电改进展与问题专家观点摘录

有必要对地方主导的改革进行强制约束

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强：从具体执行来看，目前新电改似乎主要由地方政府来牵头推进，现在看来存在一些问题。以省为基础进行电力体制改革，主要成果通过交易电价大幅度下降，可能更倾向从地方自身利益、本地供需情况来考虑问题，希望把较低的电价转移到当地实体经济当中去，这与电力改革要打破省间壁垒的初衷可能背道而驰。不过，一旦电力供给紧张，或者煤价再大幅度上涨的话，地方政府会不会倒过来为市场化改革设置各种各样的障碍?因此需要由中央进行有效的顶层设计，电改必须能够推进协调区域之间的能源资源流动和配置，在这些问题上，有必要对地方主导的改革进行强制约束。地方电力改革不能各行其是，甚至可能是绑架电改，让改革碎片化，必须要与中央的电力改革原则和顶层设计的精神保持一致，将地方经济发展纳入整体改革的大盘子统筹考虑，才能实质性推动改革进程，并真正享受到改革红利。

建立对电网企业成本和投资监管的体制机制

中国人民大学国家发展与战略研究院教授郑新业：电改急需应对的一个挑战，是对电网企业的监管问题。

改革文件对监管要求说得太死了，“准许成本加合理收益”原则，本质上就是成本价格定价法，这种监管方法有一个出了名的坏处：只要核定的收益率比企业融资成本高，企业就有动机去借钱扩充资产，这会导致电网企业的资产不断膨胀，降低其运行效率。这种监管办法还会遭遇“准许成本”不可监管性挑战。

目前来看，电力监管面临着没有法源、没有人力、没有资金的窘境，实际上就是“黔之驴”，根本没有办法对被监管对象形成威慑力。尤其是在电力这种专业性极强的领域，行标就是国标，企业不遵守规则的可能性更大。因此，将更多的激励性监管措施引入电改、不断完善相关法律法规、扩充监管力量、培育第三方独立评估机构，是未来落实“管住中间”原则不得不进行的工作。

建立对电网企业成本和投资监管的体制机制。首先，大力加强输配电监管能力建设。其次，开展输配电成本激励性监管试点。由于电力生产或输配企业与电力价格监管部门之间信息不对称，电力成本核算和监审面临重大挑战。从国际经验看，“成本加成”定价法下，电力企业容易产生上下游利益输送等问题。我国地区间电网建设步伐不一致，对电网投资的需求也存在差异，先在具备条件的地区探索开展输配电成本激励性监管试点切实可行。

再次，探索建立电网投资“准生证”制度。电网输配电价格监审属于事前监管，有效资产、准许收入、准入收益依赖于对监管期内投资、电量的预测。也就是说，未来输配电成本的高低在很大程度上取决于当前的投资决策。

第四，建立电网非输配电资产剥离机制。在改革输配电价形成机制的过程中，电网企业输配电成本的界定标准逐渐明确，与输配电不相关的电网资产需要从电网企业剥离。为此，要完善输配电成本核算制度、严格输配电成本监审制度，减少可能发生的“利益输送”。

电改要进一步提升电网企业生产率

中国社科院数量经济与技术经济研究所副研究员郑世林：就电力体制改革看，各方达成共识的是市场化的改革方向。以眼下最热的售电侧放开为例，目前来看，最积极的莫过于发电企业，而这类企业之所以愿意进入，并非因其有竞争的动力，而在于其能够实现发售一体化，从而既可以提高发电效率，又能固化市场份额。但是，发售的一体化在带来局部的、个别市场主体的收益时，却未必能够提升系统的资源配置效率和社会福利。实际上，目前普遍所理解的售电侧放开更像是一种简单的利益再调整。从整个电力市场的效率和社会福利角度而言，恐怕难说是积极的改进。

由此可见，电力体制改革必须重视方法论，从实际出发解决问题。未来进一步提升电网企业生产率，要在9号文的指导思想下，做到以下两点：

一是坚持市场化改革方向，允许不同所有制企业进入。允许非国有经济进入，有利于建立一个多种所有制并存的竞争性电力市场，且倒逼电力国企实行改革。

二是在零售侧引入竞争因素，减少售电中介，做到直接到户，改善对居民的售电“到户服务”(抄表到户、核算到户、收费到户、服务到户)，让居民使用较低电价、享受较好电力服务。

强调清洁和高效发展 使市场化改革与“能源双控”同向

华北电力大学教授、中国能源政策研究中心主任王鹏：为实现9号文件明确的既定改革任务，避免电力改革陷入泥潭，要求我们“跳出电力看电力”，实施“124”方案，具体讲就是“坚定一个方向、把握两个大局、抓住四个重点”。

一个方向，即坚持社会主义市场经济改革方向，坚定不移推动电力工业市场化改革，使市场在资源配置中起决定性作用。

两个大局，一是电力改革服务于经济社会发展的大局。改革是否促进经济社会发展、是否给人民群众带来实实在在的获得感，是改革成效评价的根本标准;面对地方经济发展的新形势新问题，2017年电力改革应善用政治经济学思维，“放开两头”和“管住中间”双管齐下，通过市场有效竞争，通过有力、有效约束输配电成本，维持和增强经济社会发展的动能。二是电力改革服务于能源革命和供给侧结构性改革大局。面对能源革命的迫切要求和既定的国家能源战略及“十三五”能源规划，2017年电力改革应更加强调清洁和高效发展，通过完善和创新制度，使市场化改革与“能源双控”同向，支持环保高效机组通过直接交易多发电，支持可再生能源通过科学调度交易多发电。不断优化调整节奏，与上下游行业密切协同，积极落实供给侧结构性改革的举措。

四个重点，一是继续深化改革实践。尊重基层首创精神，丰富电力改革内涵，支持广东、重庆、云南、贵州、蒙西等地改革纵深发展，协调推动京津冀电力改革取得实质性突破，支持东北辅助服务专项试点务实探索，抓好100个左右新增配电业务专项试点落地，强化核定输配电价的应用工作。二是加快完善符合中国国情的电力市场体系。各地区应根据电力资源、负荷特性、电网结构等因素，抓紧明确符合本地实际的电力市场分散式或集中式的具体模式，像抓中长期交易一样抓现货市场及辅助服务机制建设，衔接好规划、投融资、建设、运营、退出等市场各环节;进一步明晰改革实操施工图，给社会明确市场预期，早谋划早落实。三是抓紧对重点省区开展电力改革成效评估工作。建立科学评价机制，对改革效果进行全面评估，是中央全面深化改革领导小组的明确要求。电力改革成效评估应立足于肯定成绩、指出问题、以评促建，确保各地落实中发9号文件和国家发展改革委批复方案不走偏、不拖延。四是做好重大问题研究工作。面对深化电力体制改革和“放管服”改革中暴露出的一些突出问题，深入一线调查研究，务实而非本本主义地提出对策建议。加快能源行政管理体制优化调整问题研究，谋求通过新一届政府可能的机构改革来解决。

通过电改解困可再生能源消纳难题

国家发展改革委能源所能源系统分析研究中心研究员姜克隽：作为二次能源的电力，承接着一次能源消费结构转型的重担，而电力体制改革成为解困可再生能源消纳难的希望所在。

破解可再生能源消纳难，可以在电改中引入清洁电力机制，即在电力传输的中端借鉴国际通行的绿色电力调度，在末端对各省清洁电力消费实行配额制。绿色电力调度是一种国际化选择，我们可以引入。在做电力采购的时候，将可再生能源定价为零或很低的价格，使其在竞价排序的时候，始终排在前列，电力客户最先使用的也都是可再生能源，之后才是其他能源，这就可以使可再生能源多发多用。

但在发电端，上网电价放开，意味着清洁能源要以低于自身成本的价格来与煤电竞争，促进清洁能源发展，补贴还得持续。应对清洁能源补贴缺口问题，有提高居民用电价格和对煤电征收碳税两种方式。其中，碳税传导机制可以有两种，一是用征收的碳税补贴可再生能源发电，预计千万元碳税即可解决现在的可再生能源补贴难题;二是改善现在的碳配额交易制度，实行一旦排放温室气体就征收碳税，提升煤电企业发电成本，预计每度电成本增加3～5分钱，这样可再生能源与煤电成本基本相当，增强了市场竞争力。

电力消费的最终趋势是，煤电会主要担任调峰的角色，但仅仅给予电量电价肯定不足以覆盖其成本，可以按照国际通行的做法，给予煤电容量电价，让煤电负担的成本与社会其他产业成本达到一个平衡，从而实现能源安全与二氧化碳减排的双重目标。