电改攻坚战：输配分开不是将大垄断变为小垄断

　　深化电改的攻坚战

　　不能依托“运输”垄断来垄断电力购销

　　文/史立新

　　输配分开是我国电力发展中“躲不开、绕不过”的关键问题，应当按照《电力体制改革方案》(国发［2002］5号文件)确定的方向，攻坚克难，加紧推进。

　　输配分开不是将“大垄断”

　　变为“小垄断”

　　输配是输电和配电业务的总称，它作为发电企业与电力用户间的唯一联系纽带，是电力产业链的核心和关键环节。形象地来看，输电企业不直接从事电力购销业务，仅提供电能输送服务，以收取“过网费”方式取得收入，相当于“运输公司”；而配电企业主要从事电力购销业务，以电力购销价差取得收入，相当于“百货公司”，其配电网的电力配送业务类似于“送货队”，只有在别人利用其配电网输送电能时，才扮演输电业务主体的角色。

　　电网的技术经济特征决定其具有自然垄断属性，但这种垄断只限于电力“运输”环节，不代表“购销”环节的垄断，更不能依托“运输”垄断来垄断电力购销。在输配业务同属一个电网企业情况下，输配分开在形式上表现为电网企业的分拆重组，本质上却是对输配电业务组织模式的重新调整，应立足于电力发展全局，着眼于输配电体制改革来理解输配分开的内涵，认为输配分开只是将“大垄断”变为“小垄断”的观点是片面的、错误的。

　　输配分开的意义在于，打破配电环节的“独买独卖”垄断，有效监管输电环节的“独家运输”垄断，建立能确保电网无歧视开放和电力公平交易的电力调度和交易组织体系，为充分发挥市场在电力资源配置中的基础性作用提供体制保障。

　　电力体制改革的卡脖子环节

　　国际经验表明，输配分开是建立双边电力交易市场的基本前提，是电力市场化改革无法回避的重要问题。我国也不应例外。2002年我国实行的电力市场化改革，实现了“厂网分离”，打破了过去发输配高度一体化模式，迈出了改革的关键一步。但由于输配分开迟迟没有启动，多项后续改革也不能及时跟进，旧的秩序被迅速打破，新的秩序又难以建立，电力体制改革被“卡”在中间而无法深化，导致新旧体制摩擦日益严重，各种矛盾日趋突出。主要表现在：

　　电力市场难建立。输配合一的体制下，电网企业集电网资产运营、电力系统调度、电力交易结算于一身，对发电厂是买方垄断，对电力用户是卖方垄断，发电企业和电力用户没有选择权，阻断了电力供求双方直接交易关系。输配不分开，即便实现了竞价上网，充其量也只相当于独家垄断企业的招标采购，市场作用空间很有限，厂网分开的改革效果难以体现。

　　一是难以培育购电主体。电网企业作为电力购销环节的垄断经营商，往往从其自身利益出发，依靠所掌控的行业垄断资源，排斥其他配电主体，为发电企业与电力用户直接交易(大用户直购)设置障碍。

　　二是难以保证公平交易。电网公司既拥有输电、调度、交易的功能，本身又是购售电市场主体，难以保证公平、公正和透明的电力市场交易秩序，发电厂、电力用户等相关主体的合法权益难以得到保障。

　　电价体系难理顺。市场经济体制下，电价包括购销电价和输电电价，其中输电电价相当于“运费”，应实行政府监管定价；购销电价包括上网电价和销售电价，则应逐步放开，实行市场定价。目前通常提到的输配电价，准确地说应是输电价。在输配合一体制下，无法建立这样的电价体系。

　　一是从输电电价看，即便制订了输电成本核算规则，但由于输配电业务属于同一个企业，输电和配电业务的主体边界由企业决定，加之电网企业垄断财务信息，信息不充分、不对称，政府监管的难度很大，合理成本定价缺乏体制基础。因此，能否形成监管下的独立输电价格并不取决于技术方案，而主要在于体制。

　　二是从购销电价看，对电力这种基本产品而言，只要市场保持“独买独卖”格局，政府就应实行价格监管。

　　三是从价格传导看，没有透明、合理的独立输电电价，电煤价格到销售电价之间无法建立起传导机制，这是导致煤电关系不顺、价格联动机制难以实施的原因之一。因此，输配分开是影响电价的一个关键因素，能够“挤掉”进入输电电价的不合理成本，并且为购销电价实行市场定价奠定基础，而并不在于能否绝对降低电价。

　　发展方式难转变。电源与电网建设不协调，配电网滞后于输电网，农村电网滞后于城市电网，是电力发展面临的突出矛盾。一个主要原因就在于输配合一的体制。

　　一是发电领域已实现了投资主体多元化，地方和社会投资者参与程度较高，但电网基本还是独家建设，融资渠道单一，投资相对不足，特别是配电投资相对更少。目前社会投资者很难进入电网，地方政府也正在淡出，电网发展只能更多依赖中央企业债务融资，财务风险增大，可持续性令人担忧。

　　二是1998年的“两改一同价”改革使我国农电发展取得了长足进步，但在输配合一体制下，政府与企业、中央与地方在农电发展上的权责不清晰，农电普遍服务补偿机制也缺乏实施基础，难以建立发展的长效机制。

　　三是由于电网企业规模巨大、业务面很广、关联性强，缺乏竞争机制，容易导致降低成本、改进服务的动力不足，对企业经济效益和行业发展质量都会造成一定负面影响。另外，由于目前没有形成有效的电力市场，电价不能反映资源稀缺性和环境成本，市场在电力节能减排中的作用空间有限，只能更多地依靠行政手段，市场化的节能减排机制难以建立。

　　改革是一个制度变迁过程，“路径依赖”效应十分明显。上世纪80年代至今，电力改革按照市场取向不断深化，经历了“放宽准入、多家办电”和“政企分开、打破行政垄断”两个阶段，目前正处于“重构市场结构、提高市场绩效”的第三阶段。

　　2002年的厂网分开成功地开启了第三阶段改革，按照国发［2002］5号文的战略部署，与其接续的核心步骤应是输配分开。但是，由于长期以来在输配电体制改革问题上存在较大分歧，改革推动力也不足，输配分开一直没能取得实质进展，导致深化电力体制改革步履艰难而陷入“僵局”。因此，必须按照国家“十二五”规划的要求，稳步开展输配分开试点，把电力体制改革不断推向深入。

　　如何实现输配分开？

　　输配分开的核心是重组输配电业务组织模式，分拆电网企业只是手段，绝不是为了分拆电网而输配分开。建议选择有条件的区域先期开展综合试点，然后逐步扩大、稳步推进、深化完善。

　　总体思路是：分拆电网企业，打破电力购销环节垄断，培育多家购电主体，建立确保电网无歧视开放和电力市场公平交易的电力调度与交易体系，提高输配电效率；理顺中央、地方政府对输配电的管理关系，推进输配电企业投资主体多元化；形成有利于对输配电业务实施有效监管的体制环境，消除输电价格中的不合理成本，建立科学的输电价格形成机制，为理顺电价体系创造条件；推动农电体制改革，建立农村电力社会普遍服务机制，促进农村电力发展。

　　输配分开模式。国际范围看，多数电力市场化改革国家都不同程度地实行了输配分开，其过程不存在重大技术障碍，也不会影响电力系统安全。由于各国国情不同，采取的输配分开模式也不相同，归纳起来主要有三种：一是功能分离，即输配电业务在财务上实行分开核算，但其业务组织属于同一家公司，如日本等国家。二是结构分离，即输配电业务由不同的两类企业负责，但这两类企业的产权属于同一个控股公司，比如法国、丹麦等国家。三是产权分离，即输配电业务各自独立，输电和配电企业的产权分属不同的主体，如英国、澳大利亚、俄罗斯、巴西、阿根廷等国家。三种模式中，产权分开最彻底，但对现行体制冲击也最大；功能分开尽管对现行体制冲击小，但在培育购电市场主体等方面的作用较小，而且对监管能力有很高的要求。结构分离介于两者之间，尽管分离得不彻底，但能基本满足改革目标，对监管要求和操作难度适中。综上，应实行“两步走”方式，近期采用结构分离模式，然后再适时推进产权分开。

　　电网企业的分拆重组。整合电网公司输电资产和业务，组建一个由中央政府管理的国家输电公司，下设若干区域性输电公司，负责国家骨干输电网的建设、运营。改组省级及以下电网公司，将省电网公司改组为中央与地方合资的省级配电公司，地级和县级配电公司作为省级配电公司的子公司，负责建设、运营辖区内的配电网，并作为独立市场主体从事购售电业务，承担电力社会普遍服务职责。地级和县级配电公司的设置可以根据统筹城乡与区域发展的需要，打破行政区划限制而因地制宜地确定。

　　输电、调度、交易组织的模式。建立新型的电力调度与交易体系是输配分开必然要涉及的重要事项，关键要将电力调度和交易职能独立于购售电主体。目前通常采用有三种模式：一是独立系统运行商模式，即调度与交易一体并独立于输电公司，如美国的ISO/RTO模式等。二是输电系统运营商模式，即调度机构与输电公司为一体，交易机构独立，如欧盟国家的TSO模式。三是“三分离”模式，即调度机构、交易机构、输电公司各自独立，只有巴西等少数国家采用。综合比较各种模式的优缺点，结合我国实际，应采用第二种模式，调度机构属于输电公司。其他相关方面的改革。一是研究制定基于监管定价的输电成本核算体系，明晰计价成本的范围和标准，建立独立的输电价格形成机制。二是合理界定政府与市场、中央与地方政府的电网投资范围，建立分类指导的电网投资体制。结合电网企业重组，推进电网企业投资主体多元化。三是深化农电体制改革，完善农电社会普遍服务政策，建立促进农电可持续发展的长效机制。(《瞭望》 单位：国家发改委经济体制与管理研究所)