本輪電力體制改革醞釀期間，國電山東電力公司黨組書記畢可利對當前電力體制改革撰文，指出了電網調峰能力不足，新能源消納困難等諸多問題，提出深化電力體制改革幾乎到了刻不容緩的地步。

2016年，中發9號文之后一年半之際，有中電聯相關業內人士指出，當年提出的這些問題與建議現在看來仍然適用。

就在業內開始滾動評估新一輪電力體制改革的時候，記者對話畢可利，請他談談當下改革進展與問題，包括：

如何看待存量配電網問題;

如何看待民營與國有企業展開的日益激烈的競爭;

如何看待通過直接交易降電價的普遍趨勢，該作何調整等。

存量配電網合法化是趨勢，應接受公平、全面的監管

記者: 9號文及六個配套文件下發至今已約一年，您認為取得顯著進展的是什么?

畢可利：目前來看，在各項配套改革當中，有一點是新東西，就是鼓勵以混合所有制方式發展配電業務，甚至可以由非電網企業獨資建設、運營，新的配售電區域陸續出現。同時，在山東和新疆等地方，由于歷史原因，已經存在不少獨立配電網甚至區域電網。對于這些已經形成的現狀，趨勢是將其合法化。

過去，按照電力法的規定，一個供電區域只能有一家供電企業，供電業務由電網企業壟斷。但是，早在電網企業形成之前，產業先行，已經形成了事實上的配電公司，比如石化產業，機井星羅棋布，配網非常發達，以山東的東營為例，可以說是先有石油，再有東營市，然后才有了東營供電公司，這是不是就和原來的電力法沖突了?這次改革，其中一個任務實際上是要把過去說不清的事情給說清楚。

與此同時，我們已經可以看到競爭意味的出現，現在一旦哪里有新的園區出現，電網企業與以往相比非常積極主動，這就是改革后產生的動力。允許有新的配電公司進入了，不同供電企業差異化的做法和生產經營特點會出現比較，比較的結果會促進他們之間的競爭，促進其不斷改進工作，降低成本，最終傳導到電力用戶，降低終端用戶的電價。

記者: 但是業內有聲音認為，一旦工業大用戶聚集的區域形成小型局域網成為趨勢，會導致電網碎片化，進而引發一些問題。

畢可利：我在2014年時就提出過，鑒于電網的特殊性，電網企業不是嚴格意義上的企業，電網是發電端與用電端的服務平臺，平臺的大小與上下游有關，太大不經濟，太小滿足不了要求，上下游都會受到限制。所以，我們需要的是好的、合理的電網，需要電網與電源和用戶協調發展，而不需要超級特大電網。

以魏橋為例，據了解，目前其規模已經達到1000萬千瓦了，可以說已成規模。至于會不會繼續擴大，我們要留意到，作為民營企業，經濟賬是肯定要算的，這一點相比國有企業，大可不必擔心。

記者：另一方面，“魏橋模式”產生的低電價也備受爭議。您認為應當如何對待?

畢可利：既然合法化，那么就必須接受公平、全面的監管。一些政府性基金，如可再生能源補貼等等，“孤網”或者小型局域電網不承擔相應責任的話，量變引起質變，將造成國家損失;從另一個方面看，支持可再生能源的發展，空氣質量好了，他們也從中受益。所以，政府的監管應當到位，公共性責任應當承擔。

記者: 除了政府性基金、交叉補貼等內容外，存量配電網現在的運營成本與電網供電公司成本可能也存在差異。

畢可利：我曾經撰文建議，應當嚴格規范電網企業的經營成本，實行零利潤或微利經營。

為了調動電網企業的積極性，國家經濟運行部門和能源監管機構對電網企業考核線損率、電網運行成本、清潔能源發電比率、全網火電廠煤耗率等運行指標，甚至各電壓等級輸變電建設成本等，這些指標要定期向全社會公布，各省區電網對這些運行指標都有可比性。

電網企業實行零利潤經營后，必須實行嚴格的審計。一旦電網的成本費用管控得當，盈利水平穩定，就可以疏導末端電價。比如，隨著輸變電設備折舊年限的遞增和財務費用的降低，全國的電價都應該逐年下降，改革的成果會有所顯現，又比如，今年盈利了8個億，那么明年是否可以在度電成本中適當返還體現?輸配電價機制必須是活動的，有升有降，保證電網零利潤或微利。

此外，電網企業之間的經營業務比較和成本對比也會發現各電網企業經營差別和問題，可以相互促進提高集約化經營水平，促進降低輸變電運行成本，促進降低用戶電價。

現在正在核定的輸配電價是以省為單位，按照不同電壓等級為分界的。至于將來完成了省級輸配電價核算并予以實施，存量配電網合法化并受到合理監管后，不同供電范圍是否再有不同的配電價格，用戶是否可以選擇電廠，以至最終選擇更加便宜的終端價格，這也是有可能的。

應反思國有公用電廠的管理效率

記者: 那么，在受到公平、全面的監管之后，這些存量配電網供電范圍內的電價會否不再具有明顯優勢?

畢可利：首先不得不承認，對于擁有自備電廠又建設成了局域配電網的情況，其電廠建設效率和成本方面優勢凸顯。據我所知，山東信發一下子建了6臺70萬千瓦的機組，造價之低，可以說是罕見;他們還在新疆建了2臺110萬千瓦的機組，號稱全世界最大。一方面，從前期決策到準備，相比國有公用電廠少了許多環節，速度快;另一方面，煤電鋁一體化，甚至余熱余氣利用，中間幾乎沒有浪費，出去就是產品。

所以，即使合法化之后繳納了相應的公共基金，他們在源頭上的成本依然具有優勢。從這個角度來看，我們是時候要反思國有公用電廠的規范管理和效率之間如何取得平衡了。

如果再不調整單純通過直接交易降電價的模式，改革必然以失敗告終

記者: 對于國有發電企業來說，一邊是煤價上漲，另一邊是各省規模不斷擴大的直接交易。您如何看待當前的形勢?

畢可利：先說煤炭行業的問題。去產能的大方向是完全正確的，但是要具體情況具體分析，比如，企業生產的煤，有客戶排著隊買，不僅有銷路還能掙錢，那么這樣的產能該去嗎?從2016年開始，按全年作業時間不超過270個工作日重新確定煤礦產能，原則上法定節假日和周日不安排生產，現在還在繼續壓縮，再這樣下去市場上會不會沒有煤了?正如你所說，煤價上漲已經成為嚴重問題，然而煤電聯動又是不及時的。

同樣，一味地強調過剩也是不科學的，現在的過剩是一個經濟周期產生的結果，這和國家經濟結構調整有關系，高耗能產業強調節能降耗，降低單位GDP的能耗。但是，一旦正常之后，根據現在國家的經濟發展速度，7%-8%的增長速度還是應該有的，畢竟，中國平均用電量還是很低的，用電增長在相當長一段時間里還是主要方向。然而，電廠不是一兩年就能建起來的，都要經歷前期準備、可行性研究等等。目前去產能、過剩的大方向是對的，但真要具體情況具體分析。

再說各省的電力直接交易。現在從計劃電量里拿出一部分來降電價，制定各種競價規則、電廠報價等等，在此基礎上，一些省份的政府要求電廠再拿一部分出來降。只降不升，何為市場?

回憶上一輪改革，無論是東北還是華東試點，不能再降價了，而是要升價，那么，還要不要電?這次如果對目前的情況不做大的調整，也必然以失敗告終?，F在是各省沖動，電廠被動應對。還是那句話，小規模短期讓利可以，但長久下去真不行，量變會引起質變。現在幾家大的發電企業都在考慮爭取提升上網電價。

記者: 那么應當如何調整呢?

畢可利：努力降低化石燃料的能源比例，大力發展清潔能源是國家長遠的產業政策，也是節能減排、解決環境污染的需要。所以，在電網運行方面盡量多使用清潔能源，讓水電、核電、風電以及太陽能多發電是可以理解的。但是，火電目前仍然是電網的主力電源，占全國電網全部裝機的70%，個別少數省如果忽略風電等新能源比例的話，火電比例接近100%，是目前支撐電網安全運行的主力電源。

舉個例子，甘肅這個地方水電很多，當時水火都歸國家電力公司管，而上一輪電改之后，火電給了大唐和國電，水電則給了中電投。過去夏天來水多的時候，火電幾乎不開，作為備用，整體一個盤算賬，都由甘肅省電力公司來統籌，那么，整個盤子是盈利的，同時降低了能耗，而冬天，枯水期就由火電來補充。但是現在不同了，單獨核算，沒有負荷就是死路一條。那么，誰來做備用呢?如果不給予火電基本電量作為備用的話，那燃煤電廠完全可以不負責任地關停。

我2014年時就提出對火電實行兩部制電價，保證一定的基本電量，設定基本電價，其他部分根據各廠經營好賴，可以參與市場競價，經營得好，電價可降空間就大，不好的話就降得少，由市場來做選擇，我認為還是可行的。

同時，對于水電，不宜實行標桿電價，應仍然實行一站一核價的原則，按年平均來水量確定基本電價，保證其基本收益。低于電網平均上網電價的水電企業原則上上網電量不應該受到限制，高于電網平均上網電價的水電企業，超發部分執行電網的平均上網電價，有些電網實行最低上網電價，不管怎樣要保證水電不棄水，水電企業要有發電的積極性。這樣，水電實行的也是兩部制電價，超發部分的盈余用于補充火電停發或少發電量的損失。