电力体制改革推进过程中出现的问题

一、以省为实体推进电力体制改革，存在省间壁垒、市场分割的问题

在电力普遍供过于求的情况下，一些地方封闭发展的观念重新强化，既想通过市场化交易降低用电成本，又担心外来电影啊本地发电企业利益，影响地方的税收和就业，从而对电力市场化改革存在顾虑，融入全国性、区域性电力市场积极性不高。有的省份有意压制省间交易规模，担心规模太大，冲击当地电厂，个别地区甚至直接发文要求本地的电力用户在市场化交易中必须选择本地电厂，严重破坏了电力市场的完整性。

二、电力市场建设以大用户直接交易起步，存在行政干预市场、人为指定价格的现象

通过市场化交易发现价格，逐步形成有市场决定价格的机制，是电力体制改革的重要目标。中发9号文明确要求，参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准，不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业，不得参与直接交易。但是在一些高耗能产业占比较高的地方，在稳增长目标驱动下，不仅默许高耗能企业参与直接交易，而且违背市场定价原则，采取行政手段人为降低电价，支持高耗能企业发展，致使国家对高耗能企业实行差价的政策形同虚设，难以落实。

三、在电力产能过剩、电力供需失衡的情况下，电力体制改革往往是发电企业单边降电价

当前的电力市场划分为计划调控市场和竞争性开放市场，但在实际执行过程中，竞争性开放市场供需容量失衡，发用电侧放开比例不匹配。个别省份在优先放开用户侧的同时，发电侧全部放开，人为造成了严重供大于求的局面，致使发电企业面临大幅单边降价的巨大经营风险，交易价格降幅过大。比如在2016年的直接交易中，辽宁、吉林、蒙东、广西、云南等地区平均降价幅度均过了01元/千瓦时。电力市场化改革，是培育市场发现价格的过程，是双向动态变化的，不是单边大幅降价，不能误导用户电力改革就是降价。用户的市场准入与退出都需要一定的周期，急需加强对电力用户市场意识、风险意识的培养。

三、违规建设专用供电线路、自备电厂不承担社会责任，对其他发电企业形成严重的不公平竞争

目前，我国主要采取不同电压等级、不同行业、不同地区以及工商业与居民之间交叉补贴的方式，保证居民、农业、重要公用事业、重要公益性行业等享受低电价，通过输配电价统一收取。同时，收取政府性基金附加的方式，解决重大水利工程、农村电网改造、大中型水库移民等建设资金需要。据测算，目前我国度电交叉补贴约7.6分钱，政府性基金及附加约5.4分钱，这些费用是所有电力用户必须共同承担的社会责任。但是尽管国家发展改革委、国家能源局三令五申禁止各地将公用电厂转为自备电厂，禁止发电企业投资建设向用户直接供电的专用线路，一些地方仍然打着降成本的名义，默许发电企业和高耗能企业采取拉专线的方式进行直接交易，严重违背了公平竞争的原则。这种做法的实质，就是逃避了企业本应承担的社会责任，最终将形成攀比效应，导致农村和偏远地区的用电可靠性降低。

五、西南水电、西北风电等清洁能源消纳困难，节能减排原则还没得到充分体现

坚持节能减排，是本次电力体制改革的五大基本原则之一。随着经济发展进入新常态，我国电力需求增长逐步放缓，弃风、弃光、弃光、弃水问题不断恶化。2016年全国弃风电量497亿千瓦时，同比增长46.6%，弃风率17%，比上年同期提高2个百分点;弃光电量74亿千瓦时，同比增长57.4%，弃光率10%，比上年同期下降1个百分点。受2016年来水较好影响，弃水电量500亿千瓦时，同比增长85.2%。在大规模弃风、弃光、弃水的同时，一些地方电源开发投产仍相当集中，风电、光伏装机规模增长较快，火电项目惯性投产，加之缺乏新能源消纳的市场机制，系统调峰能力不足和部分外用通道建设未能按计划实施，导致可再生能源消纳受限。中发9号文提出，完善并网运行服务，支持新能源、可再生能源机组上网，积极推进新能源和可再生能源发电与其他电源、电网的有效衔接，提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力系统中的比例，这些任务需要在推进电力体制改革中逐步加以落实。