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”规划即使在方法论上有探讨的必要，从可应用性角度的价值也待考。
　　未来需要的规划，是一种基于“问题解决方案”的演化模式。针对目前电力系统存在的诸如输电阻塞、调峰不足、短路电流等问题提出边际上的解决方案。涉及省间与区域间的部分线路走向与设计，具有一定的外部性影响(规模经济、整体潮流影响等)，需要超越小地理尺度的规划，中央政府可以做一些协调与决策指导。省为实体并不会对这个程度的规划产生大的不利影响。
　　省网实体相对灵活，可为进一步改革与重组奠定基础。笔者认为，全国统一电力市场的提法大而不当。没有地理范围更小的竞价市场的建设与经验积累，更大的市场无从谈起。任何实时联动的市场，都基本是从小的市场一步一步扩大、连接而成的。小尺度的电力市场的运行，发现了不同地区的电价水平与结构特点，省级间电力市场连接并同步运行，增强电力市场设计的能力与监管经验，建立更大地理范围的电力市场必要性才能被理解。全国电力市场，这将是第一步省级电力市场建设之后的事情。
　　当然，整体思路上拆分电网，并不意味着31个省份都需要这样。南方电网公司作为我国上一次改革的试验田，有其特定的改革探索目的；华东电网联络比较紧密，地区间差异也比较小，电力市场构建地理覆盖范围大一些技术上也容易操作，这都可以作为更大的资产单位。但是，有些区域，其拆分为省级公司，将激发其巨大的活力，帮助其形成正确的电力结构与能源结构，比如辽宁的风核非化石系统、甘肃的风光可再生系统，四川的水天然气系统。这些地区由于资源禀赋丰富，将拥有低到美国中西部地区的电价水平，对本地的经济发展与外送电力到其他省份(某些时段与节点，基于本地需求充分满足的前提下)形成巨大的激发。