新型電力系統，尋求更優模式？| 電力大戰

輸配分開，輸配各自獨立經營，已經成為電力市場化國家的標準模式。歷經幾十年來電力市場的各種檢驗與持續改進，疊加各種智慧化技術的廣泛應用，電力行業分拆被證明是迄今為止最佳的制度安排。

特別的是，各國綠色發展與能源轉型加快，可再生能源電力規模與比例越來越大。其中，星羅棋布、遍地開花的分布式發電更是飛速增長，而最適合可再生能源加速滲透的電力體系，即所謂的“新型電力系統”，無疑是分拆制度下統一市場模式。

對統一市場（或共同市場）模式有不同的理解和定義。我們認為，統一市場是一套體系。首先，這個體系下的產品包括現期貨各種交易品種，如現貨（SPOT）、日前、日內、時前、靈活性市場等。

其次，產品交易的市場包括微網內市場、配網內市場、省/市/區內市場、全國市場、甚至國際市場。再次，市場出清的順序是優先滿足微網內市場平衡，再配網內市場、再省/市/區內市場，再全國市場。最后，統一市場有“三公”機制作為支撐，而“三公”機制背后是一整套電力市場的基本法案、配套法規及監管體系。

歐洲分拆制度及其互聯電網體系為中國推進電力統一市場體系提供了很好的參考。就電力體系而言，中國與歐洲有很多相似之處，學習、改進、升級的潛力巨大，深化電力體制改革，建立起新型電力系統，中國可以少走、甚至不走彎路。

關于中歐電網的相似性

歐洲互聯電網（ENTSO-E）及統一市場覆蓋35個國家，中國有31個省、市和自治區（下稱“省/市/區”），相差無幾；ENTSO-E由42個輸電網企業組成，中國31個省網及蒙西電網構成32個省網輸電體系；歐洲配網企業超3000家，如果每個縣、區和縣級市（以下簡稱“縣/區/市”）至少有一個配網主體，中國至少有2844個配網企業；ENTSO-E供電面積、服務人口和供電總量等大約是中國的一半左右。

相比于歐洲，中國可以建立起一個雙倍規模、更大容量、更繁榮、更有活力、更易達到最高效率的均衡市場。

關于電力安全性的理解

電力能否更安全、更穩定地從電源方傳輸到用電方，用電方是否能安全得到其所購買的電力，電力系統安全已經成為能源安全、甚至國家安全的頭等大事（參見《能源安全大戰①:全球危機蔓延，安全壓力巨大》）。

電力系統安全的核心是在追求更高效率的前提下，實現電力供求總量的平衡與電力供求實時的平衡。安全事故最后都體現在總量失衡或者實時失衡上，或者兩者同時發生，而實時失衡最常見。

在《電力大戰⑨新能突飛猛進，未來天空無限？》中，我們描述了極端氣候常態化、高比例可再生能源以及意外事件等，對電力系統安全構成的嚴峻挑戰，大大小小案例層出不窮。

2022年6至8月，川渝地區嚴重干旱，水電不足，區域性電力總量失衡與實時失衡，導致近三個月的“有序供電”；2021年9月21日開始，東北地區一周時間內風力發電急劇減少，導致東北地區“拉閘限電”；2019年8月9日下午5點左右，海上風電突然大幅降低，導致英國英格蘭與威爾士地區大停電，停電長達1.5小時。

2021年2月，百年一遇的暴雪嚴寒天氣導致美國德州電網嚴重破壞，以至電力供應癱瘓，經過近一周時間電網才得以全面恢復；2008年，中國南方地區冰凌雪災，全國13個省市的輸配電力系統遭受損失，全國停電縣（市）多達170個，歷經40余天的艱苦奮戰，受災電網才全面恢復。

2022年8月后，俄羅斯對烏克蘭電力設施實施導彈打擊，發電廠與電網遭受嚴重破壞，超過60%以上電力供應中斷，總量與實時嚴重失衡，直接癱瘓了烏克蘭60%以上依靠電力驅動的經濟基礎，入冬后的居民生活無法保障。

電力系統安全意味著最高效率曲線上的電量總體平衡及電力實時平衡，能有效應對系統的各種沖擊，并快速恢復。這至少包括以下幾個方面：

一是電力供應總量是否足夠，不至于全國范圍內大規模的“拉閘限電”；

二是電力經濟性是否最優，電力均價是否相對穩定，不至于經常性的大起大落，更不能一路飆升；

三是電量總體平衡下，各區域是否協調，不至于有些地區經常性“窩電”，另一些地區經常性“缺電”，市場均衡點低于或遠低于最高效率曲線；

四是電量總體平衡下，電力是否實時平衡，不至于高峰時經常“拉閘限電”，低谷時“窩電”浪費，市場均衡點低于或遠低于最高效率曲線；

五是電力系統及子系統是否穩健安全，包括電力設施、輸配線路、信息系統及運營系統等，不至于因為氣候突變、人為失誤、管理差錯、技術障礙、供求失衡、惡意破壞、恐怖襲擊、網絡駭客甚至軍事戰爭等原因，很容易失控，大規模中斷，并難以盡快恢復。

關于平衡模式的安全性

電力實時平衡是電力市場總量平衡的基礎，也是電力市場追求的目標。不同的平衡模式導致的安全性、經濟性及市場效率有明顯的差異。

按區域規模劃分，平衡模式可分為三類：

模式一：微平衡，即從小規模出發，爭取并優先在每個微網區域（例如，德國的平衡基團）或配網區域實現平衡，借此實現中規模，如各州/省、及歐洲各國的平衡，最后達到全國或統一市場的平衡；

模式二：中平衡，即從中規模出發，力爭并優先每個州/省的平衡，再達到全國或統一市場的平衡，為此有可能犧牲小區域內的平衡效率，包括限制某些企業的用電負荷，或限制一些電廠的發電量，或兩者同時發生。如此情況下，小區域電力平衡只能在較低的效率曲線上實現；

模式三：大平衡，即從大規模出發，力爭全國范圍或統一市場的平衡，電力在大計劃模式下全國范圍調配。如此，一般需要犧牲各州/省以及小區域內的平衡效率。強制停止某些企業的用電負荷以及限制一些電廠發電量，將是常態。

就電力系統安全性而言，模式三的安全程度遠遠小于模式二的安全程度，模式二的安全程度遠遠小于模式一，即模式三<<模式二<<模式一。

模式一下的某個微網或配網區域內的任何事故，包括電源、供電、負荷及網絡問題，受影響的主要是該微網或配網區域覆蓋的各類客戶，對區域外的經營主體影響甚小；

模式二下的事故將對該州/省內的電力平衡產生重大影響，或導致該州/省內電力系統的崩潰，影響范圍較大；

模式三下的事故或將對全國或整個電力市場產生破壞性影響，或導致全國性的“拉閘限電”，受到沖擊的范圍最廣最大。

關于平衡模式的經濟性

電力能否更經濟、更便利地從電源方傳輸到用電方，在保證系統安全的前提下，好的模式應有利于降低電力供需雙方的中間成本，包括輸配成本和交易成本等。

如果平均中間成本，即用電戶平均用電成本與發供電企業售電平均凈收入的差額，呈上升趨勢，很大程度應歸因于電力模式導致的制度成本增加。

中間成本中最主要的是輸配成本，輸配成本主要是二種付費方式。一是“使用付費”，即電力電量經過使用過的網絡線路，支付相應的輸配費用，類似公路交通收費模式；二是“郵票付費”（參見《：電網投資大增，未來成效如何？》），指在某個特定的省/市/區內，用戶支付幾乎相同的輸配電價，輸配電價的核定與發電企業、電力用戶所在的地理位置無關，與電力電量流經的具體路徑無關；如果電力來自外省/市/區，用戶還需支付額外的高壓/特高壓輸電費用。

模式一：一般采取“使用付費”規則，電力用戶支付電費和網絡使用費，其中，電費根據實際使用的電量及電價計算；網絡費，則根據電力的來源，或者僅支付微網費，或者支付微網費并分攤的一定比例的配網費，或者再額外支付相應的輸網費（如果部分電力從配網外購入）。

假設，平均而言，70%電力在微網范圍內解決，用戶電價平均為p1 ，并僅僅支付微網費用，單位微網費用平均單一為r1 ；15%的電力在配網范圍內購入，這部分電力需額外支付配網費用，配網費用平均單一為d1 ；10%的電力需要從配網外輸入，這部分電力需額外支付輸網費用，輸網費用為s1 ；5%的電力需要從省/市/區外輸入，高壓/特高壓輸網費用為u1 ；用電戶一定時期內的用電量為E；不考慮稅收及政府附加等社會性成本。

“使用付費”規則下，模式一下用戶的電力成本：

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，微網收費r1 最低，類似“隔墻售電”，遠少于配網收費d1 ，即r1 < d1 。省/市/區內的輸網收費s1 與跨省/市/區的高壓/特高壓輸網收費u1 ，二者大小由相關監管機構核定。

為此，微網平衡單元有最大的積極性追求系統內的電力平衡，將70%的自有電量提高，甚至提高到100%；配網企業，一方面會游說監管部門，要求平衡單元承擔一定比例的配網費用；另一方面，有動力提升安全性、可靠性、服務質量，并控制單位電量配網成本。

模式二及模式三：一般采取“郵票付費”規則，在特定的省/市/區范圍內，甚至國家范圍內，支付相同的輸配費用，與用電量、時間、輸配路徑等無關。

假設，某個省/市/區的輸配固定費用平均為S1 ，省/市/區外輸入的輸網費用仍為u1 ；95%的電力可在本省/市/區內平衡，5%從省/市/區外輸入；用電戶一定時期內的用電量為E，不考慮稅收等社會性成本。

郵票付費”的規則下，模式二及模式三用戶的電力成本為：

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

在營業收入作為關鍵考核指標的目標導向下，輸配一體化電網企業有動力提高輸配費用S1 ，而輸配費用的核定由相關監管機構完成，其主要依據是輸配資產投資及運營成本。

為此，電網企業一般會有投資沖動，做大投資；并加大成本，包括采購、人員及運維成本等。在沒有其他競爭主體可比較時，監管機構沒有任何參照樣本，最后只能依據電網企業提供的投資與成本數據進行定價，因此，核定后的S1 一般會大于（r1+ d1+s1 ），即（r1+ d1+s1 ）< S1。

如果跨省/市/區特高壓電網也由同一個輸配主體擁有，為增加營業收入，電網企業有動力增加跨省/市/區的交易量，將95%省/市/區內的平衡電量降低，在特高壓電網輸送能力范圍內，增加跨省/市/區的交易和輸電量，以增加C2 。

如果平均80%的電量在省/市/區平衡，20%的電量需要跨省/市/區輸送，電網企業增加的收入為：

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

假設監管機構能力超強，并且火眼金星，所有價格，即r1、 d1、s1 、S1 、及u1 的核定，無論是模式一還是模式二和三，都能夠不偏不倚、公正公道，即S1=（r1+ d1+s1 ）  ，比較模式一及模式二及三，電力用戶成本的差距：

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 ）

模式一下電力用戶的用電成本總體下降[70%*E*s1+ 15%*E*（ d1+s1 ）]，也就是說，模式二及三下的電網企業將增加營業收入[70%*E*s1+ 15%*E*（ d1+s1 ）]。這就解釋為什么輸配一體化的電網企業一致性地極力反對分拆制度改革。

如果監管機構的定價機制被電網企業左右，電力用戶承擔的額外成本或電網企業可增加的收入增量將進一步加大。事實上，在堅持輸配一體化的國家，其電網定價機制往往沒有多方主體參與，也沒有經過公開透明的多次聽證會，更沒有經過社會和媒體的質疑，定價機制被扭曲的風險非常高。

關于輸配企業的競爭性

輸配電網屬于自然壟斷，難以在所經營的同一區域有多個主體，并開展直接競爭，但配網可以異地或間接競爭，并有比較客觀的多維度評價指標。

同一個地級市下屬的縣級配網企業，如果所有權或經營權屬于不同的主體，可以異地競爭；一個省/市/區內的配網企業，如果所有權與經營權所屬不同，之間可異地競爭；不同省份的配網企業，只要所有權與經營權不屬于同一個主體，也可異地競爭，并對各項指標進行排名。

同樣，輸電網也可以異地競爭，同一省份內不同區域的輸電網，如果所有權與經營權主體不同，可以在多維度競爭與比較，也可以與臨近省份的輸電網就各項指標進行對比。

這樣的對比與異地競爭，有利于輸配企業在成本控制、安全運行、可靠性、綠色能源接入、客戶服務等方面持續改進，降低中間成本。

有對比和競爭，監管機構就可以進行針對性、更精準、更有效的監管。在定價機制上，監管部門有了相當多的參照對象，難以被輸配一體化的一二個絕對壟斷型的電網企業所左右。

關于電力市場的“三公”性

好的市場需要最大可能的“公平、公正與公開”（即“三公”），電力市場也不例外（見《電力大戰⑤：歐洲分拆制度，“三公”市場之核心？》）。

按照“三公”標準，所有的電力經營主體可以在平等環境下進行公平競爭；受到制度、法律、法規、政策及監管的公正對待；相關的市場及監管信息，特別是自然壟斷企業的各類信息，都必須公開透明；市場各類主體與電力用戶都可以無障礙地獲取相關信息，以作出理性的判斷和選擇，并保護自身權益。

在輸配一體化的制度安排中，如何保障電力市場各主體有一個“三公”的競爭環境，確實是一個難題與悖論。

在《電力大戰⑥：用戶權益保護，“三公”市場之初心？》一文中，我們匯總了輸配一體化的六個模式，這些模式將或多或少出現，或同時出現：捆綁銷售、上下通吃、抬高成本、遏制競爭、強制攤派、指定配套、壓制技術創新、增加安全風險、推高電力價格等行為與現象，消費者權益難以得到有效保障。

關于配電網企業的界定

歐洲的配電系統運營商（Distribution System Operators，即DSO）的職能與輸電系統運營商（Transmission System Operators，即 TSO）類似。一般情況下，DSO管理電壓低于 220 kV 的配電網絡，TSO管理電壓220kV及以上的輸電網絡。

與輸電網絡不同，配電網絡之間互聯較少。大多數情況下，配電網絡覆蓋城市負荷中心周圍的電力系統，更接近終端用戶、可再生發電端和需求側管理。

DSO的商業模式已經從簡單的配電網絡向去中心化的“平臺”轉型，在滿足客戶安全用電的同時，能夠將源網荷儲各參與方，特別是分散化分布式的新能源電力，組織并高效利用，為虛擬電廠提供了廣泛應用的平臺。

（一）電壓等級

在配電網電壓等級劃分上，中國大體分為高壓配電電壓（110、63、35 kV）、中壓配電電壓（10 kV）和低壓配電電壓（380/220 V）。有些國家，高壓配電電壓也稱次輸電電壓，中壓配電電壓也稱一次配電電壓，低壓配電電壓也稱二次配電電壓。

與歐洲類似，中國可將低于220 kV電壓等級電網及相關設施歸于配電網絡，部分220kV線路也可以按照功能劃入配電網絡。

（二）區域范圍

歐洲配電網絡覆蓋并貫穿城市負荷中心及周邊區域，主要依據負荷中心或電源位置進行布局，配網布局與行政區劃關聯度不大。由于配網企業兼并、重組、收購等交易活動比較頻繁，行政區劃的概念比較模糊。

為適應中國特有的行政管理體制，配網企業可以縣/區/市行政區劃進行登記、注冊、經營。經濟體量與行政面積較大的縣/區/市可以有數個配網企業并存，無須嚴格限制數量。反之，經濟體量與行政面積較小的縣/區/市可以只有一家企業，甚至一家配網企業覆蓋幾個縣/區/市。

據此，未來配網資產拍賣與轉讓可以縣/區/市為單位，一個縣/區/市的配網資產也可以分拆為幾個資產包，組建成一家或幾家配電網企業。

考慮用戶與電源的分布，配網資產包中既要包括城市周邊負荷區域，也要打包融入農村及邊遠區域，所謂“肥瘦搭配”。也就是說，未來配網企業投資人及經營者要保證配網范圍內所有用戶及潛在用戶電力接入與服務，確保弱勢群體與脆弱人群用電問題。

（三）配網電源

配電網既要聯結輸電網，又要聯結所有用能戶，更要聯結各類電源企業，還要為綠色能源與數字化時代的源網荷儲、微網系統、平衡單元、虛擬電廠等新生態提供平臺及服務。

未來，90%以上的各類電源，都應根據“就近消納”的原則，優先接入就近的微電網和配電網。如果一個縣/區/市幾乎沒有穩定的電源接入，其行政區域范圍的配電資產可以與有穩定電源的臨近縣/區/市的配網整合或合并。

少數電源，例如規模化的海上風電、大容量水電、坑口電站等，如果沒有就近可消耗的負荷，可直接接入輸電網，甚至特高壓電網，輸送到省/市/區內、甚至跨省/市/區遠方的負荷地區。

關于輸電網企業的界定

中國電網電壓等級一般劃分為：安全電壓、低壓、高壓、超高壓及特高壓。

（一）安全電壓：安全電壓是指不致使人直接致死或致殘的電壓，一般環境條件下允許持續接觸的安全電壓為36V，故安全電壓通常指36V及以下的電壓。

（二）低壓：GB26860-2011《電力安全工作規程（發電廠和變電站電氣部分）》對低壓的定義為：用于配電的交流系統中1000V及以下的電壓等級。低壓是中國居民生活或微型工業最常用到的電壓，為220V及380V。其中普通單相用電電壓為220V，動力用戶為三相用電380V。

（三）高壓：與低壓對應的是高壓，高壓的定義為：（1）超過低壓的電壓等級；（2）特定情況下指電力系統中輸電的電壓等級。在中國可以劃分為10kV~220kV。

（四）超高壓：超高壓電壓等級為交流330kV~750kV，直流±500kV和±660kV。

（五）特高壓：特高壓指交流1000kV及以上、直流±800kV及以上的電壓等級。目前國家電網已累計建成投運“十四交十二直”26項特高壓工程。

由于歷史原因，各大區電網主電網架電壓等級有所不同。參照歐洲互聯電網的經驗，我們建議：

一是各省/市/區輸電網可以獨立，覆蓋各自范圍內的交流220kW-750kW，直流±500kV和±660kV等高壓及超高壓電網；

二是改革初期，電網企業可將各省/市/區輸電網資產轉讓給各省/市/區國資委，由各省/市/區國有資產全資、控股或相對控股，類似歐盟各國的輸電網企業。小省/市/區可以只有一家，大省/市/區可以有數家輸電網企業；

三是剩下的特高壓及跨省/市/區的超高壓電網交由一家國家級的電網企業經營管理，負責跨省/市/區的電力輸送，履行跨省/市/區的電力平衡，并承擔歐洲互聯電網即ENTSO-E統一市場的相關職責。

由于各省/市/區輸電網企業的經營績效可進行比較，這種異地競爭必然引導各省/市/區的輸電網企業將安全、可靠、經濟、綠色等放在首位；各省/市/區經濟發展、民生改進、能源轉型、招商引資等目標及競爭，必然讓各省/市/區政府施壓省/市/區內輸電網企業，迫使輸電網企業提高績效、增加安全、提升可靠、降低成本、并配合綠色發展。

關于電力交易所的定位

在歐洲，雖然電力交易所交易的份額在持續增??加，但電力大部分是通過雙邊協議完成的。

歐洲電力交易所（EPEX）是較大的交易所之一，涵蓋電力交易各類品種，如SPOT、日前、日內、時前、靈活性市場等。約30家歐洲的電力交易所聯合組成了歐洲電力交易所協會。這些交易所與TSO及ISO密切合作，數據共享互聯，以確保輸電系統的物理限制與電力市場交易吻合，電力交易各方隨時可以查閱各條境內及跨境輸電線路的容量。

這些電力交易所獨立經營，與TSO、DSO及相關能源集團沒有股權紐帶關系，更不從屬于電網企業。

中國已有34家電力交易中心，并組建了全國電力交易機構聯盟。雖然各交易中心自己定規矩，自我要求相對獨立經營，但大多數交易中心都從屬于電網企業或電力集團，這給平等競爭的交易環境造成潛在威脅。

既然所有電力交易中心都是非盈利機構，也不會給股東及投資人帶來豐厚的收益，更不會給中央企業國有資產帶來可觀的回報，我們建議：

一是所有電力交易中心，或者完全獨立，或者并入各省/市/區的大宗商品交易所；跨省/市/區全國性的電力交易中心，或者完全獨立，或者并入大連、鄭州、上海或廣州商品交易所。

電力也是大宗商品之一，而且各省的大宗商品交易所及全國性的大連、鄭州、上海商品交易所成立已久，現貨與期貨經驗豐富。雖然電力交易有其特殊性，但歐洲及國際上的電力交易經驗也將為大宗商品交易所承接電力交易提供了參考與模板。

隸屬于各省/市/區不同主體及全國性交易機構的電力交易也將存在服務安全、快捷、品質、配套、價格等方面的競爭。通過競爭，交易各方實現共贏，而且會吸引更多的電力通過交易中心完成，而不是雙邊的私下協議。

二是各省/市/區電力交易中心平臺下設各配網區域、甚至微網區域的交易模塊，適應各類電源優先接入微網及配網的新趨勢，以及微網單元及配網范圍優先平衡的新形勢。

鼓勵并支持在微網及配網區域內優先進行電力及輔助服務的交易活動，既能降低雙方交易成本，無需經過配網或額外的輸電網，免去額外的輸配費用，又為有限的輸配容量留下空間。

三是電力調度須無縫對接并執行所有的電力交易，無論是線上還是線下交易，微網范圍還是跨省/市/區的交易，電力還是輔助等平衡服務交易。如果輸電網企業能有效執行并精準調度所轄區域內的所有交易，可由輸電網企業執行調度；如果微網、配網與輸網企業分別執行其區域內的調度更為有效、更為精確，并更好地適應和配合電源直接接入到配網體系，且能滿足配網自身及配網內各微網的平衡要求，調度下放到微網平衡單元與配網也是可選項。

關于電力市場的監管權

相比較歐洲電力市場的監管機制，中國現有體系可以更加有效。

歐洲電力市場監管體系由歐盟、各國及州等地方政府至少三個層級的監管機構組成。

歐盟層級的監管機構包括，歐盟委員會能源部、能源監管合作機構即ACER、歐洲能源監管機構委員會即CEER、區域安全協調機構即RSC等機構；國家層級的監管機構包括各國的能源部、經濟部、工商部、能源監管委員會、市場監管委員會等類似機構；各省/州地方政府也或多或少設置相應的能源監管機構。

歐洲電力統一市場的復雜性在于，35個國家的語言文字、宗教信仰、社會歷史、體制機制、發展階段、能源訴求及轉型目標都有差異，政府管理與能源監管模式不盡相同，統一化與規范化的難度可想而知。

中國現有能源監管體系主要包括國家發改委、國家能源局及其派駐各大區及各省/市/區的能源監管辦、各省/市/區發改委及能源局、各地市/區及各縣/市/區發改委等，機構相對完整，政策比較一致，不存在目標、機制、政策等方面的明顯沖突。

未來，如果新的《能源法》、《電力法》、《統一市場法》及《新能源促進法》等能相繼出臺，監管機構和體系并不需要進一步強化，只是職能與監管方向進行相應調整。

業界對電力最優模式有不少爭議，對新型電力系統有相當的期待，雖然很難說有最優模式，但比較而言，可以有更優模式。相較于現有模式，帕累托更優的必要條件包括：系統更安全、運營更經濟、主體更競爭、市場更“三公”、電力更綠色、用能更高效、監管更精準等。

在電力市場化國家，電力模式經歷了數十年的帕累托進化，而且依然在不斷進化中。發達國家電力模式的進化過程，有經驗也有教訓，這些都是中國推進電力改革、建立新型電力系統與行業“追趕超”的重要參考。

比較流行并一直引以為傲的是：裝機規模、總發電量、總用電量、特高壓里程、電網投資規模、電網總資產、電網企業總收入等，這些方面中國確實做到了全球第一，所有國家都望塵莫及。然而，規模之大并不等同于效率更高、質量更好、安全更穩，可能意味著壟斷更強、公平更低、成本更高、改革更難。

在供應安全、運營經濟、主體競爭、市場“三公”、電力綠色、用能效率、用戶權益、弱勢保護等方面進行比較，中國電力行業還有差距，且差距不小，這些差距就是中國能源革命的動力和帕累托改進的方向。

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