2、从坚持问题导向角度，您认为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。

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