2002年2月国务院下发《电力体制改革方案》明确指出了电力体制改革方案的总体目标：即打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。9年过去了，虽然在发电侧已逐步引入了竞争机制,但在输电、配电和售电环节的垄断仍顽固地存在。电力产业的行政性垄断仍未被触及，自然垄断和行政垄断让公司治理机制显得很孱弱。自19世纪英国经济学家约翰·穆勒第一次提出自然垄断的概念开始，经济学家对自然垄断的认识也不断变化。垄断所带来的社会福利损失及其对消费权益的侵害，逐渐成为人们所关注的焦点。从上世纪中晚期，特别是90年代初期以来，许多国家和地区先后进行了电力工业市场化改革。除非洲和亚洲部分国家，世界上大多数国家都已经或正在进行电力工业的市场化改革。电力市场化改革已经成为一种世界性潮流。在潮流中，我们需要摸着石头过河，本版选取几个电力市场化改革国家的案例与读者分享。　　

　　美国电力改革：多种模式与多层监管

　　法律和监管机构

　　美国是最早进行电力市场化改革的国家之一。1978年，美国出台《公共事业管制政策法案》，该法案允许企业建立热电联产发电厂及利用可再生能源电厂，并出售电力给地方公用电力公司，电力公司应收购。这标志着美国电力体制改革的开始。

　　1992年，美国《能源政策法案》原则上同意开放电力输送领域，并要求电力批发市场引入竞争。1996年，美国联邦能源管制委员会（Federal Energy Regulatory Commission，FERC）相继出台法令，要求开放电力批发市场，明确要求发电厂与电网必须分离。输配电网要允许发电商和用户公平进入，引入竞争机制，美国电力工业开始大规模市场重组。FERC还鼓励成立独立的系统运行机构（Independent System Operator，ISO）。FERC是一家独立的监管机构，其所有决定由美国联邦法院直接审议。1999年，FERC颁布法令提出建立区域输电组织（Regional Transmission Organization，RTO）的设想，要求每家拥有或运行管理跨州输电设施的电力公司必须组建或加入RTO。RTO只有输电系统的经营管理权，没有所有权。2005年，美国国会颁布了《能源政策法》，这部法律赋予FERC更多权力，如对全美电力可靠性标准、对电力企业的市场行为更广泛的监管权和一系列重要的执法权力。

　　具体改革方案及进度由各州根据自己的电网实际情况而自行决定。在地方层面上行使能源监管职责的是州公共事业委员会（State Public Utility Commission），各州公共事业专员又共同构成了全国范围的公共事业监管委员会组织（National Association of Regulatory Utility Commissioners），这是一个非盈利组织。各州放松管制的程度和进程不一，比如宾夕法尼亚州、新泽西州和马里兰州成立了目前全球规模最大的竞争性电力批发市场。多个公共事业组织和输电系统拥有者组成了纽约电力市场。美国还有德克萨斯州电力市场和加州电力市场等。但是，这些电力市场的基本的概念是相同的，那就是，将发电和售电的潜在竞争性同自然垄断分离开，进而形成电力的批发市场和零售市场。

　　电网体系和多种所有制

　　美国电网以私营为主，并形成各自为政的局面。美国没有“国家电网”，有的是覆盖本土48个州的3大电网，它们分别是东部电网、西部电网和德克萨斯州电网。东部电网和西部电网之间互联。这三个电网覆盖了超过3200套配电设施、1万多个发电机组、数十万里的输配电线和数百万用电客户。美国电网的运行主要是由电力可靠性组织（Electric Reliability Organization，ERO）统筹。ERO是电力行业的自律机构，受FERC委托实施对电网的监管职能，来加强电网的可靠性和安全性。

　　在所有制上，美国的电力市场主体一直是以私有制为主的多种模式。按所有权分为4类，第一类为投资者所有的电力企业，这些企业中绝大多数为发电、输电和配电垂直管理的企业。这类模式占有美国绝大部分的城市供电市场。第二类是联邦所有的电力企业。其中最大的两家为田纳西流域管理局和布拉维尔电管局。前者的电价方案由其自己制定，故其电价水平略低于相邻地区的电力企业。第三类为由州、市及其他非联邦所有的电力企业。这类企业一般为供电企业，少量为发电、输电企业。第四类为合作社集体所有的电力企业，这类企业一般只是从大电网购电，然后零售给用户。

　　所有制的多样性和自由度的增大也带来了很多问题，如2001年加州的电力危机。美国大多数电网公司都是私营的，收费标准有差异，如果一个发电厂要经过好几个电网向用户送电，就不得不多次缴费，抬高了输电成本。各州各自进行电力市场设计和建设的做法，造成了市场模式各不相同，市场间缺少有效的配合，也造成了资源浪费。为了克服这些问题，2002年，FERC颁布了“标准电力市场设计”法案。这个法案的目标是提供公平、开放的输电服务和电力市场设计标准，为市场参与者提供平等的竞争环境。

　　电价由多种因素决定

　　美国电力市场是一个充分竞争的市场，各电力公司的收费机制存在一定差异，各州民众支付的阶梯电价也不尽相同。往往夏威夷州的电价最高，因为那里大部分为燃油发电，爱达荷州的电价往往最低，因为那里大部分电力来自成本低廉的水电。

　　美国用电定价机制从上世纪70年代中期开始实行阶梯电价的收费机制，其一大特点是在阶梯定价基础上对夏季和冬季实行价格双轨制，夏季用电需求量大，定价稍高一些。冬天需求量小，定价就稍低一些。除了季节因素外，美国电价还随着客户类型的变化而变化。民用电的价格最高，因为输电到住宅成本最高。工业用户的用电量大，传输成本低，在美国，工业用户的电价很接近批发电价。实际上，美国电价反映了电力供给与需求之间的关系，反映了各州发电资源的稀缺性和充盈度，也反映了燃料成本和输电能力等因素。

　　据美国能源信息署数据，2008年美国的平均零售电价为9.74美分/千瓦时。按客户类型分，民用电为11.3美分/千瓦时，交通用电为10.7美分/ 千瓦时，商业用电价格为10.4美分/千瓦时，工业为6.8美分/千瓦时。（王海霞）

　　日本电力改革：垄断下的自由化

　　1951年时，日本就形成了东京、关西、中部、九州、东北、中国、四国、北陆、北海道9大私营区域电力公司。1972年，冲绳电力公司成为日本第10家私营电力公司。这10大私营区域电力公司都实行发电、输电、配电和售电统一的经营管理模式。它们对区域内不拥有电网的独立发电公司所生产的全部电力实行趸售。除独立运营的冲绳电力公司之外，其他9家电力公司都和临近地区的电力公司相连接，形成一个覆盖绝大部分日本国土的巨大电网。但是，这9家电力公司被人为地分为2个势力范围，一个是东部势力范围，由频率为50赫兹的北海道电力、东北电力、东京电力这3家公司组成，另一个是西部势力范围，由频率为60赫兹的北陆电力、中部电力、关西电力、中国电力、四国电力、九州电力和没有直接联网的冲绳电力等7家公司所组成。9大电力公司之间的电量交换很少。

　　日本电价制度

　　日本的电价主要由基本电价制度和特定电价制度构成。基本电价制度有3种，第一种为容量电价制，此种电价只适用于用电极少，不值得为收取电费而装表和抄表的小用户。表价制(也叫表底费制)用户按其用电量支付电费。两部电价制按合同容量、电流或负荷确定的容量电费和按用电量计算的电量电费。日本大多数用户采用两部电价制。

　　特定电价制度主要是指分段电价制、季节电价制和分时电价制度。用户用电量分为三段：第一段为120千瓦时/月，这一段的电价被认为是生活必需的用电，电价最低；第二段为121—250千瓦时/月，其电价与电力平均成本持平；第三段为250千瓦时/月以上，电价最高，反映电力边际成本的上涨趋势，用以促进能源的节约，其电价较高。日本在1980年提出了季节电价制度，目的是要缓解夏天高峰负荷时供电压力。冬季高峰负荷时，公用电力公司对商业低压、高压和高压动力用户也采用季节电价制。分时电价制主要是针对工业动力和特高压动力用户执行的。各电力公司对不同用电时间段规定不同的电价。日本的资源匮乏，发电燃料主要依赖进口。电价也随着燃料费的变化而上下浮动。从2009年5月开始，日本的电力公司开始以月为单位来调整零售电价，来反映它们进口燃料的价格。此前，日本零售电价是以季度为单位来调整的。

　　监管和相关体系

　　日本是在电力私有化和放松电力管制的同时开始建立市场化条件下的电力监管体系的。

　　日本政府对电力的监管主要由经济产业省负责，具体由经济产业省内的资源能源厅处理工作。此外，日本经济产业省还下设了审查电力新工程的电力审议会；为协调9大电力公司和其他公司之间关系的中央电力协议会；管理电力公司联网调度的中央调度联络执委会；此外还有日本电气事业联合会；还有日本电力调查委员会、海外电力调查会、日本核能产业会议等分别行使一定的电力管理职能。总之，日本政府对电力行业实行多部门协调有效管理。

　　指导日本的电力市场化改革的是一系列与时俱进的法律。1947年日本就出台了《禁止垄断法》，此后这部法律经历了3次大的修改。1991年至2002年间，日本对《禁止垄断法》进行了一系列修改，其中同电力体制改革密切相关的是，以往被认为属于自然垄断行业的铁路、电力、燃气、通信等行业被引入竞争机制。在这样的大背景下，日本又对《电力事业法》进行了3次修改，日本电力市场化改革不断开展和深入。

　　日本电力市场化改革进行了十多年，在燃料价格普遍上涨的大环境下，日本国内平均电价反而下降。电力用户的满意度有所提升。二氧化碳、二氧化硫排放量并没有大量增加。但是，日本电力市场的前途还很难预测，因为当前日本的电力市场还处在一个相对封闭、垄断的体制中。尤其是日本本次核泄漏事故给日本电力市场化改革的进程和途径带来的影响仍不明朗。（周晓梦）

　　英国电力体制改革3段式

　　从上个世纪90年代以来，英国的电力工业主要经历3段改革：电力库（POOL）模式、新电力交易规则（NETA）模式、英国电力交易和传输机制（BETTA）模式。

　　改革以前，英国的电力产业组织结构是国有体制下的高度一体化垄断经营。中央电力生产局主要负责发电、传输和大批量批发，其发电量占全国市场的绝大部分份额，并控制了整个电力产业的大部分投资。

　　POOL模式主要任务为：对发电机组择优排序；对容量及向系统提供的各种辅助服务定价；确定足够的发电容量以保证系统的安全运营。POOL的一个基本原则是每天财务必须基本平衡。

　　NETA时期，目标为高效地进行电力供需平衡，保持电力系统的正常运行，向用户提供安全可靠的电力，同时通过有效竞争，得到较低电价。BETTA模式的形成，主要是为了打破苏格兰地区，苏格兰电力公司（Scottish Power）、苏格兰和南方能源公司（Scottish and Southern Energy）南北分治的局部垄断局面，当时苏格兰所有的发电容量几乎全归这两家公司支配。

　　目前，英国主要以BETTA模式为主，该模式旨在建立以英格兰和威尔士模式为基础的统一电力交易、平衡和结算系统；建立统一电力传输定价方法和电网使用合同体系。

　　Ofgem的成立与电力监管

　　1999年7月16日，原先各自独立的燃气管制办公室(Ofgas)和电力管制办公室(OFFER)合并成立新的监管机构——燃气与电力市场监管办公室（Ofgem），统一对燃气与电力产业进行管理，这宣告了一个新监管时代的到来。

　　英国电力市场上，除Ofgem外，还有燃气和电力消费者委员会(Gas and Electricity Consumer Council,简称GECC)，这两个部门都是为了维护消费者权益而成立的。

　　资料显示，Ofgem依据法律站在中立的第三方(电力企业与消费者之外)立场，对电力市场进行监管，同时避免了政府更替产生的不确定性影响，为电力产业的发展提供了一个稳定可预期的环境。

　　Ofgem主要职能有，保护和提高燃气、电力消费者的利益；对燃气电力企业发放经营许可证，对其市场行为实施监管。任务主要有：创造市场环境使企业之间公平竞争及消费者享有充分信息来选择供给商；在非有效竞争的燃气和电力产业领域实施管制，通过制定价格控制及服务标准保证消费者获得有价值服务。

　　地区输配电公司

　　英国的电力系统可分为两大网：苏格兰地区电网、英格兰和威尔士地区电网。而苏格兰和威尔士电网也是全英最大的电网。苏格兰地区，主要是3家公司，即苏格兰电力公司、苏格兰和南方能源公司、苏格兰核电公司（Scottish Nuclear）。

　　其中苏格兰和南方能源公司是英国第4大能源公司，由多个电力和电信公司组成，为工业、商业和家庭用户提供发电、传输、配电和供电服务。该公司还从事能源贸易、天然气销售以及电气和公共设施承包业务。

　　提到输配电公司，必须要提的还有一家公司，即英国国家电力供应公司（National Grid Company, NGC），它是英国最大的能源与公用事业公司。与发电业不同，英国的输电系统被看做是一个自然垄断的行业，目前，英国所有输电资产几乎都在NGC手里。

　　NGC的电网向各发电公司、配电公司以及直联大用户开放，各发电公司都可利用电网出售电力，并付给NGC电网联接费和电网使用费。

　　英电价机制

　　英国电价市场的形成主要基于发电方的报价和电子负荷预测情况。每天午前，各发电厂将次日各机组的运行数据报交电子库，随后依照全网购电成本最低原则，确定发电计划，最后得出第二天各区间电价。

　　目前，英国所采用的电价模式有四种：阶梯式、两部电价制、分时电价和实时电价。

　　事实上，英国一直是一个电力富余、用电增长缓慢、对电力需求不大的国家。从上世纪90年代开始，英国开始以降低电价为主要目的的电力体制改革。通过改革，英国的电力系统渐渐摆脱了国内高价煤的沉重包袱，同时也改变了原本以燃煤电厂为主的发电能源结构。与此同时，随着工业技术的进步，发电燃料的利用效率也有了很大提升，燃料消耗减少，从而使发电成本大大降低。

　　此外，英国也在大力提高可再生能源发电比例。与欧洲其他国家相比，英国的可再生能源发展起步较晚，如今，英国可再生能源产业，主要通过市场竞争、扩大可再生能源规模来降低电力成本和价格。（王林）

　　俄罗斯电力改革进行时

　　在俄罗斯没有什么是“太大而不能倒的”。自前苏联解体之后，俄罗斯一直在探索适合本国的经济发展模式。电力体制改革也是其经济转轨的一部分。但是，由于牵涉到错综复杂的利益关系，俄罗斯国内对电力体制如何改革一直有着激烈的矛盾和冲突。虽然波折不断，但俄罗斯电力市场在2008年还是形成了发电侧竞争、输电继续垄断经营的格局。

　　电力改革之路波折多

　　俄罗斯继承了苏联垂直管理式的电力体制。自1992年起，俄罗斯电力体制连续进行了四次改革，基本上实现了电力市场化。

　　1992年，在俄罗斯时任第一副总理丘拜斯领导下，俄罗斯电力体制进行了激进的休克式疗法，撤销电力工业部，组建了俄罗斯统一电力系统股份公司。其中，国家控股52%，外国投资者占30.7%，国内投资者占11.2%。俄统一电力公司上市，完成了股份制的改革。

　　自1995年至1997年，叶利钦提出新的改革方案，要求发电企业私有化，逐步取消电力补贴。由于该方案缺乏周密的论证，遭到社会的普遍反对，改革没有得以实施。

　　2000年6月，电力体制改革再次被提上日程，这一方案建议组建独立的发电公司，放弃国家统一电力公司对电力的垄断权，国家只保留电网与调度控制权，放开电价，由市场来决定。但这一方案，因涉及到国有资产流失及国家电力安全等问题，也没有被推行实施。

　　普京上台后，确定了在国家有效控制下向市场化电力体制平稳过渡的改革方案，要求俄统一电力公司逐渐退出发电生产与销售领域，放开电价，最后形成电力市场的完全自由化。2008年7月，俄统一电力公司正式停止运营，通过重组成立的各大电力公司，开始参与俄电力市场竞争。

　　俄罗斯电力之现状

　　从地理分布上讲，俄电力大致可分为三个区域：欧洲区、西伯利亚区、远东区。欧洲区是俄最重要的电力区域，发电装机容量占整个俄发电装机容量72%，以火电和核电为主；西伯利亚区的水电和火电各占50%，俄大部分的水电集中在该区域；远东区的电力装机比重很小，只占俄装机容量7%，大都为小型火电厂。欧洲区的火电以燃气电站为主，约占80%，其他地区以燃煤为主，大致占85%。由于气候寒冷，全国有52%的火电为热电联产机组。

　　俄罗斯电力装机容量近些年发展缓慢，几近停滞。以2005年为例，俄罗斯电力工业的总装机容量为2.19亿千瓦。其中：火电1.50亿千瓦，占68.5%；水电4590万千瓦，占21.0％；核电2370万千瓦，占12.5％。核电主要集中在欧洲区的中部地区、东伏尔加和西北地区，而近一半的水电位于西伯利亚地区。供电情况，大约54%为工业用电，其他占46%左右，其中约15%为居民用电。

　　俄罗斯在全国范围内只设立了单一的国家输电公司，并且产权国有，这样做虽然便于统一管理，但是垄断性太强。2006年9月，俄出台新的电价管制方案，逐渐放开电价。现在俄国家电网由中央政府定价，而州和市政电网均由地方政府定价。目前，俄罗斯的电价在世界各主要国家中还是比较低，约为中国的一半。

　　俄罗斯的电力市场化改革经过了漫长的历程，到现在，这场改革仍在进行，改革是否成功，电力工业能否为经济发展提供引擎，还有待考验。