发达国家相比仍差距较大。2017年我国GDP总值折合122503.75亿美元，美国GDP总值为193868.01亿美元，但同期我国发电总量为6.5万亿千瓦时，美国发电总量为4.02万亿千瓦时，不考虑发电量进出口影响，不难看出支撑我国单位GDP所需发电量与美国的巨大落差。从需求侧来说，这固然与我国产业结构、布局、质量等密切相关，但也与市场化电改不到位，缺乏对需求侧有效管理、约束与激励，需求侧粗放用电等密切相关。从供给侧来说，我国电力系统各环节均存在巨大浪费，突出的表现有网源发展不协调，造成部分电网利用率低与部分电源上网难、送出难、落地难的矛盾并存;传统火电周期性短缺与过剩反复，目前面临巨大的化解过剩产能压力;可再生能源弃电造成装机量大、发电量相对小，形成低碳能源“高碳发展”的尴尬。电力系统的低效浪费，也是造成我国用电大户工业电价(2016年平均0.687元/千瓦时)高出美国30%以上、影响可再生能源平价上网进程的重要因素。
提高我国电改成效的几点考虑
充分认识新形势下电改的特殊重要性。必须站在经济社会发展全局的高度认识电改。新时代电改的基本使命，是要为经济高质量发展和美丽中国建设提供清洁、安全、优质、高效的电能产品和供电服务。在清洁能源革命、低碳节能社会建设、能源互联网发展的大潮面前，能源发展以电力为中心的特征越来越明显，要通过电改形成促进电能替代、清洁替代和高效能源电力系统建设的科学机制，牢牢抓住第四次工业革命的战略机遇。电力作为最普遍的生产和生活资料，电改作为我国市场经济体制改革相对滞后的领域，要通过电改形成我国电力高质量发展的市场化机制，为健全我国市场经济体制作出独特贡献。
正确处理安全与效率的关系。坚持安全第一的方针，始终把安全发展放在首位。坚持以效率为中心，把电力高效发展摆在更加突出的位置。在高质量发展的总要求下，需要对我国传统电力安全保障模式进行系统总结与反思。新时代以大电网、高电压、长距离、大容量、多复杂主体为主要特征的电力系统安全保障要与市场化配置资源的电力系统效率提升形成兼容机制，变传统资源堆砌型安全保障模式为效率提升型安全保障模式，在确保电力系统安全的过程中更加关注电力系统整体效率的改进与提升，通过市场化的容量建设与备用、资源调度与配置等机制，以更高的效率、最小的资源代价确保电力系统安全运行。
正确处理市场与政府的关系。在当前电改攻坚阶段，关键是更好发挥政府作用，科学界定政府和市场作用边界。一方面，要减少政府对市场和国有企业的行政干预，政府有限作用要发挥到位，做到不缺位、不越位;另一方面，要扩大市场作用范围和市场交易规模，还原电力商品属性和国有企业市场主体定位，逐渐使市场在电力资源配置中发挥决定性作用。具体来说，需要对长期以来政府发挥作用的重点领域进行彻底改革：电价机制方面，放弃电价的宏观调控职能，减少对竞争性环节电价的行政干预，电价交叉补贴由暗补变明补，实现输配电价真正独立，进而在输配电价监管中更多发挥激励性机制的作用;电量分配方面，实现市场竞争对计划分配的替代，通过电力现货市场和配套的电力中长期交易，实现发用电计划的完全放开，由当前的双轨制走向市场单轨制;在项目分配方面，实现政府规划职能切实到位和规划对项目的有效约束，变项目核准制为规划指导下的项目招标竞争制。
正确处理中央与地方的关系。40年电改实践证明，针对电力短缺，需要增加电力供给、做大产业蛋糕时，充分调动地方积极性至关重要，可谓人多力量大，众人拾柴火焰高;但当电力短缺问题解决之后，当资源合理利用、多主体利益协调、市场主体公平竞争上升为主要发展需求后，则需要增强中央权威性，以克服地方从自身利益出发而损害全局利益、造成系统性资源浪费。2015年启动的新一轮电改采取了倾向于向地方分权的改革推进策略，即地方根据中央的顶层设计，结合地方实际制定电改具体实施方案，报中央主管部门批复后实施。这种方式赋予地方推进电改较大自主性，虽有利于各地迅速推出符合自身实际和利益的电改方案，但符合地方利益的电改方案也容易与全局利益冲突，最终使改革的顶层设计被实践架空。在地方积极性和试错作用发挥到极致之后，中央当适时上收权力，进一步强化顶层设计和全盘实施，唯有如此电改才能真正走出深水区。
正确处理地方之间的关系。核心是以市场竞争为主，以政府间协议为辅，建立地方之间互利共赢的电力资源配置机制。打破区域之间尤其是省际之间市场壁垒，打破地方利益保护，中央层面要建立考核约束机制和市场激励机制，促进公平开放、更大范围的电力市场建设，扩大市场配置资源范围，促进地区之间各类电源(尤其是风光等可再生能源发电与传统煤电)的公平价格竞争。以市场机制解决电力送受两端的地方利益冲突问题，送电端所有电源原则上首先参与本省电力市场竞争，剩余电力电量参与区域市场、跨区市场竞争;点对网专线输电的发电机组(含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况)视同为受电地区电源，纳入受电地区电力电量平衡，并优先参与受电地区电力市场竞争。通过以上市场竞争机制，发挥清洁能源边际成本低的固有优势，实现清洁能源最大化利用消纳，同时有效解决送出省缺电、外来电不便宜、跨省跨区输电设施利用率不足等问题。
正确处理传统煤电与新能源的关系。在煤电产能过剩、发电设备利用小时仍有较大提升空间、可再生能源消纳难和经济新常态下电力需求放缓的电力供需新形势下，政府需要在战略和规划上尽早明确，除在建煤电项目外，不再新增煤电装机。在煤电为新能源发电未来发展腾出空间的转换期，妥善处理政府已同意且已开展前期工作、但未来不再建设的煤电项目经济补偿问题，可在一定时期内允许按同等容量异地替代建设新能源发电项目(不占用年度建设容量指标)、给予项目建设主体现有煤电装机一定的优先发电权(且可有偿转让)等灵活方式解决;建立传统火电与新能源发电同台市场竞争机制，按照“价低者优先上网”的原则，辅之以电价补贴、绿证交易、碳排放权交易等机制，使新能源发电边际成本低、环境损害小的优势转化为市场竞争优势，通过市场机制有效解决新能源发电消纳问题;建立辅助服务市场化补偿机制，鼓励传统火电灵活性改造，引导火电机组主动为可再生能源调峰，实现各类主体在开放市场内的共生共赢。
正确处理行业管理、国企国资监管和市场监管的关系。加强政策协调，避免各自为政，减少政策掣肘，形成监管合力。电力行业管理重在加强战略、规划、政策、标准等，尤其要加强战略管理、优化规划职能，实现战略、规划的中立与统筹，避免电力统筹规划沦为统筹考虑各方利益，最终形成电力规划“合法”损害社会整体利益、电力行业整体效率的最坏局面。省级政府要落实省级电网规划主体责任，增强省级电网规划的科学性、权威性、透明度和公众参与度，促进增量配电放开和电网投资约束。国企国资监管要区分竞争性和非竞争性环节，还原电力国企的功能定位，实行分类差别化考核，其中电网企业回归公共服务定位，重点考核单位输配电资产服务效率，不考核利润和规模;国有发电企业回归市场竞争主体定位，重点考核利润等效益指标，淡化社会责任考核，不考核发展规模。加大电力国企混合所有制改革力度，通过引入真正的社会化市场主体参股，促进电力国企治理机制完善，提升企业管理和资产运营效率。市场监管重在维护公平竞争的市场秩序，当前和今后一个时期地方政府、电力国企恰恰是市场监管的重点，监管机制和手段上要赋予监管机构应有的权威，监管的专业能力建设也迫切需要加强。
正确处理供需双方之间的关系。坚持供给侧结构性改革与需求侧效率提升并重，以电力高质量发展服务促进经济社会高质量发展。供给侧方面，变电力短缺情况下政府推动、国企冲动、看重规模、忽视效率的电力超前发展，为电力产能过剩情况下规划引导、市场主体自主决定、效率优先的电力高质量发展。通过增量配电改革、售电侧改革，形成供电服务竞争新格局，向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值供电服务，进一步提升供电服务满意度。需求侧方面，改变长期以来“不管用”的发展思路，真正把需求侧作为重要资源并纳入电力市场，通过差别电价、阶梯电价、峰谷分时电价、可中断负荷电价等价格机制，促进需求侧节约用电、高效用电、科学用电。改变敞开口子供应电力的思路，从全社会效益最大化出发，综合考虑我国产业布局与升级、能效提升与能源节约、一次与二次能源运输、新能源与分布式能源发展、能源互联网建设与电力进出口、技术进步与商业模式创新等多重因素，合理确定电源、电网发展规模与布局，坚持源网荷储协同发展战略，形成供给与需求的高效平衡，同时允许特定条件、范围的拉闸限电，以促进全社会节约用电意识和氛围的形成。打破供需双方的传统界限，鼓励分布式发电和用户侧储能设施(包括电动汽车)建设利用，以市场机制引导电力流双向流动，促进用户侧用电成本降低和全社会用电效率提升。
