电力行业政府管制改革比较：自然垄断行业研究

第八章　电力行业政府管制改革的比较

电力行业包括发电、输电、配电、售电四个相互关联的环节。发电是将各种能源，如火力、水力、原子能、太阳能、风能等转换成电能。输电和配电都属于电力输送环节，前者是将高压电力从发电厂传输出来，后者是将高压电通过变电降为中低压电，售电则是将低压电出售给终端用户。

电力行业的四个环节都需要大规模的固定投资，具有较大的沉淀成本。有关的理论和实践证明，发电具有一定的规模经济性。如有专家估计，矿物燃料发电厂的最小经济规模大约为40万千瓦发电量。原子能发电厂的最小经济规模至少是矿物燃料的两倍^[1]。因此，过去在各国的发电领域中，一般由少数几家大型厂商垄断市场，而且都采取垂直一体化的垄断组织形式。输、配电都是通过物理网络来实现的，具有较强的自然垄断性。不过，由于配电网主要是地区性的，覆盖范围远远小于输电网，自然垄断性不如输电网那么强。

过去各国的电力工业一般采取垂直一体化的组织形式，从技术方面而言，主要是因为，虽然不能证明发电本身具有自然垄断性，但是，由于电力产品不能储存、供需必然保持连续平衡的技术特性，电力生产与输送之间需要高度协调。这样，发电与输电两个环节相结合，就会产生很大的范围经济性。

近年来，随着发电技术、能源利用设备的日益发达，以及以计算机和电子技术为中心的技术革命的兴起并由此产生的系统控制技术的普遍运用，电力行业的可竞争性大大增强。例如，混合循环燃气轮机技术的应用不但弱化了电力生产的规模经济优势，而且对电力输送的自然垄断性也产生了一定影响。运用这种技术可越过输电网直接向大规模客户供电，即大用户直供电业务，与传统输电业务形成竞争。总之，在电力行业中，除了输电网仍然被公认具有较强的自然垄断性以外，其他环节都不同程度地具有竞争性。

第一节　美英电力管制改革内容之比较

一、改革内容之同

（一）打破原有公共电力企业的垂直一体化结构

在打破垂直一体化结构方面，1996年美国联邦政府颁布法令，要求公共电力企业向电力批发企业开放输电系统，以防公共企业对其他企业实施接入歧视。最新的改革则将电网的所有权和经营权分开，电网的所有者仍为同时从事发电业务的公共电力公司，但是经营则由独立的系统运行机构来负责，通过将电网经营与发电业务分离来降低不公平交易的可能。

为了打破中央电力生产局的垂直一体化结构，英国电力管制机构将原为中央电力生产局所有的输电网转移给新组建的国家电网公司，国家电网公司为12个地区性的配售电公司共同拥有。2000年英国建立了配电网络运营商制度，将配电与售电环节完全分开。目前由9个配电集团公司负责运营12个配电区域，分别负责连接所辖地区的每一个用户的电力需求。

（二）在发电和售电领域引入竞争1．放开发电环节的竞争

为了鼓励节能，美国的《公共企业管制政策法》（PURPA法）要求公共电力企业向采用可再生能源、新技术并取得资格认证的发电厂购买电量^[2]，一些州在这一购买过程中引进了竞争性投标的方式，这就在事实上建立了发电环节的竞争激励机制。1992年的能源政策法明确了“例外批发发电公司”不受政府管制，为消除发电的市场进入和建立竞争性定价提供了正式的法律依据。

英国对电力产业市场结构调整的主要内容是，在将原中央电力生产局进行纵向拆分后，再将其发电资产划分为国家电力公司、电力生产公司和原子能电力公司三个发电企业所有。其中，前两个公司拥有的生产能力分别为52%、33%，在发电市场上构成了双寡头垄断。为此，英国电力管制办公室在1994年要求这两家企业向其他竞争性发电企业分别出售一部分电站。2000年以来，英国发电市场的竞争程度进一步提高，已从最初几个参与者的高度集中的情况发展为目前以36个发电公司为主体的高度竞争的市场。

2．放开用户选择权

放开用户选择权是国际电力市场改革的共同经验。发达国家电力市场模式虽然差别很大，但基本都以“开放电网、增加用户的选择权”为目标，其中以开放用户对供电商（零售商）的选择权为主。

建立零售选择的竞争体制，让消费者有权自主选择供应商是近年来各国电力改革的主要内容。在零售环节，美国联邦能源管制委员会允许不同地区的公司进行竞争，拥有多余电量的公司可以向区域外的用户销售。

英国从1990年开始允许大用户向任何发电商或售电者购电，1994年扩大到中型用户，1998年扩大到所有用户都可以挑选供电商。1994年以前，英国零售市场上最大需求量在1000千瓦以下的业务由各地区的公共电力公司实行特许垄断经营，最大需求量超过1000千瓦的业务则允许竞争，但这部分竞争性业务只占整个零售市场业务的30%。1994年以后，零售竞争范围扩大到100千瓦以上，1998年以后，零售市场分阶段式地全面开放，地区公共电力公司的特许垄断经营权被取消了，本地区的独立零售商和其他地区的公共电力公司或独立零售商都是本地区公共电力公司的直接竞争者。

除了在零售环节可以自由选择供电商以外，一些国家还允许大用户可以与发电企业签订短期或长期合同，以北欧和澳大利亚为典型代表。

（三）设立独立的管制机构

美英在电力市场引入竞争的同时，还建立了独立的电力管制机构。英国的独立管制机构原为电力管制办公室，1998年与天然气管制机构合并，现为统一的能源办公室。与英国不同的是，美国从改革之初就设立了综合性的联邦能源管制机构。到2001年4月，除德国以外的所有欧盟成员国都进行了电力管制体制改革，建立了全国性电力或能源管制机构。

二、改革内容之异

（一）美国ISO模式下的区域输电网与英国全国统一的输电网

美国的电网不是全国性的，而是以区域为主的。美国电网由四个独立区域性电网组成，其中包括2000年发生重大电力危机的加州电网，加州电网是一个完全封闭的区域电网。

一般来说，与输电有关的职能有三项：一是输电网的所有权，包括扩建、维护、日常操作等；二是系统运行，包括调度和系统控制、购买辅助服务、安排交换；三是市场运行，包括接受投标、价格结算。后两个职能属于电网的运营内容。美国采取了系统运行机构即ISO来分配输电网的职能，将电网的所有权和经营权分开。电网的所有者仍为从事发电业务的公共电力公司，经营则由独立的ISO来负责，ISO是非营利性的组织。设立ISO的目的在于将电网的经营控制权与发电业务相分离，从而降低不公正交易的可能性。

与美国的网络分割不同，英国一直保留着全国统一的输电网。输电网的所有权和经营权也没有分开，都由国家电网公司统一掌握。改革之初，国家电网公司是由12个地区性配电公司合资成立的。20世纪90年代末，国家电网公司的产权通过上市被多元化。

（二）输配电环节的美国投资回报率管制与英国的价格上限管制

美国自然垄断行业一贯实行投资回报率的价格管制。电力行业的改革是以州为单位进行的，有些州在改革过程中，对输配电环节也逐渐引进了价格上限的管制方法。

改革后，英国对输电、配电、售电均实行价格上限管制。这一价格管制方法在具体应用中是以平均收益率为基础的，即对每千瓦小时的电力确定价格上限。由于在实际操作中很难预测未来时期的平均收益水平和物价变动率，因而就设置了一个修正因子来调整预测误差。为了促进电力配售价格的下降，管制机构不断调整因子之值。

（三）美国的分权式管制与英国的集中式管制

英国电力工业的管制机构1998年以前为国家电力管制办公室，1998年与天然气管制办公室合并为能源办公室，地方政府不设类似机构。

与英国的集权式管制模式不同，美国采取的是中央与地方管制机构共同负责的模式。在中央一级，由联邦能源管制委员会负责管制州与州之间的电力交易和电力批发价格。在州一级，则由州政府授权公共事业委员会管制电力工业，除了电力以外，公共事业委员会还负责供水和电信等其他行业的管制。

就独立性和权力而言，英国的电力管制办公室比美国的能源管制委员会更大，其决策过程也更加简单、高效。但是英国这种单一机构的模式具有独裁决策的弊端，决策具有个人化的倾向，因而决策的合理性也常常受到质疑。

第二节　我国与美英管制改革比较

一、与美英管制改革相同之处

（一）发电环节放开竞争

与美英等大多数发达国家一样，我国电力行业改革也始于发电环节。为了解决电力短缺的问题，1995年开始实行多家办电，允许外商投资电力项目，电力市场形成多元化投资主体，打破政府独家办电的局面，对电力发展起到了重要的推动作用。

经过十多年的发展，发电环节的竞争程度明显提高。截至2008年底，全国有6000千瓦及以上各类发电企业4300余家，其中国有及国有控股企业约占90%。随着“上大压小”政策的实施，发电环节产业集中趋势更加明显。华能、大唐、国电、华电、中电投5大发电集团装机容量约占全国总装机容量的44．90%，同比提高2．90个百分点；国家开发投资公司、神华公司、长江三峡工程开发总公司、华润电力控股有限责任公司、核电集团公司、广东核电集团有限责任公司等其他6家中央发电企业装机容量约占10．50%；在地方国有发电企业中，规模较大的粤电、浙能、鲁能等17家企业装机容量约占13．30%，以上28家大型发电集团装机容量约占全国总量的68．70%。全国全年发电量34334亿千瓦时。其中，水电发电量5633亿千瓦时，火电发电量27793亿千瓦时，核电发电量684亿千瓦时，风电发电量128亿千瓦时，分别占总发电量的16．41%、80．95%、1．99%、0．37%^[3]。

（二）垂直一体化垄断结构被打破

为了探索破除垂直一体化垄断的可能途径，1998年国家电力公司推出“厂网分开，竞价上网”的改革方略，在浙江、上海、山东、吉林、辽宁、黑龙江“五省一市”进行“厂网分开、竞价上网”市场化改革试点，拿出计划电量的10%～15%进入竞价系统。

2002年开始的最新一轮改革对原国家电力公司进行了纵向拆分，将主业资产按照发电和电网两类业务进行划分。其中，发电资产直接改组或重组为规模大致相当的5个全国性的独立发电公司，包括华能集团公司、大唐集团公司、华电集团公司、国电集团公司和电力投资集团公司。电网资产则由新成立的国家电网公司和南方电网公司所有。

（三）设立电力管制机构

长期以来，我国没有一个专门的电力管制机构，职能分散在不同部门。行业管理由原国家经贸委负责，价格管理职责则由国家发改委（原为国家计委）履行，企业财务管理职能属财政部，多重管理造成了部门利益冲突和实际上的管制真空。2002年10月，我国第一个专业的电力管制机构——国家电力监管委员会宣布成立。

（四）放开用户选择权，推行大用户直购电

由于在同一地区建立两张或两张以上的输电网显然有悖于经济效率，因此在具有高度自然垄断性的输电环节，我国电力行业的输配电长期实行垂直一体化经营方式，无论是原有的国家电力公司，还是拆分后的国家电网公司和南方电网公司都维持了这一模式。其中，国家电网公司下设5个区域电网公司，区域电网公司在各省的分公司或子公司，负责经营当地相应的输配电业务，实质上实现了输配电纵向一体化。

由于垄断经营具有低效率的特性，为促进电网公司提高运作效率，降低输电费用，在借鉴发达国家经验的基础上，国家电监会和发改委于2004年推出《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》。在大用户直购电交易过程中，电网企业只提供过往输电服务，且输配电价由政府价格主管部门确定。这一举措的目的在于激励垄断性输电企业提高效率，弱化其利用垄断地位对发电和售电市场的双向操控。

但与美国与英国不同的是，我国用户选择权的开放不是在供电环节，对象也不是所有的终端用户。这种在电力批发市场引入竞争机制，放开用户选择权的模式是北欧国家采用的模式。

二、当前我国电力管制中存在的主要问题

（一）省间壁垒阻碍发电环节的竞争

尽管我国“厂网分开，竞价上网，省为实体”的改革已经进行了十几年，但是至今发电环节却并未能够形成有效竞争的格局，市场被行政分割，资源的配置效率受到了严重损害。各省以电价不够低和电力输送方面存在技术方面的障碍等各种理由为借口，拒绝开放电力市场，通过种种方式排斥外来竞争。“省为实体”逐渐演变为“省为壁垒”。这一问题是我国所特有的，无论是在美国以州为单位的进行分散式改革中，还是英国由中央政府统一推行的改革中，都不存在这种电力市场被人为分割和设置障碍的情况。

省间壁垒阻碍了发电市场的竞争，造成了大量资源浪费，二滩水电站事件是这方面最典型的例子^[4]。

导致省间壁垒的主要原因有两个。一是拥有电网、垂直一体化的国家电力公司对非电力公司系统的电网、独立电厂实施歧视性竞争。1985年之后为了解决电力紧张的情况，政府鼓励多家办电。地方政府所承诺的高额投资回报率吸引了大量的资本流入发电市场，电力短缺的局面很快得到改善。但是，旧的问题解决了，又出现了新的问题，那就是原电力部系统内的电力公司利用其政企合一的背景和垂直一体化的优势对新进入的企业进行排挤。1997年以后虽然成立了独立的国家电力公司，与电力部脱钩。但是，政府的行业管理方式并没有发生根本变化，一方面，政府对国电公司的直接干预依然存在；另一方面，国家电力公司也仍然在很大程度上借助政府的力量来排挤竞争对手。二滩水电站就是独立电厂，它不属于国电公司系统，因此，在这种体制下，它的生产能力出现严重闲置是必然的。实际上，不止是在省间，在省内国家电网排斥系统外的独立发电企业的例子也不乏见^[5]。

另外一个重要的原因是，电力本来就是一个重要的基础行业，何况在一家垄断的情况下，电力行业可以获得一般行业无法相比的高利润，因而省内国电公司无论是在增加地方经济总量、上缴财政收入，还是解决就业方面都具有重要影响。而且，省内的一些电厂的投资贷款是由省及省以下政府担保而获得的，省内电力企业的效益直接关系到省政府担保的贷款偿还。因此，为了保证省内市场份额不被抢占从而保证电力企业的效益，地方政府利用行政权力排斥外地发电厂的做法是必然的。

为打破以省为实体内部调剂的局面，让电力资源在大区范围调剂余缺，2003年8月，电监会制定并颁发了《关于区域电力市场建设的指导意见》，并于2004年1月在东北率先进行试点，计划用三年左右时间，初步形成华北、东北、华东、华中、西北、南方等六大区域电力市场，到“十五”期末，基本建成区域电力市场，多数发电企业通过区域电力市场实行竞价上网。在我国，省作为一个政府层级，拥有很大的行政权力。以区域为单位建立电力市场有利于打破省一级行政权力扶持下的地方保护。

然而，在推进区域市场建设的过程中，省间交易壁垒重新显现，行政干预现象仍较突出。有些电价较高的省份为保护本省发电企业利益，宁愿高价从外省购煤发电，也不愿购进外省低价电。与此同时，电价较低的省份却找不到外送途径；有的省份用低价电扶持本省“高能耗”企业；水电较多的省份，存在丰水期电价低廉却外销困难，而枯水期又高价外购煤电的问题^[6]。

此外，国家电网公司对电监会推行的区域电力市场持否定态度，并采取多种措施弱化区域电网。如上收各省电网主要资产，以及通过建设特高压线路，实现全国统一的同步大电网。电监会的统计分析表明，特高压会使目前区域电网的网架解列成为配电电网，区域电网公司的体制模式和区域电力竞争市场将失去依托。

（二）现行定价体系缺乏科学性和激励性

1．电价水平

（1）上网电价

与美英两国发电、售电领域的竞争机制都基本形成，对输配电环节具有明确的价格管制方法不同，迄今为止，我国发电领域的价格形成体系十分混乱，竞争上网机制难以形成。

为了解决电力严重短缺与国民经济调整间的矛盾，调动投资办电的积极性，1986年，国家出台了“新电新价”的定价政策，新建电厂的电价按照还本付息的要求确定，为“一厂一价”，全部成本从电度电价中回收。

对新电厂按还本付息要求，以个别成本为基础实行“一厂一价”，缺乏对项目投资成本、建设造价和经营成本的控制和约束，造成电厂工程价节节攀升。新老电价双轨制运行，造成了新老电力用户电价的差别和对同一用户实行多种电价的状况。用户不能根据合理的电价结构公平负担电力成本。

随着独立电厂的出现以及“厂网分开”的试点探索，发电环节的市场化改革被提上日程。市场化方向决定电价的形成机制应该是上网竞价。但是从2002年试点以来，竞价上网仍然没有实质形成。竞价上网改革试点地区，电厂实行两部定价制，其中电量电价由市场竞争形成，约占10%～15%，容量电价由政府定价。试点以外的电厂，主要还是按照成本＋利润＋税金的方法来核定上网电价。目前上网电价因机组和地区而不同。上网电价与地区经济发展程度高度相关，显然不是竞争的结果（参见表8－1）。

表8－1　各省平均上网电价　　单位：元／千千瓦时

续表

资料来源：国家电力监管委员会：《2008年电价执行情况监管报告》，中国电力网。

我国上网竞价机制的普遍推开存在着两大阻碍：

一是政策的变动将造成电厂之间的不平等竞争，产生所谓的“体制成本”问题。由于现有电厂享受不同的政策待遇，如果以市场竞价取代“一厂一价”的定价机制，有些电厂会获取超额利润，有些电厂则会蒙受巨额亏损，这种亏损就是政策变动因素导致的“体制成本”。我国现有电厂的性质十分复杂，表现为各电厂的成本负担不同。有些是在计划经济时代建成的老厂，电力生产只需支付一些生产成本；有些电厂则是“拨改贷”建成的；而一些新的大厂则是依靠银行贷款和部分资本金建设，贷款比例和利息有很大不同；有的利用外资，偿还本息的负担更为沉重。一些大型水电厂其造价远高于火电厂。而且，到20世纪末，发电厂中大约有1／3是1986年以前用国家拨款建设的^[7]，已经折旧完毕，电价仅仅考虑变动成本、人员工资和固定维护成本，其平均电价大大低于经济成本。根据“新电新价”政策，新建电厂的全部投资在10～15年内收回。这一期限短于电厂的经济寿命，很多电厂已快到还贷末期，全部投资已经快收回。由于要在10～15年内收回全部投资，新电厂的电价高于经济成本。政策因素导致的成本差别显然直接影响着某些电厂和机组上网竞价的竞争力。在这种情况下，放开上网竞价将导致不公平竞争。尽管20世纪90年代末，国家对还本付息电价政策进行了修订，出台了经营期电价政策，将按项目还贷期还本付息需要定价改为按项目经营期定价，按项目个别成本定价改为按社会平均先进成本定价。2004年政府在经营期定价政策的基础上又出台了标杆定价政策，取消了“一机一价”政策。但是，如果缺乏配套政策，定价政策的历史因素仍将明显影响到公平竞争。

二是在电力交易以省内交易为主的格局下，完全放开发电电价的市场竞争可能影响到不发达地方的经济和社会稳定。2000～2005年跨区交易电量由23亿千瓦时增加到774亿千瓦时，增长了33倍，但省内电力交易仍占到85%以上^[8]。2008年，跨区电力交易量为1348．9亿千瓦时^[9]，比2005年又增长了一倍，但可看出电力交易仍以省间交易为主。在经济不发达地区，发电厂和低效的小煤矿是地方政府的主要税收来源和当地的重要就业渠道。不发达地区用电需求较小，供给相对过剩，全面放开发电竞价，发电电价必然下降甚至可能低于平均成本，从而对经济不发达地区的电厂效益以至地方经济社会稳定产生负面影响。

（2）输配电价

由于发电、输配电、售电的垂直垄断一体化经营，长期以来一直缺乏独立的输配电价，输配电网的投资和运行成本与所属发电企业的电厂成本、向独立发电企业的购电成本一起形成了输配电网目录电价，输配电价包含在目录电价中。垂直垄断一体化经营的格局被打破之后，输配电的价格仍然没有分离出来，电网仍是与直属发电厂和独立电厂购电捆绑定价。2005年，《输配电价管理暂行办法》规定，电价改革初期，共同网络输配电价由电网平均销售电价扣除平均购电价和输配电损以后确定，逐步向成本加收益管理方式过渡。在成本加收益管理方式下，政府价格主管部门对电网经营企业输、配电业务总体收入进行监管，并以核定的准许收入为基础制定各类输、配电价。

目前有三种计算输配电价的方法：第一种是由电网企业上报的输配电价（不含线损），理论上应该包括电网企业的成本与收益。第二种是平均销售电价减去平均购电价得到的输配电价（含线损），这是长期以来使用的方法。第三种是政府出台的各种电网输配电价。全国29个省级电网有29种不同的目录与输配电网价格，差别明显。主要是因为各地上网价格不一，而输配电价主要是按销售电价扣除购电成本的方式来确定的。此外，历史因素也是造成各省级电网电价差异的重要原因。

从数据来看，三种方法计算出来的输配电价重合度非常高^[10]（参见图8－1）。尽管有三种方法，但基本上就是按销售电价与上网电价价差来核定这一种模式。在按价差而不是按电网成本来核定输配电价的模式下，输配电成本费用不清晰，未能建立有效的电网输配电成本约束机制，独立和合理的输配电机制和水平难以确立，大用户直购电及电能双边交易因缺乏合理的输配电价而面临诸多困难，区域交易因此也面临许多问题。

图8－1　三种输配电价比较

资料来源：高伟娜：《电力产业价格规制的演变与改革》，《价格月刊》，2009年第4期。

（3）销售电价

销售电价长期以来都受政府管制。2005年《销售电价管理暂行办法》规定，销售电价由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成。销售电价调整采取定期调价与联动调价两种方式。定期调价指每年由价格主管部门进行校核，煤电联动调价是指销售电价与上网电价联动，仅限于工商业与其他用户，这一机制的目的在于解决“市场电，计划煤”而导致发电企业的严重亏损问题。

尽管2005年以后销售电价调价机制的建立表明了我国销售电价的市场化改革方向，但是销售电价由于被过多地赋予宏观调控职能而偏于僵化，缺少弹性，不能充分反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本。产业结构调整与公共利益是目前销售市场化的两大直接障碍。2008年的区域竞价试点失败，主要原因是地方政府的自主定价行为有可能导致产业结构调整的宏观目标落空，违背“给高耗能企业加价”的政策初衷。再从公共利益考虑，销售电价的上涨空间受到较多限制。可见，在电力管制体制不做系统调整的前提下，销售电价市场化是无法单独推进的。

2．电价结构

（1）价格比重

我国历史上一直实行“重电源轻电网”的政策，上网电价一直按成本法核定，销售电价受国家管制，直接导致输配电价在销售电价中的比例偏低。上网电价所占比重偏大，平均占电价总体的70%左右，输配电比重较小，平均占30%左右（参见表8－2）。国外输配电价占总体电价的比例在40%～60%之间^[11]。2007年，美国这一电价比例为44%、英国为49%、法国为38%、巴西为57%^[12]。我国输配电价比重低，难以吸引投资，电网建设滞后。

表8－2　2008年输配电价占销售电价比

续表

资料来源：国家电力监管委员会：《电力监管年度报告》（2008），国家电监会网站。

（2）销售电价的交叉补贴

销售电价交叉补贴严重，居民用电、农村用电和支农产品用电的电价严重偏低，导致电力能源利用效率降低。而且，严重的交叉补贴和电价中的各种加价，使工商业用户承受了额外的负担，刺激了一些企业自备电厂的建设。由于自备电厂装机容量小，煤耗高，管理水平低，造成了严重的浪费。而且，不同电压等级的同类用户之间的补贴等开展直购电引起了交叉补贴的调整，但承担的交叉补贴难以计算。

从经济学原理上来看，应该是工业电价低于商业电价，商业电价低于居民电价。这是因为，从供电与输配电成本来看，工业、商业、居民用户的用电负荷逐渐降低，输配电成本也顺次提高。而且，按照拉姆士定价原则，用户价格应与需求弹性成反比，从而要求工业低于商业、商业低于居民的价格结构^[13]。大部分国家电力价格结构都符合以上原理（参见表8－3）。

表8－3　2003年销售电价结构　　单位：元／千瓦时

资料来源：《亚洲开发银行研究报告——电力定价策略与监督》（2004），转引自李虹：《中国电价改革研究》，《财贸经济》，2005年第3期。(www.xing528.com)

我国销售电价分类不反映用户用电特性和供电成本，交叉补贴严重。目前从分类销售电价看，按从高到低的顺序，商业电价为847．26元／千千瓦时，非居民照明用电为729．27元／千千瓦时、非普工业用电为718．76元／千千瓦时、大工业用电为535．60元／千千瓦时、居民生活用电为469．12元／千千瓦时、农业生产用电为399．66元／千千瓦时、贫困县农排为160．53元／千千瓦时^[14]。

另外，根据国际能源署（IEA）的统计，2005年经济合作与发展组织（OECD）国家的居民电价平均是工业电价的1．7倍，而电监会数据显示，2005年中国的居民电价仅为大工业电价的0．93倍，居民电价严重低于工业电价^[15]。

（3）直购电大用户的交叉补贴

目前对大用户存在严重的交叉补贴，大用户目录电价不能真实反映供电成本。目前电价体系中存在多种形式的交叉补贴，主要包括两类：一类是不同地区用户之间的补贴，如直供区供电公司补贴趸售县用户。另一类是不同用户之间的交叉补贴，即大工业、非普工业、商业等用户补贴居民、农业用户。

（三）破除垄断与电力改革安全性之间的矛盾

2002年的电力改革将电网从原国家电力公司中分离出来，成立独立的国家电网公司。同时，又将全国电网分为七大区域网，其中除了南方电网公司是独立公司以外，其余六个区域电网公司都与国家电网公司存在股份关系。这样，我国对输电网的改革既不同于美国，也有别于英国。美国不存在全国统一的输电网，而是几大分割的区域网，因而也不存在与全国电网相对应的国家电网公司。英国的输电网是全国一张，独立的国家电网公司拥有并垄断经营输电业务。

我国保留国家电网公司是从电力的安全性角度来考虑的。电力的技术特征决定了电力的安全性与输电环节密切相关。2000年美国加利福尼亚州爆发的电力危机为我国电力改革敲响了警钟^[16]。加州电网是一个完全封闭的区域电网，以致危机爆发时，其他电网援救不及。而且，几乎在加州危机爆发的同时，我国的“西电东送”也因为区域网之间的联网不通畅而受到阻碍。相反，英国由于全国一张网，从20世纪80年代初电力改革直到现在从未出现过严重的安全事故。这说明区域网互相连接和电力负荷在全国范围内的调度是保证输电安全的重要前提。而这两项任务只有全国性的电网公司可以承担。

但是，国家电网公司是从政企分开不彻底的产物——原国家电力公司中脱离出来的，它完全可能凭借其强大的经济实力^[17]、深厚的历史渊源和复杂的既有关系独立行事，甚至进行操纵，从而违背了打破垄断这一改革的初衷^[18]。而且，国家电网与区域电网之间的关系定位也是一个遗留难题。目前的改革方案中关于国家电网公司与区域电网公司的关系的规定如下，“区域电网公司均为独立运作的股份责任公司，与国家电网公司只有股权上的联系，有的为控股关系，有的只是持股”。这一表述存在明显的矛盾：如果国家电网是控股公司，那么区域电网公司怎么可能是独立运作呢？而且，如果国家电网公司控股区域电网公司，区域电网公司又再控股省电网公司，那么国家电网公司就是省电网公司的母公司。由于国家电网公司和五大发电集团的前身同为原国家电力公司，即使分拆之后，它们之间也必然存在千丝万缕的联系，这样，省电网公司利用其输电的垄断地位对五大发电集团以外的发电企业实行不公平接入不是不可能的。而电监会要真正成为一个强势的管制机构还需要较长的过渡时间，在这以前要对输电网的公平接入实行有效管制相当困难。

厂网分离，竞价上网中存在的问题是有力例证。厂网分开的目的是打破电网公司利用输电环节的垄断地位导致发电企业间的不公平竞争。但这一政策措施并未达到预期效果。厂网分离后，电网企业还保留有部分电厂。虽然在发电环节形成了多元竞争的格局，但电网企业的一家独买造成了发电企业间的不公平竞争。根据实证研究结果，非电网企业保留电厂的发电量和发电效率增长率明显落后于电网保留电厂。2002～2005年，非保留电厂的发电设备利用率平均增长率为28．7%，而电网保留电厂的发电设备利用率平均增长率为52．3%^[19]。国家电网公司一直在固化和扩大自己的纵向垄断。根据《电力监管年度报告》（2006）的数据，配电和售电由国家电网公司和南方电网公司两大寡头垄断，约占全部售电量的89%。此外，截至2005年，国家电网公司下属各省级电网公司仍沿用原“省电力公司”的名称，并通过直接投资或通过旗下企业以持股方式涉足发电领域。如贵州金元、江苏苏源、山东鲁能、四川启明星等。

而且，电网垄断经营将阻碍上网电价与销售电价的市场化改革。在目前电网垄断经营的体制下，上网竞价将加强电网垄断，不利因素全部由发电企业承担。在电力行业供不应求时，竞价行为难以发生。在电力行业供过于求时，电力企业就要亏损，在亏损情况下更难以推进电价竞争。电网企业的垄断不打破，销售电价市场化改革目标也会落空。市场化的销售电价中应包括购电成本、输配电价。由于电网政企不分，成本信息不公开，合理独立的输配电价难以计算。

英国也存在国家电网公司，但之所以没有产生像我国这样的垄断问题，一是因为英国改革前的垂直一体化垄断企业——中央电力生产局不如我国国家电力公司的垄断势力大。中央电力生产局只垄断生产与输送两个环节。而我国的电力部及后来的国家电力公司垄断的是包括生产、输电、配电、售电在内的所有环节。二是英国的国家电网公司不具有政府背景。与我国一样，英国的国家电网公司也是对原有垂直一体化的垄断厂商进行纵向拆分的结果。虽然英国国家电网公司最初是由12家地区性公共配电公司合资共建的，但后来实现了产权多元化。而我国的国家电网公司却是从政企分开不彻底的组织——原国家电力公司中分离出来的，先天就与政府存在着深厚的渊源。

（四）电监会发挥独立管制机构的职能存在着种种障碍

英国的电力行业改革首要举措就是成立了独立的管制机构——电力管制办公室，改革的一系列措施都是由电力管制办公室和垄断与兼并委员会共同实施的，由此建立起了有效的管制框架。我国在最新一轮的改革中，成立了国家电力监管委员会来主导电力体制改革。这标志着我国政府机构自我改革的旧模式的结束，第一次由政府授权一个独立的部门来实施改革，这与英国相类似。但是，与英国的电力管制办公室自成立之初就能够进行有效管制的情况不同，目前我国的电监会名大于实，要真正发挥独立管制部门的作用，还需要相当长的时间。

1．定价权的制约因素

1998年以前，作为电力行业主管部门的电力部，同时承担着企业经营职能。1998年电力部撤销之后，行业管理职能的一部分划归国家经贸委，审批立项、制定电价政策和核定电价的权力由国家发改委（原国家计委）掌握，财政部则负责制定和监督电力企业的财务制度。行业管理权的过度分散不仅造成了各部门之间的协调难度大、成本高，还产生了其他一些问题。以最重要的价格管制为例，对电价的有效管制有赖于对投资成本和运营成本的核定及监控，是一项技术性、专业性和系统性极强的工作。但电力企业的投资、运营、成本规则及财务监督分而治之的局面造成对电价的管制失去了有效信息支撑，形成了强烈的定价倒逼机制，加剧了电价的不合理。

成立电监会之后，价格管制的职责本应由电监会来承担。但是，目前难以将定价权从国家发改委转移到电监会。这是由于，电价问题相当复杂，仅凭一个行业的管制机构难以完全承担起这一重任。我国集资办电的历史形成了“一省一价”、“一厂一价”甚至是“一机一价”的混乱的价格体系。在电力市场没有充分发育的情况下，近期内难以形成市场定价机制。作为一个基础性产业的价格，电价与其他产业密切相关，电价的变化将对其他行业的价格发生直接的影响，同时，电价也受到水、石油、煤等基础产品价格的影响，从宏观经济全局的角度出发，需要国家发改委这样的宏观调控部门来平衡这些错综复杂的关系。

2．组织结构与管制体制方面的困境

电监会采取的是三级纵向垂直监管体系：由上至下依次为国家电监会、电监会的派出机构——六大区域电监局（华北、东北、西北、华东、华中、南方）、有关城市的监管委员会。区域电监局这一结构的设计初衷是为促进区域性电力市场的建立，打破省级间的电力壁垒。但电监会的人员数量，远不能满足我国电力行业主体众多、电力服务量大面广的国情，容易使一些地方出现电力监管真空。此外，电力管制机构以行政管理人员和技术人员为主的人员构成，经济、管理、法律方面人才的缺乏，影响了电力行业管制的有效性^[20]。

从管制体制来看，电力行业的管制权由电监会、发改委、财政部、国资委等共同掌握。其中，主要的管制权力在电监会和发改委之间分配。发改委拥有重要的电力管制权——定价权和进入管制权；电监会只有电价调整建议权。这些管制机构共同管制两网与五大发电公司——国家电网公司、南方电网公司、华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、电力投资集团为主的电力企业。这种管制体制设计尤其是发改委拥有主要的管制权力，使电监会从诞生之日起便举步维艰。

3．独立行使职能的障碍

管制机构的独立性有两层含义：一是管制机构独立于政府的宏观政策制定部门，其决策不受其他政府机构的影响；二是管制机构独立于被监管的电力企业。

一方面，我国电监会不独立于政府的宏观政策制定部门。主要表现在电监会与发改委共同对电力行业行使监管职能。另一方面，我国电监会也不独立于被监管的电力企业。电监会与被监管的国家电网公司同级，被监管的五大发电集团具有很强的谈判力以及对政策制定的影响力。在现行体制下，被监管企业与政府的联系和利益关系，使其可以向政府寻求支持，令电监会受到被监管企业和政府的双重压力。因此，从独立性来看，电监会面临不小的困境。

4．法律方面的障碍

我国电监会的成立是依据2003年国务院颁布的《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》，而非法律依据。电力监管主要法律《电力法》于电监会成立之前颁布，在电监会成立后也未及时进行修订，因此并未对电监会拥有的权力做出法律规定。2005年颁布的《关于明确发展改革委与电力监管委员会有关职责分工的通知》第一次赋予了电监会部分实权，但该通知法律效力较小，不能从根本上保证电监会的法律地位。

而英美等发达国家则是先通过法律，再根据法律成立监管机构。管制机构只对议会或国会负责，不受政府行政机构的干预。与英美相比，我国电监会既缺乏成立的法律基础，也缺乏法律授权。

第三节　深化我国电力管制改革的建议

一、关于发电市场省间壁垒的打破

发电市场的市场化通过两个方面实现：一是破除省间壁垒，实现市场进入的自由和投资主体多元化；二是上网电价由竞争机制决定，这一问题将在价格改革中论述。

最新的电力改革通过构建区域市场这一举措来打破省间壁垒，促进发电和售电环节竞争的形成。但是，正如上文所分析的，电力在地方经济中扮演着举足轻重的角色，长期以来实行的“省为实体”的电力体制强化了以省为主的各地方利益。构建区域市场意味着各地方依靠地区壁垒排斥外来竞争，从而获得垄断收益的做法将难以为继。这样，区域市场的构建和运行必然遭遇来自地方的各种阻碍因素。事实上，在组建南方电网时，这一苗头已经初见端倪^[21]。

在地方阻碍因素的作用下，即使省际之间实现联网，近期内的跨省交易量也难有大的增长。这就意味着近期内通过区域市场的大发展来打破省间壁垒是不现实的。现实的选择是加强跨省的区域管制机构的作用，对省际间交易中的公平接入逐步建立起强有力的管制，为区域市场的长远发展奠定基础。明确区域和省管制机构的分工。区域级管制机构的主要职责是管制大区内电力批发市场和跨省输电业务，协调处理大区内跨省事项。省级管制机构的主要职责是执行全国统一的管制原则和管制规则，管制省内的输配电业务和电力零售市场。

二、关于输电网的全国联网问题

在电力行业的各环节中，只有输电网被理论界公认为具有很强的自然垄断性，因而，输电网是电力改革中的重中之重。

如上所述，我国当前在对输电网的处理上是存在矛盾的，一方面保留国家电网公司，强调联网的重要性；另一方面进行区域网划分，成立了区域网公司。实际上，输电网的下一步改革重点并没有被明确。因此，是联网还是发展区域网就成为当前必须明确的问题，它关系到电力行业的长远发展战略。

支持联网的观点认为：我国电力行业至今依然是七八块各自封闭的独立电网，没有实现全国联网，而我国电力资源分布和地区间用电负荷的不均衡，决定了只有通过全国联网实现全国统一的电力大市场，电力资源才能在全国范围内得到优化配置。以南方电网为例，广西、云南和贵州主要依靠水电，在枯水期还需要火电来协调，而广东自身的电力供应不足，因此最佳选择就是将电量富余的福建的电送到广东。如果割裂了国家电网与广东电网之间的联系，广东就可能面临美国加州同样的电力危机^[22]。

支持拆分电网的观点认为：第一，从技术上来看，电网并非越大越好；目前最高的500千伏高压电的辐射半径约600～800公里，超过这一范围就不安全，目前的交流技术尚未解决这个技术难题。第二，我国的电网事实上已经形成了几个跨省的大区网，区与区之间没有连接或者只有很弱的连接。第三，电力地区供求平衡的问题通过区域内的调配就可以解决。在联网的安全性问题没有解决之前，没有必要投入巨额的财力进行跨区的连接^[23]。

从以上观点不难看出，支持联网观点强调电力的安全性和电力资源的优化配置，而支持拆分电网的观点表面上似乎是从技术方面提出与前者相反的理由，其实背后的深刻原因在于破除全国输电网的垄断。笔者认为，安全性固然是电力改革必须保证的基本条件，但是绝不能成为反垄断的阻碍因素。

首先，对全国联网最具说服力的实例通常是美国与英国的反差。从表面上看，就加州电力事故而言，美国电网分割的状况难逃其咎，而英国电力改革的成功又似乎从反面证明了联网的好处。实际上，深入分析则不然。

美国加州电力事故的深层次原因是传统的管制政策不能适应新的市场环境的变化。一是上网价格与零售价格改革不同步。放开上网价格后，仍对零售价格实行控制，造成了销售价格与购电价格的倒挂，致使电网经营无利可图甚至亏损，投资者缺乏投资电网的动力，从而电网老化状况得不到改善，电网十分脆弱。二是电网经营机构与发电企业之间存在串谋行为。发电企业是从原来的纵向一体化的公共电力公司中分离出来的，与电网企业之间存在着千丝万缕的联系。电网运营商不但没有利用其垄断地位要求发电厂商降低成本从而降低上网价格，反而按照“市场价格”购入，并按照与州公共事业委员会的合同价格售出，形成巨额亏损，并通过大面积停电来胁迫州公共事业委员会同意调价，企图恢复发、输、配一体化电力系统垄断定价的传统模式^[24]。

就英国的电力改革而言，即使改革的成功与其全国联网不无关系，这种联系对我国也并没有太多的借鉴意义。英国与我国的情况差别很大，英国的国土面积近似于我国的一个大省，英国全国网的范围最多只能与我国的区域网相当。与全国网相比，在区域网的范围内，电力资源调度不仅在技术上更易实现，而且更为经济。而且，从全国范围来看，我国的电力资源分布情况基本上是西部经济落后，电量富余；东部尤其是沿海地区和某些中部地区的电力供不应求。这样，从大范围上来看，电力资源调度的主要渠道是“西电东送”。“西电东送”这一工程对于调剂电力资源，解决东部缺电问题的作用是应该肯定的。但是，我国东西部空间距离相当大，完全依靠“西电东送”这样的长距离电力传输工程需要投入巨大的资本，而且电力在传输过程中会有损耗，损耗的大小与传输距离成正比。损耗本身就是一种巨大的浪费，损耗额必然加到输电电价当中。这样，本来成本较低，在传输地上网电价很低的电力很可能以高价落地，从而竞争力不如本地电厂的电价。

其次，安全性只是电力改革的制约因素，而降低用户电价，提高电力企业效率才是电力改革的最终目的。这一最终目的只有通过破除垄断，引入竞争机制来实现。输电网的自然垄断性固然决定了全国一张网要比几大区域网并存更节约社会资源，安全性更高。但是，全国一张网存在着现实的障碍和弊端。一是在我国这样大的范围内实现全国联网，目前在技术上难以实现，即使能够实现，也需要投入巨额的人力、财力。二是更为关键的问题，对像我国这么大的全国一张电网实现有效管制几乎是不可能实现的，而且在全国电网公司还拥有20%发电能力的情况下，更有可能造成垄断和地方壁垒的复归。因此，改革目标的实现要求拆分电网。但是，这是否意味着安全性受到挑战呢？正如支持拆分电网的观点所认为的那样，电力负荷的调剂在区域网内基本上就可以实现。当然，这要求按资源优化配置和“西电东送”的格局来划分电网^[25]。

综上所述，一方面，从安全性的角度出发，我国应该吸取美国的教训，不搞完全割裂的区域网；另一方面，改革的最终目标要求破除全国电网公司的垄断，发展区域网。这样，同时满足以上两方面要求的输电网的改革战略必然是，由国家电网公司完成全国联网建设的任务后（当然，这一阶段性任务需要很长的时间），按资源优化原则将国家电网公司拆分为几大区域网。具体来说，我国输电网改革的长远目标是取消全国电网公司，将其转型为电力管制机构。将现有的几大区域性电网再进行重组，借鉴“0＋4”模式的思路，按资源优化配置和西电东送的格局将全国电网重组为4～5个的区域性电网。同时，考虑借鉴美国的ISO模式，将区域性电网的所有权与经营权相分离，电网只作为中标公司存在，如果电网经营不善或背离管制，就可以取消电网经营权，通过招投标引进新的公司行使电网经营权。

在近期和中期内，国家电网公司的主要任务是负责全国网络连接的建设，为以后区域性电网的进一步重组打好基础，提高电力改革的安全性。

三、关于价格管制

（一）上网电价从部分管制到放开竞争

市场化是发电电价改革的最终目标，上文的分析表明，解决体制转换成本是实现这一目标的前提。其实，体制成本问题在发达国家的电力改革中也是存在的。电力市场引入竞争的最终目标是降低电价和提高服务。由于竞争下的电价将低于原来的管制价格，可能使一些电力企业原来投资项目的回收能力减弱，投资难以甚至不能回收。由于体制变迁造成的这种损失就是体制转换成本，这一成本实际上反映了新旧体制的效率差。从美英等发达国家的经验来看，管制机构一般通过资产出售、差价合约、债务重新分配、税收、补贴来消化体制转换成本，对方案的选择取决于具体情况和各种方案优劣。

此外，还应该加快区域间联网，促进区域间电量交易的扩大。区域间联网，以及区域间电量交易的增加意味着需求和企业竞争范围的扩大，从而将抵消或减少经济不发达地区的电厂因竞价上网而对自身以及地方经济产生的不利影响。

不仅如此，美国加州的电改教训也说明，在终端用户电价没有放开的情况下，先放开发电环节的价格竞争，将对电网的经营和建设十分不利，从而诱发不安全因素。

长期以来，我国电力建设一直存在“重发轻供”的观念，电网建设滞后。目前电网企业均面临不同程度的经营困难，负债率高，电网建设资金来源不足。而近些年，电力供应在我国不少经济发达地区出现了供不应求的局面，如2001年南方几省频频拉闸限电。如果马上放开上网竞争，有可能出现上网价格上涨的局面。这样将加大电网经营的困难，电网投资也更加缺乏吸引力，这不利于电网的改造和巩固，从而可能引发潜在的不安全因素。因此，过渡期仍需要政府对上网价格进行一定程度的管制。

一种可行的方法是实行部分竞价，改进当前的两部制电价并加以推广。两部制电价是将电厂的电价分为基本电价和容量电价。改革的方向是基本电价比重逐步减少，容量电价的比重逐步增大。基本电价反映的是发电的容量成本，由国家规定。不论所发电量多少，电网都必须支付。这就基本上保证了投资本金的按期回收，从而继续促进投资者投资于电力工业。容量电价以电厂的运营成本为基础。在容量成本的收回由国家予以保证后，电网将按照发电企业的报价，择低调度上网电量。技术先进、管理状况良好的电站，运行费用较低，即使在低谷时段，也可以较低的价格竞争上网，从而获得较多的发电利润。而技术落后、管理差的电站，由于运行费用较高，就只能在尖峰或平段上网，所获利润也必然较少。这不仅会迫使发电企业提高效率，而且也有利于电网贯彻微增成本调度原则，缓解尖峰时段的供求矛盾。

另外，还可借鉴美国加州的做法，设置电价过渡期加价（CTC），这种方法可以消化体制转换成本。每个参与竞价的独立发电厂均按单一的电量电价方式进行竞价，同时，对未来电力市场的发电价格进行预测，对于每个可能产生体制转换成本的发电厂，分别由政府核定体制转换成本；按照政府规定的过渡期，如3～5年，将体制转换成本折算成过渡期差价，并随终端用户的用电量计算差价电费，在电价之外进行回收。这样既能使独立发电商以全部成本在市场中进行全面竞争，竞争方式简单；又能在一定程度上保证投资者利益，同时对用户负担影响不大。

（二）输、配电价管制从投资回报率过渡到价格上限

输电、配电的技术特点相似，两个环节的定价方式基本相同。与过去为各国普遍采用的投资回报率相比，价格上限管制在促进企业提高效率方面具有明显的优势。

但近期内我国还不具备实行价格上限管制的条件，而且，为了保证改革的稳定性，应该继续采用较为简易的投资回报率法。制定独立的输配电价，应建立系统规范的电网成本审核制度，不仅是确定独立的输配电价的必要条件，而且也是实现投资回报率法政策初衷的制度前提。加强对成本的审核，采用长期边际成本法确定各电价等级总水平，以净资产回报率为基准。

在技术条件许可和市场成熟时，在配电和售电环节也可引入竞争。英国和美国等发达国家已经开始实施。由于经济技术条件的差异，我国可考虑分阶段逐步实施。

（三）销售电价逐步过渡到以市场竞价为主，逐渐取消交叉补贴机制

对销售价格可以逐步由管制过渡到由市场机制决定。在管制时期，应当吸取美国加州停电事故的教训，销售价格和上网价格的变化应该尽量同步。价格要能够反映成本和供求的关系，使企业通过努力可以盈利。因此，要增加价格管制的灵活性，既能反映成本变化又能体现效率原则。

市场化的销售电价是以电网垄断的破除、交叉补贴机制的取消、竞争上网机制的建立为前提的。这些方面的改革错综复杂，相互牵制，是一项系统工程。而且，由于电力行业在国民经济中占有举足轻重的地位，电力行业的安全可靠运行是国民经济稳定发展的必要保障。销售电价的变化涉及面广，对社会经济影响大。因此，销售电价的市场化改革将是一个长期的过程。销售电价的改革可以分为两个阶段，中短期的任务是要改变当前各类用户电价与其供电成本严重背离的现象，使用户电价基本反映供电成本。以用户用电负荷特性为主来划分用户类别，调整两部制电价实施范围和基本电价与容量电价的比例关系。

长期可考虑将配电和零售环节分开，通过建立零售商制度实现竞争。可以模仿英国的模式，建立两个层次的供应商。第一个层次为同时经营电网业务的零售商，称为特许零售商，它必须为独立的销售商提供无歧视的电网接入服务。第二个层次为无电网业务的独立零售商，一个地区允许多个独立零售商存在。

短期内取消销售电价的交叉补贴机制改革是不现实的，可以考虑分三个阶段逐步实施：第一阶段为直购电试点阶段。在这期间大用户承担的输配电费中仍包括交叉补贴的部分，但要避免大用户直购电成为针对特定用户的优惠。大用户参与市场时，可以将输配电价和交叉补贴捆绑在一起。第二阶段是在建立较合理的独立输配电价后，用明补代替暗补，通过对销售电价征收附加费建立交叉补贴基金。第三阶段是在电网垄断打破之后，取消交叉补贴，对居民生活电价给予直接的财政补贴。当然，销售电价改革的最终方向是价格由市场竞争决定，当销售电价最终能够市场化，交叉补贴机制也就自然无法存在了。

四、关于管制机构

（一）定位

近期内，电监会将同时扮演电力行业的管制者与改革的协调者两种角色，这是由改革的复杂性决定的，但这并不能否定电监会应该逐步过渡到独立的管制者。

虽然角色的转换需要较长时间，但是在近期内，发达国家的某些做法仍然是值得借鉴的。一是管制程序。接受公众的监督是解决对管制者实施监督的有效方式。为此，管制机构有责任将国家有关的法律、法规、政策、管制程序、管制决策等公布于众，广为宣传，并在管制过程中贯彻公众参与原则。例如，举行听证会，建立咨询委员会，邀请被管制企业、用户代表、专家学者参与协商。另外，制定有关电力行政复议和行政争议处理办法。二是机构的经费来源，从发达国家的具体做法看，有两种不同的经费渠道，财政预算拨款和向被管制企业收取特许权使用费。

（二）管制权的分配

美国的电力管制由联邦和州管制机构共同参与，管制的方法也不统一。州与联邦的管制衔接不好，影响了加州电网与其他地区电网的联系，这是导致加州停电事故扩散而未能及时被控制的原因之一。相比较而言，英国的电力管理是全国统一的，因此，在改革过程中，就不存在由于分散管理而造成的不协调。

美英管制模式的差别是由不同的政体决定的。美国是联邦制国家，州的自主权很大。由联邦政府提出总体思路，具体的改革和引入竞争的程序则取决于各州的立法。而英国中央政府的集权程度要高得多，改革前其电力行业就是由政府垄断，实行全国统一管理，改革后则延续中央政府统一集中式的管制模式，这样有利于改革的平稳性，减少转换成本。

考虑到我国的政治体制，应该借鉴英国的做法，坚持统一集中的管制原则，中央—区域—省三级管制机构执行统一的管制原则和方案。当然，由于各地区经济和电力工业发展存在较大的非均衡性，在具体的方法上可有所差异。

【注释】

[1]王俊豪：《政府管制经济学导论》，商务印书馆2001年版，第241页。

[2]这部法律于1978年通过，是美国《国家能源法》的第二部分。立法初衷是鼓励可再生能源的发展和新技术的采用，开启了美国的电力市场竞争的大门。

[3]国家电力监管委员会：《电力监管年度报告》（2008），国家电监会网站。

[4]位于四川雅砻江下游河段的二滩水电站是目前国内已经建成的最大的水电站，到2003年为止累计投资286亿元。于1991年开工建设，1998年第一台机组投产，装机总量330万千瓦，年发电能力可以达到170亿度。二滩水电站决定上马时，正是四川省电力紧缺的时候，建设资金来自国家开发银行和世界银行的贷款，到目前为止累计投资286亿元。国家开发投资公司、四川省投资公司和四川省电力公司分别占48%、48%和4%的股份。按原计划，二滩的绝大部分电量是供应重庆的。但1997年重庆脱离了四川省，成了直辖市。川渝分家后，重庆只接纳了二滩1／3的发电量。二滩的剩余供应能力被闲置，亏损严重。据统计，二滩水电站以每秒5551立方米的流量放水，这些泄洪量如果转化为电能，可达到800万千瓦。如果用每度电0．30元来计算，每天白白流失的金额就高达6000万元。截至2003年初，已累计亏损十几亿元。

[5]由于受到省电力公司的排挤，贵州小水电有近40%的电能无法输出，导致贵州出现缺电与电能浪费并存的奇怪现象。参见《21世纪经济报道》，2004年2月5日，第11版。

[6]国家电力监管委员会：《电力监管年度报告》（2006），国家电监会网站。

[7]《中国电力部门深化改革座谈会报告和工作报告》，中国电力部门深化改革座谈会，国家发展计划委员会主办，北京：2000年10月9～10日，第94页。

[8]王信茂：《“十一五”电力体制改革有三大难点》，《中国经济时报》，2006年11月20日，第4版。

[9]国家电力监管委员会：《电力监管年度报告》（2008），电监会网站。

[10]高伟娜：《电力产业价格规制的演变与改革》，《价格月刊》，2009年第4期。

[11]洪隽：《欧洲电价监管及对我国电价改革的启示》，《中国价格监督检查》，2008年第7期。

[12]黄少中：《中国电价改革回顾与展望》，《价格理论与实践》，2009年第10期。

[13]李虹：《中国电价改革研究》，《财贸经济》，2005年第3期。

[14]国家电力监管委员会：《2008年电价执行情况监管报告》，中国电力网。

[15]王信茂：《“十一五”电力体制改革有三大难点》，《中国经济时报》，2006年11月20日。

[16]美国的改革是以州为单位进行的，包括加利福尼亚州在内的几个州首当其冲，在20世纪90年代中期拉开了改革的序幕。然而，加州改革却导致了电力危机的爆发。2001年1月开始，加州政府在全州范围内实行轮流停电；太平洋天然气和电力公司、南加州爱迪逊两家主要电力企业亏损约90亿美元，股票大跌，濒临破产，造成该地区政治、经济和社会的不稳定。

[17]目前全国从事省级输电业务的企业有31家，跨省输电业务的企业有6家。截至2006年底，两大电网总资产约为15110亿元，其中国家电网公司约为12141亿元，南方电网公司约为2969亿元。

[18]张曙光持这一观点，转引自王晓冰：《电力改革方案始末》，《中国改革》，2004年第4期。本书赞同这种看法。

[19]黄清：《电力行业放松规制改革政策效果的实证研究》，《山西财经大学学报》，2009年第1期。

[20]王俊豪：《中国垄断性产业结构重组分类管制与协调政策》，商务印书馆2008年版，第227页。

[21]据2003年4月5日《财经》报道，南方电网公司是由广东、广西、云南、贵州四省电网组成。以资产而论，应该由广东省控股。但是由于各省的电厂直接关系到各省的地方税收，因此并不乐意接受广东省领导。

[22]刘纪鹏：《从国电公司改革看我国电力工业发展》，《中国工业经济》，2000年第8期。

[23]王晓冰：《电力改革方案始末》，《中国改革》，2004年第4期。

[24]周勤、张向阳：《美国加州电力危机的成因及其思考》，《价格理论与实践》，2001年第10期。

[25]2002的改革方案确定以前，曾经提出所谓“0＋4”的改革方案作为备选，即按照国家电力资源优化配置和“西电东送”的格局，组建东北、北方、长江和南方四大电网公司。本书认为，这一方案的思路从长期来看是可行的。