第一篇：电力体制改革路径之争 全国一张网还是区域电网
下一步，路在何方？
电力改革三周年之际，一场由电监会组织的调研即将在全国展开。
12月17日，作为参与调研的电力专家，原中国电力企业联合会秘书长陈望祥告诉记者：“这次调研的直接目的就是想厘清电力体制改革的路径之争，即到底应该发展‘全国统一一张网’还是‘优先发展区域电网’。”
此前一周，国家发改委、国土资源部、国家环保总局、国家电网公司联合召开了一次工程评审会，我国首条“山西晋东南-河南南阳-湖北荆州”的100万伏交流特高压实验示范工程可研设计最终获得通过。
这条特高压线路将联系华中电网和华北电网，而国家电网公司的远景规划是通过特高压电网的建设，最终形成“南北互供、全国联网”的格局。
陈望祥反对盲目上马特高压电网。他说，如若特高压电网获准，将直接意味着“五号文件”确定的“优先发展区域电网”的改革路线在实践上被否定。2002年4月，国务院下发了被业内称之为“五号文件”的《电力体制改革方案》(国发[2002]5号)。在这个文件中，“建立竞争、开放的区域电力市场”和“厂网分开、竞价上网”一起被确定为电力改革下一步的主要任务和原则。
因此，应不应该建设特高压电网，已不再是单纯的技术之争，更是中国究竟应该发展一张全国电网还是发展区域电网公司的电力改革路径之争。
陈望祥说：“这不仅关乎电力体制改革的未来走向，也关乎中国未来的能源规划”。
为何建设特高压
此次电监会组织的调研，不仅是对前一阶段区域电力市场建设和发展的梳理和总结，更是为明辨日趋激烈的特高压电网之争提供决策的依据。调研的主要内容包括：各区域电网中省与省之间的电量交换情况、区域电网所起的作用、区域电网之间的电量交换情况等。
所谓“特高压电网”，是指1000千伏的交流或±800千伏的直流电网。中国在改革开放之前的电网主要是220千伏。目前，中国的长距离输电和世界其他国家一样，主要
采用500千伏的电网。
今年2月，国家电网公司宣布将加快建设“以特高压电网为核心的坚强国家电网”。
早在“山西晋东南-河南南阳-湖北荆州”的100万伏交流特高压实验示范工程可研设计获得通过之前，总投资约15亿元的750千伏输变电工程——西北750千伏青海官亭至西宁输变电工程，就已经通过了国家电网公司主持的可行性研究报告审查；而国家电网规划中的第二条100万伏输电线路(安徽南部至上海)的前期工作也在紧张进行中。
国家电网公司更是将特高压电网列入其“十一五期间主要任务”。国家电网公司总经理刘振亚高调表示，加快建设以特高压电网为核心的坚强国家电网，是国家电网公司的重要使命。
为什么要建设特高压？国家电网公司认为中国的煤炭、水能资源分布极不均衡，2/3的水能资源在西南，2/3的煤炭资源在西北，而能源需求的2/3则来自东部，这种供需格局决定了必须在全国范围内优化资源配置。
由此，国家电网公司提出，与其将煤炭和石油从西部运到东部，不如采用远距离输电。特高压电网具备大容量、长距离、低损耗的特征，其输送距离可达到2000公里以上，代表了当今输电技术的最高水平。
今年3月21日，国家电网公司将建设特高压电网的设想汇报给国务院有关领导。尔后，国务院同意抓紧特高压实验示范工程的前期研究，尽快启动实验示范工程。
此后，国家电网公司开始在不同场合提出建设以特高压电网为核心的国家电网发展规划，其目标是力争“到2020年前后，国家电网跨区域输送容量占到全国装机总容量的25%以上”。
反对之声
然而就在特高压电网前期工作紧锣密鼓展开的同时，反对之声也日趋猛烈。
今年5月25日，中国投资协会集中了几次座谈会的专家意见，向国务院提交《关于发展特高压电网存在的问题和建议》的报告，其中列举了“十大问题”、“两点建议”。三天后，国务院领导作出批示，建议发改委会同国家电网公司进一步研究论证特高压电网的问题。
在中国投资协会提交的报告中指出，没有国家能源和电力中长期规划作依据，各方面对建设特高压电网普遍表示十分怀疑。理由包括：在西部建设大型煤电基地，水资源矛盾十分突出，对环境造成的负面影响不容忽视。提高现有500千伏电网的容量问题，国内外已有成熟经验，不应成为建设100万伏特高压电网的理由。相反，建设特高压需要巨额资金投入，而前景尚不明朗，其节约土地资源的结论又未经充分论证。因此，决策需慎之又慎，切忌匆忙上马。
这份报告认为，虽然“国家电网承担着优化资源配置方式，保障国家能源安全和促进国民经济发展的重要作用”。但是，资源优化配置并不仅局限于“必须”在全国范围内优化配置，“必须”从西部和北部大规模输电到中东部地区。
陈望祥说，资源优化配置首先要看资源落不落实，能不能利用，经济不经济，以及要考虑到环境保护，生态平衡各方面的条件。在晋、陕、蒙、宁严重干旱和荒漠化地区建设大型煤电基地，面临的首要问题是水资源问题。据中国煤矿规划研究院调查，全国13个煤炭基地，98个已开发，正开发和待开发的矿区，有70%矿区缺水，其中40%严重缺水。
对于国家电网公司“西电东送，南北互供”的提法，陈望祥指出，长距离输电的损耗远比运煤要大，因此业内向来有“近送电，远运煤”之说。至于东南部地区电力紧缺的难题，也可有多种解决方式，比如发展核电就是途径之一。
此外，报告还对超高压电网提出的电网引导电源建设提出了批驳。陈望祥表示，电源规划、电网规划是主体中的专项规划，而“特高压国家电网”是电网专项规划中的专项规划。从我国几十年电网发展史看，220千伏、330千伏和500千伏超高压区域电网都是随着大水电站和大火电厂的建设逐步形成和发展起来的。
原水利电力部生产司的电网工程师蒙定中也认为，100万伏的特高压电网在技术上还不成熟。“世界上只有前苏联和日本建设过部分线路，目前都在降压运行。”他建议对中国是否搞特高压电网再做论证。
全国一张网还是区域电网？
“电网体制改革的焦点就是全国一张网还是发展区域电网。” 陈望样认为，特高压电网建设投资巨大，势必抑制区域联网的建设，最终可能是打破区域限制，形成全国一张网。这与2002年国务院“五号文件”确定的发展区域电网的目标显然相悖。
“自去年年底以来，区域电网公司的权利已被逐步削弱了，目前只有一些调度权。” 陈望祥提出，应该按照“五号文件”的要求，组织具有法人权利的区域电网公司。
在陈看来，中国的六大区域电网是随着火电站、水电站的建设逐步形成的，符合市场的需要，“搞全国一张网并没有很大的必要性”。事实上，目前华北电网与华东电网，西北电网与华中电网，这些区域电网之间已经可以互相供电。“区域电网之间保持相对独立，又互相有联通，足以确保能源安全。从长期看，应当加强区域电网的建设。”
相关数据显示，目前我国区域之间电量交换只占总电量的2%，大部分是区域内省与省之间的电量交换，约占全国总电量的15%到20%。
在记者的采访中，一些区域电网的负责人在谈及“特高压电网”时均三缄其口。而某区域电网人士则私下向记者表示，电力体制改革走到今天，下一步该何去何从，他们自己心里也没底。
第二篇：如何打破电力体制改革僵局 消除电网垄断权力的路径选择
如何打破电力体制改革僵局 消除电网垄断权力的路径选择
(作者供职于国家能源局，本文仅代表个人观点)2012-5-2
3近些年，煤电矛盾愈演愈烈，局部“电荒”此起彼伏，社会各方面对电力体制改革问题议论颇多，其中要求电网企业打破垄断、输配分开、调度独立，实现电力市场竞争和电价市场化的呼声较高。但也有部分人士认为，以上改革震动大、成本高，会危及电力供应安全，带来一系列不可预知的后果，不宜盲目推进。还有人认为，电力是关系我国经济命脉和民生的基础性行业，电力体制不应照搬国外模式，而应强化国有资本控制和政府管制，甚至对2002年以来厂网分开的成效和必要性提出了质疑。由于各方面认识不尽一致，电力体制改革陷入了进退两难的困境。
要从以上众说纷纭的争论中拨开迷雾，达成对电力改革方向和路径上的共识，找到积极稳妥、操作性强、成本较低的改革办法，关键是要理清目前电力体制下最需要解决的问题是什么，到底遇到了什么根本性障碍，是不是必须对电网拆分才能形成电力市场竞争?
一、当前电力改革的主要矛盾和任务
从现实情况分析，我国电力体制目前最突出的矛盾是，由于电网企业拥有独家买卖电的特权，加之所有电价均由政府管制，使电力市场中两个最重要的主体，即发电企业(生产者)和电力用户(消费者)被制度性“隔离”了，不能直接“见面”进行市场交易。发电市场的供给、成本变动和价格信号不能及时传导到用户，用户的需求信息也不能直接反馈给发电企业，市场机制发挥不了作用，上网电价和销售电价均不能及时调整到位，电价水平及上下游产品比价关系被人为扭曲。客观效果是，一方面，发电企业尤其是火电企业严重亏损、投资缺乏积极性，新增装机减少，为未来缺电留下隐患。另一方面，低电价助长了高耗能企业的过度发展(由于大量低附加值的高耗能产品出口，实质上是间接补贴了国外用户)，强化了粗放发展模式的惯性，使我国经济社会发展转方式调结构步履艰难、积重难返。同时，居民和其他用户由于电价较低，没有节能的压力和动力。
因此，当前电力改革最紧迫的任务，是创造条件建立电力“多买多卖”格局，使发电企业能与用户直接交易，通过竞争形成电价，电网企业只承担输配电功能并收取相应过网费。其现实意义是，市场机制有了发挥作用的“舞台”，煤炭价格变动及其他成本变动因素能及时反映到用户侧，在电力紧张时能为电价“高来高走”提供市场平台和政策空间，避免用户出高价也买不到电的尴尬，在电力富余时能及时降低电价让用户受益，为从根本上解决煤电矛盾提供制度保障;能有效调节电力生产和消费行为，避免电力供需大起大落;可克服政府制定电价受宏观调控影响、调价滞后或不到位的局限性，也消除因信息不对称带来的公众误解或不满。
二、电网垄断特权的成因及改革取向
如何实现电力“多买多卖”呢?由于电网是发电企业与用户之间产品传输和市场交易的唯一纽带，在现实国情下，关键是要取消或弱化电网独家买卖电的特权，为发电企业与用户搭建直接交易的“桥梁”。为此，首先要剖析电网独家买卖电的垄断权从何而来，又如何打破?
(一)电网垄断的本质是自然垄断与行政垄断权力的交织结合自然垄断是指电网输、配电业务具有规模经济、网络经济和范围经济特征，并具有成本次可加性(独家供应比多家供应成本更低)，从经济学原理看，电网具有典型的自然垄断特征。
行政垄断则表现为电网企业在电力规划、投资、价格、市场准入等方面有较大决策权或影响力，并拥有买卖电的独家特许经营权，换言之，电网具有排它性的市场控制力。以上行政垄断权是从原来政企不分的电力部、厂网不分的国家电力公司继承和沿袭下来的，2002年以来的电力体制改革并未削弱电网这方面的权力，相反，随着电网规模扩大、跨省区输电增加，以及提升电力系统安全等的需要，加上政府有关政策、管理缺失和监管不到位，电网的行政垄断权甚至有所强化。换个角度看，电网企业目前的垄断强势地位，部分是由于政府“不作为”和监管职能不到位造成的。
电网企业借助自然垄断地位扩张市场控制力，使自然垄断与行政垄断权力互相交织和紧密结合，就形成了目前电网企业在电力市场中“一家独大”的强势地位，也引发了社会各方面对电网企业的诟病和误解。通过理性分析不难发现，电网的自然垄断是其客观属性，不应也不可能被打破，因为即使输配分开，也只是一个大垄断变成了若干小垄断，垄断性质并未改变。而附着在电网自然垄断特性上的准行政垄断权，如市场准入、标准制定、独家电力买卖权和电费结算权等，才是问题的症结，也是需要改革的主要对象。政府应抓住这一主要矛盾，做好破解电网行政垄断权的文章，作为新一轮电力体制改革的突破口。
(二)电网企业维系行政垄断的主要工具是电力调度权
当前我国电力调度包括指挥、规划、配置、准入、交易、信息、技术等七类职能，电网企业通过下属的电力调度机构行使相应职权，在电力行业和市场中具有举足轻重的影响力：一是组织和协调电力系统运行，在电力安全方面起决定性作用。二是支配各市场主体利益关系。目前，电力行业厂网之间、厂厂之间、企业与用户之间、中央与地方企业之间、国有与民营外资企业之间，存在多种利益博弈。电网企业可以利用调度手段，通过发电计划和利用小时安排，以及对用户拉闸限电和收取容量费等方式，直接影响发电企业和用户等的权益，同时可利用调度专业性强的特点，规避政府监管和社会监督。三是影响政策法规实施。国家的有关政策措施，如上大压小、发电权转让、全额收购可再生能源等，必须依靠电力调度具体实施，否则难以落实。电网企业正是借助功能强大且无可替代的调度权，制约发电企业并垄断输电和售电权，维系其独家买卖电的市场强势地位。
(三)打破电网垄断的根本举措是剥离以调度职能为核心的行政垄断权
综上分析，电力调度具有较强的公共产品属性，本质上是一项公共行政职能。电网企业目前拥有的很多行政垄断权力，均是由调度职能派生或拓展出来的。隶属于电网的调度机构，自觉或不自觉成为电网企业“谋利”的工具，使其扮演的角色与其公共职能的本质属性之间出现了偏差。事实上，正是由于电网企业承担了以调度为核心的较多公共职能，造成电力规划、管理等领域政府缺位与企业越位并存，在一定程度上导致了我国电力行业一些重大问题缺乏客观评判标准，无形中干扰甚至“绑架”了政府部门的权威决策，出现了是否应该发展特高压交流电网等悬而未决的争议，电力发展周期性波动等积弊也未得到很好解决。
调度机构在电力市场中的作用类似于执法者，而电网企业是电力市场中的一分子，有其自身的利益追求，让电网拥有调度权，相当于集运动员和裁判员角色于一身，不利于电力市场公平竞争和电力行业健康发展。因此，电力调度权不宜由电网企业掌控，而应由政府主导。调度机构从电网独立出来后，政府将得到一个专业、中立的助手，有利于提高我国电力规划和管理水平，也有助于推动电力市场的建设和运行。
三、电网改革路径的比选分析
从目前各方面研究提出的改革措施看，打破电网垄断、建立电力市场大致有三种选择：一是输配分开，二是配售分开，三是调度独立。这三种办法各有利弊，从三种办法中任选其一，再辅之以政府对电力交易有关政策的调整，均能实现电力“多买多卖”的改革目的。但毋庸质疑，这三种办法均有其局限性。
输配分开、配售分开都要对电网组织结构、资产和人员配置进行大“手术”，由于目前输配、配售的功能界面并不十分清晰，三者分离从技术上有一定操作难度;更重要的是，分离后将增加电力交易环节，使内部矛盾外部化，加大管理和交易成本;还会由于分离后彼此职责不清带来电力安全等重大隐患。另外，受目前我国经济社会发展阶段、城乡区域差距等因素影响，在较长时间内工农、城乡间的用电交叉补贴难以完全取消，而配售分开过早地使售电侧放开竞争，将使得交叉补贴难以操作，各地农村电网建设、居民生活用电苦乐不均的矛盾将凸显，会引发新的矛盾。
电力调度独立不涉及电网组织架构的物理性分离，是长远必须推进的改革举措，但现阶段，由于电力市场建设刚刚起步，调度机构彻底独立后，电网企业将不承担电力系统安全责任，调度机构又尚未起建立权威的运作体系，容易出现电网运营责任模糊、调度机构和电网企业在安全问题上相互推诿扯皮、电网利用率下降等问题，最终导致电力安全隐患和系统成本增加。另外，调度独立后，由于输配电价和准许收入等新管理模式难以一步到位，电网企业缺乏激励机制，会加剧改革阻力和难度。
总体看，以上三种办法均是对现行电网运营模式“休克疗法”式的变革，对既有利益格局冲击较大，改革风险和成本较高，不利于平稳过渡，也将使改革决策难以形成共识，从而延缓改革进程。
四、对开启新一轮电力改革的建议
综上，目前有关方面开出的电力改革“药方”均有一定的缺陷，需要另辟蹊径。从现实可行性出发，为促进新一轮电力改革能尽快平稳起步，经权衡利弊，建议采取“渐进分调”的办法，即实施渐进式调度分离的“硬件工程”与渐进式制度调整的“软件工程”相结合的改革举措。
“渐进分调”中的“硬件工程”就是将电力交易机构从电网分离。这是对电力调度独立的一种改良和过渡性措施。从国际经验看，各国由于电力工业历史沿革和体制改革路径存在较大差异，选择的电力市场交易、调度和输电模式也不尽相同。基本模式有三类：一是独立系统运行商模式，调度机构与交易机构合一并独立于输电公司，以美国ISO/RTO模式为代表，加拿大、澳大利亚、阿根廷等也采用这种模式。二是输电系统运营商模式(TSO)，调度系统与输电公司为同一个机构，而电力市场交易由独立的交易机构负责，欧洲大多数国家都采取这种模式。由于这些国家的输、配电业务已经分开，输电公司不参与购售电交易，因此，调度机构隶属于输电公司并不影响电力交易的公平。三是调度机构、交易机构、输电公司各自独立的模式，如巴西、俄罗斯。以上三类模式尽管各不相同，但有一个共同点，即电力交易机构与电网企业独立。所有电力改革先行国家均不约而同地选择了这一组织架构，是值得我们认真思考和借鉴的。
从我国情况看，电力交易职能是电力调度的主要职能之一，目前在各省、区域电网公司内部，均有相对独立的电力交易机构。可考虑将其分离出来，由政府部门直接领导和授权，负责电力市场规则制定、竞争报价、合约执行、电费结算等职责。除电力交易外的电力调度职能仍由电网企业行使，主要从技术角度负责电力交易的安全校核。适应我国目前存在区域和省两级电力市场的现状，可相应在区域和省级分别组建独立的电力交易机构。各省交易机构负责本省内的电力交易，各区域交易机构主要负责跨省的电力交易，各省级电网公司可以“特殊大用户”的身份(代表全省电力用户)参与区域电力市场的购电，促进西电东送、北电南送等跨省区资源优化配置。采取这一过渡模式的优点：一是不用通过输配分开，就为发电企业与用户直接交易搭建了统一、便捷的平台，有利于降低电网的市场控制力;二是不用另起炉灶，电力市场建设和运行管理就有了专业化的队伍和“裁判”;三是电力交易机构独立于电网、电厂和用户，可从组织、制度上保证电力市场竞争的公正、公平性和透明度。
“渐进分调”中的“软件工程”就是对现行电力交易、购售电资质、电价等进行制度性调整，改变相应的“游戏规则”，为电力“多买多卖”创造政策条件。主要实施以下政策调整：一是改变电网监管和业绩考核模式，逐步将电网目前依靠购销电价差获利的模式转变为收取过网费或核定准许收入模式。二是政府对电网服务、成本、价格严格监管，核定独立的输配电价，作为电网收取过网费的依据和标准。可实行各区域、省级电网间“对标”管理，按先进水平制定“领跑者”输配电价标准，促进各电网企业主动创新提高技术管理水平，也防止其获取超额垄断利润。三是按电压等级和用电容量强制分批开放大用户与发电企业进行双边交易，电价由双方协商或政府组织统一竞价形成，中小用户暂维持现行由电网统购统销的办法。同时，赋予全部趸售电企业及其他独立于省级电网的供电企业(主
要为县级及以下农村用户供电，类似国外的配售电公司)直接购电的权力，将开放电力市场与农村供电改革统筹考虑，以避免因当前“单兵突击”孤立解决农村电力体制问题，而为今后建立统一电力市场制造障碍。由于工业等大用户用电占总用电量的70%左右(包括趸售电将达80%以上)，实行双边交易后，这部分电量即实现了电价由市场形成，这样就打通了发电与终端用电价格及时传递的渠道，将使困扰多年的煤电价格矛盾迎刃而解。而居民、农业等中小用户在维持电价相对稳定的前提下，也可通过实行阶梯电价等制度，合理反映市场供求变化状况。
实施上述改革后，电网企业独家买卖电的特权将自然消除。这使电网企业丧失了部分既得权力，但反过来也会形成一种新的“制度激励”，使其更专注于输配电主营业务的管理，不用费心考虑与发电企业、用户等的利益瓜葛，有利于从机制上提升电网运营和安全保障水平。
以上“硬件工程”与“软件工程”相结合的改革办法，由于不需对电网实体结构进行拆分，也回避了电力调度独立可能引发的安全隐患问题，总体看改革震动小、成本低、风险可控、是当前情况下推动电力体制改革重启的捷径选择。
在此基础上，改革中后期，可根据电力发展需要和市场发育程度，循序渐进、因地制宜，适时推行调度独立、输配分离、配售分开等改革，进一步挖掘电网企业细分管理、降低成本的潜力，并逐步放开中小用户与发电企业双边交易，实现发电、售电环节充分竞争。
值得关注的是，输配分开、配售分开都不是当前打破电网垄断的必要条件，但其实施有利于培育多元化竞争主体，也有利于加强监管降低电网运营成本。未来输配分开、配售分开即使实施，也应与引入多元化投资主体(如鼓励地方政府、民营资本、外资等参控股配售电公司)、同步实施售电市场竞争结合起来，才有改革的价值。若分开后不能配套进行产权重构和市场竞争，则必要性不大，相反会带来电网安全隐患以及交易成本增加等问题，留下类似厂网分开的后遗症。因此，当前不宜盲目、匆忙推行。相比而言，“渐进分调”的改革方法则显现了其现实可操作的优点。
五、政府管理方式的配套改革
由以上分析可知，当前电力体制的主要矛盾和症结不是电网自然垄断本身，而是政府相关制度设计带来的行政垄断权。因此，在实行电力交易机构独立、构建竞争性电力市场的基础上，更重要的是对政府自身管理电力的理念、内容和模式进行变革。当前应重点从以下几方面入手：
一是将本应由政府行使的电网规划、标准、并网准入等行政权上收，避免出现政策缺位和管理“真空”，使电网回归到企业的本来角色，不再承担行政职能，真正按现代企业制度去履行职责。
二是规定并监督电网对所有用户和发电企业(含分布式能源、自备电厂)公平、无歧视开放，制定新能源、可再生能源和分布式能源电能质量、并网标准以及调度
管理办法等相关规章，为其上网消纳及可持续发展提供好的政策环境。
三是创造条件逐步放开能由市场竞争形成的电价，如上网电价和工商业用户的销售电价，使市场机制充分发挥作用。在过渡时期，对政府制定的电价，也应建立科学合理、调节灵活的价格机制。
四是统筹制定并预先公布电力建设规划以及土地、环保、能效等准入标准，逐步有序放开新建发电项目的市场准入，简化电力项目审批程序，使项目业主自主决策、自担风险，避免“跑马圈地”等恶性竞争。
五是区分电力企业的生产经营和公共服务职责，实行不同的考核办法。建立政府主导的电力普遍服务新机制，对居民、农业生产及边疆偏远地区用电优惠等政策性、公益性支出主要由财政“买单”，逐步减少交叉补贴，变暗补为明补。
(作者供职于国家能源局，本文仅代表个人观点)2012-5-23
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