主题：电网通道权怎成集团利益工具

电网通道权怎成集团利益工具

2012年06月13日10:45 来源：东方网

　　内蒙古电力集团运营的蒙西电网是中国唯一独立的省级电网，而内蒙古国家电网是中国最大的区域电网，跨越中国20多个省份，并拥有跨网通道投资建设的权力。没有跨网投资权限的蒙西电网只能被动等待国网的外送规划。但规划了8年，电力外送通道无一条落成。结果是“窝电”日益严重，内蒙古陷入了一个以煤电为核心的产业恶性循环。（6月12日《中国经济周刊》）

　　资料显示，所谓“窝电”，指容量100KVA的电力变压器只给一个小家庭供电（大材小用），一边是电荒重灾区拉闸限电甚至波及居民，另一边却是东北、西北、蒙西电网的电力富余超过3000万千瓦只能窝电。电荒时代的窝电现象凸显出电力外送通道建设滞后。地方电厂、五大电力和电网之间复杂的竞争博弈、利益格局加剧了这种结构性电荒。

　　我的理解，说得简单一点，国网的跨网通道权，其实就是一种“经济割据”——我的地盘我做主，以“国家”名义垄断电力产品经营；以对外送通道的占有权，排斥地网向外输电。而只有地网的电外输不出去，只有在电荒频现的电力市场上，国网的电才能卖出好价，说涨价就涨价。当然，人家是以节约能源的说法推行“阶梯电价”的；阶梯电价概念上不能说不合理，但如果那些巨大的“窝电”潜力释放出来，并且实行市场定价，垄断企业在价格上的话语权还有没有那样强硬，可就不一定了吧？

　　垄断行业存在的理由，是为了国家资源、能源安全，并带来国家利益的最大化，这种初衷是符合国家与公共利益的。然而现在看来，垄断企业借国家利益之名不择手段地大肆谋取集团利益，并使得国家与公众利益两头受损的情况越来越严重；油价低落，石油巨头便人为制造油荒；而“电老虎”则是一边漠视电荒，一边利用跨网通道权限制地电外输……这时候，国家利益不可能最大化，公众利益更是每成绑架对象，而只有垄断集团的利益实现了最大化。

　　或许有人不解：国有企业的所有者是国家，那么国企利益最大化不就等于国家利益最大化吗？未必。国企利益与国家利益并不完全是一回事，仅以国企管理层与从业者每年巨额的职务消费和超国民的福利分配（不包括贪污和浪费），以及各种无效成本来说，都是不符合所有者利益的。国企上缴利润每年最高只有15％，余者作何使用，至今是个谜。这种情况下，国网限制地网外送，目的就是要实现自身垄断效益的最大化，这里不能说没有国家利益，但人为因素的电荒以及资源效能的闲置浪费，不论对国民经济的影响，还是给居民用电带来的麻烦，又都是对国家利益的严重损害。

　　垄断行业损害国家和公众利益的问题，既有行政监管责任，更有垄断经济体制自身不能克服的矛盾使然，这也是反市场行为的必然。垄断弊端愈烈，改革这一课题的重视度也应随之提升，而不应总是泰然视之。

(来源:东方网)


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内蒙古超三成火电闲置 国家电网垄断导致窝电
www.nmg.xinhuanet.com　　 2012-06-12 09:45　　 　

外送：8年不开的两条出路

6年前，内蒙古的电力供过于求的局面已经初步形成，为什么内蒙古的电力投资没能及时刹住车？

内蒙古自治区发改委副主任、能源开发局局长王秉军向《中国经济周刊》指出：第一，国家政策不配套，国家启动了“厂网分离”（发电和电网的分离）后，上网电价（发电厂卖给电网公司的电价）实行竞价上网，这一政策导致五大电力集团迅速向能源集中的内蒙古转移，投资过快增长；第二，电力企业市场化后，必须有市场化的电网配置来输出产品，但实际上电网通道配套建设滞后，最终导致“窝电”加剧；第三，全国资源配置不到位，内蒙古应该迎接高耗能产业的转移，但目前的产业转移还不到位，自治区内电力需求不足。

这么多地区缺电，内蒙古富余的电应该不愁卖。

早在上世纪80年代，内蒙古便形成了通往华北的两条线：第一通道“丰泉—万全”、第二通道“汗海—沽源—平安城”的4回500千伏超高压线路。但25年过去了，蒙西境内再没有增加一条外送通道。

七八年前，国网在内蒙古启动了跨区域电力外送通道的项目，只不过这个项目一改再改，时间一拖再拖。

国网有“三纵四横一环”的规划，其中涉及蒙西8个盟市的有两条。一条是锡盟至上海的1000千伏的特高压交流线路，中间设有9个站，后来又将终点站改为了南京。第四通道蒙西到潍坊，也设有4个站，后来又调整为蒙西到长沙。这两条线路被称为第三、第四通道。

2008年，内蒙古电力集团成立了特高压工作部，林峰是特高压工作部的副主任。5年间，这个只有五六个人部门的工作更类似于项目实施前的“文秘”工作。他们准备材料，配合国网做特高压线路的可行性研究报告（下称“可研报告”），以及与蒙西各盟市政府进行沟通项目涉及到的规划、土地、环保等问题，但5年来，有关特高压项目的筹建运作并没有最终落地。

2008年底，第三、第四通道的可研报告已完成，2009年项目递交到国家发改委审核，直到2010年，更改后的第三通道才获得国家发改委的“路条”。2011年4月，第三通道的所有文件已经备齐并递交到国家发改委，但至今还没有结果。

2011年初，国家电网公司定下目标：2011年下半年，锡盟到南京的特高压项目要开工建设；2011年底，蒙西到长沙的特高压项目要得到核准。但一年过去，去年定下的这两个目标都没有完成，计划又推迟到今年下半年。

出路没通，“窝电”还在加剧。据张福生介绍，为国网新建两条外送通道而筹建的电厂，有些现在已耐不住煎熬，转而并入蒙西电网。

而今年前4个月，蒙西电网外送华北电网的电量还在逐渐减少，呈现负增长。

　　遇阻：国网的“垄断禁地”

通道建设的进展如此缓慢，内蒙古地方政府和内蒙古电力集团却不能等。

有消息称，在多年尝试与国网合作未果以后，两年前，一条从鄂尔多斯煤电基地通往广东的特高压直流通道正在谋划。但据《中国经济周刊》从内蒙古电力集团了解，目前只是政府间的意向。过去5年，蒙西电网已经和十几个地方政府达成协议，但是要输配电，还是需要对接国网。

毕竟，对于对外通道的规划和建设，只能依靠国网对于通道建设的规划与推进。“电力外送涉及到国家电网规划，关乎全局，内蒙古是国家电网的重要部分，特高压的规划是由国家决定的。”一位主管能源的政府官员告诉《中国经济周刊》。

在漫长的可研报告阶段，内蒙古地方政府也曾向国家发改委请示，国家领导人也曾给过批示，但两大电网公司之间的意见相左，就连最基本的问题——是发展“超高压直流线路”还是“超高压交流线路”至今也未能达成协议。

对此，林峰做了一个比喻，好比是一条铁路线，超高压直流是只有起点和终点两个站，实现远距离的电力输送，沿途无法上下电；而特高压交流则是设有很多的过路站，可以实现沿途电厂并网和变电配送。

一位当地电力研究人士告诉记者，对于内蒙古电力集团来讲，特高压直流外送通道投资少，可以直接将蒙西富余电量输往目的地；而对于国网来说，特高压直流电仅仅完成了一个“借路”的通道，并不能给华北区域的电力带来多大效益，因而国网更倾向于发展特高压交流线路。

此外，“内蒙古的平均上网电价是0.309元，而广东的平均上网电价为0.51元，我们计算了一下，将蒙西的电外送给广东省的成本是每度电1毛钱，加上成本，我们的电才0.409元。”一位内蒙古电力专家告诉记者，蒙西的电力输送到华东、华中、华南，必然对国网和南方电网的原有电价形成冲击。

如果外送成行，蒙西电网必然是最直接的受益人。根据测算，若蒙西到广东的特高压直流线路建成，与广东现有的电价保持一致，蒙西每年即使只向南方输送500亿度电，每度电就算蒙西电网只赚取5分钱，一年也能增加25亿元的收入。

而在现行的电力体制下，国家不允许电网跨网投资。《电力法》明确规定，一个供电营业区内只设立一个供电营业机构。对于通道建设投资，蒙西境内的归内蒙古电力集团，南方五省归南方电网，其余的归国网。这三家，只有蒙西电网没有跨网投资的权利。

张福生坦言，目前湖南、广东、上海、山东等地以及南方电网都有足够的实力和迫切的愿望来进行跨网投资，这就要求国家在电网单一投资体制上做出改变，形成竞争的格局。

突围：是联手地电还是出国

2012年4月，陕西榆林地区发生了陕西省地方电力公司（下称“陕西地电”）和国家电网旗下陕西电力公司的械斗事件，该事件涉及的陕西地电220千伏电网，对接的就是蒙西电网。

据当地一位知情人士透露，陕西地电之所以能拿下之前与陕西电力公司达成合作意向的陕西有色榆林新材料循环经济产业园项目，是因为该项目没有获得国家发改委的审批。项目与地电合作，就意味着绕过了国家发改委，地方政府也默许了这一项目。

蒙西电网牵手陕西地电，国网的陕西电力公司自然不满。一位长期关注此事的媒体记者表示，陕西电力公司一直希望吞掉势单力薄的地方电网。而陕西省政府能源部门的一位官员透露，数年前，正是国网自己因为陕西北部农网地势偏远且有历史包袱而留给了地方电网。

国网撒手不管的几年，陕西地电迅速发展。除了完善县域电网，陕西地电这回首次突破110千伏高压线路，涉足220千伏的高压电网，这便一只脚踏进了国网的市场，双方矛盾不可避免。

除了绕过国网和地方电网牵手，蒙西电网还打算突破国境，将电力输送到邻近的蒙古国。目前，蒙西电网已经有3个外送通道向蒙古国供电，但供电能力较低。

据张福生介绍，今年，内蒙古将启动甘其毛都口岸，向蒙古国铜矿供电。此外，蒙西电网还将通过阿拉善的策克口岸、巴彦淖尔中后期口岸、包头的满都拉口岸、锡林浩特的二连浩特口岸和珠恩口岸等6个通道，利用22万千伏的电压等级向蒙古南部输电。

对外送通道的境外拓展，张福生说，第一，解决了内蒙古电力通道向北发展的战略通道；第二，支持了蒙古国经济的发展；第三，加快了蒙古国南部煤、电、油等外来资源的利用力度。“虽然跨越国界，但也比跨越同属国有企业的另一家电网公司要容易”。

内销：没那么简单

还有一条路就是内销，培养内蒙古自己的消化能力。

两年前，内蒙古开始启动22个工业园区，其中，沿着二连浩特、满都拉、策克等边境口岸布置了若干个深加工的资源利用工业园区。

2010年，王秉军开始将注意力从无法把控的电力外送转移到地方产业对于能源的消化。王秉军对《中国经济周刊》说，南方缺电，但内蒙古电力资源富足，这样就加速了产业转移。

按照规划，内蒙古将形成以煤炭电力为产业基础的七大产业链，分别是冶金、光伏制造、稀土新材料、煤化工、碌碱化工和氟化工、建筑陶瓷和云计算。

王秉军说，卖一吨煤最多卖到三四百块钱，煤变成电大概增值4倍，但是电变成产品平均增值20倍。2011年，内蒙古用电量增值为17%左右。当前，内蒙古每年的用电基数在1800亿度，如果按照每年增值10%，那么一年的用电量就增加180亿度，就能消耗300万千瓦的装机。如果按照当前500万千瓦装机容量，富余装机在两年内就能消化掉。

但内销又遇到了新问题。在准大发电厂附近的准格尔大路工业园即将上马4个三氧化二铝的项目，下一步将使用准格尔地区煤电厂的粉煤灰。

粉煤灰是从煤燃烧后的烟气中收捕下来的细灰，要有粉煤灰，就必须燃煤；只要燃煤，就会发电；只要发电，就必须先有外送通道；不能发电，就没有粉煤灰；没有粉煤灰，深加工就运转不起来。如此，问题又回到了原点，打了一个死结。

一位负责人告诉记者，三氧化二铝这样的项目对电能的消耗还是很小一部分，电厂运转起来了，绝大多数的电量还是需要外送。

如何吸引外地高载能产业转移到内蒙古成为内蒙古产业发展的关键，但由于近年来，全国电解铝等一些项目的产能已经过剩，国家开始收紧对于新建上马的审批。即便是转移成功，是否能立马解决“窝电”，依然是个未知数。（文/ 李凤桃）

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
http://www.electric.hc360.com2012年05月23日09:26中国能源报

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。

说说很容易，做起来就很难。