必威·(BETWAY)官方网站吴安平：新型电力系统需要什么样的电网体制

　　必威·(BETWAY)官方网站吴安平：新型电力系统需要什么样的电网体制新型电力系统是对传统电力系统近乎颠覆性的重塑，构建新型电力系统不可能在现有电网体制下顺利进行。2021年3月中央财经委员会第九次会议确定将“构建以新能源为主体的新型电力系统”作为国家发展战略的同时，提出继续“深化电力体制改革”的要求，其中无疑包含电网体制改革。紧接着2021年10中央下发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》明确将“推进电网体制改革”写入文件。

　　新型电力系统构建需要电网体制改革为其清除障碍和提供保障，这一认识从理论上讲没有疑问，但在实践中并没有引起足够重视。近期国家发展改革委和能源局密集下发的有关“十四五”现代能源体系和可再生能源发展规划以及一系列促进能源低碳绿色转型和“双碳目标”落地的文件中，制定和出台了很多新的政策和措施，但遗憾的是对如何“推进电网体制改革”只是泛泛一提没有给出具体方案。

　　本文从学术研究的角度，在能源低碳绿色转型和构建新型电力系统成为国家战略的背景下，研究电网体制改革与新型电力系统构建的关系，探讨应当建立怎样的电网体制才能与新型电力系统相适应的问题。基本思路是从把握新型电力系统基本特征和发展趋势入手，研究电网体制改革的深层次原因和现实必要性，回顾电网体制改革走过的历程和带来的启示，重点阐述电网体制改革的两项任务(建设区域电网和输配分开)对构建新型电力系统的意义，以存在问题和改革目标为导向，提出以“区域电网+输配分开”替代“超级垄断+输配合一”的电网体制改革建议方案。

　　由于电力体制改革是一个系统工程，包括电网体制改革在内的各项任务相互关联，具有相辅相成关系，因此本文还对电力规划体制改革、电网调度体制和调度原则调整、配电网微平衡市场建设等问题进行探讨并提出相关建议。

　　1、两者的技术路线和发展形态迥然不同。传统电力系统遵循的发展路线是：机组容量越来越大、电源越来越集中、电压等级越来越高、输电距离越来越远，注重电从远方来，电网的层叠化、集中化、同步化程度不断提高。这条路线的实质就是用不断提高电压等级的办法解决电网发展问题。

　　新型电力系统的发展路线则是：根据新能源的特性，以分布式开发为主，将海量小型、分散的电源，主要接入配电网或一般高压电网，注重电自身边来，电网趋向扁平化、分布化、局域化。这条路线的实质是遵循电网的“第一性原理”和分区平衡规律，依靠新能源开发利用技术与信息通信技术的创新融合，建设柔性化、数字化电网，实现人类能源的可持续发展。

　　2、系统的技术特性发生重大变化。新型电力系统的基本特征是“两高”，即高比例光伏和风能发电、高比例电力电子设备，由此导致电网技术特性在三个方面发生重大变化：一是延伸出“两低”现象，即系统转动惯量和短路容量降低。传统电网规模扩大时，系统转动惯量和短路容量会相应增大，基本成正比关系;但新型电力系统情况却相反，太阳能和风电的装机容量越大，火电被替代数量越多，系统的转动惯量和短路容量则变得越小。二是系统运行机理发生相应变化。传统电力系统是交流同步发电机占绝对主导地位的系统，新型电力系统则是拥有高比例变流器的交直流混联系统，交流发电机的主导地位不断弱化，局部供电网出现直流化倾向。三是电源出力特性明显变差。传统电源核电、煤电、气电以及水电，出力基本稳定可控，光伏和风能发电等新能源出力则具随机性、波动性和间歇性，向新型电力系统的安全稳定供电提出严峻挑战。

　　3、储能成为不可或缺的第四要素。安全稳定供电的需要和技术的创新进步，使储能与电源、电网、负荷并列，成为新型电力系统不可或缺的第四要素，传统系统电力发供用同时完成的特性正在部分被改变。遍及电网各个环节的各种储能设备和储能系统，正在创造电力电量平衡新的机制和模式。有两个变化趋势特别值得关注：一是电动汽车普及产生的“储电于民”的结果，为需求响应提供了更大空间;二是煤电、气电等传统电源被认定为广义的储能电源，承担调峰调频和应急备用等任务。在新型电力系统中电源基本上可以分为两类：为主的一类是直接利用太阳实时产生的能量发电的电源，如光伏和风能发电;为辅的一类是利用地球以往储存的太阳能或者能量，以及人工储存的能量发电的电源，如煤电、生物质、核电、常规水电、抽水蓄能和氢气发电等，它们将保持与新型电力系统不同发展阶段相适应的规模长期存在。

　　4、输配电网关系发生根本性变化。有源化和协同化使配电网由原来的单向受电的电网，变成可以进行自我平衡的局域电网，并成为综合能源网的核心。从电网全局看，输电网处于中心枢纽地位，类似一个“大蓄水池”，配电网围绕其四周，像无数 “小蓄水池”，其拓扑结构如众星拱月。输电网的一个重要功能就是随时吸收或补充配电网的盈余或缺额，为配电网的可靠供电提供保障;配电网则在为用户提供用电服务的同时，遵循技术规律和运行规程要求，尽其所能也为全网的安全稳定作出应有贡献(如实施需求响应等)。输配电网由原来的主从依附关系，变为互相支持、双向互动、协作共生的关系。

　　一个完整的电力系统都是由一次系统和二次系统组成的，柔性化是对一次系统的改造和创新，数字化则是对二次系统的改造和创新，两者在新型电力系统中就是一次系统与二次系统的关系：柔性化是数字化的基础，数字化是柔性化的保障，两者相辅相成。所谓智能化电网或高弹性电网，其实就是柔性化与数字化完美结合的电网。柔性化与数字化既是新型电力系统发展的必然趋势，也是它的两根主要支柱。

　　传统电力系统的刚性特质主要表现在几个方面：一是发供用电同时完成，电网供需功率时刻保持平衡，电能不能储存：二是电力潮流由电网参数决定(自然分布)，不能按需要随意调控;三是所有机组必须同步运行，确保频率稳定;四是用电负荷特性被认定是自然形成难以改变。

　　传统电力系统能够适应这些刚性特质，原因就在于它是由火电、水电、气电、核电等交流同步发电机组成的交流同步电网。以新能源为主体、具有“两高”特征的新型电力系统，在改变传统电力系统电源结构的同时也在不断改变自己的技术特性。新能源发电出力的随机性、波动性和间歇性决定新型电力系统的构建，必须冲破传统电力系统的刚性束缚而走向柔性化，电网的柔性化改造和建设，是新型电力系统的内在要求。

　　发电环节。新型电力系统需要更多更灵活的调峰调频电源，抽水蓄能电站不仅能调峰填谷，而且响应快，是首选的灵活性电源。天然气和气电建设、火电机组调峰改造、光伏和风电配置必要储能设施等，都是提高电源侧柔性化水平的必要措施。绿氢不仅有广泛的应用价值，还具有储能的功能，未来也会对电网的柔性化作出重要贡献。

　　输电环节。扁平化、分散化、网格化是新型电力系统发展的必然趋势，由于系统转动惯量和短路容量不断减小，不仅交流特高压失去生存条件，常规直流特高压若不柔性化，应用也会受到限制。柔性直流不需要交流侧提供换相电流，可接入弱电网和无源电网，控制模式灵活，潮流反转方便快捷。它将广泛应用于

　　海上风电和分布式电源接入、城市中心以及孤岛供电、远距离大容量输电、异步电网互联等工程，为新型电力系统构建提供重要支撑。此外，交流柔性输电技术也在不断创新发展，比如柔性低频交流输电已进入工程示范阶段，为电网的柔性化再添新的工具。

　　用电环节。配电网和用户柔性化的主要措施：一是实施需求响应，电力用户可根据电力价格信号和有关激励机制以及电网对负荷调整的需求，自愿做出响应，使负荷变得具有弹性。二是包括电动汽车在内的各种储能设施，可根据需要参与电网的削峰填谷运行。三是众多的分布式电源、小微电网和个体电能“产销者”，可通过有关市场机制和通信控制技术有效聚合，实现发电和用电的自我调节与优化控制，与电网进行双向互动。

　　数字化与柔性化一样，是新型电力系统另一根重要支柱。面对海量的发电单元、频繁波动的发电出力、极具个性化的用户，遍及全网的储能设施，电网需要通过数字化提高识别系统状态的速度和精度，以便做出相应精确的响应和安排。数字化是柔性化充分发挥作用的重要保障，也是电网高度智能化的基础。

　　传统电力系统的运行分析建立在系统的机电特性和数学模型基础上，主要关注的是机电同步过程。新型电力系统需要应对更加快速的电磁暂态过程，难以建立精确的数学模型，需要更多关注“数据同步过程”，通过数据关系发现电网运行规律，实现电网的智能化运行。

　　新型电力系统正向着现代信息物理系统方向发展，数字化将顺应这种发展趋势，利用5G、大数据、云计算、物联网、移动互联网、人工智能、区块链等现代计算机信息技术，与电力系统进行必要的融合，大幅提升电力系统“可见、可知、可控”水平，以及计算能力和安全保障能力，支持海量新能源发电单元无障碍接入电网，及时发现和预警电网风险并采取相应措施，助力源网荷储协调互动，推动多能协同互补和自主交易，为用户提供更加高效的用能和节能服务。

　　电力体制改革除政企分开、主辅分离外，还包括发电体制、电网体制、电力规划体制、调度交易体制改革以及电力市场建设等内容。在完成政企分开之后，我国上一轮电改的重点放在发电体制改革上，将“厂网合一”改为“厂网分开”，实行竞价上网，发电厂成为独立市场主体，基本上完成了发电体制改革任务。本轮电改的重点放在电力市场建设上，经过7年多时间的努力已取得不少成绩和突破，全国市场化交易电量2021年超过45%，但由于体制的制约以及自身的复杂性，电力市场的建设并不顺利和理想，要走的路还很长。

　　我国电力体制改革至今仍有很多任务没有完成，电网体制改革就是其中重要的一项。由国发【2002】5号文《电力体制改革方案》和中发【2015】9号文《中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》推动的两轮电改，尽管都包含了电网体制改革的内容，但却都没有明确提出“电网体制改革”的概念，直到2021年10月24日，中央、国务院下发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中，才首次在中将“推进电网体制改革”作为“深化能源体制机制改革”的一项重要任务提了出来。这一变化是对电力体制改革理论的完善，它表明在构建新型电力系统的时代背景下，电力体制改革的目的不仅仅是为了推动电力行业的高质量发展和电力市场体系的构建，更是为了实现能源的低碳和绿色转型。由于电网处于系统的枢纽地位，大多数新能源都需要转化为电力通过电网送至用户才能发挥作用，电网体制改革显然到了必须放到突出位置的时候。

　　将2021年3月中央财经委员会第九次会议提出的“深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”战略与2014年中央财经领导小组第六次会议提出的“四个能源”(能源供给、能源消费、能源技术、能源体制)对比，不难看出中央两次财经会议的思路是一脉相承的：能源转型和技术创新，不能缺少体制的保障。构建新型电力系统实质上是能源供给、消费、技术在新形势下的体现，而电力体制改革则是能源体制的组成部分。如同能源体制为“三个能源”提供保障一样，电力体制改革也为新型电力系统构建创造条件，其中最关键的是电网体制改革。

　　新型电力系统代表电力行业新的生产力，电力(电网)体制代表该行业的生产关系，从根本上说，生产力决定生产关系，但两者的辩证关系表明，生产关系在一定条件下也具有决定性作用。我国的改革开放，以社会主义市场经济体制替代计划经济体制，短短四十年时间使国家的贫穷落后面貌得到彻底改变，经济实力跃居世界第二位就是最有力的证明。

　　同志说过：“制度好可以使坏人无法任意横行，制度不好可以使好人无法充分做好事，甚至会走向反面”。体制是制度在一个领域、行业或部门的具体表现形式，好的体制能够有效限制各种弊端蔓延，不好的体制则会处处抑制新生事物的成长。我国目前实行的“超级垄断+输配合一”的电网体制，与传统电力系统基本相适应，而与新型电力系统基本不相适应，如果不进行改革，新型电力系统的构建及能源低碳绿色转型，必然走上一条高成本、低效率，曲折而漫长的道路。

　　有人认为我国不仅有特高压，而且风电和太阳能装机容量也排名世界第一，因此我国电力系统的技术水平处于世界领先地位，其实这是一种误解。在能源低碳绿色转型的今天，评判电力系统先进性的指标，既不是电网电压等级的高低，也不是新能源装机规模绝对量的大小，而主要是新能源发电量的渗透率。2020年该项指标德国已超过45%，我国仅为11%左右，表明德国已进入新型电力系统形成期，我国尚处于起步期，差距还相当大。新能源渗透率是一项综合性指标，不仅是新能源开发利用技术水平、电网柔性化和数字化程度、新业态创新能力的集中体现，也是电网体制合理性和适应性的真实反映。我国新型电力系统构建要赶超世界先进水平，需要走出自我感觉良好的误区，毫不犹豫推进电网体制改革。

　　从国家发展改革委和能源局近期密集下发的有关文件中可以看到，我国推动新能源跃升式高质量发展的目标、路径、政策和措施都已经明确，能源转型正处于“万事俱备，只欠东风”的状态中，这个东风就是电网体制改革。

　　碳达峰和碳中和“双碳目标”的确立，表明我国已进入能源低碳绿色转型新的历史时期必威·(BETWAY)官方网站，新型电力系统构建是实现碳达峰和碳中和的基本途径，站在新的历史起点向前看，电网体制改革的总体目标比任何时候都更加清晰和明确，这就是以“四个能源”思想为指导，冲破传统观念束缚，建立起与新型电力系统相适应的电网体制机制，最大限度调动各方积极性，推动新型电力系统高质量、高水平、高速度发展。

　　这里“相适应”是关键词，它揭示出一个深层次的原因：电网体制改革是生产力与生产关系相适应客观规律的内在要求，不以人的意志为转移。

　　建立区域电网体制和实行输配分开是电网体制改革的两项主要任务，它们在2002年的第一轮电力体制改革中就已经提出来了，由于种种原因没有完成;7年前的9号文将其列为“继续深化研究课题”，但至今仍没有结论。由于2002年还没有能源转型问题，2015年也没有构建新型电力系统问题，电网体制改革被搁置是可以理解的。

　　电网体制改革的基本思路：一是坚持市场化改革方向，打破垄断，将竞争的理念引入到自然垄断行业内部，通过建立区域电网体制，营造和形成“比较竞争”的环境和机制。二是遵循市场经济规律和电网技术特性对电网企业重新进行定位，由于输电网和配电网基本功能和技术特性不同，输电和配电企业需要分别定位，实行输配分开改革，将垄断性业务与竞争性业务彻底分离。因此更明确地说，电网体制改革的主要任务就是以“区域电网+输配分开”的新体制取代“超级垄断+输配合一”的旧体制。

　　上一轮电改按照国发【2002】5号文《电力体制改革方案》要求，完成了“厂网分开”改革，拆分重组原集发、输、调、配、售为一体的国家电力公司，成立两家央属电网公司、五家发电集团和两家顾问集团，初步打破电力行业一统天下的垄断格局，取得电力体制改革的重大突破。

　　国发【2002】5号文提出的电力体制改革方案是一个比较完整的方案，除要求进行厂网分开、竞价上网、主辅分离等项改革外，还对电网体制改革做出了具体安排：一是明确了区域电网公司的组建方案和公司的性质、职责以及与国家电网公司的关系;二是明确“十五”期间暂不进行输配分开重组，但要逐步对配电业务实行内部财务独立核算，以后通过试点实行输配分开。

　　对照5号文《电力体制改革方案》，不难发现目前我国一家独大的超级垄断体制，并非上一轮电力体制改革确定的目标，而是一个被改走样的结果。按照5号文的规定，区域电网公司是按现代企业制度设置、享有法人财产权、承担资产保值增值责任的实体，即它是国家电网公司的子公司而非分公司或分部。

　　改变区域电网公司性质的一个重要目的是为交流特高压电网的建设保驾护航，其实如果交流特高压电网是真正合理和必要的，按照电网发展的客观规律，没有超级垄断体制也完全可以建设，如果离开超级垄断体制就不行，恰恰说明它是不必要的，南方电网就是一个很好的例证。

　　电网形成超级垄断体制后，输配分开的准备和改革自然也停顿了下来。可以看到，上一轮电改不仅没有将电网体制的改革向市场化方向推进，反而明显向后退了一步。

　　2015年3月中央下发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发【2015】9号)，虽然没有如人们期待的那样明确提出电网体制改革的目标和任务，但也并没有将电网体制改革完全放弃，而是从四个方面或明或暗为电网体制的改革进行铺垫和准备：

　　一是将形成“管住中间、放开两头”的体制架构作为推动电力体制改革的总体思路，客观上为电网输配分开改革提供了理论支撑。“放开两头”首端一头由发电体制改革实现，末端一头则需由电网体制改革实现。9号文明确的“有序向社会资本开放配售电业务”，实际上已向输配分开迈出了一步。

　　二是要求重新定位电网企业功能，“改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况”，明确“电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务”，显然是在为电网体制的改革指明方向。

　　三是开展增量配电业务改革试点。一般都认为试点的目的是促进配电网建设和提高其运营效率，其实更重要的意义是为输配分开作预演。新成立的增量配电网企业是独立的法人实体，无论电网企业控股还是不控股，试点的结果都形成了一种输配分开的格局。但遗憾的是试点6年以来，尽管各方都做出很大努力，但在现行的体制下，结果远不如预期，碰到的问题很多，以至于社会对它几乎失去热情和信心。

　　由于本轮电改的重点和注意力放在电力市场建设和电价机制改革上，因此上述电网体制改革的铺垫工作都没有做到位。

　　我国电网体制改革之所以停滞不前，主要原因在于对能源背景下的电网发展趋势缺乏科学、客观、准确的判断，没有看到光伏、风能等新能源的发展，将颠覆传统电网的发展路线，使电网从集中式、垂直化逐步走向分布式、扁平化。

　　美国学者、社会预言家杰里米里夫金2010年左右，在他出版的《第三次工业》一书中，对电网的这种发展趋势有过大胆的预测，他认为在未来的社会里，每个人既是能源消费者，又是能源生产者，人类将迎来“能源化”的新时代;能源和信息技术将使“分布式智能网络”成为电网主体。

　　所谓“能源化”其实就是以新能源为主体的新型电力系统高度发展的结果。新型电力系统需要有新的电网体制与之相适应，这种体制显然不是集中化的超级垄断体制，而是扁平化的分而治之体制，只有认清方向顺势而为才不会成为时代的落伍者。

　　“打破垄断，引入竞争”是改革的基本要求。竞争主要有两种形式：对抗性竞争和比较性竞争，对于具有自然垄断特性的电网企业，不可能进行对抗性竞争，但如果要使企业始终保持活力，比较性竞争则不可缺少。5号文原来确定区域电网公司为具有法人地位的市场主体，一个重要目的就是为区域电网的比较竞争创造条件，可惜这一目标没有实现。

　　本轮电改要求电网企业剥离竞争性环节并重新定位，尽管时间过去7年有余，电网企业的面貌却没有太大变化，原来售电等竞争性业务还没有完全剥离，又增加了诸如综合能源服务、整县屋顶光伏建设等新的竞争性业务，说明旧观念是顽固的，如果不坚定市场化改革的决心，电网体制改革的目标可能始终只是一个愿望而已。

　　我国的经济体制改革经历了一个从较低层次逐渐向较高层次不断提升的过程。1984年中央作出经济体制改革决定，提出的是发展社会主义商品经济，1992年南巡讲话后，正式将社会主义市场经济体制确定为改革目标，明确市场在资源配置中发挥“基础性作用”，2013年调整为“决定性作用”。2020年中央又下发《关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》，提出进一步“构建更加系统完备、更加成熟定型的高水平社会主义市场经济体制”的目标。正是经济体制改革的一个个进步，推动我国经济建设登上一个个新的台阶。反观电力行业20多年来的体制改革，尽管也有进步，但并没有完全跟上时代前进的步伐，与中央要求的“高水平市场经济体制”相比，还有相当大的差距。

　　科学性即合理性是改革方案是否经得起实践检验的关键。本轮增量配电业务改革试点被认为是电改的一个亮点，但自启动以来却遇到不少似乎不应当出现的问题和阻力：一些地方政府和电网企业在改革关键问题、关键环节上认识不到位，与中央改革精神存在偏差;一些试点项目在供电区域划分、接入系统等环节受到电网企业阻扰;一些地方的电网企业利用主业资源开展售电业务，影响市场公平竞争等，尽管国家发展改革委和能源局多次发文要求纠正，但试点工作的进展仍不理想。

　　出现这种局面是因为在现行电网体制基本保持不变的条件下，改革试点明显存在不合理的地方：一是电网企业与增量配电企业具有竞争关系，由于电网企业处于强势地位，增量配电企业处于弱势地位，两者的竞争是不平等的;二是增量配电网实质上是电网的延伸，项目的用户从某种意义上说是从电网企业分割出去的，电网企业与增量配电企业必然产生利益冲突;三是文件规定电网企业必须为增量配电试点项目做好包括接入电网等各项服务工作，这种规定表面冠冕堂皇，实则不合情理也不切实际。因此理想很丰满，现实很骨感，改革试点结果远离预期是必然的。

　　体制改革是解决矛盾推动行业进步的治本之策而非治标之计。如果方案出台后，原来的矛盾并没有随之消失或解决，也没有由难变易或由多变少，反而不断有更多尖锐的矛盾产生，说明该方案缺乏科学性，增量配电业务改革试点就属于这一类改革，它无法切断问题的根源，非治本之策。“大智慧治本，事半功倍;小聪明治标，事倍功半”，只有聚焦治本并善于从群众中汲取智慧，才能找到科学的方案，获得理想的改革效果。

　　电网分区平衡规律从本质上看是电网供需功率瞬时平衡以及电流与路径阻抗成反比的技术特性的体现。一个区域电网供电范围无论大小，一旦内部的供需功率达到平衡时，与周边电网就不会再有电力交换，只有在功率出现盈余或缺额的时候，才有电力的输出或输入。遵循分区平衡规律规划、建设、管理和运行电网，可以使电网的经济性、安全性、可靠性得到最大保障。

　　分区平衡是电有的技术规律，网络行业由于不具有与电网相同的技术特性，没有这样的规律。电网的统一规划、统一调度以及随时保持全网功率平衡的要求，不仅不与分区平衡规律矛盾，反而是在分区平衡基础上实现的。保障电网安全稳定运行的最后一道防线，即实行解列运行防止系统崩溃的第三道防线，也是根据分区平衡理论建立的。

　　电力系统从最先分散化的小型电网，发展成集中式的大型电网，再演变成分布式的新型电力系统，这一过程是事物否定之否定规律在电力系统发展中的体现，二次否定不是简单的回归，而是在新的基础和更高层次上的进步。对于以新能源为主体、以柔性化和数字化为支撑的新型电力系统，分区平衡规律不仅没有过时，反而显得更加重要，区域电网体制实际上是电网分区平衡规律的内在要求。

　　我国现行的电网体制是“一家独大”的超级垄断体制。全国电网(不含港澳台)基本分属三家电网公司管理：其中国家电网公司下属26个省级电网(含内蒙东部电网)，南方电网公司下属5个省级电网，内蒙电网公司管理范围仅为内蒙西部电网，三者规模悬殊基本上没有可比性。

　　电网超级垄断体制的弊端是显而易见的：一是企业管理行政化，管理层次多决策效率低;二是垄断信息和技术话语权，无法形成自由的学术氛围;三是靠强势进行竞争，难以保障市场的公平公正性;四是企业文化失去多样性，导致整个行业创新土壤贫瘠;五是固守利益藩篱，缺乏及时发现和纠正错误的机制和能力。

　　体制改革就是要打破不合理的垄断，克服由此产生的种种弊端。那种认为电网是自然垄断行业，垄断程度再高也允许的观点是不对的，电网的自然垄断属性与分区平衡规律相结合，决定了电网必然成为一种分区管理的网络。电网企业经营的电网规模大小由人的主观意志决定，与电网的自然垄断属性没有因果关系。超级垄断与区域电网两种体制，表面上看是大垄断与小垄断的差别，但量变会引起质变，二者对我国电网发展的影响实际上有天壤之别。

　　认为电网超级垄断的目的是“做大做强”国有企业的观点也站不住脚。我国地域广大，每个区域电网的规模都相当大，几乎都可以像南方电网一样成为世界500强企业。建立区域电网体制不改变国企性质，不仅不会损害而是更加有利于电网和企业的高质量发展。反垄断是市场化改革的题中之义，无论民企还是国企凡是不合理的垄断都应当被打破。

　　竞争是市场经济的灵魂。在自然垄断的电网行业内部，按市场竞争理念将电网划分为多个规模彼此相当的区域电网，形成一种“比较竞争”格局和机制，在政府的监管下，互相学习，互相借鉴，取长补短，共同进步，是电网体制改革坚持市场化方向要达到的重要目标。

　　一个国家设立国家电网公司是天经地义的，然而事物是辩证的，欧洲各国都有各自的国家电网公司，但多数国家的国土面积不及我国一个省的面积大。欧洲互联电网尽管比我国全国互联电网小得多，却由二十几个国家的电网公司共同管理，不存在一个与之相对应的洲级电网公司。日本电网也只与我国一个或两个省级的电网规模相当，却至少分属9家电力公司经营。

　　我国是一个幅员辽阔的大国，各地情况千差万别，以一家独大的超级垄断体制管理我国规模巨大的电网，不符合我国的大国国情，不仅理论上站不住脚，实践中也弊大于利，是一种极不明智的选择。

　　新型电力系统分散化和扁平化的发展趋势并不否定大电网的存在，而是意味着电网的同步规模以及最高电压等级需要进行必要调整或限制，电网的管理理念需要进行相应转变。电网分区平衡的理论和各国构建新型电力系统的实践证明，分而治之是新型电力系统应对挑战的基本策略。

　　我国电网规模巨大，很难想象可以将全国电网作为一个整体(比如形成一个同步电网，在同一个电网公司的管理下)，以一种模式、一种方法一揽子解决我国新型电力系统构建遇到的问题。由于各地情况各异，面对的矛盾不同，这样做只会使问题复杂化，既不科学也不现实，即使付出高昂电价，也难以达到目的。而优化电网分区规模(包括适当缩小同步电网)，实行分而治之不仅可使问题简单化，有利于因地制宜和精准施策，还能有效限制宽频振荡等事故的影响范围，减小可能发生的损失，以最小的成本获得最好的效果，做到事半功倍。

　　欧洲电网是分而治之的典型，其经验包含两个要点：一是各国电力以自平衡为主，与周边国家的电力交换尽管重要，但基本上是盈余的调节互补。二是新能源开发基本方针是“分布式为主，就近开发优先”。以德国为例，新能源80%以上接入配电网，其风电机组星罗棋布遍及全国。分而治之带来的一个重要结果，就是欧洲电网的最高电压等级一直维持400千伏而不需要再提高，表明欧洲电网具有较高的扁平化程度，与新型电力系统的发展趋势相契合。

　　适当调整同步电网规模是分而治之的需要。我国电网近几年新增了云南、川渝两个同步电网，数量由6个变为8个，南方和华中两个区域电网结构因此得到优化，化解不少对电网安全稳定造成威胁的风险，为提高新能源消纳比例创造了更好条件。可以肯定，我国今后同步电网数量只会增加不会减少，华中和华北电网应尽早恢复为两个同步电网运行。

　　分而治之并非标新立异，它实际上就是电网分层分区平衡和管理要求在新型电力系统建设中的体现。我国新型电力系统分而治之需要四个层级：区域电网、省级电网、配电网和微电网，其中区域电网和省级电网处于战略层面，配电网和微电网处于战术层面，从小到大依次为微平衡单元、基本平衡单元、省级平衡单元、区域平衡单元。各个层级电网在平抑新能源波动性和间歇性，改善电网运行特性，确保电网安全稳定供电方面发挥不同的作用。微电网和配电网是基础，省级电网为主导，区域电网作协调。

　　有关资料显示，德国电网有2700多个相对独立、自我控制的“平衡基团”，因地制宜采用2700多种方式方法控制平衡，为新型电力系统的安全稳定运行做出重要贡献。德国的这些“平衡基团”相当于微平衡单元或基本平衡单元，其经验值得我国借鉴。

　　我国电网一直以省为实体，在分而治之的四个层级中，省级为关键平衡单元，区域电网则在一个较大范围内调节盈余，提供包括调峰调频在内的援助和备用，对区域内各省新型电力系统构建发挥重要的指导、协调和保障作用。

　　提高新能源渗透率无疑会导致系统成本增加，在此趋势下如何有效控制输电网投资是新型电力系统构建值得重视的问题。按照“管住中间、放开两头”的思路，发电和售电电价可以通过电力市场竞争确定，输电电价则只能由政府核定，说明市场不是万能的。合理控制输电成本和电价，增强政府监管的有效性，建立区域电网体制是关键举措。

　　建立区域电网意味着化小核算单位，可以大大提高管理的透明度，充分暴露电网建设成本方面的问题，通过比较竞争促使企业注重实效，摆脱粗放化管理模式而走上集约化道路，避免主业亏损靠辅业弥补的不合理现象发生。

　　电网企业按“准许成本+合理收益” 的方法收取过网费，极有可能会引发以扩大投资增加收益的不良倾向。确定电网“准许成本”的关键因素是技术方案的合理性，只有形成比较竞争氛围，打破技术垄断，才能通过的专业评审对电网投资的合理性作出客观判断，剔除过度投资确保“准许成本”的真实性。

　　此外，区域电网体制创造的比较竞争环境，不仅可以提高政府“管住中间”控制电网投资的有效性，还能大幅降低政府自身的监管成本。

　　完整的全国市场体系包括国家电力市场、区域电力市场、省级电力市场，以及配电网微平衡市场，各自都有对应的物理电网以及相应的调度机构。区域电网是区域电力市场的物理支撑，同时也是市场交易的组织者和服务者。作为重要的区域平衡单元，区域电网可根据自身的能源资源和负荷分布等情况，更有针对性地统筹规划和建设跨省输电线路和联网工程，尽可能消除省间电力阻塞，因地制宜设计和培育与各省电力市场相协调的区域电力市场，最大限度实现区域内资源优化配置。

　　区域电网的建设方案基本上是明确的，没有更多的比选。为保持改革的连续性和严肃性，可参照上一轮电改的思路，在国发【2002】年5号文提出的方案基础上，结合新型电力系统构建要求和电网目前的实际情况作必要调整。

　　一是成为跨区域的全国性输电公司。国家电网公司不再管理区域电网公司及省级电网公司，主要负责投资、建设和运营跨区域输变电工程以及各区域电网间的技术协调，组织以跨区域输电线路为物理支撑的国家电力市场交易等事宜。

　　二是成为国家电力规划和技术研究中心。可以考虑将国家电力规划研究中心并入国家输电网公司，加上原来的中国电力科学院、国网能源研究院和智能电网研究院、国家电力调度中心等单位，国家输电网公司将成为指导、协调和服务于我国新型电力系统高质量发展最具权威性的电力规划和技术研究中心。

　　重新组建东北(含蒙东)、华北(含蒙西)、西北、华东、华中(不包括四川、重庆和电网)、南方和西南(含四川、重庆和电网)7个具有独立法人资质的区域电网公司，各区域内相关省级电网公司为其子公司。

　　(1)由于彻底剥离电网竞争性环节和竞争性辅业，国家输电网公司作为被管住的“中间”，将接受政府“履行电力普遍服务义务”考核，摆脱利益羁绊，站在全局立场上，扮演国家能源局的参谋和助手，积极参与新型电力系统的规划、相关政策制定和各种技术问题协调等工作，为新型电力系统的科学构建提供专业保障。

　　(2)国家电力规划研究中心并入国家输电网公司必威·(BETWAY)官方网站，既可以解决目前电力规划体制存在的政企不分问题，又能够加强国家输电网公司的地位，并有利于提升电力规划的科学性和权威性。

　　(3)国家电力市场是全国电力市场体系的组成部分，国家输电网公司是这个市场的组织者、协调者和服务者，对应的全国电力交易中心可以考虑与国家电力调度中心合二为一。

　　(4)根据我国目前电网的实际情况，全国分为7个区域电网公司比分为6个更有利于形成比较竞争环境，调动各方积极性因地制宜构建新型电力系统。

　　(5)实行区域电网体制对建设新型电力系统意义重大，由于我国有区域电网管理的历史，原来的基础构架仍然存在，因此它是电网体制改革“性价比”最高、最容易实现的任务。

　　电力系统主要由发电、输电、配电三个子系统组成的，它们具有不同的功能，相互配合，共同保证电力系统正常的运行和电力供给。其中输电网的基本功能是确保全网功率平衡和安全稳定运行，在此前提下将所有电厂发出的电力，无论远近均可靠送至需要的配电变电站。配电网的基本功能则是按质按量向所有用户配送电力，过去配送的电力基本上来自输电网，现在也包括来自配电网内的分布式电源。

　　电网是按电压等级分层次的，输电网属高电压等级，配电网属低电压等级。一般220(330)千伏以上电压等级电网为输电网，以下为配电网，而220(330)千伏电网则根据具体情况可归入输电网，也可归入配电网。输电网尽管电压等级高，但网络密集度较低，配电网电压等级低，网络密集度却较高。输电网要解决的主要是大容量电力远距离输送问题，配电网要解决的主要是分散化用户可靠供电问题，由于各自电压等级和面对的主要矛盾不同，技术上它们分属于电力系统应用专业两个相对独立的分支。

　　输电网和配电网都具有自然垄断属性，但输电网是全局性、集中性、枢纽性和高度统一性的电网，其垄断具有绝对性;配电网是局域性、分散性、终端性和相对个性化的电网，其垄断具有相对性。因此，输电属于自然垄断性业务，配电属于特殊竞争性业务，输电企业是公共事业型企业，配电企业是特殊竞争性企业。

　　2015年中央下发的9号文中，明确 “鼓励社会资本投资配电业务”;2019年下发的《关于营造更好环境支持民营企业改革发展的意见》中，再次强调要支持民营企业“以控股和参股形式开展发电配电售电业务”;2021年10月下发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中要求“加快培育发展配售电环节独立市场主体”，这些规定都是对配电属于竞争性业务的肯定，而增量配电业务改革试点，也是在承认配电是竞争性业务的前提下进行的。

　　能源转型使配电网的有源化和局域化成为不可阻挡的历史潮流。大量分布式新能源接入配电网，加上储能、信息通信等技术的创新发展，配电网由原来的单向受电网，逐渐变成具有自我平衡能力的局域电网，成为新型电力系统的基本平衡单元。输电网与配电网原来的主从依附关系，正在变为互相支持的双向互动关系。

　　市场经济环境下企业一般分为三类：即商业竞争型企业、公共事业型企业(由政府授权经营垄断性业务)和公益型企业(主要靠财政支撑运营，如城市公交公司)。电力行业尽管很早就进行了政企分开、厂网分开等体制改革，但电网企业仍旧是垄断性业务与竞争性业务混为一体的企业，究竟属于什么类型一直无法对号入座。

　　按照电力系统技术规律和市场经济规律重新定位电网企业功能，是中发【2015】9号文提出的一个十分重要的改革思想(基本理论)，它不仅能够解决电网企业的属性和类型问题，而且为输配分开改革指明方向和路径。这一思想是9号文最大的亮点，但在过去的7年里没有受到应有的重视，相信在即将开始的电网体制改革中会重放光芒。

　　由于输电网和配电网基本功能和技术特征不同，导致输电和配电企业各自的属性以及在电力市场中的作用不同，因此对它们只有分别定位才是科学和符合实际的，而输配分开正是分别定位的必然结果。

　　“管住中间、放开两头”是电力体制改革的基本思路，也是改革要确立的新的电力体制架构。一种观点认为“管住中间、放开两头”，管住的是输配电网，放开是发电和售电，这是一种误解。售电是肯定要放开的，这是市场竞争的需要，但它不可能成为电力体制架构中的一头，因为“管住中间、放开两头”针对的主要是电力系统的物理环节而不仅仅是电力的交易。发电、输电、配电是电力系统的三个子系统，输电网居中，发电厂和配电网处于两侧，“厂网分开、输配分开”形成的“管住中间、放开两头”的体制架构是一种自然“对称”的格局，是电力系统物理结构的体现。

　　输电网和配电网都具有自然垄断特性，但两种垄断具有质的差别，将两者在一起，作为按同一个尺度管住的“中间”，不符合电力系统的技术规律和改革的市场化要求，不利于市场的充分竞争和供电服务质量的提升。事实上，中央【2015】9号文要求放开的也并非只是售电而是配电加售电。以“配售分离”替代“输配分开”无异于偷梁换柱，无法形成真正合理的电力体制架构。

　　由“调输配售”合一的电网企业代理用户购电并非长远之计，因为可能形成新的售电垄断，既不利于市场的公平竞争，还会引发新的矛盾。输配分开可为电量的市场化交易开辟新的途径，由于取得独立市场主体地位的配电企业必然成立售电公司经营售电，由其为供区内的用户代购电顺理成章，既是职责和义务，也有内在动力(当然用户也可选择其他售电公司代购)。

　　配电企业的代购电可以扩大到包括小微企业和家庭在内的每一个用户，使电量的市场化交易最大化，甚至达到百分之百。由于配电网供区范围有限，且需由政府特许经营，配电企业的代理购电不仅政府容易监管，用户也方便监督。

　　“厂网分开”是电力市场化改革的一个基本原则，也是构建“管住中间，放开两头”体制架构的客观要求，必须坚持不能动摇。但也必须承认，在构建以新能源为主体的新型电力系统过程中，很多情形下厂网不能分开、也很难分开，比如在配电网或微电网内，为获得更好的效益，源网荷储需要一体化建设和运营，由此形成的“发配一体”化格局，看起来与“厂网分开”原则相矛盾。

　　其实，在不同的场景下“厂网分开”与“发配一体”都是必要的。“厂网分开”指的是发电厂与输电网必须分开，因为具有高度垄断性的输电企业不能拥有发电厂，这是建立公平公正电力市场的基本要求。“发配一体”则指的是作为特殊竞争性的配电企业，可以根据自身的情况，在配电网內一体化建设和经营低碳绿色分布式电源，这既是竞争性企业的权利，也是促进综合智慧能源体系建设的需要。

　　在输配分开条件下“厂网分开”与“发配一体”并不矛盾。而且输配分开后，一部分发电企业(集团)经政府特许将参与配电网的建设和运营，同时拥有发电厂和配电网，形成一种新的“发配一体”模式，这也是合理的和允许的。

　　调度是国家的公权力，电力市场建设的成功最终取决于能否建立起科学合理的调度体制。调度体制可以有两种模式，一是调度机构独立，由政府有关部门直接领导;二是在输配分开的条件下与输电网一体化。前一种模式尽管在保障市场公平公正性方面最有效，但因对现状改变较大，不易被接受;后一种模式变化小，而且有利于调度与电网间的信息沟通和协调配合，不失为一种合理和现实的调度体制模式。

　　新型电力系统构建是一项涉及面广、专业性强、十分复杂的系统工程，不可避免地会出现各种矛盾和问题：比如如何准确把握现代电网的发展方向，选择一条符合客观实际、兼顾长远利益、成本低效率高的发展路线?如何妥善处理新能源加快集中式开发远距离输送与就近开发利用优先之间的矛盾?如何合理布局和有序建设储能电站避免利用率低下甚至闲置问题?如何经济合理构建柔性输电网尽快提高新能源渗透率?如何推动分布式发电就近市场化交易?如何使电网成本透明化并理顺输配电价结构?如何公平开放电网并科学调度保障电力市场健康发展?如何保护市场主体积极性大力发展综合能源服务?等等，很难想象仅靠政府能够地解决这些问题。

　　如果通过改革形成合理的电力体制架构，输电企业彻底退出包括售电在内的所有竞争性业务，不以盈利为目的，而以履行电力普遍服务为宗旨并接受政府的考核和监督，在此前提下输电企业不仅是新型电力系统的主要参与者和服务者，还将成为政府得力的参谋和助手，自觉站在国家和全局的立场上，以社会效益最大化为目标，科学客观、公平公正地协调和处理所有已经发生或即将发生的与专业密切相关的问题，为推动新型电力系统高质量、高水平、高速度发展作出应有贡献，其中最重要的是合理有效控制系统的各项投资，最大限度降低新能源消纳成本。输配分开不仅为“管住中间”，更为“用好中间”，充分发挥输电企业在构建新型电力系统中的重要作用创造前提条件。

　　新型电力系统建设使配电网向有源化、局域化、智能化、协同化、市场化方向发展，成为以用户为中心、源网荷储一体化、多能互补和多网协同融合、具有需求响应能力、与大电网双向互动的基本平衡单元。配电网正经历着一场深刻的变革，是新型电力系统建设的主战场。

　　正像“厂网分开”将发电厂推入市场从而“解放”发电企业一样，“输配分开”也必然将配电网推入市场从而“解放”配电企业，最大限度激发生产力活力。可以预计，配电企业成为独立市场主体后，配电网的有源化和重塑会进一步提速，甚至出现突飞猛进的局面。如果有三分之一以上的配电网做到或基本做到自平衡，新型电力系统就能较为自如地应对高比例新能源和高比例电力电子设备带来的各种挑战。

　　地方政府肩负本地区实现“双碳目标”的责任，中央要求地方政府“要拿出抓铁有痕、踏石留印的劲头，明确时间表、路线图、施工图，推动经济社会发展建立在资源高效利用和绿色低碳发展的基础上。”责任是沉甸甸、实实在在的，但如果配电网这个最关键的“工具”不掌握在地方政府手里，“又要马儿跑，又要马儿不吃草”是不合理的。

　　输配分开形成中央政府管输电，地方政府管配电的格局，至少有三个好处：一是为地方政府落实双碳目标提供强有力支撑，有利于进一步压实地方政府的责任;二是由于符合电网技术特性和市场化要求，央地各负其责，相互配合，可以形成1加1大于2的合力;三是通过将地方电网统一纳入输配分开改革，能够使多年来一直存在的“国家电网”与“地方电网”的矛盾不复存在。

　　认为输配分开后配电企业的技术水平会受到削弱的担心是不必要的。输电和配电是相对独立的分支专业，各自拥有的技术力量可以随体制的变化相应分开，而且只要有现实的需要，以我国目前的科技教育水平，配电企业的技术力量完全可以迅速得到充实和提高。

　　配电网微平衡市场是提高新能源局域消纳比例的重要支撑，是全国统一电力市场体系中不可或缺的部分，而配电企业是这个市场的组织运营者。输配分开后分布式发电交易(“隔墙”售电)将成为配电网微平衡市场的基本业务，加之输电企业已从竞争者变为协调者和服务者，在政府的监管和输电企业的配合下，原来“隔墙”售电碰到的诸多矛盾和问题都可以得到妥善解决。

　　能源转型和体制改革要保证社会的公平正义，维护所有职工的利益，尽可能将有关负面影响减到最小。新型电力系统的不断发展和完善，必然导致传统煤电的逐步退出，部分煤电职工将面临重新就业问题。输配分开可以为发电公司提供新的机遇和发展平台，通过积极参与配电网的建设运营，可充分利用和发挥原有的专业优势，将配电业务向电网、气网、热网三网融合的综合智慧能源系统拓展，不仅为新型电力系统构建作出新的贡献，也为解决煤电职工再就业开辟新的途径。

　　增量配电业务改革试点实质上是增量配电的输配分开改革，因为任一个新成立的增量配电企业，无论股权结构怎样，它与目前的电网企业或在法律上、或在产权上是分开的。

　　增量配电业务改革试点理论上有三个目的：一是通过将增量配电业务推入市场，鼓励和吸引更多社会资本参与配电网建设;二是打破垄断，形成“鲶鱼效应，提高配电网效率和经营服务质量;三是培育综合智慧能源服务新业态，为推动配电网有源化、绿色化、协同化、市场化树立榜样。

　　然而实践表明，试点改革远没有达到预想的目标。增量配电业务改革试点将配电业务分成存量和增量两个部分，存量部分继续保持输配合一，增量部分则实行输配分开，显然是对电网输配体制的一种“改良”：即在基本维持原状的基础上，按照“旧者从旧、新者从新”的思路，实行输配合一与输配分开并存的双轨制。由于双轨制天生就充斥着无法调和的矛盾，增量配电业务改革试点处处受阻在所难免。

　　从我国电网的发展历史看，输配双轨制早已存在。除国家大电网外，我国一直存在着基本上属于配电网或有源配电网的地方电网，它们曾经也拥有较大的规模和供电范围，为地方经济发展作出重要贡献。但由于地方电网与国家电网间的关系类似今天增量配电网与大电网的关系，二者存在利益冲突，双方地位不对等。经过几十年的“竞争”和演变，地方电网的数量和供电范围不断减小，前景不容乐观，如果由此得出输配合一体制优于输配分开体制的结论，显然站不住脚，它与增量配电业务改革试点一样，证明的不是输配分开不行，而是输配双轨制道路走不通。

　　理论上输配分开有三种基本模式：(1)财务上分开：电网企业内部输电和配电业务各自单独核算，两本账管理。(2)法律上分开：电网企业内部进行输配分离，成立具有法人资质的输电和配电公司，各自独立经营所属业务。(3)产权上分开：即完全意义上的输配分离，由资产和行政均无关联的不同企业实体，各自经营输电和配电业务。显然，财务分开模式不适合我国国情应予以排除，两种模式可以作为选项进一步探讨。

　　按此方案改革应有一个前提，即同时对省电网公司进行股权多元化改革，将原来的国家独资改为中央与省合资，这样有利于地方对电网企业的监督，也有利于进一步落实“双碳目标”在地方的责任。

　　在省电网公司内成立具有法人资质的配电子公司，作为特殊竞争型企业经营配售电业务。为维护已有符合国情的省为实体体制，不成立全国性和区域性的配电公司。为在省内形成配电比较竞争格局，也不成立统一的省级配电公司，即省电网公司内部不是一分为二，而是从法律上将配电分离，成立多个配电子公司，而输电业务仍留在原公司。每个省电网公司内成立的配电子公司不宜少于10个，可以考虑一个地级市成立一个或几个，均为省电网公司的独立子公司。

　　将存量配电网从省电网公司中剥离出来，实行垄断环节与竞争环节彻底分离。各区域电网公司和各省电网公司，成为真正只经营垄断性业务(输电网)的公共事业企业，配售电业务完全进入市场，由具有市场主体地位的配售电公司经营。分离出来的存量配电网明确由省政府主管，以特许经营方式授权給中央和地方的发电集团、有关能源公司，以及独立配售电公司经营。

　　为保证配电网同样拥有一流的技术水平和规模效益，防止过度分散，特许经营存量配电网的企业数量不应过多。从全国范围看，可以成立10个以内跨省区的配电集团，像目前的发电集团一样，形成比较竞争格局(事实上，如果央属发电集团参与多个省份的配电网建设和经营，自然成为全国性配电集团)。原来的配电企业，包括地方电网、增量配电网和用户配电企业，可按照有利于市场化和新型电力系统构建的要求，根据各地的实际情况，或保持现状或进行与大电网分离存量的整合，组建新的配电公司或集团，形成以大型配电集团为主，大中小配电企业并存的格局。

　　所有的配电企业都应当积极引入社会资本进行混合所有制改革，但从整体上看，配电企业国有资产应始终保持主导地位。对于输电企业而言，由于其经营的是垄断性业务，营业收入为国家核定的过网费，因此输电网只能由国家独资经营，没有必要、也不应当引入其他资本。

　　配电企业必须履行供区内电力普遍服务义务和承担供电保底责任，成立具有法人资质的售电子公司开展售电业务(配售在法律上分开)，同时欢迎售电公司参与供区的售电竞争。配售电业务不仅仅只有单纯的比较竞争，经营不善的配电企业，若未达到特许经营约定的基本要求，会被勒令提前退出，由政府重新特许新的企业接手，或与其他经营业绩优秀的企业进行重组。

　　这是一个折衷方案，即可以考虑40%以下的存量配电业务，由电网企业成立的具有独立法人资质的配电子公司经营，60%以上的存量配电业务从电网企业剥离，由省政府主管并特许给其他有资质的配电公司经营。

　　第一种方案有两个问题：一是尽管电网企业成立的配电子公司与网外其他配电公司形成比较竞争格局，但从全局看配电业务基本上还是由电网企业垄断经营;二是在我国的文化背景下，由于仍存在行政隶属关系，输配分开的效果可能难以完全得到体现。

　　第二种方案对现状的改变最大，实施的难度也相对最大，但对社会生产的积极影响以及推动新型电力系统构建的力度也最大，是一种具有性的方案。

　　第三种折衷方案，既可相当程度上打破电网企业对配电业务的垄断，又能在相当程度上降低改革的难度，实施的效果显然在前两者之间。

　　实践是检验真理的唯一标准，三种方案都可以进行更深入探讨，并通过试点来检验和选择。从全国范围看，由于我国各地情况各异，不排除三种方案同时采用的可能，即部分省网(比如、内蒙和新疆)采用法律上分开方案，部分省网采用完全产权分开方案，部分省网采用两者相结合方案，但总体上产权分开方案应占据主导地位。

　　在输配分开的情况下，尚未完成的主辅分离改革可以考虑一种新的思路：就是竞争性辅业必须完全与输电企业分离，但其中一部分可以保留在配电企业内。

　　规划是政府的职能。我国目前的国家电力规划研究中心挂靠在一家能源企业集团内，具有两重身份，既是政府的电力咨询机构，也是企业自己的智库，这样的体制显然存在政企不分问题。

　　由于人财物力为企业所有，研究中心很难摆脱企业利益的影响而真正秉承“独立、公正、科学、开放”的宗旨进行规划研究，不仅难以保证研究成果的质量，还妨碍社会各研究机构间的公平竞争。

　　电力规划体制改革是电力体制改革的重要内容。政企不分的管理体制，本质上是计划经济的产物，不符合改革的市场化方向，更不符合进一步提高市场化水准的要求，应及早下决心进行改革。

　　提升规划的权威性和科学性，是中央9号文进一步深化电力体制改革的要求，实践证明电力规划体制不合理，这一要求是难以落实的。

　　电力规划不仅具有高度的专业性，而且具有强烈的主观性。由于规划涉及的是对未来电力发展趋势的判断，会碰到诸多不确定因素，需要人为设置前提和边界条件，因此规划的结果可能反映的是主观的意图而非客观的要求。规划工作者的思维方式、认识水平、价值取向等，都会对规划的成果产生深刻影响。

　　企业有自身的利益，企业职工维护企业利益无可指责，“指挥脑袋”，听起来是一个笑话，实则是人类社会无法否认的事实或“客观规律”。政企不分的体制，一方面很难保证规划成果的科学性，另一方面则因体制的不合理而使规划成果天然丧失权威性。我国不少特高压工程存在利用率低下问题，一个重要原因就是规划缺乏科学性。

　　“没有的理论，就没有的行动”。新型电力系统是对传统电力系统的，从某种意义上说，规划就是指导这一的理论。科学有序构建新型电力系统实现双碳目标，需要开展一系列具有战略性、前瞻性、创新性以及可操作性的电力规划课题研究，包括但不限于下述内容：

　　完成这些课题研究并对相关问题给出科学的结论，需要有客观公正的立场并充分发挥集体的智慧，不建立符合市场化要求的电力规划体制和机制，营造出自由的学术氛围是不可能做到的。

　　一是形成竞争机制的方案。即取消国家电力规划研究中心,让所有从事电力规划研究工作的咨询机构都处于平等地位，凡国家需要开展的全国或大区电力发展规划编制以及重大课题研究，都由国家能源局电力主管部门通过招标，选择一家或多家咨询机构进行，并对成果组织专家评审验收。

　　二是政府直接参与规划方案。在国家能源局设立国家电力规划研究中心或研究所(室)，挑选和培养一支精干的电力规划研究队伍，除保持前述方案一的工作模式外，也承担一些国家重要的战略性规划研究课题，使国家能源局能够获得更多的规划话语权。

　　三是并入输电网企业方案。当输电网成为公共事业型企业，主要承担电力普遍服务义务后必威·(BETWAY)官方网站，可考虑将国家电力规划研究中心并入国家输电网公司，两者实行一体化管理，这样更有利于联系实际，使规划成果更具操作性、客观性和科学性。按照电网体制改革方案设想，只要完成区域电网体制改革，重新定位国家电网公司后，国家电力规划研究中心的并入即可进行。

　　“规划的节约是最大的节约，规划的浪费是最大的浪费”，如果按方案二改革，无疑会增加政府的财政费用，但这与规划的成功或失误给国家带来的数亿元、甚至数百亿元的节约或损失相比的话，增加这一点开支，不仅值得而且是十分明智的。当然，究竟采用什么方案可进一步研究，综合比较方案三可能最好。

　　电力规划体制的改革涉及面和影响面都最小，改革最容易，但其意义却极其重大，我国“十一五”和“十二五”电力发展规划缺失，电力规划体制不合理无疑也是重要原因，因此，将其果断提上改革的议事日程已经是时候了。

　　电力市场建设与电力体制改革并不是两个可以划等号的概念。电力体制改革概念有狭义和广义之分，狭义仅指体制方面的改革，广义则包含电力市场建设，中央下发的两轮电力体制改革文件，既提出电力体制改革的任务，也提出电力市场建设的目标，说明电力市场建设是电力体制改革的重要内容，但并不是全部。

　　电力市场建设必须有体制改革为其创造条件和提供保障，如果不打破电力统购统销的垄断体制、不最大限度剥离垄断环节、不培育独立市场主体、不建立合理的调度交易体制、不取消双轨制等，电力市场的建设将失去前提和基础，无法保证其健康发展。

　　本轮深化电力体制改革的基本思路是“管住中间，放开两头”，“管住中间”是体制改革要解决的问题，而“放开两头”则是市场建设要解决的问题。从一个更高的视角看，体制改革的任务是对生产关系进行调整，市场建设的任务则是形成竞争机制和设计交易方案，因此，体制改革处于战略层面，市场建设处于战术层面。

　　电力市场建设由于其自身的特殊性和复杂性，不可能一蹴而就，必须经过一个从简单到复杂，从局部到全局，从不完善到完善的较长时间的发展过程，世界各国电力市场的发展建设情况基本如此。

　　至少有三个问题明显制约电力市场的建设：一是调度体制问题，电力调度权是政府的公权力，由一个参与竞争的企业来行使，显然难以保证市场的公平公正性。二是双轨制问题，电力是一种特殊商品，电力体制从计划经济模式转变到市场经济模式，需要经历的时间比其他行业要长得多。三是市场主体培育问题，如何培育更多市场主体入市，使电力市场竞争更充分、交易电量比例更大仍在探索中。在这些问题还没有得到解决之前，无论怎样在技术方案设计上下功夫，电力市场建设都是不可能搞好的。

　　以电力市场建设替代电力体制改革是目前存在的一种倾向。电力市场很重要，但不是万能的。并非所有的问题都可以通过电力市场的运作达到目的。市场交易竞争可以使电价随供需关系正常波动，在一定程度上引导电源投资，但对于如何合理控制电网投资和输配电价、保障电力供给的长期安全性等，依靠的主要还是政府监管和政策引导以及电力发展规划的科学引领。科学的电力规划，过去、现在、将来都是确保电力高质量发展和持续稳定供电的关键。

　　欲速则不达。由于存在体制的制约，再加上电力市场建设自身的特殊性和复杂性，电力市场建设想要先于电力体制改革而完成是不可能的，两者的步伐必须协调一致。

　　我国的电力市场从类型上看，包括各种电力辅助服务市场、中长期电力交易市场、实时交易市场(所谓“现货市场”)等，从地域和层次上看，包括服务于跨区域交易的国家电力市场、服务于跨省交易的区域电力市场、服务于省内交易的省级电力市场、以及服务于分布式发电和源网荷储一体化交易的配电网微平衡电力市场。

　　电力是特殊商品，它的“运输”必须依靠专业的电网，统一的电力市场必须要有统一的电网做物理支撑，而且电网内部还必须联系紧密，电力潮流可以自由流动，基本不存在电力阻塞问题。我国尽管已经实现全国电网互联，但做不到让电力潮流自由流动，因为那样不仅安全上不允许，经济上不可能，而且也没有必要。特别是以新能源为主体的新型电力系统，需要在分区平衡基础上实行分而治之，形成电力潮流自由流动的全国统一电网的可能性更是完全为零。

　　国家发展改革委和国家能源局下发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改【2022】)118号)，明确提出的是“全国统一电力市场体系”而非“全国统一电力市场”， 这是两个不能混淆的概念。统一的电力市场体系，指的是各个层次和各种类型的电力市场统一规范交易原则、技术标准，协同运行、融合发展，相互借鉴交易模式、交易品种，实现信息共享等。统一的电力市场，指的则是在一个电力潮流可以自由流动的电网内任意进行电量交易。有人认为欧洲电网是一个统一的电力市场，其实是误解。欧洲电网也做不到电力潮流自由流动，基本上还是按国家分区平衡，没有统一调度，电力市场至少有7个交易所和若干个竞价区，不存在统一交易问题，将其称为欧洲共同电力市场更符合实际情况。

　　配电网是整个电网的基础和最现实的部分，一个电网可以没有特高压网络，但不能没有配电网。以新能源为主体的新型电力系统构建，正在促使配电网向有源化、局域化方向快速发展，配电网不再是单向的配电网络，已成为或正在成为新型电力系统中双向互动的“基本平衡单元”。配电网内小型、分散的新能源和储能设施，随着时间的推移将越来越多，其中还包括相当数量的家庭“产销者”，它们提供的电力基本上无法在上一层级的电力市场进行交易，搭建新的符合客观要求的交易服务平台已势在必行。建设配电网微平衡电力市场，实质上是对原来国家推动的分布式发电市场化交易的发展、完善和规范，它是进一步促进配电网有源化和局域化、提高新能源就地消纳比例、充分发挥配电网“基本平衡单元”功能的需要。

　　尽管发改体改【2022】)118号文中没有提及这个市场，但从客观的需要看，它与国家电力市场、区域电力市场、省级电力市场一样，是全国统一电力市场体系中不可或缺的部分。在加快建设全国统一电力市场体系的背景下，配电网微平衡市场的设计、试点、建设应当被作为一项紧急任务提上日程。

　　配电网微平衡市场以分布式发电交易为主。售方市场主体主要有四类：一是家庭新能源“产销者”;二是配电网内的微网经营者;三是独立的分布式新能源开发商;四是配电企业自身(配电企业成为独立市场主体，不仅可以经营售电，而且按源网荷储一体化的发展趋势，还可以拥有供区内的分布式电源，原则上配电企业内的发、配、售业务应在法律上分开)。

　　配电网微平衡市场的交易模式可参照国家发改委、国家能源局2017年联合发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》和《补充通知》的原则确定，分布式发电交易平台可依托省级交易中心建立，或者由配电网企业在市或县级配电网内建立，即配电网微平衡市场可以是省级电力市场的子市场，也可以是基本独立的市场。交易模式主要有三种：(1)分布式发电商与电力用户进行直接交易;(2)发电商委托配电网企业代售电;(3)配电网企业收购小微发电商电量后主要在自己的供区内消纳。为保持配电网的平衡，配电网企业有责任向电力市场购入或售出配电网不足或多余电力。

　　不可否认，配电网企业在自己的供区内具有垄断性，因此对配电网微平衡市场也需要加强监管，除受政府有关部门监管外，还可考虑成立用户监督委员会，利用社会力量自下而上进行监督。

　　配电网作为新型电力系统的一个基本平衡单元，是从技术层面定义的，并不是说一个配电网企业(公司)是一个基本平衡单元。一般可将一个县级配电网视为一个基本平衡单元，在其之内还可根据技术要求并结合实际情况，划定更小的“微平衡单元”(一个微网实际上就是一个微平衡单元)。配电网市场交易平台的设立需要与基本平衡单元的划分相适应，除在市级或县级配电网建立微平衡交易平台外，还可视情况设立下一层次的交易子模块进行微平衡交易，使配电网市场更好地服务于新能源消纳和新型电力系统的安全稳定运行。

　　我国现行的《电网调度管理条例》1993年制定， 经2011年修订后沿用至今。有关条款和原则明显与今天电力体制市场化改革和新型电力系统构建的要求不相适应，需要进行必要调整。

　　(1)《电网调度管理条例》规定的国家、区域、省、市、县五级调度机构体系仍旧是合适和需要的，有的电网取消了县级调度，现在看不仅不能取消反而应当加强，但县级调度应明确为配电网调度。县级配电网是新型电力系统的基本平衡单元，配电网有源化后，县级(配电网)调度是配电网与大电网双向互动的桥梁，其重要性应受到高度重视。各级调度机构行政上分属对应的电网企业(省、市两级调度机构同属省输电网公司)，但技术业务上则属于一个系统，具有下级服从上级的关系。

　　(2)“统一调度、分级管理”8字原则，建议改为“分级管理、协商调度、统一防范、协同控制、服务市场”20字原则。

　　“分级管理”内含同一层级电网实行统一调度的要求，无论是按照原来的还是建议修改后的原则，电网级与级之间实际上都是“协商调度”。最能体现统一调度的是对电网事故的防范和应急处理上，如果没有整个电网上下左右的统一行动和配合，没有调度指令的畅通无阻，电网的安全稳定无法得到保障，因此需要明确“统一防范”原则。“协同控制”反映新型电力系统分而治之和互相支持的实际情况，是与时俱进的要求。“服务市场”表明调度既是指挥员，也是服务员，它需要在确保电力系统安全运行的前提下，最大限度落实供需双方达成的电力交易结果。

　　(3)《电网调度管理条例》规定“任何单位和个人不得超计划分配电力和电量，不得超计划使用电力和电量”，显然已不能用来规范今天电力电量的市场化交易行为，因此有必要启动对现行《电网调度管理条例》的适应性评估和修改研究工作。

　　(1)现行的电网体制与传统电力系统的发展基本相适应，与新型电力系统的建设基本不相适应。如果可以用分数对电网体制进行评判的话，“区域电网+输配分开”的电网体制至少为90分，而“超级垄断+输配合一”的电网体制最多为60分。改革就是追求卓越，与时俱进，但如果安于现状，不改革日子也可以过，只是想要实现新型电力系统高质量、高水平、高速度发展则是不可能的。

　　(2)电网体制改革是解决新型电力系统建设发展问题的治本之策，如果就事论事，治标不治本，不仅事倍功半，甚至会出现越改问题越多的情况。只有善于和敢于抓住主要矛盾，下决心推动电网体制改革，理顺生产关系，营造出争先恐后的比较竞争环境，才能最大限度激发市场主体的创新活力，收到一解百解、事半功倍的效果。

　　(3)新型电力系统构建也存在所谓“不可能三角”问题，即安全性、经济性、渗透率三者的矛盾问题。妥善处理其对立统一的关系，力争三项指标各自达到最佳的期望值，关键是必须要有一个摆脱自身利益羁绊、能够自觉站在国家立场上、具有把控系统全局能力的参与者和协调者，能够扮演这个角色的只能是实行输配分开后的输电网企业。因此，对于构建新型电力系统而言，输配分开是必选项而不是任选项。

　　(4)电网体制改革是电力国企内部管理体制的变动，是政府对生产关系的主动调整，关乎全体人民而不只是部分人的利益，不存在削弱国企的问题。恰恰相反，通过输配分开确立配电企业的独立市场主体地位，由政府特许相关国营能源电力企业参与配电网的建设和经营，将加速推动配电网向有源化、协同化、市场化方向发展，创造出包括综合智慧能源体系在内的更多新业态，在为更多的人提供就业机会和创业平台的同时进一步壮大国企力量，显然电网体制改革是特别值得人民期待的改革。