电监派出机构负责人谈电力发展与改革
电价改革应从输配电价始
蒋晓华：电力市场是电价改革的基础，电价改革是电力市场建设的关键环节。就客观条件而言，适应我国实际的市场机制已经形成并逐步完善。如何建立、运行电力市场并实施有效监管已经不是主要矛盾。但价格机制的确立却困难而复杂，且国外经验根本无法借鉴，因此出台并实施成熟、完善的价格改革方案面临巨大挑战。在目录电价体系非常复杂、交易补贴广泛存在的前提下，单一输配电价难以使所有类型用户在公平、公正的市场环境下开展竞争。
我觉得，价格主管部门不必刻意追求完美。可以采取“小步走、不停步”的方式，考虑出台框架性的指导意见。
韩水：合理输配电价的确定是电价形成机制改革的关键。用电网企业的购售电价差作为输配电价确定的主要依据是不科学的，应该根据电网的具体情况科学核定。初期，输配电价的水平折算到大用户购电价格至少应与现行目录电价相当，以便推动电力市场的建设。 输配电价确定之后，应逐步放开部分大用户市场，让其自主与发电企业直接交易。初步使部分大用户的用电价格和发电企业的部分上网电价市场化。随着大用户和中、小用户用电价的市场化，逐步分区建立规范的电能期货市场和电能现货市场，使用电价格和上网电价市场化。
王天才：电力市场化改革应该是：政府管制中间环节的输配电价，发电价格与用电价格由市场形成。在目前的情况下，可以先确定合理的输配电价，制定跨省、跨大区电力交易市场规则，让跨省、跨大区电力交易按完全市场化组织交易。同时，开展大用户直供，逐步向完全市场化过渡。只有这样，才能有效解决电煤矛盾，发挥市场在资源配置中的基础性作用。
煤电联动的目的是解决市场煤、计划电的问题。实践证明，电价未调，煤价先涨，电价联动，煤价再涨，进入了一个怪圈。因此，应该加快市场化步伐。在电价由政府定的情况下，最有效的办法应该是限煤价。
丘智健：科学的电价定价机制应当按上网电价、输配电价和销售电价分环节定价。首先应当将各环节的电价公开，让消费者了解各环节经营主体的实际成本。其次，发电环节的定价机制应当反映市场供求关系、资源稀缺度和环境损害成本。第三，实现发电环节价格与用电价格联动。现行用电结构分类中，80%的用电完全可以和资源价格实时联动。第四，加强成本分类监管，逐步核实输电和配电的价格。
煤电联动机制的关键是发电价格是否顺延到消费者。现行的煤电联动机制只是考虑了煤价与上网电价的关系，其差价在电力企业的加工环节消化是不科学的。
何兆成：电价定价机制必须改革，但应逐步推进，从输配电价入手。首先，应加大电网企业输配电成本的监管力度，公开电网企业输配电的各项成本，核定合理的输配电价。其次，放开发电企业上网电价，通过市场竞争让发电企业的成本、利润透明起来。再次，打破现有“单一购买者模式”和销售市场垄断经营的局面，让电力消费者直接参与到电力市场中来，形成合理、透明的上网电价、输配电价和消费者的消费选择权，进而让销售电价也合理起来。
这样，煤价波动能够通过上网电价的波动得到疏导，销售电价随之波动，影响终端市场需求，而终端市场需求会对上游价格产生反作用，从而发挥市场在资源配置和效率改进中的基础性作用，理顺煤电产业链条。
郑玉平：完善电价定价机制，应从厘清电价形成机制入手，还原电价本来面目；从厘清电网企业职能入手，还原电网企业垄断属性；抓住上网电价、输配电价、销售电价三个重点，坚持市场化改革方向不动摇。
要做好煤炭和电力两个行业的宏观调控和协调管理，逐步放开上网电价。同时，要实行上网电价和销售电价联动，让价格充分反映供求变化和资源稀缺程度。建立输配电价机制，要从根本上解决电网的主辅分离、主多分开问题，解决混业经营的问题。推进销售电价改革，要解决好电价交叉补贴问题，归并电价种类，让市场规律发挥积极作用。
康安东：当前的电价定价机制，以发电企业上网电价的审定为基础，而国家批的电价又以上一年该地区的燃料价格和运行小时数为主要参考依据。自从煤价放开后，燃料价格一路走高，运行小时也没有保证。
这样的定价机制早就过时了，就连之后作为补充的煤电联动也无法执行下去。
电价体制改革，首先要让市场主体地位平等。如果没有平等的地位，市场被某一方垄断着，又没有切实可行的监管措施，就算电价放开仍然没有公平可言。
在市场地位平等的情况下，上下游产品均应规范地按市场规则运作。政府应减少对市场的干预，政策应宽严相济。如果煤价彻底放开，电价同样也应彻底放开；如果电价不放开或有限放开，则煤价亦应如此。
曹继耀：电价改革是电力体制改革的核心，输配电价改革是重点。电价定价机制的改革应以促进电力市场多元化建设、打破行业垄断为着力点。一是弱化或破除行政性垄断，将发电侧市场完全放开，加快推进竞价上网。二是加快电网企业改革，实行输电、配电和售电分离，使输配电成本真实可控。三是培育多元化的电力市场竞争主体，促使电网经营企业建立自我约束机制。四是积极推进电价改革试点，加快开展电力用户与发电企业直接交易。
煤电联动是一种缓解煤电矛盾的过渡办法。煤电联动有引发煤电价格螺旋式上升、推高通胀预期等的可能，但在煤炭价格完全市场化但电力价格计划为主、市场为辅的背景下，煤电联动不失为一个解决问题的方法。
匡宝珠：电价改革的目标是建立透明合理的电价形成机制，使电价能充分反映电力生产成本和市场供需情况，反映资源的稀缺性，而厘清输配电价、明晰供电企业的输配成本是其前提。
在电价改革没有到位、符合市场机制要求的电价定价机制没有形成之前，煤电价格联动机制对于缓解煤电价格的突出矛盾，缓解发电企业经营困难具有积极意义，但目前在实行过程中还存在一些问题，比如联动机制启动不及时，电价上调幅度不足以弥补煤价上涨带来的成本上升，使电力企业无法疏导煤价上涨造成的亏损。这些都需要在操作过程中不断完善。
李现武：目前制约电价改革的关键因素是输配电价。当务之急是在尽快完成电网企业主辅分离的前提下，进一步厘清输配电成本链条。只有输配电价厘清了，才能逐步实现“放开两头、管住中间”的目标。输配电成本厘不清，上网下网两头的交易成本就是一本神仙账，谁也说不清。 输配电价环节厘清之后，售电环节存在的严重交叉补贴才有可能逐步疏导和解决，大用户直购电才有可能顺利进行。
输配电成本厘清之后，政府需要做的就是加强对电网企业的监管，防止其滥用市场力，谋取不当利益。同时，通过科学的定价和调节机制，保证其获得合理回报。
清洁能源发展当因地制宜
何兆成：清洁能源发展应坚持统筹兼顾、区别对待、科学规划、充分利用、因地制宜原则。我国水能资源总量居世界首位，但开发总量仅占技术开发总量的40%左右，还具有很大的发展空间。应在保护生态的前提下大力发展水电。目前，发展核电已成为全球共识。加快核电发展，是我国满足能源发展需要、解决能源环境污染问题、实现温室气体减排目标的重要途径。在发展风电方面，应有序推进风电规模化发展，提高风电技术装备水平，解决并网难问题。在太阳能发电方面，应加快太阳能热利用技术推广应用，开拓多元化的太阳能光伏光热发电市场。我国作为农业大国，应依据资源特点，因地制宜开发利用生物质能。
韩水：清洁能源的开发利用应该本着以下几个原则：一是因地制宜、资源可利用原则。依据当地资源，合理确定开发清洁能源的种类和规模。二是建设成本可接受原则。除了国家先期试验、示范工程之外，清洁能源发电的建设成本应在可接受的范围之内。三是电网可接纳的原则。为了保证电网的安全、稳定运行，需要有一个合理的电源结构。清洁能源发电不能超出电网的接纳能力。
因此，清洁能源的开发不能齐头并进，应该根据现有国力和清洁能源发电技术水平有侧重地开发。就东北地区而言，应该优先建设水电，特别是抽水蓄能电站，大力建设核电，合理建设风电，依据资源建设生物质发电。
蒋晓华：近年来，在国家清洁能源发展战略的指导下，清洁能源已经取得了大发展。华北区域风力资源丰富，“十一五”期间新增风电装机约1000万千瓦。飞速的发展令人欣喜，但风电接入难、供热季弃风等问题也已开始出现。
由于清洁能源在特性上与传统火电存在差异，现有的监管体系并不能完全适应其监管需求，建议充分发挥监管机构的专业性优势，逐步建立健全服务于清洁能源大发展、有利于清洁能源大发展的清洁能源监管框架。
一是按照国家清洁能源发展总体目标，进行分区域、分年度目标分解。二是积极参与规划工作，保障电网电源规划更加协调，解决无序开发等问题。三是切实加强清洁能源接入、全额收购等重点环节的监管工作。四是每年发布清洁能源发展情况监管报告，全面反映客观情况和存在问题。五是开展前瞻性的研究，提高清洁能源方面的技术储备。
曹继耀：新疆维吾尔自治区能源实际情况是以火电为主，风电、水电补充，太阳能、生物能源处在起步阶段，暂时没有核电建设。
受区域气候特点影响，冬季火电在供应电能的同时，同时供应热力满足取暖需求，而水电处于低谷阶段；在春、夏、秋三季水电处于高峰阶段，在满足发电的同时，发电用水也满足灌溉用水需求，符合农业负荷的季节性特点，水电在农业用电高峰期间，它也处在发电高峰期间，发电弃水正好灌溉。风电的特点是随着风力变化在变化，不确定性较大。
针对新疆的特点，应该以火（热）电为基础，满足取暖的需要；根据水力资源情况合理开发水力发电；基于电网装机和能够承载的备用容量确定风电的发展速度。对于核电、太阳能发电、生物发电等符合国家环保政策的新能源，应积极予以支持。
郑玉平：电源结构调整，可以用六个字来概括：任务重，空间大。应坚定不移地贯彻落实好“优先开发水电，优化发展煤电，大力发展核电，积极推进新能源发电，适度发展天然气集中发电，因地制宜发展分布式发电，促进绿色和谐发展”的电力产业发展方针，坚定不移地把风电、光伏发电作为优化能源结构的重点，放在突出的战略位置。
近两年，以优化能源结构和培植战略新兴产业为目标，山东省出台了一系列加快清洁能源产业发展的政策措施，取得了积极成效。目前山东省光伏发电在建容量3.6万千瓦，居全国第二位。风电在建容量119.5万千瓦，居全国第四位。
山东电监办始终把促进新能源发电的发展作为监管工作的重点，充分发挥监管职能，加大国家新能源政策贯彻落实的监管力度，通过建立健全新能源监管工作机制，协调电网企业与新能源发电企业，促进清洁能源项目和电网建设协调发展。
王天才：电力工业在发展清洁能源时应有所侧重，区别对待。
我国水电开发技术已十分成熟，且对利用风能、太阳能能起到很好的互补作用，应优先发展。
我国核电总体产业规模偏小，与能源需求不相匹配，与国际先进水平的差距较大，亟待加快发展，特别是东部地区。 基于风电的特殊性应做好风电大规模接入电网的规划。针对西北风电资源充沛、就地需求不足的现状，要搞好电力外送。
我国太阳能资源丰富，但由于造价高，市场承受能力差，国家应加大政策资金扶助。
生物质能等发电形式具有双向清洁特性，应从增强生物质能发电科研能力入手，加强技术应用、扩大产业规模、降低建设成本。
丘智健：从我国的实际来看，首先大力发展水电和核电。我国水力资源丰富，可开发利用容量大。核电占电源结构比重小，有较大的发展空间，对于实现“十二五”目标具有现实性。风电、太阳能发电和生物质发电大规模发展还有诸多因素的限制：一是受到大规模电网接入和消纳的制约；二是风电、太阳能发电的成本与当前我国的经济基础还不相匹配；三是新能源开发的机制与现行电力管理体制不相匹配是制约发展的根本因素。
我认为，清洁能源的发展应当从完善体制机制入手。首先，要开放电网。大电网支持地区性电网和大用户、循环利用的企业来经营配电网，使得新能源接入有负荷可消化。其次，要鼓励分布式电源的发展，这是基础。第三，要研究配电网的智能技术攻关，加强城市智能电网建设，提升电网对新能源上网的消纳能力。
匡宝珠：毫无疑问，要完成2020年非化石能源占一次能源消费总量的比重达到15%左右这个目标，就必须大力发展清洁能源，逐步降低对化石能源的依赖。而目前核电、水电、风电、太阳能发电、生物质发电等多种发电形式在我国都取得了长足的发展，成为了煤电的有益补充。但同时，这些清洁能源发电方式在发展中也都面临着一些制约因素，如核电的安全问题、铀资源不能满足核电发展需要的问题，水电的建设周期长、输电难的问题，风电发展中需要电网输配能力与风电发展相协调的问题，太阳能发电成本过高的问题。因此，要实现上述目标，仅仅依靠一种清洁能源是不够的，要努力推动各种清洁能源发电的发展，并积极开发新的清洁能源发电方式。
陈建长：“十一五”期间，湖南全省燃煤发电机组装机规模翻了一番多，增长速度远远超过水电和其他新能源。而湖南的能源资源禀赋不足，煤炭储量、产量与燃煤机组发展规模不相匹配，导致电煤对外依存度逐年上升。受外省电煤市场及运力限制，湖南省电煤供需矛盾日益突出，已经成了影响湖南电力供应的关键因素。从湖南的发展实践来看，“十二五”期间要结合当地能源资源禀赋、运输条件、电网结构、供需状况来确定电力发展规划，坚持发展新能源，坚持多能互补。同时，也要积极利用省内省外两种资源和两个市场，通过跨省跨区的电力市场来实现资源优化配置，实现湖南省内电力供需平衡。
燃煤电厂脱硝需政策配套
何兆成：火电厂脱硝工作是涉及体制、机制的系统工程，在体制上需要政府、电力企业、设备制造等各方的协同作战，在机制上要做到法规强制与市场引导相结合。一是完善脱硝相关政策法规和标准体系，尽快形成一个完善的氮氧化物控制法规标准体系。二是合理规划火电厂脱硝产业化发展，加强脱硝设施建设与运行的全过程监管，加强对已建成脱硝设施运行管理的监督，从政策上和制度上扭转“重建设轻管理”、 “重事前审批，轻事后监督”的倾向。三是采取相应措施，扶持自有知识产权的脱硝技术，开展脱硝新技术示范；利用环保专项资金、国债等资金渠道支持进行脱硝新技术示范。四是出台鼓励火电厂脱硝的经济政策，综合运用各种经济手段推进火电厂脱硝工作，使脱硝的环境保护成本传导到电价中去，收取的氮氧化物排污费要全部用于氮氧化物的治理，尤其是要用于老电厂低氮燃烧的改造奖励和脱硝奖励。
康安东：启动燃煤电厂脱硝工作，深化颗粒物污染防治，是迟早必须采取的措施。但在目前燃煤电厂全面亏损，巨额亏损的情况下，国家又没有出台像脱硫电价那样的政策措施，匆忙实施，恐怕难度较大。我认为还是应先解决火电企业的亏损问题，再出台相应的脱硝电价政策，这项工作才能顺利得到贯彻落实，同时监督考核工作也才能跟得上。否则火电企业连买煤、发工资的钱都没有，不要说脱硝，恐怕连脱硫都很难落实。
曹继耀：烟气脱硝技术是解决氮氧化物排放的根本措施。尽快完善出台符合我国国情的烟气脱销技术标准和氮氧化物检测标准是推动控制氮氧化物排放工作的基础。
氮氧化物控制技术的应用将会加大燃煤电厂的成本投入。我国已出台相关政策，鼓励电力企业上脱硝项目，但是若没有政府电价补贴等扶持政策，企业将很难执行。 要研究烟气脱硝产业化的问题。从产业发展的基本要求出发，通过总结烟气脱硫产业化过程中和脱硝产业化前期中出现的问题，提出脱硝产业化发展的指导思想，寻找符合中国国情的技术路线和配套相应的经济政策及管理制度，为控制火电厂氮氧化物排放提供坚实的技术支撑和政策保障，促进脱硝产业的可持续发展。
郑玉平：山东是火电大省、煤耗大省，燃煤机组占比超过95%。根据山东火力发电行业未来增容和燃煤增量需求的预测，“十二五”期间火力发电行业氮氧化物排放对大气环境造成的污染问题将日渐突出，燃煤电厂脱硝将成为脱硫之后污染治理的又一重点。因此，必须完善脱硝的相关配套政策，充分调动火力发电企业脱硝的积极性。一是尽快出台脱硝电价补贴政策。借鉴脱硫电价政策经验，测算脱硝成本，合理制定脱硝电价。二是加强脱硝技术研究。选择适合我国电力行业实际的脱硝工艺，降低脱硝成本，提高脱硝效率。三是加强脱硝监管。制定并完善脱硝监管规章制度，实施燃煤电厂脱硝在线监测，加强脱硝后续监管。
顾瑜芳：江苏省早已启动燃煤发电厂脱硝工作，要求新建燃煤电厂于投产初期即投入脱硝系统运行，“十二五”期间所有统调燃煤机组都脱硝运行，并进行在线监控。截至2010年底，江苏已有共计1276万千瓦机组纳入脱硝在线监控，并与江苏电监办联网。
目前，江苏省对脱硝机组给予50小时的发电补偿，但很难补偿脱硝投入。为保证节能减排工作的顺利实施，从根本上解决问题，国家应尽快出台脱硝电价政策。
丘智健：启动燃煤电厂脱硝工作，政策配套应该做如下考虑：一是现行上网电价应当考虑“燃煤电厂脱硝成本”，按照电能特征，同网同价的原则提高上网电价。二是按环境损害成本原则，按量征收排放费。三是加强对燃煤脱硫、脱硝设备运行监管。
匡宝珠：脱硝和脱硫一样都是减排的重要内容。在巩固脱硫减排成果的基础上，“十二五”期间启动对燃煤电厂的脱硝工程改造，深化颗粒物污染防治是非常必要、非常及时的。
脱硝工程的改造需要大量投入，脱硝设施的运行需要增大发电成本，必然出台相应的配套政策予以支持。一是要给于资金上的支持。在发电企业经营困难的情况下，可以减少资本金比例，在信贷上给予更多的便利和保障。二是要给予价格上的支持，在上网电价中增加脱硝加价补贴，脱硝补贴水平要能够弥补脱硝设置建设和维护运行的成本支出。
韩水：由于对已建成机组脱硝治理改造困难较大，因此应该在发电机组建设的同时安装脱硝装置，并实现“三同时”。对燃煤电厂脱硝也应该给予相应的鼓励政策，但是补贴额度应低于脱硫，主是因为脱硝的成本要低于脱硫成本 （据专家测算，脱硝成本是脱硫成本的1/3左右），而且即使不安装脱硝设备，采用低氮燃烧技术也能降低烟气中氮氧化物的含量。目前，东北区域许多新建成的燃煤发电厂已经安装了脱硝装置。
