電網包括輸電和配電兩個環節，輸電的主要功能是將電能從發電廠輸送到遠離發電廠的負荷中心，配電的主要功能是從輸電環節接受電能并向用戶進行配送。輸配電網緊密相連,雖然在功能上有所區分，但卻難以從資產上準確劃分界面。

電網管理體制主要探討的是輸電和配電的組織形態。目前國際上的電網管理體制主要包括兩種模式：一是輸配分開模式，即輸電和配電分別由不同公司擁有和管理，不存在產權聯系；二是輸配一體化模式，即輸電和配電在一個企業內部，可以是一個集團下的不同業務公司，也可以是企業內部的不同部門。

一、從改革的目的看電力市場化改革與電網管理體制的關系

縱觀上世紀八十年代開始的國際電力市場化改革，各國電力改革的目的歸根結底是通過建立公平開放、競爭有序的電力市場體系，優化電網環節監管，提高電力工業運行效率，推動電力工業可持續發展。

經濟學界和各國政府在最初的改革方案設計和優化調整過程中，都充分認識并尊重電力行業獨特的技術經濟特征，通過在發電側和售電側引入競爭來獲取改革的絕大部分收益，在輸電和配電環節保持政府監管。

電網具有自然壟斷屬性，在電網環節引入競爭是不現實和不經濟的。電網在競爭市場中的基礎作用主要體現在提供公平開放的物理平臺，在市場化改革中的核心任務是為市場提供無歧視的準入和公平開放。

二、從國際經驗看各國電網管理體制選擇的一般規律

從各國電力體制改革的實踐看，輸配電管理體制變革并不是電力市場化改革的必然選項，各國的電網管理體制選擇受電網發展歷史格局、經濟社會發展階段、尤其是電力工業和電網發展等具體國情的影響，不存在統一模式。

各國電網管理體制的形成受多種因素影響，并不是國際電力體制改革的核心和重點。絕大多數國家的輸配分開電網管理體制是歷史格局的延續，是適應本國經濟發展階段和現實國情的客觀選擇，并不是電力改革的產物。例如英國英格蘭和威爾士地區，上世紀90年代以前電力行業由中央發電局（包括發電和輸電）和12地區供電局構成，改革后形成了發電、輸電、配電分環節設立公司的局面；在北歐、北美一些國家和地區，傳統上存在市政供電企業負責本地區供電，改革后這些公司自然而然成為獨立的配電公司，與輸電公司獨立；而日本、蘇格蘭和美國多數州仍保持輸配一體化的格局。事實上，由于電力市場化改革實現輸配分開的代表性國家和地區主要包括俄羅斯和澳大利亞的部分州，而最具代表性的俄羅斯在2012年5月出現了輸配電企業重新整合的趨勢。據此可見，在市場化改革中輸配電業務并不存在分開的必然性和必要性。

經濟快速發展階段，輸配一體化管理是最優制度選擇。輸配是電力業務鏈上緊密聯系的環節，輸配電網具有很多共用系統和部門，在經濟快速發展和電網快速擴張階段，可以通過統一規劃、統一建設和統一運行有效減少輸配電網間的協調、溝通成本，最大限度的提高電網建設運營效率。據統計，全球150個發展中國家和轉型國家中，有137個國家保持了輸配一體化管理。

輸配一體化通過在發電和售電側引入競爭可以實現市場有效競爭。日本、法國、德國、韓國等發達國家和美加部分地區在電力市場化改革后仍然保持輸配一體化。歐盟為推進電力市場化改革，曾要求輸電在2004年底與其他業務分離，以促進批發競爭和跨國交易，配電于2007年底與發電和售電分離出來，促進零售競爭。但隨著改革的深入推進，由于法德等國的反對，歐盟第三能源法案規定在滿足與發、售電環節有效獨立的情況下，不再強制要求輸電產權從其它業務中分離出來。日本在保持九大電力公司發輸配售一體化的管理體制的同時，在發售側引入獨立發電企業（IPP）和特定規模電力企業（PPS）實現競爭，取得了服務質量提升、電價下降等明顯效果，政府和用戶等利益相關方滿意度較高。

部分曾經主張輸配分開的國家也在不斷進行動態調整和優化。韓國金融危機后在世行等國際金融機構的引導下制定了改革方案，要求韓國電力公社分階段實施廠網分開、輸配分開，2004年韓國政府在開展深入國際調研后，決定取消輸配分開改革；加拿大安大略省1998年出臺了新的電力法，要求原垂直一體化的加拿大第一水電公司（Hydro-one）拆分發電、輸電、配電業務，1999年發電資產分離后，政府對實施輸配分開的必要性進一步研究，認為輸電和配電業務具有較強的協同效益，允許新的Hydro-one公司保留輸配一體化體制。之所以出現這種趨勢，主要原因是輸電和配電都具有自然壟斷屬性，兩項業務不存在利益沖突，盈利模式、監管方式相同，通過一體化可以獲得較強的協同效益。

近期俄政府宣布將重歸輸配一體化，值得我國研究和深思。近期，俄羅斯政府表示，計劃將跨區域的配電集團（MRSK）與俄聯邦輸電網公司（FGC）合并，組建集輸電和配電一體化的國有電網公司。MRSK與FGC均是俄羅斯電力體制改革的產物。按照2003年電力改革方案，俄羅斯在2008年7月完成了電力行業的徹底分拆，發、輸、配、售、調度、交易各環節完全獨立。俄羅斯政府此次擬推進輸配電合并，是期望通過產權合并和一體化管理，促進電網發展、提高運營效率、提高供電質量和可靠性。俄政府表示，合并后可以通過實施統一的電網技術標準和管理政策，優化投資項目，促進俄電網的發展和現代化，提高整體供電效率，提高電價和收入監管效率；通過輸電和配電之間的交叉補貼解決“最后一公里”的用戶供電問題，提高供電質量；通過企業內執行統一的投資、預算、經濟和人力資源政策，更加有效地控制成本、提高企業運行效率和財務能力。俄羅斯作為前蘇聯遺產的最大繼承國，與我國在國土面積、供電范圍、經濟結構、電網結構、企業性質等方面具有極強的相似性，其在改革上的反復值得我國深思。

三、從我國國情看科學電網管理體制的選擇

我國經濟社會正處于轉軌時期，發展階段和基本經濟制度與西方國家有著本質區別。我國是以公有制為基礎的發展中國家，正處于經濟社會較快發展的社會主義初級階段，產業結構不盡合理，能源供需呈逆向分布格局，能源安全問題比較突出，城鄉、區域經濟發展很不平衡，電力工業面臨著艱巨的發展任務。

我國電網管理體制的選擇，應緊密結合具體國情，在堅持市場化改革方向的同時，從有利于保障能源電力長期可靠供應和電力工業可持續發展，有利于確保電網安全，有利于促進能源資源大范圍優化配置的角度出發，統籌兼顧、審慎決策，盡量避免因為改革出現反復而影響國計民生。

我國正處在國民經濟和電力工業較快發展階段，促進發展仍是電網管理體制改革的主要目標。國情始終是選擇電網管理體制的首要因素，國際改革經驗充分表明，盲目脫離國情的改革將阻礙經濟社會發展。目前，我國正處于城鎮化、工業化加速發展階段，能源和電力需求將持續較快增長，據測算，“十二五”期間我國全社會用電量年均增長分別為8.2%，年均電網投資將超過3000億元，發展任務十分繁重，迫切需要發揮一體化管理“集中力量辦大事”的體制優勢，統籌安排輸配電網投資建設，實現各級電網有機銜接，推動電力工業科學發展。

發揮輸配一體化體制下的電網協同優勢，是我國保障電網安全的制度優勢。輸配電網共同承擔著維護電力系統安全的責任。輸配一體化體制下，電網企業通過統一調度和標準化建設，有效減少了因信息隔斷、技術水平差異、工作流程差異等造成的系統性風險，避免配電網事故波及輸電網而演變成大停電事故。多年來，我國電網在網架薄弱的情況下，沒有發生大的安全事故，就是充分發揮了輸配電一體化管理的優勢。

充分發揮大電網資源配置功能，通過輸配一體化促進區域、城鄉和經濟社會統籌發展是我國的現實需求。我國能源消費與資源稟賦呈逆向分布格局，90%的煤炭分布在中西部地區、67%的水電分布在西南地區、83%的天然氣分布在西部、96%的陸地風能分布在“三北”地區，而東部地區能源消費量占全國的比重為43%，迫切需要能源電力資源的大范圍、遠距離輸送。輸配電一體化管理，有助于統籌規劃和建設“兩端”電網，構建統一的能源資源配置平臺，促進區域經濟協調發展。

同時，電網管理體制還應該滿足電網智能化、能源綠色化的未來發展要求。可再生能源和智能電網的發展，已經使傳統輸電和配電資產的功能發生了改變。大量分布式風電、光伏發電等可再生能源的發展，使得配電網從單向流動向雙向流動改變，如德國大部分可再生能源接入配電網，除用戶及周邊供電外，每年有300-400小時向輸電網送電；智能電網的發展也將增強用戶與電網、各電壓等級的互動關系，輸配電網將進一步融合，將在市場中共同發揮輸送平臺的作用，輸配分開將人為割斷這種聯系，不適應未來發展需求。

在我國誠信體系、法律體系等尚不完善，契約精神相對缺失的背景下，貿然實施輸配分開，將增加系統安全風險，造成無序發展局面，推升電網發展成本。

一是影響電網安全穩定運行，降低事故防范和災后恢復能力。拆分后的企業規模小、力量弱，抗擊重大自然災害和重大保電任務的能力被降低。2008年遭受嚴重冰災的湖南郴州電網，2008年遭受嚴重地震的汶川等6個地方電網，2010年遭受地震的玉樹電網等，都是在大電網的幫助下才能及時恢復供電的。

二是部分配電企業可能失去可持續發展能力。現階段，我國許多中西部縣市企業嚴重缺乏自我發展能力，中央電網企業向部分地市供電企業的躉售電價甚至遠低于從發電企業的購電價格。過去十年我國農電發展的經驗表明，中央電網企業直管的供電企業總體發展水平高于其他供電企業。2010年，中央電網企業直管縣電網平均投資額超過代管縣24%，人均售電量是代管縣的1.5倍。如果輸配分開，很可能重現“兩改一同價”前的“天價電”、“人情電”和“關系電”等管理亂象。

三是制約輸配電網協調發展，降低電網投資運營效率。我國廠網分開后，市場主體增多，行業規劃協調難度陡增。實行輸配分開，市場主體將更加分散，統一規劃更難以推進。目前，四川、陜西、廣西等省（區），由于存在多種電網體制，出現了同一電壓等級重復建設、不同電壓等級線路布局不合理、變電容量不匹配等系列問題，浪費了資源，破環了電網規模經濟性和自身發展規律。

四是增加管理協調成本，可能推高電價水平。過去改革中已出現管理機構大量增加、管理人員占比升高的現象。模擬測算表明，我國實行輸配分開將因管理重構增加固定成本500～1100億元，日常生產協調成本增加5％～38％,約130～640億元/年，成本的上升最終需要通過銷售電價進行傳導。

綜合考慮我國國情，我國可以在保持輸配一體化管理的同時，通過持續推進相關機制改革，實現電力市場化改革的目標，確保電力工業健康可持續發展。一是以電價機制改革為先導，建立科學合理的電價體系。建立獨立的電網環節電價；理順發電和售電環節的市場化價格形成機制，通過市場競爭確定發、售電價，形成完整的電價傳導機制，讓電價反映資源稀缺程度和市場供求關系。二是通過售電側放開，構建多買方-多賣方市場競爭格局。改革初期，開放大用戶的購電選擇權作試點，中遠期，隨著合理輸配電價形成機制的建立和銷售電價交叉補貼問題的妥善處理，逐步放開中小用戶選擇權。三是通過加強政府監管與企業自律，實現電網公平開放和信息公開。逐步理順政府管理體制，切實轉變政府職能，健全監管法律法規體系，嚴格防范價格操縱、無序投資和惡性競爭行為，確保電網公平開放。引導和督促電網企業強化管理創新，實現電網和企業經營信息公開和成本透明。