解读 | 影响电改落地的电网体制障碍及破解思路

中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》实施四年来，在输配电价核定、电力交易中心组建、发用电计划放开、增量配电业务改革试点等方面都取得了明显成效，但同时也面临着不少的问题和困难，尤其是电网体制改革进展缓慢，制约着各项改革的进程，进一步深化改革，推动电改真正落地，必须还原电网企业功能定位，破解制约改革进程的体制障碍。

（来源：微信公众号“能源杂志”作者：能源杂志）

新一轮电改进展与不足

新一轮电力体制改革开展以来，在各方共同努力下，取得了明显成效，主要表现为：

一是省级电力交易机构组建全面完成。全国各省份均建立了电力交易中心，其中广州电力交易中心和山西、湖北、重庆、广东、广西、云南、贵州、海南等8 省（区、市）电力交易中心进行了股份制改造，为电力市场化交易搭建了公平规范的交易平台。

二是输配电价改革实现省级电网全覆盖，为多方直接交易奠定了坚实基础，截止2018年10月，全国累计核减电网企业准许收入约600亿元，降价空间全部用于降低工商企业电价，有效减轻了实体经济负担。

三是售电业务放开积极推进，截至2018年8月，全国在电力交易机构注册的售电公司达3600家左右，为电力用户提供多样化的选择和服务，有效激发了市场活力。先后推出了四批共404个增量配电改革试点项目，售电侧市场竞争机制初步建立。

四是有序放开发用电计划，市场化交易规模明显扩大，电量占比日益提高。2018年全国电力市场化交易电量约2.1万亿千瓦时，市场化交易电量占售电量的比重接近40%。

五是市场交易规则体系初步建立，市场交易日趋活跃，各种市场化交易密集开展，初步实现了交易的常态化。

在看到电改取得显著成绩的同时，也应看到现有的改革还主要是围绕健全完善电力市场交易体系而展开，侧重于机制建设和行业管理，致力于培育新的能源服务形式和新的经济业态，而在体制改革上动作不多，尤其是涉及电网体制改革的力度不大。

但电网是现代电力系统的核心，是电力市场建设的物质基础和载体，电网管理体制改革是整个电力体制改革的重要组成部分。并且中发9号文对电网企业的功能进行了重新定位，明确了改革的方向和原则，提出要“遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能。

改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况，电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务。”

然而截止目前，电网体制改革进展不大，尚未实质改变电网企业输配售一体的现状，主要体现在以下方面：

一是电网企业盈利模式未根本改变。尽管中发9号文中明确提出要改变电网公司以上网电价和销售电价的价差作为收入来源的盈利模式，但实际情况是，电网企业并没有强制性退出售电业务，并且电网企业的售电业务无论是规模还是市场份额，都是其他售电主体难以企及的，配售电收入仍然是电网企业的主要收入来源。

二是交易机构独立工作滞后。截止2018年底，各省组建的电力交易中心大多数仍为电网企业的全资子公司，即使已进行股份制改造的电力交易中心，电网企业的持股比例依旧过大，处于绝对控股地位。电力交易机构尚未实现独立规范运行，也没有真正成为“发”、“输”、“用”三方平等合作、公平竞争的规范化社会资源配置平台。

三是调度与交易机构的职能分工及相互关系不明晰。调度是电力资源配置的重要手段，其本质属性是配置社会资源的公权力，建立公平竞争的电力市场交易体系需要调度机构独立。

但本轮电改方案未涉及调度独立问题，实践中调度与交易机构的职能分工与关系也未完全厘清，导致调度机构和交易机构的工作不协调，电力市场交易的公平、公开、公正性难以保证。

电网体制改革滞后是制约电改进程的关键因素

电力体制改革是一个复杂的系统工程，包括发电体制、电网体制以及与之相关的配套机制建设等诸多内容，并且各项改革之间紧密联系、互为条件、相互制约，需要强化顶层设计、同步协调推进，才能达到预期效果。

而目前电网体制改革与电力市场建设、输配电价核定、售电侧放开、发用电计划放开等工作进展的不同步、不协调，实际上割裂了电力体制改革的系统性和完整性，不利于电力体制改革的顺利推进，也必然影响改革的整体效果。

具体来说，当前电网体制改革滞后已成为制约电改进程的关键因素，主要表现在以下方面。

（一）配售侧合格市场主体难以形成

新一轮电改的核心是形成“管住中间、放开两头”电力体制架构，实现发、用两侧市场主体的自主选择和自由交易，在发电侧已实现充分竞争的条件下，放开售电侧市场准入，形成售电侧充分竞争的格局就成为问题的关键，而实现售电侧市场竞争的前提是要培育出合格的市场主体，给其公平竞争环境，让其有发展空间，使其有盈利模式。

然而当前电网体制改革不到位，电网企业没有放弃原有的配售电业务，并且掌握着输配调度权和交易机构的绝对控股权，在售电侧拥有人才、技术、用户资源等方面的先天绝对优势, 这使得在电力市场中，电网企业与其他新进入配售电领域的市场主体力量差距悬殊，难以以平等的地位和相同的起点进行公平竞争，也难以真正达到配售电市场化的目的。

从全国各地售电公司的经营情况看，尽管各试点地区售电企业如雨后春笋般涌现，但直至今日，除了广东的售电公司比较活跃以外，其他省的售电公司进入市场并能游刃有余的少之又少，真正有电可售的可谓凤毛麟角，各地售电市场最终还是以“大用户直接交易”为主要内容。

在增量配电业务改革方面存在同样的问题，目前，我国已经推出了四批试点，项目达到404个，而且后续试点仍在不断批复中，但真正落地的项目少之又少，真正运营的增量配电业务改革试点占比不足10%。

增量配电改革试点进展举步维艰的根本原因也在于电网原有的管理体制没有改变，社会资本无法与电网企业形成真正的公平竞争。

（二）输配电成本难以厘清

输配电价改革是新一轮电改的重要内容，也是系统推进电力体制改革的重要基础。中发9号文提出建立独立输配电价体系和输配电价形成机制，改革和规范电网运营模式，按照“准许成本加合理收益”的原则，核定电网企业准许收入和输配电价水平，设立平衡账户主要用于平衡输配电价结构等。而厘清输配电成本，是实现上述输配电价改革思路的第一步，也是关键一步。

虽然目前我国已经完成了涵盖输配电各个环节、全部领域的顶层设计，并完成了首个监管周期内的输配电价核定。但在电网管理体制改革不到位，电网企业仍是集电力输送、电力统购统销、输配调度为一体的情况下，输配电价改革始终缺乏财务独立核算的支撑，购销差价依然是看不见的黑洞，导致没有办法准确核算电网的真实成本，也就没有办法制定合理的输配电价，也就谈不上所谓的电价改革。

因此，输配电价改革必须和电网管理体制改革同步进行，置于一个框架内协调推进，才能最终形成由市场发现价格的机制和体系，也才能推动电改方案真正落地。

另外，目前电价构成中存在的交叉补贴也对电网企业的成本起到了“遮挡”作用，导致难以彻底厘清电网企业的输配电成本，也导致电价改革在现阶段无法实现完全的市场化，这在一定程度上牵制了售电侧输配分开的市场化改革，阻碍了售电侧改革实现售电市场放开的进程。

国家连续两年强制一般工商业电价降低10%，事实上是在难以厘清电网企业输配电成本的情况下做出的无奈之举。

（三）电力交易机构难以真正独立

交易制度安排是世界各国电力市场化改革的核心和要害，也是现代电力系统重要的公共环节。要实现发用电各方自主交易和电价由市场决定，重要的是要有一个专门的、公平、公开、透明的交易场所和平台，为此需要建立独立的电力交易机构。

而目前我国的电力交易机构大部分仍为电网企业的全资子公司，或者电网企业处于绝对控股地位，这使得电力交易机构难以实现真正的独立，事实上沦为电网企业的产品交易中心，而不是社会化的电力要素资源配置平台。

另外，在电网企业功能定位转变不到位，调度机构仍然控制在电网企业手中的情况下，电力交易机构独立的实际效果也必然大打折扣。这是因为交易机构的运营完全依赖调度机构的信息和系统支持，如果调度机构不配合，很多工作的开展，甚至市场的正常运作都会出现问题。

在调度机构隶属于电网企业，并且调度和交易的职责分工不明晰的情况下，电网企业可以借助调度指挥、方式安排、信息管理、交易服务这些重要的公共权力与公共资源以及信息不对称优势和各种技术性手段谋求不当利益，从而直接影响到电力市场交易的公平和公正，使交易中心的独立运行成为一句空话。

这种情况下的独立事实上是一种“假独立”，反而将强化垄断利益集团的势力，不符合社会对新一轮电改的期待。

电网体制改革的基本思路

电网体制是电力体制改革无法绕过的环节，已成为制约电改进程的核心体制障碍，已经到了非改不可的程度。对于电网管理体制，世界上没有统一的固定模式，各国都是从自己的国情出发，根据各自的现实环境与条件，遵循自然规律，选择适合自己的模式和路径。

我国的电网体制改革必须要从实际出发，充分学习借鉴国际上的改革经验教训，因地制宜设计符合我国国情的电网管理模式。统筹考虑具体国情和现有电网体制，建议根据中发9号文确定的“管住中间、放开两头”的思路，按照市场化的要求建立输配分开的电网管理体制。

改革的核心思路是要着力推动实现“两分开、两独立”，即所有权和经营权分开、输电网和配电网分开、配电主体独立和交易机构独立。

所有权和经营权分开是指在保持现有电网公司电网资产所有权不变的基础上，将省级及以下的输配电资产经营权逐级委托给省级及地市政府管理。由各级政府按照市场化的方式选聘经营管理者或者进行股份制改造。

输电网和配电网分开是指实现输电网和配电网功能的相互分离、主体地位的相互独立。输电企业和配电企业共同作为电力市场主体与电力用户通过输电网和配电网进行电能买卖活动。

输配分开后输电网和配电网各有各的功能定位和发展目标，输电网要建设成为一个枢纽型、平台型、共享型的现代化电网，配电网要建设成为以分布式能源为基础的能源互联网，一个具有高度垄断性和统一性、一个具有相对竞争性和分散性。

配电网独立是指在输配分开、所有权经营权分开的基础上，在配电侧进行混合所有制改革，引入社会资本，把配电网经营主体打造成合格的市场主体，参与电力市场竞争。

交易机构独立是指对各省的电力交易中心进行股份制改造，使之完全独立于电网企业，真正成为社会电力资源配置平台，而不是企业的产品交易中心。实施以上电网管理体制改革思路的具体路径如下。

（一）构建“两级架构、省为实体”的输电体制

考虑到我国电网覆盖范围大、电压等级（电网结构）层次多的特点，建议建立“两级架构、省为实体”的输电网络结构，即将输电网络纵向剖分为两个层级：跨省（区）输电网和省内输电网。

跨省（区）输电网由统一的国家电网公司运营管理，专营全国范围内的跨省（区）输电业务，从技术上协调跨省（区）电网的电力平衡，保障全国范围内（省间）的电力调度、交易及安全运行，实现全国范围内（省间）资源的最优化配置。

同时，国家电网公司负责全国电网国有资产管理，在其内部设立输配电资产运营公司，作为所属省级输电资产和配电资产的中央级次出资人代表。

省内输电网交由省级政府管理，但其资产所有权仍归国家电网公司，是国家电网公司的全资子公司。省级电网公司接受省级政府的领导，接受国家电网公司的业务指导，负责建设运营省内输电线路，协调省内电力平衡，保障省级电网的安全稳定运行，实现省内电力资源的优化配置，但不直接经营配售电业务。

改革后，国家电网公司和省级电网公司还原其电网公司的功能定位，主要从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务，起到“电力输送通道”的作用。

也就是说，改革后的国家电网公司和省级电网公司将失去其本不该有的、非企业的、非市场的职能，从盈利性单位变为公用事业单位，不再以上网电价及销售电价的价差作为收入来源，不参与配售侧市场竞争，只按照政府核定的输配电价收取“过网费”。

（二）实现配电网的独立规范运行

实现输配分开、配电网独立规范运行是打破原电网企业垄断经营，培育市场竞争主体，构建公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系的必由之路，也是电网适应能源转型，满足分布式能源大规模快速发展的现实需要。同时，十八届三中全会提出的混合所有制改革也为配电网独立规范运行和加快发展提供了新的思路和有利条件。

改革的思路是将原电网企业所有的配电资产分离出来，交由省级政府管理，并由地市级政府按照省级政府的委托将其与各级地方政府所有的配电资产以及社会资本所有的配电资产进行混合所有制改造，大规模引入多元化的社会投资主体或配电网经营者，组建规范的、独立的地市级配电有限责任公司或配电股份有限公司，使之成为合格的配售侧市场主体，参与电力市场竞争。

在推进配电网独立规范运行过程中，考虑到配电网的自然垄断属性，为了保证电力市场体系的有序建设，需要同步加强以下两方面的工作。

一是加强配电网建设规划，配电网的自然垄断属性决定了在一个配电区域内只能有一个配电网。因此，为避免重复建设，地方配电网建设必须纳入中央和地方各级政府的统一规划，实行“统一规划、分别实施”。

二是加强输配电网的公平无歧视接入监管，以保证电网对所有电力市场参与者提供无差别的接入服务，做到所有市场参与者的接入需求只由价格因素决定，不受其他因素影响，且定价方式对所有市场参与者相同。

（三）实现交易机构独立

电力交易机构的组织形态是建立电力供需双方有序的供求市场,形成“ 多买多卖”市场格局的必要条件。与电网体制改革相对应，需要同时构建均衡有序、相互制衡的市场交易平台体系。

理想情况下，电力交易机构应该和电力调度机构一体化，同时完全独立于所有的市场主体之外，类似于美国的ISO（Independent System Operator），才能公平、公正、公开地开展电力市场建设。

但根据中国的国情，当前立刻实现调度交易中心完全独立并不现实，而应该采取循序渐进的办法，先实现交易机构的独立，待时机成熟再考虑实现调度交易的一体化共同独立。

现阶段应加快推进对现有各省电力交易中心的股份制改造，建立科学的公司法人治理结构，合理设定参股股东构成和股权比例，保证参股各方的力量均衡、有序，实现交易机构的独立规范运行，使之成为公开透明、功能完善、主体多元的电力交易平台。

这样既减少改革的阻力，又在现有体制下迈出改革关键的一步。同时，在当前调度机构尚未独立的情况下，政府必须以法规的形式明确规定调度和交易的职责，明晰二者的关系，建立健全双方交流联络、信息共享的机制，以避免电力市场交易结果执行过程中的二者争论不休，难以运作。

完善电网体制改革配套制度和机制

电网体制改革是一个系统工程，既需要设计科学合理的体制架构，还需要同步完善相关的工作机制，并使二者相互协调配合，才能最终形成结构合理、运行高效的电力市场体系。

（一）健全完善电力市场交易规则

形成“管住中间、放开两头”的电力市场体系，除了具备合格的市场交易主体和独立的交易机构外，还需要进一步完善电力市场交易规则，明确各市场参与主体之间的权利和责任关系，确定电力市场交易的实现方式。

由于全国各地实际情况的差异，目前建立全国统一的交易规则体系并不现实，而应由国家相关部门制定全国统一的原则性规定，总体上把握市场建设的方向和原则，各地在此基础上，结合各自实际，在尊重电力系统物理属性的原则下，根据各地资源禀赋、电网结构、用户特点和负荷特性，完善各自的电力市场交易规则，着力推进电力中长期交易、辅助服务市场及现货市场。

（二）妥善处理电价中的交叉补贴

建立市场化的输配电价形成机制需要妥善处理电价中的交叉补贴问题。对此，首先应当明确照顾低收入群体的承受能力，支持重点行业和关键领域的用电成本等是政府部门的职责，而不是电力企业的义务，过去长期存在的电价中的交叉补贴事实上是由电力企业承担了本应由政府承担的社会功能。

其次，由于交叉补贴存在的长期性、复杂性，不可能一蹴而就的解决，现阶段完全取消电价中的交叉补贴是不现实的，也不可行，应当采取循序渐进的方式，随着电力市场化体系的完善而逐步解决。

当前，应由省级政府结合发电上网电价市场化和售电价格市场化的改革进程，因地制宜地逐步剥离和厘清工商业电价中隐形的交叉补贴项目，在此基础上统一测算形成补贴标准，统一核定到电价，由省级电网公司代省级政府统一征收，并向社会公布，接受各方监督，将交叉补贴分级并透明化，改隐形暗补为明补，将市场行为与公共事业分离开。

同时，通过逐步提高居民价格完善阶梯电价机制，逐步减量并最后取消对居民电价的补贴。

（三）充分发挥电力市场管委会作用

电力市场管理委员会是电力市场主体成员的自治性议事协调机构，在电力市场建设、交易规则制定、市场运营监督、市场秩序维护、市场主体合理诉求反映等方面发挥着重要作用。

目前我国虽然很多省份都建立了电力市场管委会，但在市场主体资质、管委会组织结构和具体工作机制方面存在差异，同时，各省管委会建设在执行层面的进度参差不齐，诸多省份尚未建立科学合理的工作机制，导致市场管委会的作用没有充分发挥。

因此，应进一步明确电力市场管委会的功能定位和职责，完善相关工作机制，使管委会更好的发挥作用。

一方面，要设计科学合理的市场管委会组织架构和工作机制，规范管委会运营，提高市场管委会的议事决策能力和自我管理能力。

另一方面，强化市场管委会的市场监督功能。基于各省电力市场建设情况，建立与之相适应的市场监督规章制度体系，不断规范市场管委会的整个监督流程和程序，同时，加强电力市场运营监督过程的信息公开，增强监督的透明性，以提高市场主体参与交易的积极性，保证电力市场的开放、公开、竞争与高效。

（四）建立政府部门协同监管机制

推动电网体制改革，建立完善电力市场体系，需要各级政府有关运行、能源、价格和能源监管等部门的相互支持与配合，形成工作合力，共同推进。

建立相关政府部门的协同工作机制，一是要明确具体工作牵头部门。以相关法律法规规章和部门“三定”规定为主要依据，明确工作中不同工作任务的牵头部门和会同参与部门，增强各部门落实工作的责任感。

二是要明确相关部门职责分工。根据相关部门的主要职责，明确各部门在职责边界事项中的任务分工，根据分工承担相应责任，杜绝推诿扯皮现象。

三是要建立完善协调配合机制。由牵头部门负责协调相关部门通过联席会议、事前会商、联合督查等方式方法建立健全协调配合机制，保证工作实效。

四是要建立日常信息共享机制。充分发挥联席会议统筹协调作用，规范相关信息资源开放、共享、交换、利用机制，实现监管信息的互联互通。

上述电网体制改革的思路并非标新立异的构想，基本是上一轮电改准备实施而未实施方案的深化和完善，只是在今天能源转型的大背景下，显得尤为必要和迫切。只有尽快实施输配分开的电网体制改革，才能最大限度激发各方的主动性和积极性，进而推动电力体制改革按照预定方向前进并快速达到目标，反之，则会使各项改革进程举步维艰。