过去一年，电力行业在推进供给侧结构性改革、调控煤电理性发展、大力促进清洁能源消纳、加大电力体制改革力度等主要工作上取得了新进展新成效。2019年，如何理性看待过去成绩，坚持问题导向，进一步推进电力行业高质量发展，成为开年之问。

     近日，中电联行业发展与环境资源部副主任（正主任级）、能源研究会电力改革30人论坛副主任委员薛静接受记者专访，把脉行业发展，指出了电力市场环境建设中的五个方面问题，建议国家逐个梳理其中的问题，提出有针对性的解决方案。

     如何看待去年电力改革发展的成效？

2018年，对于电力行业来说确实是一个头绪众多的复杂年份。在电力消费方面，全年全社会用电量增速居近7年最高值，前11个月同比增长8.5%，增速比上一年同期提高2个百分点，在动力煤价依然在“绿色空间”之上的情况下，发电企业的边际效益同比有所好转；新能源消纳空间也有所放大，预计全年弃风率、弃光率同比分别下降。同时，电力促进能源转型、促进经济高质量发展的支撑作用不断增强。体现在终端能源消费结构变化上，一方面全年发电增量部分，新能源替代贡献率预计超过22%，对我国电能替代的清洁化作用在增强；另一方面，终端用电增量中超过30%的贡献来自工业冶炼、交通运输、居民取暖等领域的电力对煤炭的替代。体现在用电产业结构变化上，第三产业用电对全社会用电增量贡献预计超过25%左右，其中新兴制造业、信息产业与服务业用电增速远超过全社会用电平均水平。

在电力改革方面，顶层政策频出，市场建设内容深化。涉及严控煤电装机规模与煤电发电量市场化率进一步扩大，新能源市场消纳与绿色配额制度的建立，系统电价梳理与政策性、市场化降价，跨区资源优化配置与缓解省间市场瓶颈，增量配电试点扩围与供电许可制度的完善，电力交易机构规范化改制与分布式电力交易规则确立，各地中长期交易市场扩容与现货、辅助服务、调峰、发电权等交易品种组合拳逐步形成等。为推动能源转型，国家或省级层面在上述工作中做了很多有效的或者主观的努力。全国电力交易更加活跃，市场化电力交易规模进一步扩大，前三季度，全国电力市场交易电量达到1.45万亿千瓦时，同比增长约38%，市场化交易电量占全社会用电量的28.3%，占电网售电量的34.5%。

电改三年来，发电侧、输配电环节、电力用户以及电力制造、建设、节能环保、储能等领域的企业，均有了电力市场基本概念和竞争求效益的基本理念，建立了求生存和发展的商业模式。但是，也应该清醒看到改革进程的复杂性，充斥着各种政策不配套以及政府与企业间、利益主体之间的矛盾。例如，前三批320个增量配电业务试点大部分没有按规划方案和预定进程实施。电价改革方面，“中间管制”部分已基本明了，建立了涵盖省级电网、区域电网、跨区跨省专项工程、地方电网和增量配电网的输配电价体系以及对其各环节实施成本监审机制。这是历史上从来没有的。“两头放开”部分，国家已出台政策明确中长期协约，可以实现发电上网电价与电煤价格联动、销售电价与用电产品价格联动的市场价格形成机制。但是，2018年的“一般工商业电价下降10%”明显不是市场导向行为，交叉补贴与政府附加累进导致我国工商业电价虚高是实，上游资源价格居高不下是实，政策性导向企业短期、低效投资为实。促进我国能源供给侧成本下降根本出路是政府事情政府管，不能“羊毛出在猪身上”，政企责权利不分，企业带着沉重的不应负担的责任枷锁，是无法在国际市场上翩翩起舞的。

当然，电力行业作为我国的基础产业，同时承担着能源转型责任，自我加压，体现了电力国有企业承担社会责任的创新与担当。具体表现在：一是用户服务上，过去是电网公司直接提供用户服务，现在市场放开后，发电公司、设备厂商也通过综合能源服务、需求侧响应、大数据服务、售电、体验式服务等方式努力介入用户服务市场，黏合用户，而且服务手段越来越多样化，不再是简单的供电、配电服务，大力促进了用户侧用能的提效提质。二是行业的节能减排持续取得良好绩效，包括煤电超低排放和节能改造大力实施、供电煤耗持续下降，率先部署碳减排等。三是进一步降低电价，超前实现“一般工商业电价平均下降10%”的目标。四是有力推动能源转型。电网公司通过促进“煤改电”、交通物流的电气化、工业电窑炉应用、家庭电气化等加快了电能替代步伐；发电侧在严重亏损情况下，生产更多新能源替代煤电，推动清洁能源发展；行业积极推动产业整合，包括多能互补、微网、智能化等，这是通过技术手段促进电力新业态的发展。

     从坚持问题导向角度，当下制约电力改革的主要问题是什么？

主要体现在五个方面。一是市场主体问题。现在尽管各类市场主体明确了，但大小不一，有增量和存量部分，差别很大。如何培育增量部分，培育小的新兴市场主体，应当是电力市场建设的一个重大问题，否则大小相差迥异的市场主体无法平等竞争。比如，分布式能源发电公司尚未进入市场交易，这制约了大规模分布式能源建设后的市场化消纳，也制约了微网创新发展。增量配电的顶层设计不够，增量配电公司在电力系统投资、运营中如何与电网公司的供电平起平坐。大也有大的烦恼。比如，作为市场主体，电力央企承担煤炭去产能、降电价等社会责任，而到年底要接受国资委对其盈利能力、资产质量、债务风险和经营增长的明确考核要求。此外，对于电网企业，输配电价规制的准许回报率与国资委考核的利润率、资产收益率等指标并不一致。2018年用电量增速较高，但是超出规划值部分的效益明确要求贡献给社会，导致用电量大增，效益大减甚至亏损。

交易平台建设缺乏衔接性。尽管近年来大部分省开始电力市场建设，但各地市场建设很不规范，名词及其内涵定义不统一，省级交易平台以满足省内特定市场建设需要为目标，没有考虑与跨省区市场衔接需要，也没有考虑与其他省内市场配合。我国能源资源禀赋特点决定了电力市场交易无论买方还是卖方都应该鼓励跨省跨区，鼓励传统能源与新能源协同外送，鼓励电力中长期和现货交易的远距离输送与当地消纳调节的协同，所以统一标准和规范的电力市场建设十分关键。

交易方式上规则欠缺，电力中长期交易应是不断滚动的过程，但很多省份在操作上将之近似于过去大用户直供，一年只交易1~2次，对于电力这个商品随时随地在生产供应和消费而言，忽视了电力电价是时间变量这个特点，所谓的交易，那就不是“市”，哪怕有“场”也是无济于事，曲解了市场规则和市场作用。

交易品种不健全。中长期交易像大用户直供，不同省份还不一样，有的省份品种多，增加了辅助服务，有的有调频，有的有调峰，有的增加了需求侧响应，有的实施了发电权交易，有些省核电不进市场，有的省气电都进市场了，有些省清洁能源发电量市场化率几乎达到90%，各省根据本省的习惯和领导好恶，选择部分品种交易，缺少交易市场与交易品种的整体建设考虑。国家确立的六个省电力现货试点，目前看也是各有奇招，各唱各的调。

二是价格信号问题。价格信号要反映价格管制与资源稀缺、有效激励机制和商品供求等方面。目前，输配电价初步实现价格管制了，但首轮输配电价的核定还存在很多欠缺，尤其是不同电压等级的投资与留利关系没有理顺。反映资源稀缺方面，目前的电价机制也还存在很大问题，电力供需从过剩到平衡再到偏紧，价格形成机制基本没有变化。没有发电机组、部分输电线路、调峰机组等的容量电价，按电量电价说事，不能有效激励中长期电力投资，这对中长期电力发展将形成瓶颈，目前电源投资、除特高压以外的电网投资增速很低甚至是负增长已经说明问题了。

三是电力投资激励问题。电力企业主营业务中常规项目投资无所适从，处于徘徊阶段。比如，煤电要严控增量，有限的增量空间要向特高压输电的配套电源集中，但因特高压与其电源项目核准不配套。同时煤电存量过剩地区的产能要调减或者退出，退出机制没有确立。机组灵活性改造如果没有辅助服务、灵活调峰和现货等电价机制，也都没有了投资激励。水电方面，西南水电再开发下去成本太高，支持水电消纳的价格机制没有真正形成；抽水蓄能方面，基本是电网企业一元化投资，导致抽水蓄能建设速度比较慢。新能源方面，西部地区的风电、光伏发电因消纳问题基本被限制了，中东部低速风电投资有限，受“5.31”光伏新政影响，企业对分布式光伏投资也比较理性了。同时，新能源补贴不断退坡，甚至说停就停，企业对新能源投资如履薄冰。

再看电网投资，本需尽快解决跨区送电和低压配网等“两头薄弱”问题，但2018年输配电价核定以后，电网投资特别是配网投资受到制约。中西部省份普遍存在电网投资大、用电负荷分散、用电量少的特点，这些地方的电网企业往往处于微利甚至亏损的状态，传统上采用“东西帮扶”的模式，即东部支持中西部电网建设，但输配电价改革后，各省级电网被作为独立核价主体进行输配电价核定，“东西帮扶”的模式难以为继，中西部要加快配电网建设，缺乏投资能力。

当然，近年来，社会资本利用创新机制投资了不少综合能源服务、充电桩、储能等，在政策不稳定、不配套，经济形势不太乐观，技术瓶颈尚待突破环境下，其投资效益存在较大风险，预计这部分投资增速在2019年会减速。并且这些投资目前尚没反映到电力行业投资总额中，表面上看，行业电源、电网投资规模在下降。从行业转型发展视角看，需要将社会资本投资的电力新业态一并纳入行业统计。

四是生产要素自由流动问题。无论发电公司还是电网公司，土地、人力资源、资产等生产要素应该是自由流动，通过市场化挂牌竞争交易，现在生产要素流动还存在很大瓶颈。比如，新能源项目前期的非投资性费用很高，某种角度来说，就是生产要素自由流动受阻造成的。另外，国企资本如何与社会资本混合，如何用“一两拨千斤”撬动社会资本有效投资电力，并建立规范合法的准入退出机制，这也是目前制约增量配电试点、综合能源服务、微网等创新业态健康有序发展的关键。

五是竞争公平有序问题。包括存在行政干预电力市场交易，市场监管不到位，信用体系不健全，市场交易省间壁垒，存量与增量市场主体竞争能力差距过大等。

     2019年，可以从哪些方面着力破解行业发展中的突出问题？

 一是电力市场主体建设方面，大小企业要分类扶持。对于新进入电力市场的企业，比如新的售电公司、发电公司和需求侧响应公司，要明确标准，让他们规范地进入市场，并尽快培育他们，让其树立市场意识，掌握市场手段，更多了解用户，了解电力供需，否则他们将来不能准确判断用电形势，无法在电力市场竞价中立足。对于有经验的传统大电网企业，近几年应该限制其进入竞争性零售市场，可以进入需要大资本、先进技术手段支撑的区域、省级批发市场。

二是价格方面，尽快启动输配电价第二轮研究，进一步完善输配电价。研究跨区送电价格形成机制，积极鼓励电力送出端能够通过市场化价格传导顺利送到接受端，实现电力资源优化配置。国家要监管跨区送电，不能任由各地政府加价，否则仍会出现跨区输电线路负荷不饱满甚至负荷率很低的问题。同时，送受两端输电价格传导，也要合理考虑送端生产成本，不能任由受端政府不实事求是地要求降价，避免出现在保障电网留利后送端发电企业无法经营的状况。推动形成分布式能源交易的价格机制。出台市场环境下的煤电联动机制，即煤和电的价格协同，电力和终端用户产品的价格协同，利用大数据把上游资源与终端用户产品价格全产业链监管起来，数据透明公正，满足设定的联动条件就自动联动。各地政府可以聘请第三方来建设大数据平台，统一标准、统一数据库模板，中央监管各地平台成立与否、数据质量如何、数据应用如何。

三是投资方面，尽快明晰政策导向。在煤电、水电、核电、新能源、增量配电、分布式能源、微网投资上，给予政策指导，让企业进行有效投资，给予企业投资有效激励。

四是促进电力生产要素自由流动。使用和分配遵循价格、竞争和利益机制。

五是加强政府监管，促进市场竞争公平有序。打破地域分割、行业垄断，清除市场壁垒，对所有经营者进入门槛要公平和平等。

文章原刊发于《电力决策与舆情参考》2019年1月4日