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本刊记者专访，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。

1、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。

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