2014年10月，法国经济学家让-梯诺尔(Jean Tirole)因其在“市场力量和监管分析”方面做出的巨大贡献获得了2014年诺贝尔经济学奖。作为新规制经济学的开拓者，让-梯诺尔在众多领域都有自己独到的见解。本世纪初，他与美国学者保罗˙乔斯科(Paul Joskow)一起就电力市场机制、市场力和市场效率等问题展开深入研究，并得出了两条重要结论：售电侧完全竞争的体制有可能会比垄断体制更加无效;在竞争不完全时，独立售电公司也会延续以往传统垄断售电公司的定价机制，最终导致电价无法下降。这一颠覆了众多人“常识”的结论，让我们不得不重新审视我国电力市场改革，特别是售电侧改革的问题。我国售电侧改革的目的是什么?改革应该走什么路线?在现有国情下改革是否可行，可能带来的后果有哪些?
一、售电侧改革的思路和目标
要厘清售电侧改革目标、模式、路径等问题，首先必须明确售电侧改革的原因是什么。我国电力体制改革已逾十年，时至今日，电力市场仍然存在一些问题：首先，电力消费者与电力生产者被制度化隔离，价格信号难以向用户有效传导，这导致了“煤电矛盾”、“周期性电力短缺”等一系列问题;其次，电力用户普遍缺乏选择权和议价权，广大电力消费者自主调节、节能减排和创新能力难以充分发挥，电能利用效率偏低;第三，价格信号明显扭曲，电力资源难以实现优化配置，不利于我国经济社会健康发展和制造业竞争能力的提升。而作为电能“发-输-配-售”的最后一个环节，售电侧的改革和最先放开的发电侧改革遥相呼应，并且不直接涉及电网安全运行问题，操作阻力相对较小，因此，社会各界普遍将其作为我国下一阶段电力体制改革的突破口，以解决我国当前电力体制改革积弊。
我们认为，我国售电侧改革最终目标是要实现一个竞争性的售电市场，从而提高市场效率、优化资源配置。深化电力市场化改革，提高电网运营效率和供电服务水平，应考虑逐步放开售电侧市场，在不同的发展阶段采用相适应的操作思路。通过售电侧市场的逐步开放，构建多个售电主体，放开用户选择权，形成“多买方-多卖方”的市场格局，构筑“放开两头、监管中间”的行业结构，建立政府监管下的电力市场体系，进而提高效率和服务质量，最终实现增加全社会福利的目标。
售电侧改革，或者说售电侧市场的建立需要注意两个关键：一是要逐步放开用户选择权。为促进售电侧市场放开的有序推进，用户选择权的放开应分阶段、分用户类别有序进行。根据国际经验，应首先开放大用户的购电选择权作试点，其次建立合理的输配电价形成机制，妥善处理销售电价的交叉补贴问题，逐步放开中小用户选择权。另一方面，分阶段构建多元化的售电主体。售电侧市场放开需要逐步引入多元化的售电公司，电网企业则更多的是扮演“默认供应商”的角色。随着售电侧市场化改革的稳步推进，不同售电主体的构建或引进还应充分考虑可操作性、市场成熟度等因素，分阶段、有规划的开展，降低改革风险。我们认为，未来多元化的售电主体主要由以下几类构成：一是负责“兜底”的传统电网公司组建的售电公司;二是由发电企业组建的售电公司，这类售电公司具有较强的竞争力;三是由原来的节能公司或者电力设备建造、安装公司组建的售电公司;四是依托用户群配电资产组建的售电公司，这类公司一般含社会资本并拥有固定资产;五是完全由社会资本成立的独立售电公司，按照理想的市场结构设计，这类售电公司在未来将扮演主要的竞争性售电主体。
当然，随着售电侧改革的深入，无论是发电侧还是用户侧的主体都必然会呈现多元化。而这种改革趋势，是否能像预想的一样提高市场效率、实现资源的优化配置?国外的售电侧改革结果可以给我们带来哪些启示?梯诺尔的研究成果又可以给我国以哪些借鉴?这些问题都值得我们思考和研究。
二、国外售电侧改革效果分析
国外一些国家和地区开展售电侧改革工作较早，其中德州是美国唯一的从消费侧改革开始进行电力市场化改革的州，其电改法案于2002年生效，十二年来，85%的工商业用户至少一次变更了其所属的售电公司，40%的居民用户也从传统售电公司转向了独立售电公司，但是德州售电侧改革的结果却与人们所想设想的大相径庭。
首先，售电侧改革未能压缩供电企业利润空间。2013年，美国学者Puller和West较为严谨地对比分析了德州电改十年间，改革地区和非改革地区不同体制供电公司的利润和电价策略。改革前，改革地区的传统垄断供电公司与非改革地区的传统垄断供电公司有变化趋势相同的利润曲线;改革区的传统垄断公司比非改革区的利润略高。改革后，改革地区的传统供电公司利润不仅仍然比非改革地区垄断企业高，而且利润差距逐渐拉大。而改革地区为加强竞争引进独立售电公司并没有改变售电公司利润较高的情况。事实上，改革地区的市场中，并未出现人们所期望的“竞争降低供电商利润”的现象。
其次，售电侧改革未能有效降低电价。实践证明，售电侧改革并不一定能形成“完全竞争”的市场，形成的很可能只是一个具有垄断特性的“伪市场”，这个“市场”无形中增加了垄断经营商的数量，使售电公司之间形成“合谋垄断”，从而获取更多的不合理利益。这也正是为什么德州改革区的售电公司比非改革区的公司利润更高的原因。在德州电力市场运营的过程中，采用低电价策略的往往是那些刚刚进入市场、为了拉拢客户的独立售电公司，已有的独立售电公司和传统垄断公司都不会采取降价策略。
最后，售电侧改革未被证明提高了市场竞争性。从经济学理论上讲，在垄断市场中，所有用户被一个或多个经营商控制，因此垄断经营商会根据用户差别制定不同的价格策略，从而形成阶梯电价。如果一个市场是完全自由竞争的，那么整个市场的电价应当由所有用户与所有售电商的共同诉求所确定，也就是趋近于形成单一电价。然而，在美国学者P&W的一份改革研究报告中指出：改革后，改革地区的传统供电公司的阶梯价格机制并未改变，而被引入用于增加竞争的独立供电商虽然在改革元年采用了单一电价，但很快就改变为阶梯电价，并且其阶梯电价与传统供电公司的阶梯电价类似。这暗示了引入独立售电公司可能无法让市场竞争性得到提升，而是形成了一个“多极垄断”的新局面，对政府来讲，这个新局面与传统的垄断形式相比，更加难以监管，并且也无证据证明新的市场比垄断更加高效。
令人担忧的是，售电侧改革的上述问题不只出现在德州，同样的情况也出现在其他售电侧放开的国家和地区。俄罗斯2008年实行售电侧改革以来，预期的改革目标尚未实现，相反，2008-2010年连续3年电价年均上涨幅度超过20%，2011年部分州更是上涨了40%以上(阿斯特拉罕州上涨了46.5%)，远高于CPI上涨幅度。2011年俄罗斯全国平均工业用电价格达到11美分/千瓦时，居民用电价格也达到6.7美分/千瓦时，超过美国和部分欧洲国家电价水平。除电价飙升外，发电侧回归垄断、电网运行效率低下、交叉补贴依旧严重(每年用户之间的交叉补贴额度达到2000亿卢布)等问题也是层出不穷。
以上实践也进一步印证了梯诺尔和Joskow两位学者的观点：在售电侧完全竞争的体制有可能会比垄断体制更加无效;在竞争不完全时，独立售电公司也会延续以往传统垄断售电公司的定价机制，最终导致电价无法下降。那么，我国目前以售电市场放开为核心的电力体制改革，是否也会出现上述国家和地区改革中所面临的问题?如何避免改革过程中可能带来的风险?
三、我国开展售电侧改革的若干思考
对于上述问题产生的原因，让-梯诺尔在其著作中已经有所阐述。电力由于其物理特性，与传统自由竞争的市场有很大差异，如果要形成完全竞争的电力市场，必须具备以下两个条件：
条件一：完全竞争的电力市场要以相对完全、公开化的信息交互为基础。与普通商品交易市场不同，电力市场受到其“产供销”瞬间平衡的物理特性的影响，就目前及未来相当一段时间内的技术水平而言，市场上的信息流通和信息传递无法实现快速、流畅的传导，用户与用户之间、用户与供电商之间也都缺乏先进的信息交互手段。在信息不对称的情况下，市场不但无法形成竞争，反而容易造就售电公司的“结盟行为”，从而形成德州市场那样的“多极垄断”局面。因此，要实现完全自由竞争的市场，及时、流畅的信息交互是首要前提。
条件二：交易费用不能阻碍用户对电价做出及时响应。电价是电力市场中最重要的价格信号，而电价激励政策则是目前应用范围最广泛的需求侧响应手段之一。如果市场中普遍存在交易费用，那么会降低用户对电价的敏感度，从而无法促使用户对电价变化做出及时响应，这必然会降低电力市场的运营效率，也使价格信号丧失其市场导向作用。因此要形成完全竞争的电力市场，交易费用应当比重很小，甚至为零。
从我国目前电力市场及电力工业的发展现状来看，上述两个条件都不具备。那么，如果忽略了我国国情，在短期内推进售电侧的市场化改革，不仅无法实现改革的既定目标，还有可能增加新的问题，形成潜在风险。
潜在风险一：社会普遍服务缺失、居民生活用电成本上涨。长期以来为保证居民的基本生活水准，我国一直对居民用电采取具有社会福利性质的低电价政策，并且通过交叉补贴政策使工业为居民、城市为农村和偏远地区用电提供电价保护。但售电侧放开后，如果相关制度设计不能解决好交叉补贴和普遍服务的问题，居民群体和农村地区用户的电价必然深受影响，而这类用户往往是社会的弱势群体，是国家和政府需要关注的对象。一方面，居民用户用电量小、电价低、用电随机性明显，对供电商要求较高和供电成本都相对较高。因此与大用户相比，居民用户的市场竞争力较差，商业化的售电公司一般不愿接受这类用户。而默认供电商由于失去了高电价群体和交叉补贴的支持，成本无法转嫁，则很有可能如同俄罗斯改革，引发居民电价飙升。另一方面，电力工业具有明显的社会公共服务属性，需要履行社会普遍服务职能。售电市场化之后，市场主体都是以利益为驱动力的。中国边远落后地区的供电服务成本高、效益低，售电公司从自身利益出发，肯定都不愿涉及这些地区。那么，由谁来履行社会普遍服务职能，又应该采用何种模式推行，都需要在为售电侧放开“叫好”的同时，引起人们的关注和思考。
潜在风险二：不利于可再生能源发电的扩大再发展。与传统化石能源发电相比，可再生能源发电具有间歇性、随机性、不稳定性等特征，不依赖其他可控电源调节的情况下，其电能质量不如化石能源发电。同时，可再生能源发电的建设、投资、运行成本较高，按成本核定的电价也会较高，如果这些都需要用户来承担，那么可再生能源电能的市场竞争力肯定不足。特别是在售电市场开放后，失去了电网和政府的统一调配和统筹规划，在当前中国发电容量普遍过剩的情况下，化石能源发电将严重挤压可再生能源发电的生存空间，这与我国一贯坚持的低碳发展战略相抵触。
潜在风险三：市场壁垒严重，运营效率低下。多数投资售电公司的民营资本都没有专业技术支撑和市场经验积累，这种技术基础与经济基础的分离特性会出现严重的市场壁垒，这在其他国家的售电侧改革中已经有所体现。一旦市场壁垒形成，新售电企业无法进入市场，则不能形成充分有效竞争，已经进入市场的售电企业有可能形成“共谋垄断”，与传统的垄断形式相比，这种垄断模式更加难以监管，同时使市场运营效率降低，这无疑与售电侧改革的初衷相悖。
四、结语
我们认为，梯诺尔的研究成果和国外售电侧改革的现状对我国电力市场发展具有非常重要的借鉴意义。若缺乏相关完善的制度保障，而盲目推进售电侧竞争性市场的构建，极有可能导致市场效率并未提高，市场价格也未下降，反而剥夺了长期以来我国对居民用电实行的“福利型”低电价政策的后果，这不符合我们改革的初衷。再者，若改革后市场价格不降反升，除非允许国有资产流失，否则新进的售电公司基本无法盈利，这也不是我们设想的改革结果。因此，售电侧市场如何放开，交叉补贴、普遍服务问题如何考虑，市场规则如何设计以维护市场公平和保障市场效率，如何监管多元化市场主体等等问题，都需要引起我们的顶层设计者的关注和慎重考虑。
(作者系华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任)
