电力系统在2002年厂网分开后，通过超常规发展，基本解决了缺电问题，经营管理能力也得以显著提高，国内电力系统尚能较健康地运营。这一方面是因为我国电力系统基础较好，另一方面则源于电力行业各企业的管理水平提升，运营效率显著提高。

目前，我国电网标准已经开始逐步融入国际标准，电力装备制造企业也已经具备比较强的竞争力。但与此同时，电力体系遗留的问题和矛盾在行业高速发展中，不但没有较好解决，反而变得越来越严重。

遗留问题主要体现在电价体系的僵化使得发电企业的稳定持续发展能力脆弱，导致周期性缺电与过剩反复出现;发电与输电关系不协调，区域性电荒与窝电并存;输电网与配电网之间不协调，配用电设施落后;我国以相对粗放的方式，建造了世界上最大、但效率相对低下的电力工业体系。

应该看到，我国电力大多数配套产业都已具备市场化条件，但全系统总体社会化水平仍然相对较低。历史遗留的大量多经与集体制企业为电网企业承担了大量的设备生产、科研、劳务等产品，由于并未参与市场公开竞争，加之早期电网财、物权分散，又缺乏监管，造成电网、多经及集体制企业经营不规范，增高了电网建设的成本。

新挑战不断涌现

毋庸置疑，高效清洁能源利用是未来的趋势，而要真正以市场化而不是靠部委与政府“批条子”方式提高系统效率，不仅必须有公开、透明的电价体系，还必须有能无歧视地响应参与者需求的电力系统。而电价体系的真正梳理，在现行电网的结构与模式下又很难有实质性的进步。

随着今后分布式电源接入低压电网，大量的低压电网将变成有源电网，电力流将从传统单向变为双向，过去相对简单的电力调动和电网管理已无法适应需要。

未来，中国的能源安全或许更多的不用考虑某类资源的何时耗尽那样久远，而是过度对外依存，长期势必造成其价格暴涨而影响国内相关产业的承受力。我国缺少中长期稳固的能源政策，在2002年电改之前，电力能源政策的讨论主要纠结在对电力投入的超前度上。国内电力工业，早期有很长的阶段纠结于弹性系数，到后期形成了“电力需要适度超前”的行业共识。而对于电力在未来中国能源战略中的定位以及电力系统的长期发展模式，国内则缺乏一以贯之的清晰战略和规划。

国内上一轮电力改革在电力需求放缓的背景下推出，而海外主要国家的改革，也一样在电力需求放缓、经济发展进入一个平稳时期的情况下启动。当前国内经济增速放缓，能源需求增速进入一个相对平缓期，进行的适当、适度改革的外部条件，也基本具备。

国外主要改革模式介绍

全球上一轮电力改革是在全球经济发展到一个时期和经济学思潮大变化的背景下出现的。二战后，世界上许多国家电力系统以国有垄断经营体制为主，或实施严格监管的私人垄断经营，一体化垄断经营对促进行业快速发展发挥了重要作用。

但随着电气化的普及，电力及终端能源消费增速趋缓，到80年代之后，发达国家电力市场的供求关系逐渐发生了变化。同时，电力企业长期在垄断体制下经营，普遍效率低下，电力发展所需的资金和补贴使财政负担越来越重。

与此同时，西方经济学理论出现变迁，新自由主义逐步取代凯恩斯国家干预主义，并从理论上论证传统自然垄断产业引入竞争的可行性，这对电力行业垂直一体化自然垄断的观点带来了巨大挑战，以英国为代表的发达国家，先后开始以引入竞争、打破垄断为主要内容的市场化改革。在上世纪90年兴起的电力改革大潮中，具有代表意义的是英国、法国、北欧、美国、日本等电力市场。

以英国电力改革为例，其改革推动较早且较为激进，从早期POOL模式改进为NETA、BNETA模式。POOL模式中所有交易均需通过Pool实现，Pool以电力库购买价格PPP购电，以电力库销售价格PSP售电。由于Pool中的电能价格存在不确定性，因此交易双方需通过签订金融差价合同 CFD或EFA共同承担价格风险。金融差价合同只是买卖双方的事情，合同内容与电力交易中心无关。

为克服Pool模式中存在的问题，新的电力市场模式NETA于2000年12月开始运行。设计NETA模式的出发点是降低批发电价，保证即时和长期供电可靠性，促使价格透明，用户真正参与价格的制定过程;促进发电市场公平竞争，鼓励对环境型发电项目进行投资。

后期为了缓和供需矛盾，英国电力管理办公室提出了新的改革设想，即对英格兰电力体制进行改革，建立统一的英国交易输电协议BETTA。该模式的实施始于 2005年4月，其主要优点在于进一步消除垄断，降低运行成本;提高了英国电力批发市场的竞争程度，促进了苏格兰地区的竞争;市场参与者可与任何地方的其他参与者签订合同，自由交易。促进可再生能源发电、资源合理配置。

从英国电力改革的历程来看，电力改革最终打破了垂直垄断，通过“厂网分开、输配分离”促进发电和供售电领域的竞争，并合理控制自然垄断的输电行业的利润率，这也是世界各国电力改革的共同趋势。

法国电力改革比英国晚，从某种意义上讲，法国电力改革是在欧洲一体化下被动改革的产物。欧盟于1996年和2003年分别就开放电力市场做出规定，确立了欧洲电力市场的法律框架。电力市场也必须实行全面竞争。这样法国电力公司需要调整自己的市场结构，为进入欧盟其他国家能源市场创造条件。

讨论法国电力的改革，其实就是在讨论EDF集团的改革。EDF集团拥有法国94%的发电装机，100%的输配电业务，集中发电、输电和配电业务于一身。改革后EDF仍然是一体化企业集团，但输电、配电业务以子公司形式独立运营，且受到国家严格监管，EDF与法国政府签订合同，承诺家庭用电电价涨幅不高于通胀率，并承诺逐步提高公司运营效率。

同一时期，一些发展中国家，如阿根廷、智利、巴西等，由于政府投资能力不足，基础设施薄弱，政府期望通过改革引入竞争、吸引国内外私有投资进入电力工业，以加强电力基础设施建设，也取得了一些成就。

渐进式改革或为现实选择

不难看出，各国电力市场改革，通用的做法是将垄断限制在较小范围，保留真正意义上的垄断环节，对具有明显公共性质的全国性(区域性)电网，实行政府监管下的经营，将电力行业的其它环节(发电和售电)放开竞争。

世界主要发达国家，从上世纪90年代先后对其电力系统进行了改革，我国在1998~2002年中也进行了改革的尝试。但外国的改革尝试，并没有得到普适模式;而12年前国内的改革试探，也没有找到能形成共识的改革方向。而且，过去10年又涌现出了新能源、新负荷、能源安全等新问题。

目前，对照外国改革改革实践以及国内电力体系现状，有几种改革思路呼声较高，一种是在现有区域网基础上，进行横向切割，此外还有根据电网层级横向分割，将输配电网分离。这两种模式背后，都有其理论、实践及利益群体的支撑。

理论上看，横向切割有助于厘清输配电成本、削弱电网垄断，但也存几个比较严重的问题，首先可能会增加交易成本;其次，还可能引起安全稳定问题，印度、美国的大停电，都有资产、管理权限分散的问题，特别是调度系统;再次，部分配电网可能失去发展能力，现行模式中，工业用电回补了居民用电，东部、东南发达区域回补了中西部区域。过去分散在地方政府的大量地方配电资产、部分趸售代管配电网都呈现出“低投入、高电价”典型特征。

按照已有的区域网结构，进行横向分割，可能阻力相对较小，也是相对比较稳健的选择。但以5个新垄断取代现有的1个大垄断，并不能解决中国电力体系所面临的新老问题。

从国外改革历程看，英国、法国、日本等代表性国家，都是逐步探索和扩大的过程。例如英国从1990年推动POOL模式到启动BNETA模式，前后达15年之久，法国的用户选择权，也是多批次逐步推动。我国上一轮电力体制改革是在1998年国务院机构改革的大背景下推进的，如果考虑电力部公司化改造，那一轮的改革的启动时间在1995年，前后历时近8年;2002年版本的电力体制改革方案形成，前后历时也近5年。

电力是必不可少的能源方式，是现代文明的重要基础，也关系到我国的能源安全，动一发而牵全身。目前仅直接服务电网的员工就超过200万人，改革也直接关系数百万家庭的生计。不可否认，在发电、售电等可竞争领域引入竞争，确实加强了服务，提高了效率。纵向切割、横向切割的激进改革模式，对于解决行业核心新老矛盾的过程中效果并不经得起推敲。从操作层面考量，可能渐进性改革更适合我国国情。

电价体系是下一步改革的核心之一

体制的影响深刻而久远，从某种意义上讲，国内央企的管理体制、成本与盈利模式，都注定了2002年电力改革后发电与电网企业的大扩张就是一种必然。同样，电力行业在这一轮体制改革中的选择，也会从某种程度决定包括电力投资、电力公用事业、新能源发展等领域未来的走向。

电价已成为电力行业投资的主要驱动因素之一。我国政府历来对电价体系有较严格的管制，前后分别由物价局、计委、发改委等主管部门履行价格管理职能。自 2002年厂网分开以来，上网电价、销售电价及购销价差等都由我国政府主管部门实施管制和监督。我国的电价管制，在上网电价方面主要体现为标杆电价，在输配电价的指导思想上为成本加收益模式。

国内电价的支付对象目前均为电网公司。标杆电价突破了国家高度集中的行政审批模式，也实现了从个别成本定价过渡到社会平均成本定价的跨越，并从事后定价过渡到了事前定价模式。我国目前还没有独立输、配电价，仍按照购销电价差倒扣来确定输配电价平均水平的过渡阶段，未来的方向是逐步向成本加收益的方式过渡。

在成本加收益管制模式下，电网企业的准许收入由准许成本、准许收益和税金构成，输配电价则通过准许收入与电量的比值获得。广义上讲，电网成本由折旧费、运行维护费和资本成本三部分组成，其中折旧与运维费用统称准许成本。

折旧费占比最大，是电网企业准许成本的关键因素，折旧率标准对核定电网企业成本影响重大，目前我国电网企业折旧费用占输配成本约40%。运维费用目前按照材料费用、修理费用、薪酬、其他分别统计归算，运维费用是准许成本的难点，也是关键之一。到目前为止，国内还没有对运维费用的核定做出明确而具体的规定。

电价是电力行业最基本也是最重要的经济杠杆，是调整各市场参与者利益、实现资源优化配置的主要经济信号，电价一定是电力改革的核心之一。

国内电价绝对水平较全球主要发达国家来讲，处于中低价，较美国、加拿大等能源丰富国家高，但显著低于日本、欧洲等国家。电价主要涵盖燃料成本、折旧与维护、薪酬支出等大类成本项，考虑到国际一次能源价格特别是煤炭等价格差别并不太大，总体薪酬水平应低于发达国家，再考虑之前拨款建设模式下纳税人的免费投入，国内电价或许并不“便宜”。

但如果考虑到当前电价也涵盖了较快的投资建设、环保与清洁能源扶助需要，以及用户可承受能力，未来电价仍有较大上涨空间。

笔者认为，现行模式存在的问题是对大部分垄断一体化经营企业，由于几乎不可能论证其各类建设、投资、花销的合理性、必要性，因此一般来讲，高折旧、高摊销、过量建设和维护都是这类企业的共同特点。在垄断一体化经营大企业中，成本加成管制模式的最大问题，是很难厘清这类企业的合理成本。

在行业快速发展期，高折旧与一体化垄断有利于集中力量投入，但行业发展进入成熟期后，可能会出现延续高折旧高投入推高成本的情景。理论上讲，可能所有国有垄断主导的行业，成熟期后效率都将十分低下。

电气能源行业进入新时代

中短期来看，电力行业暂时难以再出现过去十年、二十年那样的“大干快上”的超常规增量发展。但可以确定的是，无论未来改革选择哪条道路，贴着用户侧的领域将迎来新的发展机遇，而直流输电领域等需求确实存在的领域仍然会有较大发展空间。

由于资源与消费的逆向分布，以及环保压力，未来一定距离的跨省、区输电趋势会持续，高压大功率直流输电的需求还会持续且可能加强;此外，柔性直流技术在解决风电、孤岛供电上有很强优势，随着技术成熟，功率较小的柔性直流输电可能会有大发展。

从我国电力发展的大生命周期来看，从“七五”到“十一五”，电力系统的重心已基本完成了从电源侧到电网侧的转移，这也符合行业发展规律。

同所有行业一样，在供给短缺结束，进入成熟期后，抓住用户才是真正的价值。未来，电网发展的重心可能会逐步体现出有从输电网向配、用电转移的过程。但由于配网资产规模的庞大，经营管理的艰巨性，以及对电网与供电业务安全稳定的重要，关于配网的改革可能会比较谨慎。

发达国家的社会经济发展规律表明，在社会经济到一定水平后，人均能源消费会进入微增长时期，但人均电力消费还能有相对较快的增速。特别是未来新能源的发展，又主要通过电力来实现，如果考虑到未来电动车等新兴“以电代油”负荷的兴起，中期来看，全球发电国家的电力行业也会焕发活力;而在国内，还有以电机动力代替人畜肌肉动力的因素。

电力还是智能世界的神经，关于控制、自动化和各领域智能化的发展，还可能使得很分散的用电领域，出现更丰富和精彩的未来。直购电有可能在局部区域取得效果，如规模推广将使发电侧出现巨大分化。不过，考虑到目前独立输配电价并不具备，大型发电企业也并没有很强的动力参与直购电加剧竞争，直购电在全国大范围成功推动的可能性不大。

未来发电企业的竞争，更多体现煤炭等资源、装机、建造与运营成本控制、资本、运输等方面。如果直购电得到大规模推广，且政府平衡减少，未来发电企业的竞争，可能还会体现在市场占有率上(效率高的企业可能愿意略微降低价格来提高利用小时数)，发电板块可能出现更大的分化。

电力交易结算业务独立有利于市场化推广，但脱离调度的交易中心作用比较有限。由于电力的特殊性，需要有一个调度机构负责整个系统的指挥，交易是根据既定的电价政策，依据调度机构的指挥决策进行结算。

目前全球的已有电力市场中，分散、集中模式都具有代表性。印度大停电后，世界范围内对电力调度业务的模式有了新反思，中国一体化调度模式认可度提升，预计调度直接独立的可能性不太大。

若调度业务仍保留在电网体系，交易剥离能否有助于厘清电价体系，还有待观察;涉及到最后每日的实际调度、平衡仍然需要依靠统一的调度来执行。但可预想的是，交易的剥离，可能加大了直购电、分布式的可操作性，有利于直购电推动，也有利于分布式业务的发展。

新兴的能源运营与服务模式

20世纪90年代以来的电力市场改革，主要包括3个方面的内容，即建立发电侧竞争市场、放开售电侧市场、实行政府监管下的电网公平开放。

在当前现状下，与放开配网、调度独立、厘清价格体系相比，售电侧放开的阻力可能相对较小。承接售电业务的企业，有望在费用收取、常规巡检与基本服务等业务领域有所作为，售电侧放开后，售电机构也有望通过直购电与用户分享购电成本降低的价差。而优秀的到户资源，还增值业务入口，售电放开可能催生更多样化的创新。

由于电能不能大规模、长时期存储，电力系统存在的巨大的峰谷差、巨大的季节高峰差，而发电、电网系统的投入成本都需要按照最高负荷来设计，电力系统的这一典型特点，导致发电、电网资产的总体利用效率低。发电资产一年中只有5%(438小时)运行在90%以上的发电能力区间中，配网资产一年中只有5%的时间运行在75%的供应能力范围上。基本参照最大负荷设计的电力体系，大部分时间都在闲置。

不考虑储能技术所产生的专业储能应用，用户通过适当的方式参与系统的响应，以通过提升整个系统效率而受益是一种基于存量资产的高效业态。售电侧市场化环境下，紧贴用户、掌握用户资源的企业，有可能利用协调用户与发电等企业，并与用户、发电企业分享提升效率的成果。

应该看到，分布式光伏、储能、三联供等技术的产业化探索，以及新能源汽车等新负荷的出现，一方面为传统能源管理、组织带来了巨大的困扰，同时也可能为新的商业模式创新提供了基础。而电力体制改革的逐步推动，有希望使发电市场走向真正的竞争，也有望在围绕用户侧的领域提供更便捷的准入环境。在此背景下，行业有望涌现出新的商业模式切换机会和新增市场。

值得一提的是，电力系统峰谷差、输配电设施利用率也在欧美市场中存在，但欧美等海外市场市场化历程较国内早，也没有产生很成熟的需求侧管理等新兴业态。其中有一点不同的是，国内的管制与考核模式，助推发电、电网等行业在发展中更重视资产规模，而不注重存量资产的利用效率，导致国内企业的存量资产利用率，特别是投入产出比相比要远远低于海外市场，因此新兴模式的效率提升空间要更大。

从制造向服务、运营、海外工程转型

在行业快速发展时期，行业需求较快增长，在此过程中，培育和形成了巨量的产能供应。国家电网等电网企业在推动“人财物”集约化中，行业企业盈利出现剧烈下滑，主要的原因还是行业供给过剩。

由于高压设备制造的重资产、来料比较高等特点，固定成本转嫁难，在过剩环境下竞争最直接，转型压力较大。常规输变电由于超常规发展时期所培育的过量供应，可能还会面临一定压力，但在海外有较强布局，具备总包与工程服务能力的龙头企业，有望成为真正的系统集成商。

高速发展期积累的产能，一旦行业增速下行，将面对过剩冲击所推动的行业整合，在能源领域，除了向系统集成企业转型外，向运营服务转型是重要出路。

尽管电力企业进行过较大规模的主辅分离，但电力行业社会化分工程度仍比较低，服务市场真正成长的条件还不具备。未来伴随售电、配网等领域的放开，电力领域社会化程度有望提升，可能带来常规检修、监测等电力服务市场的机会。为清洁能源发展提供了新的制度环境发电、用户、交易有望逐步开放和市场化，为清洁能源尤其是分布式清洁能源的创新提供了相对更好的制度环境。未来可能出现通过与用户、系统的灵活交互等商业模式创新而寻找到真正的需求。