一、印度电力市场化改革的实践
（一）1991-2003年间的自由化改革叶玉等（2010）认为[3]，能源的市场化改革不外乎三个基本环节，一是市场准入的公平开放，二是市场经营条件的有序放开，三是市场的监督和管理。印度电力工业长期以来在计划经济体制机制影响下，面临经营效率不高、电力供应不足、电力设施建设滞后的严重局面，同时，国有垄断经营伴随的机构臃肿、效率低下、权责不清、产权不明等问题使得打破电力国有垄断经营和垂直一体化管理愈发迫切。与此同时，20世纪90年代初，亚洲国家兴起的市场化浪潮，使得印度政府当局为了提高电力系统效率，改变电力严重短缺的局面，开始了大力推行自由化改革。这一阶段电力工业改革的具体举措表现在，一是积极解除电力工业尤其是发电市场的进入管制，推进电力市场准入的开放，在发电环节引入竞争，鼓励私人与外资建设独立发电厂（IPPs），推进发电环节市场结构由垄断向自由竞争转变；同时，改变发输配售一体化格局，通过成立独立输电公司的方式来实现输电环节的分离。二是在世行的指导下，进行电力企业重组，加快电力管理部门职能转换，设立中央和邦电力管理委员会，改变过去垂直一体化的电力管理模式，使政企关系、权责关系更为明晰。三是在引资模式和企业经营方式上，更多的引入市场机制，同时，政府通过提供担保、基于投资收益率保障的售电协议等措施来吸引电力项目建设。四是成立电力交易公司，为区域间、国家间电力交易提供平台。不顾一切的“新的自由化计划”[4]，一方面使得电力生产能力获得极大提升，装机容量大幅提高，很大程度上缓解了电力供应紧张的局面，然而，另一方面电力工业的自由化和市场化却推高了电价，基于电力的公益性，政府补贴负担日益加重；同时，由于亚洲金融危机的影响，汇率变动和电力经营纠纷解决过程中政府担保的失信和偏袒，引发外国电力公司纷纷撤资，使得电力改革计划受到沉重打击。（二）2003年以来的电力市场化改革为了提高电力企业效率、解决电力紧缺、电源和电网发展不平衡等问题，进而加快电力市场化改革步伐，2003年印度政府颁布了新的电力法案（ElectricityAct2003）。2003法案为印度电力市场结构改革提出了明确的导向，随后出台的《国家电力政策》（2004）、《电价政策》（2005）、《农村电气化政策》（2006），以及《电力修正法》（2007）[5]都在2003年电力法的基础上对电力产业的市场化改革重点领域进行了补充和完善。综合各项政策法规内容，其强调：一是鼓励对自备电厂实行开放准入政策；二是推动输电环节的开放，主张大用户可以通过利用输电系统与电力生产企业进行电力交易，禁止输电公司进行电力交易，推动网业分离；三是推进配电环节开放，通过实施配电许可证制度，鼓励配电公司之间相互竞争；四是主张制定旨在保护消费者和电力企业利益的合理电价政策，引入多年期电价体系（Multi-YearTariff）；五是规范电力补贴制度和标准；六是加快推进农村电气化进程，建设农村电气化配送主干（RuralElectricityDistributionBackbone）；七是在组织结构上，进一步明确中央电力管理局的职责，并依据法案成立国家和区域负荷调度中心，并对国家、区域和邦电力调度中心进行分别管理，亦即要求中央电力公司管理国家和区域电力调度中心，由邦属电力公司管理邦电力调度中心；八是主张电力工业技术创新，加大可再生能源开发利用以及注重能源资源节约。（三）电力管理体系的改革与职能配置由于电力市场化改革的推进，使得印度原有的电力产业垂直管理的体系受到冲击，为了适应电力产业市场结构的调整和2003电力法的结构设置要求，印度对电力管理体系进行了纵向分割，按照联邦制国家特点，形成了由中央和地方（邦）双重管理的格局（如图1所示）。从具体职能来看，印度中央政府（主要由电力部和中央电力管理局负责）在电力方面的职责主要是发布电力行业法规和宏观政策，并指导印度电网公司等国有企业发电、建设和运营跨邦输电线路等；邦政府则依据中央政府颁布的法规政策，结合本邦实际情况，指导邦属输电企业建设和运营邦内输电线路。在相关环节电价形成与管制问题上，依据电力法案，中央电力管理委员会有权确定上网电价、输电电价、过网费用以及零售电价，并发放邦与邦之间的输电和电能交易许可证；各邦电力管理委员会主要负责确定邦内的发电、供电、输电、趸售、零售的价格，并为邦内输电、配电和电力交易发放许可证。在电力调度上，印度根据调度所辖地域范围的不同，建立了全国、区域和邦三级调度管理体制，分别对区域间、区域内和邦内电力的规划与调度、电网稳定负责。
二、电力市场化改革取得的成效
（一）竞争型的电力市场结构基本形成综合2003年电力法案要求与后续的改革实践，尤其是2010年印度中央电力管理委员会颁布的新印度电网规范，使处于垄断的输配电环节向市场开放，至此印度纵向一体化的电力产业发生了纵向和横向的结构调整，并初步形成了发电环节、输电环节放开、配售一体化与配售部分放开相兼顾的电力产业组织形式（如下页图2所示）。从中看出，在发电侧，横向竞争的格局基本成型，外资与私人参与电源建设的份额日益扩大，尤其是发电商许可证制度的取消和自备电厂的放开政策，进一步加快了中小企业分布式电源建设的进程；在输电环节，由中央输电公司和邦属输电公司根据区划和地区间不同电力需求情况进行电力负荷的调度；在电网系统上，印度分为跨邦输电系统（亦即区域性电网和区域间电网）和邦内输电系统（亦即邦内电网）两大部分。在配（供）售电环节，2003电力法案通过配电许可证制度鼓励配电环节的充分竞争，各种特许配电公司可以根据不同的电力交易原则进行电力的配供和销售。同时，为了促进跨邦间电力交易，各邦电力管理委员会通过引入跨邦输电的长期准入和中期公开准入来对电力上网进行规制，以此来扩大跨邦间输电系统的放开；并且通过废除公共部门发电企业和私人部门发电企业在上网问题上的歧视，使得现在任何不低于100MW的电力消费者均可以在不经过各邦电力调度中心运行的情况下直接与中央电力输电公司（电网）进行交易；另外，由于农村用电一直由印度农村电气化公司负责，自备电厂的引入和配售电环节的放开使得农村电力供应多元化格局初步形成。（二）新电力交易模式的建立与规制在电力交易公司成立以前，印度电力市场的交易模式主要采用集中交易，市场意义上的交易只是偶尔发生[5]。随着电力交易公司的成立和顺应电力产业组织结构的变动，在电力交易模式上，鼓励形成新的以双边交易为主的市场交易机制，亦即发电公司与配电公司可以直接通过签署电力购买合约（PPAs）的方式直接进行交易，但交易模式并不唯一。同时，各邦电力委员会在配电网络公开准入的情况下，支持包括大用户和其他电力需求用户与竞争性的发电公司或者相关电力交易商（由中央和邦电力管理委员会授予许可证[6]）在电力交易市场根据相关规定和具体情况直接开展区域间、跨邦或邦内间的短期或长期电力交易。但在跨区间电力交易利润问题上，邦电力管理委员会出台了新的规定来限定交易利润，表现在：交易利润只适用于短期对短期的跨邦电力交易；交易利润一般不得高于每单位4派沙（1派沙=0.01卢比，如表1所示），除非售电价不高于每单位3卢比；如果是一系列交易，交易利润的上限应该是所有交易商交易利润的总和；长期合约则免除电力利润限制，旨在促进产品创新和便利有关高风险交易合约的签订。在邦间的交易上[7]，电力交易许可证规则作出了相关规定，要求邦间电力交易者不仅要符合电力管理委员会所规定的技术要求，而且还要符合资金要求；同时，并对邦间电力交易的发电和输电价格进行规定，除竞价确定的价格外，基本采用按照资金成本定价的原则。关于新能源发电（“绿电”）在跨邦间的交易，一方面由各邦电力管理委员会出台针对新能源发电的价格管制举措来促进新能源电力交易，另一方面由电力监管机构论坛（ForumofRegulators）逐步在全国形成新能源证书（RenewableElectricityCertificate）机制来促进新能源交易。（三）电力供应能力显著改善发电环节市场准入的放开和输电系统的无歧视接入，加之电力批发、零售市场交易机制的构建，使得印度的电力工业得以快速发展。从装机容量发展态势来看，印度电力供应能力明显增强，1990年总装机容量仅为71752MW，到2011年达到206526MW，增长近3倍，年均增速达到4.96%；同时，鼓励私人和外资积极参与电源建设亦取得显著成效，从所有制成分上来看，公用事业装机容量占全国总装机容量的比重在80%以上（如表2所示），仍处于绝对优势，但非公用事业参与电源建设的积极性不断提升，相比1990年装机容量，2011年非公用事业总装机容量增长近4倍，年均增速达到6.59%，高于同期的总装机容量增幅，占全国装机容量的比重由11.3%提升到15.9%。与此同时，1992—2011年间印度的发电量呈现出明显的逐年递增的态势，1992年发电量仅为3010.7亿千瓦时，2011年发电量达到8111亿千瓦时，平均每年新增发电量达到530.7亿千瓦时，年均增长率达到5.67%；从发电总量上来看，印度仅次于美国、中国、日本和俄罗斯，而成为世界第五大发电国。
三、电力工业发展存在的问题
（一）管理体制缺乏系统性输配电一体化、电网调度一体化，能够实现各级电网之间、电网与调度之间的信息畅通和高效协调运作，使电网调度运行方式更加灵活，故障处理更加及时有效，从而更大限度地降低电力系统瓦解和大面积停电风险[8]。印度电力产业改革形成的纵向分权的两级管理模式，尤其是电力调度系统因隶属部门不同而造成的不统一局面，一方面因管理体系缺乏系统性和协同性，加剧了电力系统集中运行管控能力不足的严重局面，使得电力调度难以一体化，严重降低了电力输送和调度环节的整体效率；另一方面分权造成各邦管理辖区内电力产业的独立性明显增强，同时基于民选体制的影响，加之中央电力管理局在协调上效力有限，无法起到有效的协调监督作用，使得各邦在电力输配和调度上“各自为政”的局面呈现出加重趋势，甚至各别邦为了片面满足自身的电力供应，会不惜牺牲电网整体安全，大大增加了电力系统的不稳定性。（二）电价过低引发投资不足电价问题是印度电力工业发展中存在的重要问题，电价政策制定的一个重要原则就是要在兼顾电力企业与消费者利益的前提下保障电价的合理化。从表3中可以看出，2005年之前在居民家庭用电价格上，印度的电价明显低于同为发展中国家的印尼和泰国电价水平，与发电燃料价格增长情况相比，电价涨幅同样低于重质油价格和动力煤价格涨幅。从电力市场交易形成的平均加权售电价格情况来看，虽然2005年以来售电价格出现上涨的趋势，但相比于日本的电价水平仍然较低，电价的上涨一定程度上也反映了发电成本的上升。同样不容忽视的是，印度电价上涨缓慢也基于以下因素：一方面印度政府向农民提供大量电力补贴，另一方面民选政府体制使得政府领导人又不愿提高居民电价。电价的低水平运作和电价中存在的严重交叉补贴问题使得国家电力部门亏损额度日益增多，同时较低的投资回报使得社会资本投资电力工业的积极性受到打击，严重抑制了印度电源建设，阻碍了电力发展。在电网投资方面，由于电力交易尤其是跨区电力交易受到电价和利润的管制，使得跨区和跨邦间的交易难以实现给输电公司带来经济效益，继而使得输电系统存在明显的投资不足，加之部分输电线路的陈旧老化和长期得不到更新完善，使得输电耗损率居高不下。（三）电力供需矛盾依然紧张印度发电量虽然在世界上排名第五，但相比于日益呈现出膨胀性电力需求的趋势来看，电力供应仍严重不足，人均用电量世界排名较低，各地限电频繁。印度电力缺口规模依然很大，无论是用电高峰期间的电力缺口还是总体电力缺口，统计显示，2011—2012财年，印度电力总需求为9337.4亿千瓦时，电力供求缺口约为10%，高于2010—2011财年的8.5%；用电高峰时电力需求为1361.9亿千瓦时，供电缺口达12.9%；全国34个邦和中央直辖区中，面临电力短缺的有25个，用电高峰时则增加到28个[9]。从近年来印度月度电力供求情况来看（如图3所示），用电高峰时电力缺口比例区间介于8%~13%之间，最高时达到13.1%；总体电力需求缺口比例与高峰电力缺口呈现出分布趋同的态势，但2012年以来总体电力缺口呈现出在高位稳步徘徊的态势，则足以表明印度电力缺口在短期内难以根本扭转，因此，可以说印度电力的供需矛盾已到了刻不容缓的地步。（四）设施建设滞后引发电力耗损严重根据瑞士洛桑国际管理学院公布的2010—2011年国际竞争力报告显示，印度基础设施总体情况排名第九十一位，其中电力设施排名严重靠后，位于第一百一十位，因此，印度电力基础设施薄弱的状况已是不争的事实。印度在基础设施建设尤其是输配电网络建设方面存在严重的滞后性，尤其在电源建设相对比较发达的情况下，没有与之匹配的电网建设，输供电网络比较薄弱，加之输配电线路老化和技术更新的缓慢使得输电效率极为低下，加之输配电管理体制和输配电调度的行政隔离，致使输配电一体化和电网调度一体化难以实现，很大程度上又造成电能的浪费和不合理配置利用。从相对指标来看，输电耗损率虽然呈现出缓慢下降的趋势，但从输电损耗电量绝对量上看（见表4），2000—2001年以来，印度输电耗损电量呈现出明显递增的态势。从经济效益上来讲，耗损电量增加不仅会导致电量的白白浪费，而且耗损的电量因无法获取经济利益而造成电力运营企业发生亏损。这种情形会使得各邦电力管理局入不敷出，不仅在增加新的产能方面无能为力，亦吓退了很多社会投资。长此以往，电力工业发展会受到严重制约。（五）电网互联格局仍未形成从电网的物理特性来看，市场的边界和网络的规模、数量决定电网的基础性，如果所有的电网全部实现互通互联，并且输电网没有重叠，则电网的基础性较强，否则电网的基础性较弱。从印度现有电网互联状况来看，跨区的电网之间互联上存在明显的漏洞，具体表现在电网互联上的冷热不均，作为发电资源丰富的东北部地区，在电网互联上仅仅与东部电网互联，与北部和西部至今还没有输电通道，使得西部和北部过于依赖东部电网的输电系统，加之输电容量的强约束与缺乏全国坚强的骨干网架，这就容易造成电力负荷中心地区一方面因电网布局的不合理而造成电力的供不应求和拉闸限电；另一方面因缺乏统一电力调度和高压输电线路，使得负荷中心一旦超负荷运营就会发生成片的大停电电力事故，给地区经济社会发展造成不利影响。从电网设计来看，印度电网多采用了背靠背直流周边联网的方式，跨地区功率交换有限，区域间处于一种弱联系状态，一旦一个邦电网内部局部故障，分区电网自身发电能力将大幅减少，功率严重失衡，分区之间得不到强有力紧急支援，资源共享程度必然打折扣。与此同时，由于印度区域间输电网容量存在明显的不足，造成了区域电力市场隔离，加之电力管理体制尤其是电力调度难以实现全国一体化，以及各个地方为了各自用电需求而置中央调度指令而不顾，以致造成电网超负荷运营，最终因电网崩溃而造成了2012年7月30日印度大停电。
四、印度电力工业发展的启示
印度作为一个发展中的大国和世界第五大电力生产国，其电力产业发展进程中尤其是市场化改革所引发的问题和积极的探索，均为我们提供了有益的启示。（一）电力产业改革要有法可依电力产业作为国民经济的基础性产业，其改革与发展对经济社会的发展具有重大深远影响。与此同时，市场化进程能否得以顺利的推进，在很大程度上取决于市场法制建设进程的快慢和完善程度。电力产业复杂的技术经济特性和基础产业的重要性，使得其改革必须进行宏观层面的整体设计和产业法律层面的引导，同时，市场机制的引入亦要求相关法律规则的完善。印度2003年《电力法》，以及后续的《国家电力政策》（2004）、《电价政策》（2005）、《农村电气化政策》（2006），以及《电力修正法》（2007）等相关法律规制的制定，为印度电力市场化的改革取向、路径选择和重点领域等提供了明确的导向与原则要求，使得印度的电力产业在有法可依的背景下得以稳步发展和有序改革。（二）完善管理体系，推进政企分开不可否认，印度纵向分权的电力工业管理模式给予了地方政府改革与发展电力产业的积极性和自主性，然而，由于电力产业纵向一体化的产业特性和因管理部门的职能分割和协调困难却使得印度电力输配调度上难以实现一体化，大大影响了宏观调度电力资源的效率。与此同时，分权改革引发地方各邦在电力改革与发展问题上具有较强的自主性，一方面造成改革步伐不一致，引发区域间或跨邦间电力调度协调成本大幅提高；另一方面“选票政治”使得地方政党对电力产业的自由化改革心存疑虑或只是停留于形式，而没有实质进展，亦或通过电价规制而大肆干扰电力企业行为，使得电力产业呈现出明显的“行政化与政党化”特征，这种政企不分的局面已严重影响了印度电力工业的可持续发展。（三）电力产业发展要兼顾公益性与商业性电力产品具有消费的“公共性”和生产的“商业性”，其“公共性”要求电力消费的可及性和无歧视性，其“商业性”则要求市场的盈利性，两者的交汇点体现在合适的电价制定上，这就要求电价的制定既要保障低收入群体服务的可及性，又要切实保障企业经营的可持续性。虽然，印度电力产业改革导向明确了电价政策制定的一个重要原则就是要在兼顾电力企业与消费者利益的前提下保障电价的合理化，然而，现实的情况却是电价在政府规制和过分干预下一直处于较低水平，一方面使得企业因利润率较低而影响在电力设施上的投资，加剧了电力设施落后和不完善程度。另一方面由于过低的电价使得政府财政承担过多的补贴，严重影响了财政资金的优化配置。因此，电价的改革和设计既要在切实保障运营企业经济效益的同时，更加注重电力产品消费的可及性和公益性，同时基于长远要稳步推进电力设施建设和完善，提高电力系统的整体安全性。
作者：聂新伟 单位：中国社会科学院研究生院