输配电是电力产业链中联结发电企业和电力用户的关键环节，也是电力市场交易的重要平台。输配电体制是指约束输配电业务行为和经济关系的一系列制度安排，主要包括输配电企业组织结构、业务模式和运行机制、电力调度与交易体系、输配电价形成机制、电网投融资体制等内容。加快输配电体制改革是全面深化电力体制改革的关键举措，对推进电力市场建设、理顺电价体系、促进城乡电网可持续发展、电力行业节能减排都具有十分重要的意义。
上世纪80年代以前，各国电力工业基本上是垂直一体化的垄断体制。80年代初，发达国家经济增长放慢，重工业投资萎缩，能源投资者减少，传统电力工业模式的弊端日益凸显，电力市场化改革被提到了这些国家议事日程。而在发展中国家，经济快速增长带动电力需求的快速增长，为解决电力投资不足和低效率，也迫切需要电力市场化改革。在这种背景下，全球范围内很快形成了电力市场化改革浪潮，英国、美国和北欧等国家率先启动，阿根廷等一些拉美国家紧跟其后，接着日本、印度等亚洲国家也相继启动了电力市场化改革。
国际输配电体制改革的主要内容和基本模式
纵观各国输配电体制改革，尽管目标取向和主要内容基本相同，但所采取的具体模式和实施路径却有较大的国别差异，目前还没有被普遍认可的国际标准模式。其主要原因不仅在于输配电环节本身比较复杂和特殊，更是因为输配电体制作为电力产业组织中的重要环节，需要与各国的政治、经济和文化传统，以及经济社会发展阶段、电力工业发展状况、电力产业组织的“历史遗产”和电力市场化改革面临的主要矛盾及其整体目标模式等因素相适应。
输配电业务组织模式
从各国情况看，输配电体制改革基本以输配一体化垄断经营模式为起点，以重构输配电业务组织为核心，以电力市场建设为主线展开。其共同点是都不同程度实行了输配电分开。值得说明的是，一些国家在电力市场化改革之前，就已经实现了输配分开。从实践看，重构输配电业务组织模式的主要目的是：(1)建立能够保证电网“无歧视开放”的产业组织结构和电力市场公平交易的基础平台;(2)为清晰、合理地核算输电、配电业务成本和建立科学的输配电价形成机制提供基本条件;(3)培育独立购售电主体，充分引入市场竞争机制，优化产业组织和提高市场绩效;(4)便于有效监管和减少交叉补贴，为更好地界定和发挥政府与市场作用创造环境。
由于各国的国情不同，所采取的输配电业务分离模式也不相同。归纳起来主要有三种基本模式：一是功能分离。输配电业务在财务上分开核算，但在法律上输配电业务组织属于同一家公司，典型国家是日本等。日本的电力工业主要是由10家私有电力股份公司在各自区域实行发、输、配、售垂直一体化垄断经营，但日本电力公司内部实行了输、配电业务财务分开核算。二是结构分离。输配电业务在资产、财务、人员等方面均实现了法律上分离，由两个不同的法律主体(企业，即输电公司、配电公司)负责经营管理，但这两个企业的产权同属一个控股公司，典型国家是法国、丹麦等。三是产权分离。输、配电公司属于不同的产权主体，典型国家是英国、澳大利亚、俄罗斯、巴西、阿根廷等。
输配电业务的分离程度依次为功能分离、结构分离和产权分离。但是，输配电体制的改革取向并不是简单从功能分离走向产权分离，而应当适应电力体制改革总体目标模式的要求。分离程度既不是评价改革成败的标准，也不代表改革深化的必然走向。以日本为例，由于日本能源极度匮乏，一次能源主要依赖进口，其电力市场化改革相对谨慎和保守。在输配电业务方面，日本实行的是财务分开核算的结构分离。电力体制改革的实施步骤是以放开发电、售电业务准入为主线，逐步放开终端用户、零售商和发电企业选择权，目标是直接建立以终端用户、零售商和发电企业为主的电力市场竞争格局。日本采取这样的输配电体制有着特定的国情背景和适用条件，主要包括：一是日本的一次能源基本依赖进口，维持纵向一体化的垄断经营体制有利于增强价格谈判能力，确保能源供应安全。二是日本九大电力公司(除冲绳)的电网之间联系较弱，区域间交换电量较低，比率仅为6.4%，基本不存在大范围的跨区域配置电量问题。
为确保电网无歧视开放和公平、公正的电力市场交易秩序，日本采取了诸多保障措施。首先，制定公平的电力市场交易规则。日本电力零售市场部分放开后，一些大的电力供应商出于商业利益考虑采取了许多不正当手段阻止新进入者，比如根据送电距离和区域收费，不允许企业把多余电力转卖给其他企业。为此，日本修订了1999年版本的“电力市场交易导则”，将电力公司的这些做法视为非法。其次，设立中立的电力批发交易所(JEPX)，JEPX的最高权力机构为社员大会，执行机构为理事会，下设市场交易监督委员会、市场纠纷处理委员会、运营委员会和市场交易检证特别委员会和调查处理特别委员会。这些委员会的委员主要都由中立者组成。第三，设立中立的日本电力系统利用协会(ESCJ)。该机构被经济产业大臣指定为日本唯一的“输配电等业务支援机关”(即中立监管机构)。ESCJ由学术界中立人士(如大学资深教授等)、各大电力公司、PPS、电力批发公司、自备发电企业代表组成，主要开展5个方面的工作：负责制定电网扩建计划、电网运营及阻塞管理等方面的指导性规则;负责处理输配电业务方面的纠纷和投诉;负责跨区联络线的剩余容量管理、阻塞管理;负责公布联络线剩余容量、潮流、故障等信息;负责制定并发布日本全国的电力供求状况和电力可靠性评价报告书。由此可见，即使是只实行输配电业务财务分开，也需要一系列相应的制度安排(如独立的交易中心和ESCJ等)，确保电网的无歧视开放。
与日本情况不同，很多国家都把配电公司作为一个主要的购售电主体，因此要求输配电业务实行法律或者产权分离。从实践看，多数国家都要求实行产权分离(如英国、奥地利和阿根廷等)，少数国家只要求实行法律分离。基于促进欧洲统一电力市场建设的目的，欧盟支持输配电业务实行产权分开，但无强制性要求。欧盟2003/54/EC指令要求在2007年7月1日前各国电力公司各环节至少实现法律上分开。2009年7月13日，欧盟指令2009/72/EC要求各国在2009年9月3日前对组建独立的输电公司(TSO)或独立系统运行者(ISO)作出选择。以法国为例，法国电力工业以发、输、配、售垂直一体化的法国电力公司(EDF)为主体。法国电力市场化改革主要遵循欧盟开放电力市场的指令进行。2000年EDF的输电资产部分组成了输电网管理机构(RTE)，RTE是EDF的全资子公司，但行使自主管理权，财务分开，不受EDF领导，由国家能源监管委员会(CRE)监管，总裁由法国财政和工业部部长任命。根据欧盟指令精神，2007年7月1日后，EDF的配电部分也将按子公司运作，实现法律上的输配分离。因此，法国所采取的输配分离模式，也是基于RTE保持了较强的独立性和较完备的法律体系及电力监管体系。
作为转轨国家的代表，俄罗斯从2001年开始新一轮的电力体制改革，推行输配产权分离。2008年7月1日，俄罗斯统一电力公司(RAO)停止运营，标志着俄罗斯电力资产重组的最终完成，形成了新的电力市场结构和运行机制。在输配电体制方面，改革实现了输配分开。俄罗斯联邦政府作为出资人，以骨干网资产为基础组建联邦电网公司，联邦电网公司按电网区域下设7个跨区输电子公司(包括6个区域输电公司和一个跨区输电公司);以地区配电网为基础，组建12个区域性配电公司。同时，俄罗斯强调公共属性，分别设立调度与交易机构。2001年成立系统交易系统管理所，主要管理现货市场交易;2002年成立电力系统操作公司，主要负责电力系统运营与调度。俄罗斯电力体制改革的初始条件和环境与我国比较相似，同样面临着经济转轨和电力工业需要快速发展的背景，其改革模式和路径对我国输配电体制改革具有重要的借鉴意义。
20世纪80年代末，阿根廷相继颁布了《国家改革法案》(23696号法案)、634/91号法令、《电力改革法案》(24065号法案)和38/91号决议，开始实行以产业重组、私有化和电力市场建设为标志的电力市场化改革。在输配电业务方面，阿根廷采取了产权分离模式。以220千伏至500千伏输电线路为基础，组建了国家输电公司;以132千伏至220千伏输电线路为基础，组建了6家区域输电公司，其中1家区域输电公司是国家输电公司的子公司。将联邦配电资产拆分成3家配电公司，加之州级电力公司，配电公司近80家。输电公司不允许拥有发电或配电资产，禁止从事电力买卖，发电企业、配电企业和私人投资公司不能控股输电公司。
巴西电力改革经历了两个阶段。从1999年开始，通过一系列改革，建立了电力批发市场;2001年，巴西出现了历史上最严重的电力供应危机，加之市场运行效果不理想，2004年通过总结国内外改革实践，又提出了电力市场新模式，主要是要求发电、配电企业制定发电和购电计划，通过长期双边合同保证电力供需平衡。巴西输配电体制改革实行的是输配产权分离。2000年底，巴西电力公司有62个，其中涉及发电业务的26个，私人公司占58%;涉及输电业务的16个，私人公司占6%;涉及配电和售电业务的64个，私人公司占70%。
输电企业、系统调度和市场交易的组织模式
电力不能储存和供需实时平衡等特点，决定了电网在电力市场中起着不可替代的支撑作用。输配电网既是电力传输的唯一物理通道，也在电力市场交易中承担着交易平台和组织交易、调节电力供需和优化资源配置等功能。相对于配电业务而言，输电业务模式对电力市场运行具有更大、更直接的影响，其核心是处理输电企业、系统调度和市场交易机构三者间的关系。这也是各国输配电体制改革的重要内容。由于各国电力工业历史沿革和电力体制改革路径存在较大差异，各国选择的电力市场交易模式也有所不同，进而导致输电业务模式也不尽相同。目前存在的基本模式包括：
一是独立系统运行商模式，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。以美国为例，美国组建了独立系统运营机构(ISO)和区域输电组织(RTO)，它作为市场中立组织，不拥有电网资产，但负责电力市场交易和输电网运行，而电网的运营维护由拥有资产所有权的输电公司负责。在这种模式下，调度机构与交易机构合一并独立于输电公司，从而使电网的运行调度管理与电力市场交易运营和发电商、输电网拥有者相分离，确保了输电网公平、无歧视开放和电力市场的公平竞争。美国PJM作为美国FERC批准的第一个ISO/RTO机构，其运作采用了典型的ISO/RTO模式。阿根廷在电力市场化改革后组建了电力批发市场管理公司(CAMMESA)。作为非盈利机构，CAMMESA独立于输电公司和发电公司，负责电力调度和交易。CAMMESA实行股份制，阿根廷政府、发电公司、输电公司、配电公司及大用户，各持有20%股份。
二是输电系统运营商模式(TSO模式)，即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了这种模式。欧盟国家的TSO是拥有系统调度机构的输电公司，作为输电系统运营商，其职能由欧盟法令(96/92/EC)赋予，主要是保证电力传输安全、稳定运行，同时要促进电力交易顺利进行，防止市场力行使和价格扭曲。可见，TSO在电力市场中扮演着重要角色。以北欧为例，电力交易机构主要负责运营现货市场和金融市场并履行清算服务职能，而TSO则主要负责规划、建设、运营、维护输电网和电力系统调度运行。TSO的主要职责是：(1)在电力监管框架内，与发电商紧密合作，制定调度规则，确保发、供电平衡和供电质量;(2)建立鼓励备用的机制;(3)建设、运营和维护电网;(4)计算输电价格;(5)负责实时调度，运行实时电力市场;(6)与网内其他输电运营者合作，计算批发市场中的不平衡电量;(7)管理不平衡电量财务结算。需要强调的是，北欧并没有统一的TSO，四国各自拥有本国的由国家控股的电网公司，负责本国输电电网的运行管理。尽管北欧和英国等国家的调度机构均隶属于输电公司，但这些国家的输、配电业务已经分开，输电公司不直接参与购售电交易，且交易机构独立于输电公司。在这种情况下，调度机构主要是执行市场交易结果，开展实时平衡和辅助服务，保障电网运行安全，而且调度信息须向市场参与者及时公开。因此，调度机构隶属于输电公司并不影响电力市场交易的公平、公正和透明。
三是调度机构、交易机构、输电公司各自独立的模式，如巴西。这种模式下，输电公司拥有输电网并负责输电网运行维护，调度机构负责电力系统安全稳定经济运行，交易机构负责组织电力市场交易，三类机构完全独立，之间没有任何产权关系。以巴西为例，在其电力市场化改革中，将调度和交易职能完全从输电企业中分离出来，分别组建了独立的电力系统调度机构(ONS)和电力市场交易与结算机构(CCEE)。ONS由发电、输电、配电、电力交易商、电力进口商、电力出口商、有选择权的用户、用户委员会、能源矿产部、伊泰普电力交易代理商等多方派员组成，其主要职责是负责国家互联电网系统的运营，管理国家输电网络，为电力行业各机构之间的公平竞争创造条件;CCEE主要负责电力市场的交易和结算，违规确认与处罚等;而重组后的输电企业只拥有输电网资产并负责其运营维护。
输配电投融资改革及其他
对于发展中国家而言，输配电体制改革不仅要促进电力市场竞争以提高效率，更要重视改革对电网发展的促进作用，把电网投融资改革和农电改革及其配套相关政策摆在十分重要的地位。
输配电环节在物理上是电力传输的唯一物理通道，在经济上有较强的自然垄断属性，输配电价格通常会受到政府管制。因此，在监管定价下，输配电投融资既要避免投资不足，又要避免过度投资的A-J效应。同时，输电项目一般具有较大的外部性，如增强系统可靠性、提高电力市场竞争效率等，存在着一定的市场失灵，需要政府的积极干预。从各国实践看，电网投融资模式主要有四种基本模式，即政府的公共投资、基于管制的企业投资、市场化投融资和管制下的公私合作(如PPP)。由于国情差异较大，不同国家采取的投融资模式也不尽相同，但在电力市场化改革的大背景下，也有共同规律可循。一是明确划分中央和地方的事权，明确政府投融资的责任、范围和方式;二是理顺输配电价是健全输配电投融资激励与约束机制的前提条件;三是鼓励市场化投融资，积极推进电网的多元化投资，国外很多输电、配电企业都是上市公司;四是制定电力监管政策必须充分考虑对电力投资的激励问题，既不能缺乏投资激励，又要避免过度刺激投资。
农电体制改革也是各国普遍关注的重要领域。与我国的农电概念不同，国际上定义的农电通常指农村电气化。农电属于电网的一部分，但由于受农村电力用户分散、消费量低、支付能力弱等因素的影响，农网供电的线路长、投资大、成本高、密度小，最终导致农网的经济效益较差，需要政府提供特殊的扶持政策。在大多数国家，农电过去由垂直一体化的国有电力公司以电网延伸方式供应，主要依靠企业内部的交叉补贴维持运营。随着各国电力市场化改革的推进，电力产业重组和国有电力公司私有化以及电价交叉补贴机制的取消，农电也受到了一定的冲击，一些国家和地区改革后出现了农村电气化水平下降的情况。由此可见，一方面，农电是输配电领域的重要组成部分，其体制改革通常纳入输配电体制改革统筹考虑;另一方面，农电的特性决定了不能完全依靠市场机制解决农村供电问题。农电与电力普遍服务政策、农村基础设施建设和城乡经济协调发展等紧密相关，在政策上属于国家农业政策的一个组成部分。
在电力市场化改革中，尽管各国农电体制改革模式不同，但目的基本一致，核心都是建立市场经济下支撑农电持续发展的长效机制，提高农村电气化率，实现电力普遍服务。主要措施包括：(1)加强对农电的管理，有的国家(如美国)专门设立农电发展管理部门，有的指定相关部门负责;(2)建立农电发展基金，为农电建设提供稳定的资金来源。在使用方式上，既可直接用于农电投资项目，也可为私有农电公司提供资金补助，增加农电对私人投资的吸引力。如巴西建立了农村电气化发展基金，每年从供电公司销售收入中拿出3%集中使用，以贴息、无息贷款或拨款的方式用于农村的供电设施建设，还贷年限达到35年。(3)因地制宜发展农电，结合各地区特点，以成本最低和电力普遍服务为原则，建立适应当地特点的农电体制。近年来，各国比较强调依靠分布式电源，利用可再生能源来实现对边远地区的电力供应，既节约经济成本，又有利于保护环境。(4)积极推进农电市场化投融资，实行投资主体多元化，既能弥补政府资金不足，也有利于提高农电的运营效率。(5)以农电为对象制定专门的立法，并为农电提供一揽子支持政策，主要包括长期低息、贴息贷款等金融政策、特殊电价政策、农村电力普遍服务补偿政策等等。
国际经验及对我国输配电体制改革的启示
从国际经验看，各国输配电体制改革的制度性目标基本相同，但由于在改革的历史起点、外部环境、面临的主要矛盾等方面存在较大差异，改革的功能性目标却有所差异，改革模式也明显体现出多样化特征。因此，我国输配电体制改革没有可以完全照搬的国际标准模式，必须从我国实际出发，遵循电力发展和市场化改革的一般规律，走出一条具有中国特色的输配电体制改革新路子。不过，在电力市场化改革背景下，输配电体制改革仍存在具有普遍适用性的客观规律，这在各国实践中都不同程度地得以体现。因此，充分借鉴输配电体制改革的国际经验至关重要，这是制定我国输配电体制改革总体方案不可或缺的重要环节。这些经验主要包括：
(1)输配电体制改革是电力体制改革不可回避的一个核心问题，是电力市场建设的基本前提和主要抓手。各国电力市场化改革的一个共性，是首先分离电力系统中的竞争和非竞争环节，在体制上打通发电企业与电力用户间的交易屏障，建立保障公平交易的基础性平台，逐步开放市场，扩大并保障用户选择权。不管各国输配电体制改革的起点如何(输配一体或输配分开)，输配电体制都是影响电力体制改革方向和模式的关键环节和承上启下的核心步骤，是电力市场建设的重要“抓手”。从各国实践看，输配电体制改革主要涉及输电、配电的产权关系、业务组织模式和运行管理关系等方面的调整，需要明确输电公司、配电公司、电力调度机构、电力交易机构等各主体的功能和责任，明确政府监管范围和方式等。总之，输配电体制改革既是电力体制改革的重要内容，也是深化电力相关方面改革和推进电力市场建设的基本前提。
(2)输配电业务分离是各国输配电体制改革的共同规律，分离模式选择应当适应各国国情和电力工业实际。从各国情况看，输配电业务组织存在多种模式，但都不同程度地实行了输配电业务分离，输配分开也不存在技术障碍。这是确保输电网无歧视开放、形成合理的输配电价以及维护公平公正电力市场交易秩序的需要，也是有效监管输配电业务的要求。多数国家实现了产权分离(如英国、俄罗斯、阿根廷、巴西等)，有的实现了法律分离(如法国)，有的仅做到了功能分离(如日本)。输配电业务分离模式的选择受到经济发展阶段、电力工业发展状况、电力产业组织既有格局等多种因素影响，最重要的是要满足电力市场建设的需要。如果以建立批发竞争市场为主要目标，将配电企业作为主要购售电主体，仅仅做到功能分离是不够的，至少应实现法律分离。而如果以放开零售侧为主线推进电力市场建设，则至少要实现功能分离，并在一系列制度措施安排下切实保障电网的无歧视开放和电力市场交易秩序。无论采取哪种分离模式，都必然涉及到原有一体化电网企业的组织结构调整。
(3)电力调度机构独立于购售电业务是保障电力市场公平交易的基本要求。重构输电、调度、交易模式是各国输配电体制改革的重要内容。除巴西等少数国家采用三者完全分离的相互独立模式外，目前普遍采用的是ISO/RTO模式(如美国、加拿大、阿根廷)和TSO模式(如多数欧洲国家)，前者将调度与交易合为一体，而后者将调度与输电合为一体。不管各国采取何种模式，都要求调度机构能够站在中立的立场为电网企业、发电企业以及电力用户等所有市场活动主体提供服务。在输电企业直接参与电力市场购售电交易和调度交易机构隶属于电网企业的情况下，传统的“三位一体”模式很难做到电网无歧视开放，也难以实现公平的市场交易。
(4)输配电体制改革并不必然影响电网安全稳定运行。从上世纪80年代初开始，世界范围的电力市场化改革已历经近30年。尽管在电力市场化改革进程中各国的输配电业务模式、运行机制以及调度与交易机构的设置不尽相同，但总体上并没有因输配分开而影响电力系统安全。美国加州电力危机等事件的发生，根本原因在于电力市场制度设计缺陷，并不是输配电体制改革造成的。输配电体制改革调整了发电、输电、配电、调度及电力用户的经济关系和交易模式，但并没有改变输配电网的物理运营维护方式，也不会就此增加电力系统安全风险。
(5)电力供求形势不是启动输配电体制改革的前提条件。从各国实践看，电力市场化改革是普遍趋势，参与其中的既有英国、美国、北欧、日本等发达国家，也有俄罗斯、巴西、阿根廷、印度等发展中国家。国外的经验表明，电力市场作为调节电力供求关系的资源配置方式，既适用于供大于求，也适用于供不应求。俄罗斯、阿根廷等国家正是在电力较为短缺的情况下，全面启动了包括输配电体制改革在内的电力体制改革，以解决电力投资不足和低效率的问题。由于国情不同，在电力市场化改革的大背景下电网投融资也存在多种模式，但各国都致力于通过输配电体制改革明确中央和地方、政府和企业在电网投融资中的权责，理顺输配电价以健全输配电投融资激励与约束机制，并积极推进电网的多元化投资。
原标题：国际输配电体制改革及其启示
