近年来，随着供给侧改革的深入和电力生产能力的相对过剩，降电价成为了电价政策的重要主题。今年初，国务院常务会议聚焦优化营商环境，激发市场活力和社会创造力，特别提出大力推动降电价。降电价虽然能够降低用户用电成本，促进国民经济和社会发展，但是，在电力企业盈利水平并不高的情况下，降电价也降低了电力企业的收益，对电力生产运行产生不利影响。这种两难的局面不仅影响了政府降电价政策的制定和执行，更让电力企业感觉到无奈，甚至放弃应对降电价政策的主观努力。那么，是否存在不损害电力企业利益的降电价方案呢?
简单地分析很容易得出否定的答案，事实上，长期以来我们仅仅把降电价作为调整电力供应链上不同主体之间利益矛盾的工具，而较少想到降电价可以也应该通过提高效率实现，甚至产生共赢的效果。就像其它商品市场有薄利(即降价)多销的成功例子一样，确实存在能够提高资源配置效率甚至提高电力企业收益的降电价方案，这种降电价方案应该成为当前我国深化电价改革和供给侧改革的首选。
降电价政策的依据
要寻找有效率甚至共赢的降电价方案，首先必须把降电价的依据说清楚、弄明白。总体上看，目前我国降电价政策首先就没有把依据说明白。
目前我国用于交易结算的电价可分为两大类：一类是政府管制电价;包括上网电价，输配电价和销售电价;另一类市场竞争定价。按结算的电量规模，目前我国政府管制电价仍然占主导地位。政府降电价政策主要适用于管制定价，即降低上网电价、输配电价和销售电价。
理论上，政府管制定价及调整包括降电价必须遵守严格的计算方法和规则。比如，如果采用准许成本加合理收益定价方法及规则，降电价政策的依据必然是电力企业的实际收益率超过了准许收益率(实际政策规定中用准许收入并不对)。而从目前政府有关降电价的政策说明中，有关电力企业成本和收益率水平的计算结果及合理性分析并不多，现有的解释更多讲的是需要，如电能是工商业用户最为敏感的生产要素，尤其是在钢铁、有色、化工、建材等高耗能产业中，电费是产品生产成本的重要构成，降电价有利于降低这些企业生产成本，促进国民经济和社会发展，但需要并不等于现实政策。考虑到电力工业的国有性质，与其说是电力企业降电价，让利于用户或社会，不如说是政府通过降电价这种方式间接地补贴其它行业。因此，目前的降电价不属于政府电价政策的决策，而是政府经济政策的决策。
实际上，不能说近年来降电价政策完全没有定价依据。2016年1月1日起，全国燃煤发电上网电价和一般工商业销售电价平均降低3分/千瓦时，就是根据调整后的煤电联动机制计算确定的;国家价格主管部门做过精确的测算，各省执行时考虑非经济因素分别做了调整，总体上看遵守了规则。由于经济发展速度相对减缓和产业结构调整等原因，近年来我国电力生产能力相对过剩越来越明显，发电机组利用小时逐年降低，电力系统负荷率也不高。在这种背景下，政府在政策框架内通过调整参数，比如在输配电价中把权益报酬率降低4%到最低值，从而降低输配电价或销售电价，释放减少投资的信号，控制电力项目投资规模和建设速度，这是合理且可行的政策选择。如果按国民经济和社会发展需要降电价，甚至把降电价所产生的成本降低额作为管理任务，不仅不合理，也不利于探索更加积极和有效解决问题的办法。
两种降电价模式
与一般商品定价甚至其它公用品定价不同，电价非常特殊和复杂，需要进行非常专业的管理，否则会产生巨大的、可能难以察觉的经济和社会损失。总结国内外政府降电价的做法，笔者认为主要有两种模式。
第一种是以历史成本(收益)为基础的、静态的、零和的、被动的和无效率改进的降电价模式。主要做法是：政府对受管制电力企业已经发生的成本和收益进行评估，如果收益率明显超过事先规定或者特别认可的标准水平，则执行降电价政策，直至使其收益水平符合认可标准。这种降电价的依据是政府管制政策，实际结果是对电力供应链上不同利益主体，包括用户的利益按照合理性原则进行调整。在国家层面上，这种降电价使不同利益主体的利益有增有减，并且在数量上相等，没有产生直接的净收益，即零和的结果。另一方面，这种降电价模式一般较少考虑降价后市场主体的经营行为变化及其企业收益的变化，所以，还具有静态的特点;如果降电价后引起相关利益主体经营行为和收益的较大变化，甚至影响电力工业安全可靠运行，这种静态的特征就会体现得十分明显。由于这种降电价是针对已经发生的不合理结果而采取的措施，属于被动的电价调整;同时，也不会产生效率改进。
这种降电价模式的有效性取决于对电力企业收益的合理水平的判断是否准确。事实上，这是一件非常困难的事情。目前我国输配电价改革明确采用了准许成本加合理收益的办法，对电网企业权益和负债的准许收益率做了具体规定，姑且不说权益收益率可以在较大的范围内(4%)的变化，关键是准许成本采用了最简单的合法性和相关性的判断，即只要是政府批准了的项目且与电网生产经营直接相关的成本支出，都计入准许成本，而没有实际利用率的要求。由于电力工业本身的专业性、信息不对称的原因和电力项目本身存在的前置性因素等，政府对电力项目投资实际上很难作出科学判断，这样就必然会造成与A-J效应不同的另一种投资过剩效应。由于这个原因，国外电力工业管理采用“小政府、大监管”的体制，美国能源监管系统有大量的专业人员，并且还大量利用第三方机构参与监管工作。
第二种模式是基于未来成本(收益)的、动态的、共赢的、主动的和有效率改进的降电价模式。由于电价实际上是面向未来制定和执行的，根据历史会计信息所进行的调整自然就存在根本性缺陷。即使要考虑已经发生的信息，也应该综合考虑未来电价执行时的生产经营信息及其可能引起的生产经营变化信息及结果。充分估计电价政策执行引起的生产经营行为变化后按照最优目标制定电价，是这种模式的重要特征。电力工业是资本密集型产业，电价对企业资本投资决策(企业固定成本)有直接影响，只有看到电价影响和决定固定成本，同时固定成本又直接影响甚至决定电价的这种循环关系，才能得到在保证电力安全可靠供应基础上的最低固定成本及最低电价。这种经过整体最优设计的电价是降电价的底线，也是降电价政策的理论依据，是一种主动的电价调整行为。特别值得注意的，与第一种降电价模式会导致一方受益一方受损且大小相等的零和结果不同，第二种降电价模式会提高资源配置的效率，可能产生双方甚至多方受益(或者至少不受损失)即共赢的结果。
第二种降电价模式的有效性直接取决于电力生产能力利用的程度。当电力生产能力利用不充分时，就可以通过电价政策设计和其它的综合措施，优化生产组织方式，引导电力企业和用户改善经营行为，提高电力生产能力的利用率，并将由此产生的净效益在相关利益主体中分享，这样既降低了电价，又提高了效率，实现了共赢。进一步分析，这种模式的核心在于充分认识和挖掘生产能力利用的潜力。生产能力利用程度越低，降电价的潜在效果也越明显。但是，政府和企业在生产能力的利用程度上存在矛盾，国有企业有扩张和做大的内在追求，会充分利用信息优势淡化生产能力过剩及其危害，夸大生产能力不足的概率和风险损失，引导政府接受自己的主张，维持生产能力过剩的状态，因此，实施这种降电价模式需要政府主导。
有效率甚至共赢降电价模式的可行性
理论上，电力工业不仅资本密集，而且是重要的基础设施，在使用上有严格的同时性要求，需要大量的备用设施，固定成本使用，并且占有的比例和规模较大，对电力生产经营成本及其电价水平有直接决定作用。因此，在保证电力供应安全可靠的前提下提高电力生产能力的利用率，正确处理安全可靠供电与经济供电的关系，是电力工业管理包括电价管理的重要内容，甚至也是国民经济管理的重要方面。正是由于这个原因，国外管制电价理论和政策特别重视固定资产不足或过剩的研究和监管，定价方法中强调只有适当的固定资产才可以从准许成本回收，并获得准许收益，政府定价规则中对有效资产的核算有非常严格规范的程序和标准。包括对安全可靠供电责任的履行方式，如果在极端情况下供电设施的利用率很低或供电成本很高，引入可中断电价可以在用户放弃用电需要的情况下提高电力生产能力的利用率，实现基于经济合理性的供电义务。
目前我国电力生产能力存在明显的绝对利用不足问题，这是设计和实施有效率甚至共赢降电价方案的基础。与我国经济发展理念和增长方式转变的改革相适应，我国电力工业也正在经历从外延发展为主向内涵发展为主的根本转变。客观地分析，我国电力工业的技术效率与国外先进水平相比并不差，但是，在管理效率方面，却存在较大的差异。在电价管理上，长期以来，由于多种原因，我们习惯于第一种降电价模式，而对第二种降电价模式却相对陌生，结果形成一方面电价水平相对较高，另一方面电力生产能力利用率又较低的矛盾现象。2016年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为3785小时，是1964年以来的最低值。部分省级电网年负荷率不足70%;由于居民用电增加的原因，这个数据还有降低的趋势。个别省级电网全部电力用户平均负荷率只有15%左右。这些数据都说明，我国电力生产能力利用率明显较低，有很大提升空间。但是，在已经出台的基于准许成本加合理收益定价方法的电价政策中，对固定资产利用率没有提出要求，如果区域电网包括特高压电网不输送一度电也能够通过容量电费收回全部成本并获得收益，这种机制必然会造成投资过剩或者生产能力利用的严重不足。
我国电力生产能力利用也存在相对利用不足问题。电力安全可靠供应与经济性有替代关系，一定程度的安全可靠性可以使电力供应的综合成本最低，应该成为最优的选择。不计成本提高供电质量，实际上付出了生产能力的充分利用的代价。即使在严重缺电时，我国也不采用可中断电价等政策，这样必然会形成不理性的高成本和高电价。近年来居民用电对系统最高负荷产生了决定作用，一些省在发电利用小时很低的情况下出现了供电紧张，我们没有反思居民用电由于交叉补贴等原因而过度消费对电力系统最大负荷的影响及降低系统负荷率引起的潜在经济损失，仍然不计代价地增加投资适应这种不合理的负荷特性。这样，不仅失去了降电价的空间，反而会产生涨电价压力。考虑这种相对利用不足隐藏的空间，第二种降电价模式更有必要性。
事实上，我国电价政策实践中已经采用过第二种降电价模式，比如分时电价政策在我国已经广泛应用，可以明显降低最高负荷，提高电力系统负荷率或利用率，降低发电和电网容量投资，从而也降低了电价。不过，与国外相比，我国没有将分时电价政策上升到实现政府管制目标的理论高度而加以认识并自觉和系统地应用。我国分时电价政策的使用还不够，分时电价的种类少，电价水平考虑用户价格弹性不够，削峰填谷的效果不明显;而且分时电价局限在销售侧而不是发电侧，对生产的调节不直接。
寻找有效率甚至共赢的降电价方案
针对目前我国电力工业和电价改革的实际情况，有效率甚至共赢的降电价方案至少可以从以下三个方面设计。
首先，在销售电价中推行可选择负荷率电价改革。根据对几个省级电网的调查统计，目前我国电力用户的负荷率很低，导致配电设施的利用率较低，配电成本相对较高。如果能够提高用电负荷率，就可以减少或延缓配电设备投资，从而降低成本。根据可选择定价理论，可以根据负荷率的大小对用户进行分类，比如分为高负荷率、中负荷率和低负荷率三类，分别制定高容量电价，低电量电价;中容量电价，中电量电价;低容量电价，高电量电价三个电价套餐，由不同负荷率的用户选择不同的电价套餐。在激励相容机制下，不同类型用户会按照电费支出最小的原则选择对应类型的电价套餐。更重要的是，在电费支出最小的目标激励下，低负荷率用户会通过调整用电行为，提高用电负荷率，同时选择中或者高负荷率电价套餐，降低电费支出。换句话说，可选择负荷率电价的改革可以通过提高配电设施的利用率降低配电成本，降低电价，实现有效率甚至共赢的结果。
其次，要对输配电价定价中的固定成本核定提出利用率的要求。在不降低电网企业收益的情况下降低输配电价，唯一的实现途径就是提高输配电资产的利用率。实际上，政府在专项工程输电定价的政策中，已经提出了利用率的要求。要沿着这个思路继续走下去，即使不对已经运行的输电项目提出利用率要求，也要对新建的项目提出利用率要求，从而真正建立起有效资产有效的机制。当然，利用率标准的设计上要考虑项目的前置性和使用年限差异等。如果能够保证输配电资产得到充分利用，输配电价的降低就不会影响或者较少影响电网企业的利益。专项工程的输电价格也适用采用两部制，并且容量电费要足够高，电量电价足够低，这样有利于专项输电工程的充分利用。利用率提高后，才有可能降价。输配电价也可以进行结构性改革，至少分为接网费和公用网络使用费两个部分。有了接网费，公用网络的电量电价更低，更有利于网络的使用，从而提高电网利用率，为降低电价提供空间。
最后，加大需求侧管理力度，充分运用电价机制引导用户合理用电，提高电力系统负荷率。比如针对居民用电对系统高峰负荷的影响，对居民电价实施分时电价，对高于基本生活用电的电量按实际用电成本定价，抑制尖峰需求，提高负荷率。还要推行可中断电价改革，在保证电力供应中引入经济性分析和成本效益分析，在较少降低用户用电效用的情况下较大地降低电价，让用户获得净效用，产生类似降电价的效果。
