過去一年，電力行業在推進供給側結構性改革、調控煤電理性發展、大力促進清潔能源消納、加大電力體制改革力度等主要工作上取得了新進展新成效。2019年，如何理性看待過去成績，堅持問題導向，進一步推進電力行業高質量發展，成為開年之問。近日，中電聯行業發展與環境資源部副主任（正主任級）、能源研究會電力改革30人論壇副主任委員薛靜接受本刊記者專訪，把脈行業發展，指出了電力市場環境建設中的五個方面問題，建議國家逐個梳理其中的問題，提出有針對性的解決方案。
記者：您如何看待去年電力改革發展的成效？
薛靜：
2018年，對于電力行業來說確實是一個頭緒眾多的復雜年份。在電力消費方面，全年全社會用電量增速居近7年最高值，前11個月同比增長8.5%，增速比上一年同期提高2個百分點，在動力煤價依然在“綠色空間”之上的情況下，發電企業的邊際效益同比有所好轉；新能源消納空間也有所放大，預計全年棄風率、棄光率同比分別下降。同時，電力促進能源轉型、促進經濟高質量發展的支撐作用不斷增強。體現在終端能源消費結構變化上，一方面全年發電增量部分，新能源替代貢獻率預計超過22%，對我國電能替代的清潔化作用在增強；另一方面，終端用電增量中超過30%的貢獻來自工業冶煉、交通運輸、居民取暖等領域的電力對煤炭的替代。體現在用電產業結構變化上，第三產業用電對全社會用電增量貢獻預計超過25%左右，其中新興制造業、信息產業與服務業用電增速遠超過全社會用電平均水平。
在電力改革方面，頂層政策頻出，市場建設內容深化。涉及嚴控煤電裝機規模與煤電發電量市場化率進一步擴大，新能源市場消納與綠色配額制度的建立，系統電價梳理與政策性、市場化降價，跨區資源優化配置與緩解省間市場瓶頸，增量配電試點擴圍與供電許可制度的完善，電力交易機構規范化改制與分布式電力交易規則確立，各地中長期交易市場擴容與現貨、輔助服務、調峰、發電權等交易品種組合拳逐步形成等。為推動能源轉型，國家或省級層面在上述工作中做了很多有效的或者主觀的努力。全國電力交易更加活躍，市場化電力交易規模進一步擴大，前三季度，全國電力市場交易電量達到1.45萬億千瓦時，同比增長約38%，市場化交易電量占全社會用電量的28.3%，占電網售電量的34.5%。
電改三年來，發電側、輸配電環節、電力用戶以及電力制造、建設、節能環保、儲能等領域的企業，均有了電力市場基本概念和競爭求效益的基本理念，建立了求生存和發展的商業模式。但是，也應該清醒看到改革進程的復雜性，充斥著各種政策不配套以及政府與企業間、利益主體之間的矛盾。例如，前三批320個增量配電業務試點大部分沒有按規劃方案和預定進程實施。電價改革方面，“中間管制”部分已基本明了，建立了涵蓋省級電網、區域電網、跨區跨省專項工程、地方電網和增量配電網的輸配電價體系以及對其各環節實施成本監審機制。這是歷史上從來沒有的。“兩頭放開”部分，國家已出臺政策明確中長期協約，可以實現發電上網電價與電煤價格聯動、銷售電價與用電產品價格聯動的市場價格形成機制。但是，2018年的“一般工商業電價下降10%”明顯不是市場導向行為，交叉補貼與政府附加累進導致我國工商業電價虛高是實，上游資源價格居高不下是實，政策性導向企業短期、低效投資為實。促進我國能源供給側成本下降根本出路是政府事情政府管，不能“羊毛出在豬身上”，政企責權利不分，企業帶著沉重的不應負擔的責任枷鎖，是無法在國際市場上翩翩起舞的。
當然，電力行業作為我國的基礎產業，同時承擔著能源轉型責任，自我加壓，體現了電力國有企業承擔社會責任的創新與擔當。具體表現在：一是用戶服務上，過去是電網公司直接提供用戶服務，現在市場放開后，發電公司、設備廠商也通過綜合能源服務、需求側響應、大數據服務、售電、體驗式服務等方式努力介入用戶服務市場，黏合用戶，而且服務手段越來越多樣化，不再是簡單的供電、配電服務，大力促進了用戶側用能的提效提質。二是行業的節能減排持續取得良好績效，包括煤電超低排放和節能改造大力實施、供電煤耗持續下降，率先部署碳減排等。三是進一步降低電價，超前實現“一般工商業電價平均下降10%”的目標。四是有力推動能源轉型。電網公司通過促進“煤改電”、交通物流的電氣化、工業電窯爐應用、家庭電氣化等加快了電能替代步伐；發電側在嚴重虧損情況下，生產更多新能源替代煤電，推動清潔能源發展；行業積極推動產業整合，包括多能互補、微網、智能化等，這是通過技術手段促進電力新業態的發展。
記者：從堅持問題導向角度，您認為當下制約電力改革的主要問題是什么？
薛靜：
主要體現在五個方面。一是市場主體問題。現在盡管各類市場主體明確了，但大小不一，有增量和存量部分，差別很大。如何培育增量部分，培育小的新興市場主體，應當是電力市場建設的一個重大問題，否則大小相差迥異的市場主體無法平等競爭。比如，分布式能源發電公司尚未進入市場交易，這制約了大規模分布式能源建設后的市場化消納，也制約了微網創新發展。增量配電的頂層設計不夠，增量配電公司在電力系統投資、運營中如何與電網公司的供電平起平坐。大也有大的煩惱。比如，作為市場主體，電力央企承擔煤炭去產能、降電價等社會責任，而到年底要接受國資委對其盈利能力、資產質量、債務風險和經營增長的明確考核要求。此外，對于電網企業，輸配電價規制的準許回報率與國資委考核的利潤率、資產收益率等指標并不一致。2018年用電量增速較高，但是超出規劃值部分的效益明確要求貢獻給社會，導致用電量大增，效益大減甚至虧損。
交易平臺建設缺乏銜接性。盡管近年來大部分省開始電力市場建設，但各地市場建設很不規范，名詞及其內涵定義不統一，省級交易平臺以滿足省內特定市場建設需要為目標，沒有考慮與跨省區市場銜接需要，也沒有考慮與其他省內市場配合。我國能源資源稟賦特點決定了電力市場交易無論買方還是賣方都應該鼓勵跨省跨區，鼓勵傳統能源與新能源協同外送，鼓勵電力中長期和現貨交易的遠距離輸送與當地消納調節的協同，所以統一標準和規范的電力市場建設十分關鍵。
交易方式上規則欠缺，電力中長期交易應是不斷滾動的過程，但很多省份在操作上將之近似于過去大用戶直供，一年只交易1~2次，對于電力這個商品隨時隨地在生產供應和消費而言，忽視了電力電價是時間變量這個特點，所謂的交易，那就不是“市”，哪怕有“場”也是無濟于事，曲解了市場規則和市場作用。
交易品種不健全。中長期交易像大用戶直供，不同省份還不一樣，有的省份品種多，增加了輔助服務，有的有調頻，有的有調峰，有的增加了需求側響應，有的實施了發電權交易，有些省核電不進市場，有的省氣電都進市場了，有些省清潔能源發電量市場化率幾乎達到90%，各省根據本省的習慣和領導好惡，選擇部分品種交易，缺少交易市場與交易品種的整體建設考慮。國家確立的六個省電力現貨試點，目前看也是各有奇招，各唱各的調。
二是價格信號問題。價格信號要反映價格管制與資源稀缺、有效激勵機制和商品供求等方面。目前，輸配電價初步實現價格管制了，但首輪輸配電價的核定還存在很多欠缺，尤其是不同電壓等級的投資與留利關系沒有理順。反映資源稀缺方面，目前的電價機制也還存在很大問題，電力供需從過剩到平衡再到偏緊，價格形成機制基本沒有變化。沒有發電機組、部分輸電線路、調峰機組等的容量電價，按電量電價說事，不能有效激勵中長期電力投資，這對中長期電力發展將形成瓶頸，目前電源投資、除特高壓以外的電網投資增速很低甚至是負增長已經說明問題了。
三是電力投資激勵問題。電力企業主營業務中常規項目投資無所適從，處于徘徊階段。比如，煤電要嚴控增量，有限的增量空間要向特高壓輸電的配套電源集中，但因特高壓與其電源項目核準不配套。同時煤電存量過剩地區的產能要調減或者退出，退出機制沒有確立。機組靈活性改造如果沒有輔助服務、靈活調峰和現貨等電價機制，也都沒有了投資激勵。水電方面，西南水電再開發下去成本太高，支持水電消納的價格機制沒有真正形成；抽水蓄能方面，基本是電網企業一元化投資，導致抽水蓄能建設速度比較慢。新能源方面，西部地區的風電、光伏發電因消納問題基本被限制了，中東部低速風電投資有限，受“5.31”光伏新政影響，企業對分布式光伏投資也比較理性了。同時，新能源補貼不斷退坡，甚至說停就停，企業對新能源投資如履薄冰。
再看電網投資，本需盡快解決跨區送電和低壓配網等“兩頭薄弱”問題，但2018年輸配電價核定以后，電網投資特別是配網投資受到制約。中西部省份普遍存在電網投資大、用電負荷分散、用電量少的特點，這些地方的電網企業往往處于微利甚至虧損的狀態，傳統上采用“東西幫扶”的模式，即東部支持中西部電網建設，但輸配電價改革后，各省級電網被作為獨立核價主體進行輸配電價核定，“東西幫扶”的模式難以為繼，中西部要加快配電網建設，缺乏投資能力。
當然，近年來，社會資本利用創新機制投資了不少綜合能源服務、充電樁、儲能等，在政策不穩定、不配套，經濟形勢不太樂觀，技術瓶頸尚待突破環境下，其投資效益存在較大風險，預計這部分投資增速在2019年會減速。并且這些投資目前尚沒反映到電力行業投資總額中，表面上看，行業電源、電網投資規模在下降。從行業轉型發展視角看，需要將社會資本投資的電力新業態一并納入行業統計。
四是生產要素自由流動問題。無論發電公司還是電網公司，土地、人力資源、資產等生產要素應該是自由流動，通過市場化掛牌競爭交易，現在生產要素流動還存在很大瓶頸。比如，新能源項目前期的非投資性費用很高，某種角度來說，就是生產要素自由流動受阻造成的。另外，國企資本如何與社會資本混合，如何用“一兩撥千斤”撬動社會資本有效投資電力，并建立規范合法的準入退出機制，這也是目前制約增量配電試點、綜合能源服務、微網等創新業態健康有序發展的關鍵。
五是競爭公平有序問題。包括存在行政干預電力市場交易，市場監管不到位，信用體系不健全，市場交易省間壁壘，存量與增量市場主體競爭能力差距過大等。
記者：在您看來，2019年，可以從哪些方面著力破解行業發展中的突出問題？
薛靜：
一是電力市場主體建設方面，大小企業要分類扶持。對于新進入電力市場的企業，比如新的售電公司、發電公司和需求側響應公司，要明確標準，讓他們規范地進入市場，并盡快培育他們，讓其樹立市場意識，掌握市場手段，更多了解用戶，了解電力供需，否則他們將來不能準確判斷用電形勢，無法在電力市場競價中立足。對于有經驗的傳統大電網企業，近幾年應該限制其進入競爭性零售市場，可以進入需要大資本、先進技術手段支撐的區域、省級批發市場。
二是價格方面，盡快啟動輸配電價第二輪研究，進一步完善輸配電價。研究跨區送電價格形成機制，積極鼓勵電力送出端能夠通過市場化價格傳導順利送到接受端，實現電力資源優化配置。國家要監管跨區送電，不能任由各地政府加價，否則仍會出現跨區輸電線路負荷不飽滿甚至負荷率很低的問題。同時，送受兩端輸電價格傳導，也要合理考慮送端生產成本，不能任由受端政府不實事求是地要求降價，避免出現在保障電網留利后送端發電企業無法經營的狀況。推動形成分布式能源交易的價格機制。出臺市場環境下的煤電聯動機制，即煤和電的價格協同，電力和終端用戶產品的價格協同，利用大數據把上游資源與終端用戶產品價格全產業鏈監管起來，數據透明公正，滿足設定的聯動條件就自動聯動。各地政府可以聘請第三方來建設大數據平臺，統一標準、統一數據庫模板，中央監管各地平臺成立與否、數據質量如何、數據應用如何。
三是投資方面，盡快明晰政策導向。在煤電、水電、核電、新能源、增量配電、分布式能源、微網投資上，給予政策指導，讓企業進行有效投資，給予企業投資有效激勵。
四是促進電力生產要素自由流動。使用和分配遵循價格、競爭和利益機制。
五是加強政府監管，促進市場競爭公平有序。打破地域分割、行業壟斷，清除市場壁壘，對所有經營者進入門檻要公平和平等。