关于新一轮电力体制改革路径的探索与思考

当前时点与2002年类似，行业未出现大起大落，电力供需环境宽松，且近年来煤炭价格下跌使得行业盈利状况好转，此时切入电力改革对电力行业产生震动相对较小。另外，在新常态经济结构转型以及十八大以来各垄断行业掀起的改革浪潮背景下，新一轮电改处在较好的政治环境和政策环境中。

2014年10月23日，国家发改委下发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，新一轮输配电价改革试点逐渐升温。11月24日，国务院印发《关于取消和调整一批行政审批项目等事项的决定》，明确取消跨区域电网输配电价审核。

深圳试行独立输配电价，电网盈利模式改变。我国现有输配电价的定价模式为国家发改委按水、火、核、风等分类确定上网电价，销售电价由国家发改委审核价格范围，地方政府明确具体电价，中间的输配电价实际上是由销售电价和上网电价倒推确定。深圳试点新电价机制2015年1月1日起运行，此次试点主要是将现行电网依靠买卖电价差盈利模式，改为对电网企业实行总收入监管(准许成本+准许收益+税金之和)，电网企业按照发改委核定的输配电价收取过网费。继深圳之后，西南、东北等电力宽裕地区也有望陆续推进输配电价改革试点。此外，试点方案还提出将逐步取消深圳市不同电压等级、不同用户类别销售电价之间的交叉补贴。

对于新一轮电改，目前主要存在几个主要的争论点，其一，输配要不要分开。按照2002 年电改方案，输配分离即电网仅保留输电功能，同时配电端引入市场化竞争。

时至今日输配分离仍难成行，笔者认为原因主要有：电网的自然垄断是其客观属性，而电网自然垄断属性背后的行政垄断权力，如市场准入许可权力、标准制定权力、独家电力买卖权力等，才是改革的主要矛盾;输配一体加深，特高压工程使地区之间的电力日益紧密，削弱了区域独立性，强化了国网的垄断控制和统一调度;利益分配，输配分离涉及到两大电网集团的属性定位和职能划分的根本问题，直接关系电网公司及众多单位的核心利益;财务核算，在当前两网输配电一体化和三集五大的电力体系下，各区域之间的输配电业务难以拆分厘清，财务核算工作难度高，输配成本与价格如何定、定多少都是较难解决的问题;输配一体化模式与输配分开模式相比，在电网安全运行、均等化服务、扶持可再生能源、公平竞争等方面优势明显，有助于输配电网融合与坚强智能电网建设，是现阶段符合各方利益的纳什均衡状态。

其二，调度要不要独立。各国电力体制并无定式，受本国国情影响。从国外电力体制情况来看，调度/交易/输电方面存在不同模式：英、德、法等欧洲国家实行TSO模式(交易机构单独分离，调度/输电保持一体);美国ISO/RTO模式及阿根廷CAMMESA模式(调度/交易机构打捆分离，输电独立运营);俄罗斯、巴西、印度等国实行调度/交易/输电三者各自独立模式。

电力调度具有较强的公共产品属性，电网调度独立出电网有利于提高电力监管力度、增强电力市场化，是未来电力体系逐渐走向成熟过程中所必须推进的改革举措。但是结合我国目前电力体系现状，现阶段并不适合将电网调度独立出来，笔者认为原因主要有：我国目前电力体系尚不成熟，电网公司之外没有权威的调度运作机构和体系，贸然推进调度独立容易出现电力体系秩序混乱、调度和电网责任模糊、电网运行效率低下、运行成本增加、电网不再稳定安全等问题;深圳正在试行输配电价核定与电网准许收入模式，在全国范围内的推广仍有较多障碍，难以一步到位，此时调度独立后电网缺乏激励机制，会进一步增加电改的阻力和难度。