相比较欧洲电力市场的监管机制，中国现有体系可以更加有效。

输配分开，输配各自独立经营，已经成为电力市场化国家的标准模式。历经几十年来电力市场的各种检验与持续改进，叠加各种智慧化技术的广泛应用，电力行业分拆被证明是迄今为止最佳的制度安排。

特别的是，各国绿色发展与能源转型加快，可再生能源电力规模与比例越来越大。其中，星罗棋布、遍地开花的分布式发电更是飞速增长，而最适合可再生能源加速渗透的电力体系，即所谓的“新型电力系统”，无疑是分拆制度下统一市场模式。

对统一市场（或共同市场）模式有不同的理解和定义。我们认为，统一市场是一套体系。首先，这个体系下的产品包括现期货各种交易品种，如现货（SPOT）、日前、日内、时前、灵活性市场等。

其次，产品交易的市场包括微网内市场、配网内市场、省/市/区内市场、全国市场、甚至国际市场。再次，市场出清的顺序是优先满足微网内市场平衡，再配网内市场、再省/市/区内市场，再全国市场。最后，统一市场有“三公”机制作为支撑，而“三公”机制背后是一整套电力市场的基本法案、配套法规及监管体系。

欧洲分拆制度及其互联电网体系为中国推进电力统一市场体系提供了很好的参考。就电力体系而言，中国与欧洲有很多相似之处，学习、改进、升级的潜力巨大，深化电力体制改革，建立起新型电力系统，中国可以少走、甚至不走弯路。

关于中欧电网的相似性

欧洲互联电网（ENTSO-E）及统一市场覆盖35个国家，中国有31个省、市和自治区（下称“省/市/区”），相差无几；ENTSO-E由42个输电网企业组成，中国31个省网及蒙西电网构成32个省网输电体系；欧洲配网企业超3000家，如果每个县、区和县级市（以下简称“县/区/市”）至少有一个配网主体，中国至少有2844个配网企业；ENTSO-E供电面积、服务人口和供电总量等大约是中国的一半左右。

相比于欧洲，中国可以建立起一个双倍规模、更大容量、更繁荣、更有活力、更易达到最高效率的均衡市场。

关于电力安全性的理解

电力能否更安全、更稳定地从电源方传输到用电方，用电方是否能安全得到其所购买的电力，电力系统安全已经成为能源安全、甚至国家安全的头等大事（参见《能源安全大战①:全球危机蔓延，安全压力巨大》）。

电力系统安全的核心是在追求更高效率的前提下，实现电力供求总量的平衡与电力供求实时的平衡。安全事故最后都体现在总量失衡或者实时失衡上，或者两者同时发生，而实时失衡最常见。

在《电力大战⑨新能突飞猛进，未来天空无限？》中，我们描述了极端气候常态化、高比例可再生能源以及意外事件等，对电力系统安全构成的严峻挑战，大大小小案例层出不穷。

2022年6至8月，川渝地区严重干旱，水电不足，区域性电力总量失衡与实时失衡，导致近三个月的“有序供电”；2021年9月21日开始，东北地区一周时间内风力发电急剧减少，导致东北地区“拉闸限电”；2019年8月9日下午5点左右，海上风电突然大幅降低，导致英国英格兰与威尔士地区大停电，停电长达1.5小时。

2021年2月，百年一遇的暴雪严寒天气导致美国德州电网严重破坏，以至电力供应瘫痪，经过近一周时间电网才得以全面恢复；2008年，中国南方地区冰凌雪灾，全国13个省市的输配电力系统遭受损失，全国停电县（市）多达170个，历经40余天的艰苦奋战，受灾电网才全面恢复。

2022年8月后，俄罗斯对乌克兰电力设施实施导弹打击，发电厂与电网遭受严重破坏，超过60%以上电力供应中断，总量与实时严重失衡，直接瘫痪了乌克兰60%以上依靠电力驱动的经济基础，入冬后的居民生活无法保障。

电力系统安全意味着最高效率曲线上的电量总体平衡及电力实时平衡，能有效应对系统的各种冲击，并快速恢复。这至少包括以下几个方面：

一是电力供应总量是否足够，不至于全国范围内大规模的“拉闸限电”；

二是电力经济性是否最优，电力均价是否相对稳定，不至于经常性的大起大落，更不能一路飙升；

三是电量总体平衡下，各区域是否协调，不至于有些地区经常性“窝电”，另一些地区经常性“缺电”，市场均衡点低于或远低于最高效率曲线；

四是电量总体平衡下，电力是否实时平衡，不至于高峰时经常“拉闸限电”，低谷时“窝电”浪费，市场均衡点低于或远低于最高效率曲线；

五是电力系统及子系统是否稳健安全，包括电力设施、输配线路、信息系统及运营系统等，不至于因为气候突变、人为失误、管理差错、技术障碍、供求失衡、恶意破坏、恐怖袭击、网络骇客甚至军事战争等原因，很容易失控，大规模中断，并难以尽快恢复。

关于平衡模式的安全性

电力实时平衡是电力市场总量平衡的基础，也是电力市场追求的目标。不同的平衡模式导致的安全性、经济性及市场效率有明显的差异。

按区域规模划分，平衡模式可分为三类：

模式一：微平衡，即从小规模出发，争取并优先在每个微网区域（例如，德国的平衡基团）或配网区域实现平衡，借此实现中规模，如各州/省、及欧洲各国的平衡，最后达到全国或统一市场的平衡；

模式二：中平衡，即从中规模出发，力争并优先每个州/省的平衡，再达到全国或统一市场的平衡，为此有可能牺牲小区域内的平衡效率，包括限制某些企业的用电负荷，或限制一些电厂的发电量，或两者同时发生。如此情况下，小区域电力平衡只能在较低的效率曲线上实现；

模式三：大平衡，即从大规模出发，力争全国范围或统一市场的平衡，电力在大计划模式下全国范围调配。如此，一般需要牺牲各州/省以及小区域内的平衡效率。强制停止某些企业的用电负荷以及限制一些电厂发电量，将是常态。

就电力系统安全性而言，模式三的安全程度远远小于模式二的安全程度，模式二的安全程度远远小于模式一，即模式三<<模式二<<模式一。

模式一下的某个微网或配网区域内的任何事故，包括电源、供电、负荷及网络问题，受影响的主要是该微网或配网区域覆盖的各类客户，对区域外的经营主体影响甚小；

模式二下的事故将对该州/省内的电力平衡产生重大影响，或导致该州/省内电力系统的崩溃，影响范围较大；

模式三下的事故或将对全国或整个电力市场产生破坏性影响，或导致全国性的“拉闸限电”，受到冲击的范围最广最大。

关于平衡模式的经济性

电力能否更经济、更便利地从电源方传输到用电方，在保证系统安全的前提下，好的模式应有利于降低电力供需双方的中间成本，包括输配成本和交易成本等。

如果平均中间成本，即用电户平均用电成本与发供电企业售电平均净收入的差额，呈上升趋势，很大程度应归因于电力模式导致的制度成本增加。

中间成本中最主要的是输配成本，输配成本主要是二种付费方式。一是“使用付费”，即电力电量经过使用过的网络线路，支付相应的输配费用，类似公路交通收费模式；二是“邮票付费”（参见《：电网投资大增，未来成效如何？》），指在某个特定的省/市/区内，用户支付几乎相同的输配电价，输配电价的核定与发电企业、电力用户所在的地理位置无关，与电力电量流经的具体路径无关；如果电力来自外省/市/区，用户还需支付额外的高压/特高压输电费用。

模式一：一般采取“使用付费”规则，电力用户支付电费和网络使用费，其中，电费根据实际使用的电量及电价计算；网络费，则根据电力的来源，或者仅支付微网费，或者支付微网费并分摊的一定比例的配网费，或者再额外支付相应的输网费（如果部分电力从配网外购入）。

假设，平均而言，70%电力在微网范围内解决，用户电价平均为p1 ，并仅仅支付微网费用，单位微网费用平均单一为r1 ；15%的电力在配网范围内购入，这部分电力需额外支付配网费用，配网费用平均单一为d1 ；10%的电力需要从配网外输入，这部分电力需额外支付输网费用，输网费用为s1 ；5%的电力需要从省/市/区外输入，高压/特高压输网费用为u1 ；用电户一定时期内的用电量为E；不考虑税收及政府附加等社会性成本。

“使用付费”规则下，模式一下用户的电力成本：

C1  = 70%*E*（p1+r1 ）+ 15%*E*（p1+r1+d1 ）               +10%*E* （p1+r1+ d1+s1 ）+5%*E*（p1+r1+ d1+s1+u1 ）

通常，微网收费r1 最低，类似“隔墙售电”，远少于配网收费d1 ，即r1 < d1 。省/市/区内的输网收费s1 与跨省/市/区的高压/特高压输网收费u1 ，二者大小由相关监管机构核定。

为此，微网平衡单元有最大的积极性追求系统内的电力平衡，将70%的自有电量提高，甚至提高到100%；配网企业，一方面会游说监管部门，要求平衡单元承担一定比例的配网费用；另一方面，有动力提升安全性、可靠性、服务质量，并控制单位电量配网成本。

模式二及模式三：一般采取“邮票付费”规则，在特定的省/市/区范围内，甚至国家范围内，支付相同的输配费用，与用电量、时间、输配路径等无关。

假设，某个省/市/区的输配固定费用平均为S1 ，省/市/区外输入的输网费用仍为u1 ；95%的电力可在本省/市/区内平衡，5%从省/市/区外输入；用电户一定时期内的用电量为E，不考虑税收等社会性成本。

邮票付费”的规则下，模式二及模式三用户的电力成本为：

C2 = 95%*E*（p1+S1 ）+  5%*E*（p1+S1+u1 ）

在营业收入作为关键考核指标的目标导向下，输配一体化电网企业有动力提高输配费用S1 ，而输配费用的核定由相关监管机构完成，其主要依据是输配资产投资及运营成本。

为此，电网企业一般会有投资冲动，做大投资；并加大成本，包括采购、人员及运维成本等。在没有其他竞争主体可比较时，监管机构没有任何参照样本，最后只能依据电网企业提供的投资与成本数据进行定价，因此，核定后的S1 一般会大于（r1+ d1+s1 ），即（r1+ d1+s1 ）< S1。

如果跨省/市/区特高压电网也由同一个输配主体拥有，为增加营业收入，电网企业有动力增加跨省/市/区的交易量，将95%省/市/区内的平衡电量降低，在特高压电网输送能力范围内，增加跨省/市/区的交易和输电量，以增加C2 。

如果平均80%的电量在省/市/区平衡，20%的电量需要跨省/市/区输送，电网企业增加的收入为：

[80%*E*（p1+S1 ）+  20%*E*（p1+S1+u1 ）] –[95%*E*（p1+S1 ）+  5%*E*（p1+S1+u1 ）]=15%*E*u1

假设监管机构能力超强，并且火眼金星，所有价格，即r1、 d1、s1 、S1 、及u1 的核定，无论是模式一还是模式二和三，都能够不偏不倚、公正公道，即S1=（r1+ d1+s1 ）  ，比较模式一及模式二及三，电力用户成本的差距：

C2 – C1  = [95%*E*（p1+S1 ）+  5%*E*（p1+S1+u1 ）] –[70%*E*（p1+r1 ）+ 15%*E*（p1+r1+d1 ）+10%*E*（p1+r1+ d1+s1 ）+5%*E*（p1+r1+ d1+s1+u1 ）] = 70%*E*s1+ 15%*E*（ d1+s1 ）

模式一下电力用户的用电成本总体下降[70%*E*s1+ 15%*E*（ d1+s1 ）]，也就是说，模式二及三下的电网企业将增加营业收入[70%*E*s1+ 15%*E*（ d1+s1 ）]。这就解释为什么输配一体化的电网企业一致性地极力反对分拆制度改革。

如果监管机构的定价机制被电网企业左右，电力用户承担的额外成本或电网企业可增加的收入增量将进一步加大。事实上，在坚持输配一体化的国家，其电网定价机制往往没有多方主体参与，也没有经过公开透明的多次听证会，更没有经过社会和媒体的质疑，定价机制被扭曲的风险非常高。

关于输配企业的竞争性

输配电网属于自然垄断，难以在所经营的同一区域有多个主体，并开展直接竞争，但配网可以异地或间接竞争，并有比较客观的多维度评价指标。

同一个地级市下属的县级配网企业，如果所有权或经营权属于不同的主体，可以异地竞争；一个省/市/区内的配网企业，如果所有权与经营权所属不同，之间可异地竞争；不同省份的配网企业，只要所有权与经营权不属于同一个主体，也可异地竞争，并对各项指标进行排名。

同样，输电网也可以异地竞争，同一省份内不同区域的输电网，如果所有权与经营权主体不同，可以在多维度竞争与比较，也可以与临近省份的输电网就各项指标进行对比。

这样的对比与异地竞争，有利于输配企业在成本控制、安全运行、可靠性、绿色能源接入、客户服务等方面持续改进，降低中间成本。

有对比和竞争，监管机构就可以进行针对性、更精准、更有效的监管。在定价机制上，监管部门有了相当多的参照对象，难以被输配一体化的一二个绝对垄断型的电网企业所左右。

关于电力市场的“三公”性

好的市场需要最大可能的“公平、公正与公开”（即“三公”），电力市场也不例外（见《电力大战⑤：欧洲分拆制度，“三公”市场之核心？》）。

按照“三公”标准，所有的电力经营主体可以在平等环境下进行公平竞争；受到制度、法律、法规、政策及监管的公正对待；相关的市场及监管信息，特别是自然垄断企业的各类信息，都必须公开透明；市场各类主体与电力用户都可以无障碍地获取相关信息，以作出理性的判断和选择，并保护自身权益。

在输配一体化的制度安排中，如何保障电力市场各主体有一个“三公”的竞争环境，确实是一个难题与悖论。

在《电力大战⑥：用户权益保护，“三公”市场之初心？》一文中，我们汇总了输配一体化的六个模式，这些模式将或多或少出现，或同时出现：捆绑销售、上下通吃、抬高成本、遏制竞争、强制摊派、指定配套、压制技术创新、增加安全风险、推高电力价格等行为与现象，消费者权益难以得到有效保障。

关于配电网企业的界定

欧洲的配电系统运营商（Distribution System Operators，即DSO）的职能与输电系统运营商（Transmission System Operators，即 TSO）类似。一般情况下，DSO管理电压低于 220 kV 的配电网络，TSO管理电压220kV及以上的输电网络。

与输电网络不同，配电网络之间互联较少。大多数情况下，配电网络覆盖城市负荷中心周围的电力系统，更接近终端用户、可再生发电端和需求侧管理。

DSO的商业模式已经从简单的配电网络向去中心化的“平台”转型，在满足客户安全用电的同时，能够将源网荷储各参与方，特别是分散化分布式的新能源电力，组织并高效利用，为虚拟电厂提供了广泛应用的平台。

（一）电压等级

在配电网电压等级划分上，中国大体分为高压配电电压（110、63、35 kV）、中压配电电压（10 kV）和低压配电电压（380/220 V）。有些国家，高压配电电压也称次输电电压，中压配电电压也称一次配电电压，低压配电电压也称二次配电电压。

与欧洲类似，中国可将低于220 kV电压等级电网及相关设施归于配电网络，部分220kV线路也可以按照功能划入配电网络。

（二）区域范围

欧洲配电网络覆盖并贯穿城市负荷中心及周边区域，主要依据负荷中心或电源位置进行布局，配网布局与行政区划关联度不大。由于配网企业兼并、重组、收购等交易活动比较频繁，行政区划的概念比较模糊。

为适应中国特有的行政管理体制，配网企业可以县/区/市行政区划进行登记、注册、经营。经济体量与行政面积较大的县/区/市可以有数个配网企业并存，无须严格限制数量。反之，经济体量与行政面积较小的县/区/市可以只有一家企业，甚至一家配网企业覆盖几个县/区/市。

据此，未来配网资产拍卖与转让可以县/区/市为单位，一个县/区/市的配网资产也可以分拆为几个资产包，组建成一家或几家配电网企业。

考虑用户与电源的分布，配网资产包中既要包括城市周边负荷区域，也要打包融入农村及边远区域，所谓“肥瘦搭配”。也就是说，未来配网企业投资人及经营者要保证配网范围内所有用户及潜在用户电力接入与服务，确保弱势群体与脆弱人群用电问题。

（三）配网电源

配电网既要联结输电网，又要联结所有用能户，更要联结各类电源企业，还要为绿色能源与数字化时代的源网荷储、微网系统、平衡单元、虚拟电厂等新生态提供平台及服务。

未来，90%以上的各类电源，都应根据“就近消纳”的原则，优先接入就近的微电网和配电网。如果一个县/区/市几乎没有稳定的电源接入，其行政区域范围的配电资产可以与有稳定电源的临近县/区/市的配网整合或合并。

少数电源，例如规模化的海上风电、大容量水电、坑口电站等，如果没有就近可消耗的负荷，可直接接入输电网，甚至特高压电网，输送到省/市/区内、甚至跨省/市/区远方的负荷地区。

关于输电网企业的界定

中国电网电压等级一般划分为：安全电压、低压、高压、超高压及特高压。

（一）安全电压：安全电压是指不致使人直接致死或致残的电压，一般环境条件下允许持续接触的安全电压为36V，故安全电压通常指36V及以下的电压。

（二）低压：GB26860-2011《电力安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）》对低压的定义为：用于配电的交流系统中1000V及以下的电压等级。低压是中国居民生活或微型工业最常用到的电压，为220V及380V。其中普通单相用电电压为220V，动力用户为三相用电380V。

（三）高压：与低压对应的是高压，高压的定义为：（1）超过低压的电压等级；（2）特定情况下指电力系统中输电的电压等级。在中国可以划分为10kV~220kV。

（四）超高压：超高压电压等级为交流330kV~750kV，直流±500kV和±660kV。

（五）特高压：特高压指交流1000kV及以上、直流±800kV及以上的电压等级。目前国家电网已累计建成投运“十四交十二直”26项特高压工程。

由于历史原因，各大区电网主电网架电压等级有所不同。参照欧洲互联电网的经验，我们建议：

一是各省/市/区输电网可以独立，覆盖各自范围内的交流220kW-750kW，直流±500kV和±660kV等高压及超高压电网；

二是改革初期，电网企业可将各省/市/区输电网资产转让给各省/市/区国资委，由各省/市/区国有资产全资、控股或相对控股，类似欧盟各国的输电网企业。小省/市/区可以只有一家，大省/市/区可以有数家输电网企业；

三是剩下的特高压及跨省/市/区的超高压电网交由一家国家级的电网企业经营管理，负责跨省/市/区的电力输送，履行跨省/市/区的电力平衡，并承担欧洲互联电网即ENTSO-E统一市场的相关职责。

由于各省/市/区输电网企业的经营绩效可进行比较，这种异地竞争必然引导各省/市/区的输电网企业将安全、可靠、经济、绿色等放在首位；各省/市/区经济发展、民生改进、能源转型、招商引资等目标及竞争，必然让各省/市/区政府施压省/市/区内输电网企业，迫使输电网企业提高绩效、增加安全、提升可靠、降低成本、并配合绿色发展。

关于电力交易所的定位

在欧洲，虽然电力交易所交易的份额在持续增??加，但电力大部分是通过双边协议完成的。

欧洲电力交易所（EPEX）是较大的交易所之一，涵盖电力交易各类品种，如SPOT、日前、日内、时前、灵活性市场等。约30家欧洲的电力交易所联合组成了欧洲电力交易所协会。这些交易所与TSO及ISO密切合作，数据共享互联，以确保输电系统的物理限制与电力市场交易吻合，电力交易各方随时可以查阅各条境内及跨境输电线路的容量。

这些电力交易所独立经营，与TSO、DSO及相关能源集团没有股权纽带关系，更不从属于电网企业。

中国已有34家电力交易中心，并组建了全国电力交易机构联盟。虽然各交易中心自己定规矩，自我要求相对独立经营，但大多数交易中心都从属于电网企业或电力集团，这给平等竞争的交易环境造成潜在威胁。

既然所有电力交易中心都是非盈利机构，也不会给股东及投资人带来丰厚的收益，更不会给中央企业国有资产带来可观的回报，我们建议：

一是所有电力交易中心，或者完全独立，或者并入各省/市/区的大宗商品交易所；跨省/市/区全国性的电力交易中心，或者完全独立，或者并入大连、郑州、上海或广州商品交易所。

电力也是大宗商品之一，而且各省的大宗商品交易所及全国性的大连、郑州、上海商品交易所成立已久，现货与期货经验丰富。虽然电力交易有其特殊性，但欧洲及国际上的电力交易经验也将为大宗商品交易所承接电力交易提供了参考与模板。

隶属于各省/市/区不同主体及全国性交易机构的电力交易也将存在服务安全、快捷、品质、配套、价格等方面的竞争。通过竞争，交易各方实现共赢，而且会吸引更多的电力通过交易中心完成，而不是双边的私下协议。

二是各省/市/区电力交易中心平台下设各配网区域、甚至微网区域的交易模块，适应各类电源优先接入微网及配网的新趋势，以及微网单元及配网范围优先平衡的新形势。

鼓励并支持在微网及配网区域内优先进行电力及辅助服务的交易活动，既能降低双方交易成本，无需经过配网或额外的输电网，免去额外的输配费用，又为有限的输配容量留下空间。

三是电力调度须无缝对接并执行所有的电力交易，无论是线上还是线下交易，微网范围还是跨省/市/区的交易，电力还是辅助等平衡服务交易。如果输电网企业能有效执行并精准调度所辖区域内的所有交易，可由输电网企业执行调度；如果微网、配网与输网企业分别执行其区域内的调度更为有效、更为精确，并更好地适应和配合电源直接接入到配网体系，且能满足配网自身及配网内各微网的平衡要求，调度下放到微网平衡单元与配网也是可选项。

关于电力市场的监管权

相比较欧洲电力市场的监管机制，中国现有体系可以更加有效。

欧洲电力市场监管体系由欧盟、各国及州等地方政府至少三个层级的监管机构组成。

欧盟层级的监管机构包括，欧盟委员会能源部、能源监管合作机构即ACER、欧洲能源监管机构委员会即CEER、区域安全协调机构即RSC等机构；国家层级的监管机构包括各国的能源部、经济部、工商部、能源监管委员会、市场监管委员会等类似机构；各省/州地方政府也或多或少设置相应的能源监管机构。

欧洲电力统一市场的复杂性在于，35个国家的语言文字、宗教信仰、社会历史、体制机制、发展阶段、能源诉求及转型目标都有差异，政府管理与能源监管模式不尽相同，统一化与规范化的难度可想而知。

中国现有能源监管体系主要包括国家发改委、国家能源局及其派驻各大区及各省/市/区的能源监管办、各省/市/区发改委及能源局、各地市/区及各县/市/区发改委等，机构相对完整，政策比较一致，不存在目标、机制、政策等方面的明显冲突。

未来，如果新的《能源法》、《电力法》、《统一市场法》及《新能源促进法》等能相继出台，监管机构和体系并不需要进一步强化，只是职能与监管方向进行相应调整。

业界对电力最优模式有不少争议，对新型电力系统有相当的期待，虽然很难说有最优模式，但比较而言，可以有更优模式。相较于现有模式，帕累托更优的必要条件包括：系统更安全、运营更经济、主体更竞争、市场更“三公”、电力更绿色、用能更高效、监管更精准等。

在电力市场化国家，电力模式经历了数十年的帕累托进化，而且依然在不断进化中。发达国家电力模式的进化过程，有经验也有教训，这些都是中国推进电力改革、建立新型电力系统与行业“追赶超”的重要参考。

比较流行并一直引以为傲的是：装机规模、总发电量、总用电量、特高压里程、电网投资规模、电网总资产、电网企业总收入等，这些方面中国确实做到了全球第一，所有国家都望尘莫及。然而，规模之大并不等同于效率更高、质量更好、安全更稳，可能意味着垄断更强、公平更低、成本更高、改革更难。

在供应安全、运营经济、主体竞争、市场“三公”、电力绿色、用能效率、用户权益、弱势保护等方面进行比较，中国电力行业还有差距，且差距不小，这些差距就是中国能源革命的动力和帕累托改进的方向。