【电力】《中国能源报》：外国电网管理体制对我国的启示

电网包括输电和配电两个环节，输电的主要功能是将电能从发电厂输送到远离发电厂的负荷中心，配电的主要功能是从输电环节接受电能并向用户进行配送。输配电网紧密相连,虽然在功能上有所区分，但却难以从资产上准确划分界面。

电网管理体制主要探讨的是输电和配电的组织形态。目前国际上的电网管理体制主要包括两种模式：一是输配分开模式，即输电和配电分别由不同公司拥有和管理，不存在产权联系；二是输配一体化模式，即输电和配电在一个企业内部，可以是一个集团下的不同业务公司，也可以是企业内部的不同部门。

一、从改革的目的看电力市场化改革与电网管理体制的关系

纵观上世纪八十年代开始的国际电力市场化改革，各国电力改革的目的归根结底是通过建立公平开放、竞争有序的电力市场体系，优化电网环节监管，提高电力工业运行效率，推动电力工业可持续发展。

经济学界和各国政府在最初的改革方案设计和优化调整过程中，都充分认识并尊重电力行业独特的技术经济特征，通过在发电侧和售电侧引入竞争来获取改革的绝大部分收益，在输电和配电环节保持政府监管。

电网具有自然垄断属性，在电网环节引入竞争是不现实和不经济的。电网在竞争市场中的基础作用主要体现在提供公平开放的物理平台，在市场化改革中的核心任务是为市场提供无歧视的准入和公平开放。

二、从国际经验看各国电网管理体制选择的一般规律

从各国电力体制改革的实践看，输配电管理体制变革并不是电力市场化改革的必然选项，各国的电网管理体制选择受电网发展历史格局、经济社会发展阶段、尤其是电力工业和电网发展等具体国情的影响，不存在统一模式。

各国电网管理体制的形成受多种因素影响，并不是国际电力体制改革的核心和重点。绝大多数国家的输配分开电网管理体制是历史格局的延续，是适应本国经济发展阶段和现实国情的客观选择，并不是电力改革的产物。例如英国英格兰和威尔士地区，上世纪90年代以前电力行业由中央发电局（包括发电和输电）和12地区供电局构成，改革后形成了发电、输电、配电分环节设立公司的局面；在北欧、北美一些国家和地区，传统上存在市政供电企业负责本地区供电，改革后这些公司自然而然成为独立的配电公司，与输电公司独立；而日本、苏格兰和美国多数州仍保持输配一体化的格局。事实上，由于电力市场化改革实现输配分开的代表性国家和地区主要包括俄罗斯和澳大利亚的部分州，而最具代表性的俄罗斯在2012年5月出现了输配电企业重新整合的趋势。据此可见，在市场化改革中输配电业务并不存在分开的必然性和必要性。

经济快速发展阶段，输配一体化管理是最优制度选择。输配是电力业务链上紧密联系的环节，输配电网具有很多共用系统和部门，在经济快速发展和电网快速扩张阶段，可以通过统一规划、统一建设和统一运行有效减少输配电网间的协调、沟通成本，最大限度的提高电网建设运营效率。据统计，全球150个发展中国家和转型国家中，有137个国家保持了输配一体化管理。

输配一体化通过在发电和售电侧引入竞争可以实现市场有效竞争。日本、法国、德国、韩国等发达国家和美加部分地区在电力市场化改革后仍然保持输配一体化。欧盟为推进电力市场化改革，曾要求输电在2004年底与其他业务分离，以促进批发竞争和跨国交易，配电于2007年底与发电和售电分离出来，促进零售竞争。但随着改革的深入推进，由于法德等国的反对，欧盟第三能源法案规定在满足与发、售电环节有效独立的情况下，不再强制要求输电产权从其它业务中分离出来。日本在保持九大电力公司发输配售一体化的管理体制的同时，在发售侧引入独立发电企业（IPP）和特定规模电力企业（PPS）实现竞争，取得了服务质量提升、电价下降等明显效果，政府和用户等利益相关方满意度较高。

部分曾经主张输配分开的国家也在不断进行动态调整和优化。韩国金融危机后在世行等国际金融机构的引导下制定了改革方案，要求韩国电力公社分阶段实施厂网分开、输配分开，2004年韩国政府在开展深入国际调研后，决定取消输配分开改革；加拿大安大略省1998年出台了新的电力法，要求原垂直一体化的加拿大第一水电公司（Hydro-one）拆分发电、输电、配电业务，1999年发电资产分离后，政府对实施输配分开的必要性进一步研究，认为输电和配电业务具有较强的协同效益，允许新的Hydro-one公司保留输配一体化体制。之所以出现这种趋势，主要原因是输电和配电都具有自然垄断属性，两项业务不存在利益冲突，盈利模式、监管方式相同，通过一体化可以获得较强的协同效益。

近期俄政府宣布将重归输配一体化，值得我国研究和深思。近期，俄罗斯政府表示，计划将跨区域的配电集团（MRSK）与俄联邦输电网公司（FGC）合并，组建集输电和配电一体化的国有电网公司。MRSK与FGC均是俄罗斯电力体制改革的产物。按照2003年电力改革方案，俄罗斯在2008年7月完成了电力行业的彻底分拆，发、输、配、售、调度、交易各环节完全独立。俄罗斯政府此次拟推进输配电合并，是期望通过产权合并和一体化管理，促进电网发展、提高运营效率、提高供电质量和可靠性。俄政府表示，合并后可以通过实施统一的电网技术标准和管理政策，优化投资项目，促进俄电网的发展和现代化，提高整体供电效率，提高电价和收入监管效率；通过输电和配电之间的交叉补贴解决“最后一公里”的用户供电问题，提高供电质量；通过企业内执行统一的投资、预算、经济和人力资源政策，更加有效地控制成本、提高企业运行效率和财务能力。俄罗斯作为前苏联遗产的最大继承国，与我国在国土面积、供电范围、经济结构、电网结构、企业性质等方面具有极强的相似性，其在改革上的反复值得我国深思。

三、从我国国情看科学电网管理体制的选择

我国经济社会正处于转轨时期，发展阶段和基本经济制度与西方国家有着本质区别。我国是以公有制为基础的发展中国家，正处于经济社会较快发展的社会主义初级阶段，产业结构不尽合理，能源供需呈逆向分布格局，能源安全问题比较突出，城乡、区域经济发展很不平衡，电力工业面临着艰巨的发展任务。

我国电网管理体制的选择，应紧密结合具体国情，在坚持市场化改革方向的同时，从有利于保障能源电力长期可靠供应和电力工业可持续发展，有利于确保电网安全，有利于促进能源资源大范围优化配置的角度出发，统筹兼顾、审慎决策，尽量避免因为改革出现反复而影响国计民生。

我国正处在国民经济和电力工业较快发展阶段，促进发展仍是电网管理体制改革的主要目标。国情始终是选择电网管理体制的首要因素，国际改革经验充分表明，盲目脱离国情的改革将阻碍经济社会发展。目前，我国正处于城镇化、工业化加速发展阶段，能源和电力需求将持续较快增长，据测算，“十二五”期间我国全社会用电量年均增长分别为8.2%，年均电网投资将超过3000亿元，发展任务十分繁重，迫切需要发挥一体化管理“集中力量办大事”的体制优势，统筹安排输配电网投资建设，实现各级电网有机衔接，推动电力工业科学发展。

发挥输配一体化体制下的电网协同优势，是我国保障电网安全的制度优势。输配电网共同承担着维护电力系统安全的责任。输配一体化体制下，电网企业通过统一调度和标准化建设，有效减少了因信息隔断、技术水平差异、工作流程差异等造成的系统性风险，避免配电网事故波及输电网而演变成大停电事故。多年来，我国电网在网架薄弱的情况下，没有发生大的安全事故，就是充分发挥了输配电一体化管理的优势。

充分发挥大电网资源配置功能，通过输配一体化促进区域、城乡和经济社会统筹发展是我国的现实需求。我国能源消费与资源禀赋呈逆向分布格局，90%的煤炭分布在中西部地区、67%的水电分布在西南地区、83%的天然气分布在西部、96%的陆地风能分布在“三北”地区，而东部地区能源消费量占全国的比重为43%，迫切需要能源电力资源的大范围、远距离输送。输配电一体化管理，有助于统筹规划和建设“两端”电网，构建统一的能源资源配置平台，促进区域经济协调发展。

同时，电网管理体制还应该满足电网智能化、能源绿色化的未来发展要求。可再生能源和智能电网的发展，已经使传统输电和配电资产的功能发生了改变。大量分布式风电、光伏发电等可再生能源的发展，使得配电网从单向流动向双向流动改变，如德国大部分可再生能源接入配电网，除用户及周边供电外，每年有300-400小时向输电网送电；智能电网的发展也将增强用户与电网、各电压等级的互动关系，输配电网将进一步融合，将在市场中共同发挥输送平台的作用，输配分开将人为割断这种联系，不适应未来发展需求。

在我国诚信体系、法律体系等尚不完善，契约精神相对缺失的背景下，贸然实施输配分开，将增加系统安全风险，造成无序发展局面，推升电网发展成本。

一是影响电网安全稳定运行，降低事故防范和灾后恢复能力。拆分后的企业规模小、力量弱，抗击重大自然灾害和重大保电任务的能力被降低。2008年遭受严重冰灾的湖南郴州电网，2008年遭受严重地震的汶川等6个地方电网，2010年遭受地震的玉树电网等，都是在大电网的帮助下才能及时恢复供电的。

二是部分配电企业可能失去可持续发展能力。现阶段，我国许多中西部县市企业严重缺乏自我发展能力，中央电网企业向部分地市供电企业的趸售电价甚至远低于从发电企业的购电价格。过去十年我国农电发展的经验表明，中央电网企业直管的供电企业总体发展水平高于其他供电企业。2010年，中央电网企业直管县电网平均投资额超过代管县24%，人均售电量是代管县的1.5倍。如果输配分开，很可能重现“两改一同价”前的“天价电”、“人情电”和“关系电”等管理乱象。

三是制约输配电网协调发展，降低电网投资运营效率。我国厂网分开后，市场主体增多，行业规划协调难度陡增。实行输配分开，市场主体将更加分散，统一规划更难以推进。目前，四川、陕西、广西等省（区），由于存在多种电网体制，出现了同一电压等级重复建设、不同电压等级线路布局不合理、变电容量不匹配等系列问题，浪费了资源，破环了电网规模经济性和自身发展规律。

四是增加管理协调成本，可能推高电价水平。过去改革中已出现管理机构大量增加、管理人员占比升高的现象。模拟测算表明，我国实行输配分开将因管理重构增加固定成本500～1100亿元，日常生产协调成本增加5％～38％,约130～640亿元/年，成本的上升最终需要通过销售电价进行传导。

综合考虑我国国情，我国可以在保持输配一体化管理的同时，通过持续推进相关机制改革，实现电力市场化改革的目标，确保电力工业健康可持续发展。一是以电价机制改革为先导，建立科学合理的电价体系。建立独立的电网环节电价；理顺发电和售电环节的市场化价格形成机制，通过市场竞争确定发、售电价，形成完整的电价传导机制，让电价反映资源稀缺程度和市场供求关系。二是通过售电侧放开，构建多买方-多卖方市场竞争格局。改革初期，开放大用户的购电选择权作试点，中远期，随着合理输配电价形成机制的建立和销售电价交叉补贴问题的妥善处理，逐步放开中小用户选择权。三是通过加强政府监管与企业自律，实现电网公平开放和信息公开。逐步理顺政府管理体制，切实转变政府职能，健全监管法律法规体系，严格防范价格操纵、无序投资和恶性竞争行为，确保电网公平开放。引导和督促电网企业强化管理创新，实现电网和企业经营信息公开和成本透明。