网讯：全国两会期间，来自电网公司、发电企业、科研院所等多位代表和委员，就进一步推动电力体制改革畅所欲言，汇电小云摘录部分代表建议和提案如下：

全国人大代表、国家电网有限公司董事长、党组书记毛伟明表示，坚决推进好改革增强发展动力激发创造活力。注重系统性、整体性、协同性，牢牢把握市场化、透明度、高效率三个关键点，统筹推进各项重点改革任务。电力改革上，在建立全国统一电力市场、交易机构股份制改造等方面加快突破；国企改革上，在更高层面更大范围推进混合所有制改革；内部改革上，加快三项制度、“放管服”等改革，围绕产业链部署创新链、围绕创新链布局产业链，全面激发活力、动力、创造力。

全国人大代表，国网山西省电力公司董事长、党委书记刘宏新表示，2019年，山西风电、光伏装机双双突破千万千瓦，占全省电源总装机的25.3%;山西电网风电、光伏利用率分别达到98.87%、99.84%。根据山西能源革命综合改革试点建设目标，2025年山西新能源装机占比力争达到40%，预计风光装机将达到6400万千瓦，电力系统结构将发生重大变化。

新能源的快速发展给电量消纳带来很大压力，电量消纳逐渐成为制约山西新能源发展的主要矛盾。建议深化电力市场建设，推动新能源全电量市场化消纳。国家研究出台新能源市场化发展政策，优先支持全部电量通过市场化方式消纳的新能源项目，通过市场机制促进新能源健康有序发展。合理制订存量新能源保障性收购利用小时数和参与市场份额，鼓励新能源消纳逐步实现全面市场化。在全国统一电力市场设计中，统筹新能源市场机制，促进新能源通过省间市场在更大范围消纳。

全国人大代表 国网湖南电力董事长、党委书记孟庆强表示，当前我国抽水蓄能电站发展还存在一些突出问题，主要体现在缺乏完善的抽水蓄能电价机制，成本回收困难，社会投资意愿低。

我国电力市场建设刚刚起步，中长期交易规则和试点省份现货市场规则没有明确抽水蓄能电站提供系统安全费用的回收方式，抽水蓄能电站无法作为独立市场主体进入电力市场。

建议继续对抽水蓄能电站实行两部制电价，加快建立适应新电改要求的抽水蓄能电价形成及成本回收机制，考虑将抽水蓄能电站容量电费作为电力系统公共成本，由电网企业统一采购，再向客户侧分摊传导。他同时建议，在“十四五”规划中设置合理的抽水蓄能电站规模，确保按需有序开发建设；针对湖南电网发展和调峰需求，优先考虑在湖南南部布点抽水蓄能电站，增强湘南地区电网安全水平和供电能力。

全国人大代表、国网陕西山阳县供电分公司宽坪供电所供电服务员工宁启水表示，由于新能源发电优质资源与用电负荷的时空逆向分布，决定了消纳大规模新能源电力电量，需要坚强的电网网架来支撑，但后者的建设周期远大于新能源项目，造成了新能源发展与电网规划建设的失配，电力电量全额保障性消纳压力巨大。与此同时，政府对各类市场主体投资建设储能等提高消纳能力措施的激励机制不足，过分依赖常规电源调节能力，不利于调节手段的多元化、健康发展。

宁启水提出，要鼓励各类市场主体参与新能源消纳全环节的技术研发、设施建设和设备改造等工作。在发电环节加快推行新能源灵活电价机制；在用电环节扶持培养负荷聚合商；在运行环节完善和推广调峰辅助服务市场规则，针对性调整考核补偿力度，形成促进新能源消纳的良好市场氛围。

中东部省份通过全国电力市场购入西部省份电力，不仅能够有效缓解中东部环保压力，同时能够有效促进西部地区优势产业发展。建议以陕北为能源送端，加快推进特高压外送通道建设，实现电力规模外送、互补互济。在全国电力市场范围内，建立中东部省份与西部省份电力交易帮扶机制，鼓励中东部省份加大从西部购电规模，实现东西部地区共赢发展。

全国人大代表，中国华电集团有限公司党组书记、董事长温枢刚表示，积极参与电力体制改革。制定综合能源服务发展规划，积极融入国家区域发展战略，加快优先发展区域和重点城市发展布局。组建区域运营报价中心，建立适应现货市场的运营管理体系。

持续完善市场规则体系。尽快修订电力法等法律法规，明确政府、企业、市场监管等各类市场主体的行为规范。发挥市场在资源配置中的决定性作用，当前确保用能价格稳中有降、为稳增长作贡献；长远实现价格随供需关系变化而有升有降。加快全国统一电力市场建设，健全跨省（自治区）市场交易机制，促进更多低成本能源在全国更大范围消纳。

全国政协委员、中国能源研究会副理事长、中国大唐集团有限公司原董事长陈进行表示，深化能源电力体制改革，释放市场主体潜力。我国深化能源电力体制改革的方向是明确的，按照既定的阶段和目标推进。当前能源电力体制改革进入深水区，必须找准发力点，取得更大突破。“十四五”期间，应通过深化改革，进一步还原电力能源的商品属性，有效发挥价格导向的作用，促进电力能源企业实现从计划生产向市场竞争的重大转变。通过进一步深化改革，倒逼能源电力企业转方式、调结构，依靠技术进步、管理提升等手段赢得市场。

全国人大代表、四川能投水电集团渠县电力公司黄小军表示，政府工作报告中指出，“要完善石油、天然气、电力产供销体系”，让我印象深刻，感觉到推进电力体制改革有了“定心丸”。

电力体制改革成功与否，事关国计民生，社会各界充满期待。电力体制改革的关键在于“输配分开”，形成“中央政府管输电，地方政府管配电”的新格局。机制的建立需要体制的支撑，如果输、配、售一体化高度垄断的电网体制不变，电网公司本质上仍旧是一个配售电领域的竞争者，在这样的前提下，要求其为其他发、配、售电等市场主体，全心全意做好联网、输电、调度、交易等各项服务工作，是不切实际的。

此次，我带来的建议中，提出了“跨省区域性输电网+省级输电网+从省级电网剥离出来的存量配电网、地方电网、增量配电网以及微电网”模式。具体来说，就是纵向实行“输、配分开”，横向成立若干具有法人资格的跨省份区域输电网公司，省级电网将其所属的全部配电网从人员到资产完全剥离出来，不再与省级输电网企业相关。国家电网公司在改变功能的前提下可继续保留，主要职责为建设运营区域电网间输电联络线路、从技术上协调各区域电网的电力平衡、参与国外电网建设等。

我相信，输、配分开，实质上是电力行业有效的“放权”，将为我国配、售电市场主体混合所有制改革开路，为我国经济高质量发展注入新活力。

全国人大代表、四川乐山太阳能研究院院长姜希猛表示，建议按照习近平总书记对电力市场建设的要求，按照国家发改委已发文件，尽快落实文件，具体建议如下：

1、要求各省物价部门，按照文件要求，公布本省配电价格（即过网费）或暂行配电价格。2017年底的国家发改委国家能源局1901号文件原计划在2018年开展试点工作，过网费是试点工作必要条件，现在已经逾期两年，试点工作尚未正式开始。

2、如果部分省份认为配电价格过低，那么必须马上启动对输配成本的重新核算，并启动对上次输配电价核算过程中成本归集活动的审核、审计。已经启动的分电压等级核算电网成本的工作要加快进度，并做好成本数据公开的准备工作，逐步建立完善的成本监审机制。输配电价核查过程中，如果发现有数据统计弄虚做假甚至违纪违法行为的，要予以追查。

3、迅速启动各省交叉补贴的核算方法，明确交叉补贴在增量配电网和分布式发电市场化交易项目中的分摊方法，并明确该项工作的时间表，同时将方法和结果在当地物价和发改部门进行公示，接受群众监督。

4、四川省已经开始尝试水电电源以拉专线的方式向客户直供电，各省应积极开展风电光伏等可再生能源电源以拉专线的方式向客户直供电。直供电的度电成本也将成为以竞争方式发现配电价格的一种手段。