(2)电网拆分“反对派”：横向拆分电网无益甚至有害

 未来长期来看，中国的输配分开能否实行我们不敢断言，我们倾向于认为不可行，因为配电网与输电网相似，也具备天然的垄断属性，一个地区只能有一个配电网，分开也是将大垄断分成小垄断，对电力体制改革的最终目标不一定有帮助。并且分成无数的小配网后，如果缺乏监管，更容易滋生腐败，就像国网公司配网设备集中采购前的腐败乱像一样。还有，目前我国输配之间的功能界定并不十分清晰，二者分离从技术上有一定操作难度，更重要的是，分离后将增加电力交易环节，使内部矛盾外部化，加大管理和交易成本，还会由于分离后彼此职责不清带来电力安全等重大隐患。

至少从短期来看，输配分开还不具备条件：1）输配分开需要从财务上分开核定输配电价，这本身就应该是一个漫长的过程；2）目前我国的配网还相对薄弱，如果短期内电网格局出现动荡将严重影响配网的投资，从而影响到供电的可靠性和分布式能源的接入，这和电力体制改革的终极目标背离。

供售电端引入竞争机制或许可行，但需要循序渐进

我国电力体制改革从发电侧开放起步，而售电侧至今依旧没有开放竞争。参考国际电力市场化改革的经验，我们认为发电侧与售电侧开放或许是我国未来电力体制改革的较好路径，但这需要循序渐进，需要很长时间。

与输配分开一样，供售电放开也需要首先从财务上厘清输配电成本，这需要较为漫长的过程。

另外，目前我国还没有形成配套电力交易机制、现货期货等一系列市场条件都不具备，因此在售电端直接引入竞争机制短期内也不具备可行性，对售电侧的改革也必须是渐进式的过程。




最后，目前我国电网各环节之间的关系错综复杂，改革的阻力本身就会很大，很难实现一蹴而就，大用户直购电从2008年开始推行，到现在仍进展缓慢，改革的阻力可见一斑。

调度独立短期不可行，长期要看电力体制改革的进展

从国际经验看，各国由于电力工业历史沿革和体制改革路径存在较大差异，其电力市场交易、调度和输电模式也不尽相同。基本模式有三类：一是独立系统运行商模式，调度机构与交易机构合一并独立于输电公司，以美国ISO/RTO模式为代表，加拿大、澳大利亚、阿根廷等也采用这种模式。二是输电系统运营商模式(TSO)，调度系统与输电公司为同一个机构，而电力市场交易由独立的交易机构负责，欧洲大多数国家都采取这种模式。三是调度机构、交易机构、输电公司各自独立的模式，如巴西、2012年前的俄罗斯。

当前我国电力调度包括指挥、规划、配置、准入、交易、信息、技术等七类职能，调度职能隶属于两大电网公司。

调度本身具备一定的公共属性，在电力市场中充当一个裁判员的角色，理论上讲分离出电网企业无可厚非。但现阶段，我国电力市场尚十分薄弱，调度职能如从电网系统剥离，电网企业将不承担电力系统安全责任，调度机构又尚未建立权威的运作体系，容易因运营责任模糊导致电力系统安全问题和效率低下问题，最终导致电力安全隐患和系统成本增加。另外，调度独立后，由于输配电价和准许收入等新管理模式难以一步到位，电网企业缺乏激励机制，会加剧改革阻力和难度。

另外，从技术进步角度讲，国网公司目前正在推进的调控一体化和配调一体化，使得调度和控制及配网之间的功能权限更加难以界定，调度功能的分离的困难度可见一斑。

电力体制改革对电力设备投资不会造成不利影响

综上，我们认为未来我国电力体制改革或许会向发电和供售电分开并引入竞争机制、输配一体化自然垄断的方向发展；调度会否独立要根据将来电力体制改革的进展来界定，短期内会维持现状。

但即使是按照上述路径改革，预计改革也将是一个循序渐进的过程。从过去我国电力体制改革的进展速度来看，未来的电力体制即使做也需要相当长时间，预计需要至少5年才能初见成效。

如果输配仍将实行一体化经营，未来电网投资尤其是输配电网的投资将不会受到影响。

调度如果在遥远的将来真正实现与输配电独立，则为了实现电力安全稳定供应，调度的功能可能会进一步增加。市场格局方面，国电南瑞[-0.84% 资金 研报]在调度领域的垄断地位将难以改变，即使调度不在国网招标其市场份额也很难会被撼动。