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。

3、在您看来，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。

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