我国电力工业发展存在的主要问

一、我国电力工业发展存在的主要问题

(一)电力企业亏损严重，经营风险加大

2008年，以电煤为主的一次能源价格持续快速上涨、连续加息引起财务费用增加、以及不计成本承担抗冰保电、抗震救灾、奥运保电的社会、政治责任等多种原因，加上下半年市场需求迅速减缓，设备利用小时数下降，导致电力企业特别是火电企业利润水平大幅下降，电力企业出现整体性亏损。为了缓解电力企业的经营困难，国家有关部门对因冰灾和地震造成的损失给予了适当的补偿，并两次提高了上网电价。但由于电力企业政策性亏损太大，并未彻底解决问题，发电企业正常生产经营活动正面临越来越大的困难。更为严重的是，由于亏损和电煤预付款增加造成现金流异常紧，部分发电企业在2008年甚至出现了现金流断裂的问题，直接影响了发电企业日常生产经营，缺煤停机、缺钱停机现象时有发生。由于第二次调价，上网电价上调2.5分钱，销售电价不调，致使电网企业也出现利润大幅下滑。

今年以来，电力需求进一步下滑，设备利用小时数继续下降，在煤价虽有所下降，但依然偏高的形势下，各发电公司经营状况仍然没有得到根本性好转，亏损势头没有得到有效遏制(上半年电力行业利润增长14.6%，但分析主要是由集团等企业的盈利构成)。由于亏损额增大，现金流减少，各公司负债率进一步提高，除三峡总公司、集团外，两家电网公司、五大发电集团公司资产负债率都在80%左右，经营风险加大，可持续发展能力降低。

(二)电力抗灾能力建设仍然薄弱

近年来，频发的自然灾害给电力系统造成了不同程度的影响，特别是2008年年初雨雪冰冻灾害、汶川特震灾害都对电力系统应急能力形成了严峻考验。电力行业在应急预案、管理机制、利用科技水平提升应急能力等方面暴露出了许多问题，如线路设计应对灾害能力过低，在灾害面前易造成大面积停电事故。通过抗冰保电、抗灾保电的实践检验，国家完善了抗灾应急系统的建设，出台了《关于加强电力系统抗灾能力建设若干意见的通知》，电力行业也对抗灾标准进行了修订，并通过科技创新完成了一系列的能力建设。但是，在电网、电源规划设计阶段对冰灾等自然灾害以及战争灾害性事件的应对能力建设仍需加强。随着电压等级的进一步提高、电力资源配置的围进一步扩大、可再生能源并网发电的规模迅猛增长，电力安全问题、抗灾以及应急能力的建设仍然艰巨，应进一步深入研究。

(三)电力体制机制仍有待完善

1.行业管理有所削弱

一是电力行业管理不完善。2002年底厂网分开改革后，行业规划、环保、科技、统计、行协的管理职能被削弱，电力项目前期管理工作及电力发展的统一规划工作未能得到切实有效的落实。二是电力体制改革缺乏系统研究和强而有力的权威机构推动，政府有关部门未能形成协同推进的合力，相关部门就深化改革的一些重大问题迟迟未能达成共识。三是市场化改革进展较慢，地方电力企业与央企、民企与国企、外资企业等不同的市场主体还缺乏公平的竞争平台。四是电力企业法人治理结构还不够完善，尤其是国有电力企业还缺乏切实有效的激励和约束机制；行业协会的桥梁、纽带作用及协助政府的行业管理职能难以充分发挥。

2.主辅分离改革推进缓慢

2002年以来，有关部门先后形成多种主辅分离改革方案都未能取得实质进展。电力辅业企业由于归属问题产生新的不同认识，历史遗留问题得不到解决，经营状况不断恶化，企业包袱沉重，优秀人才和骨干人员流失严重，技术装备日趋落后，企业生存发展面临很大困难，进而影响了安全生产和职工队伍的稳定。

电力主多分开的工作重点在电网企业。由于近年来电网企业在国资委和各级政府部门的指导下，实行全面清退领导干部在多经企业的股权，规职工投资持股行为，也为下一步主多分离奠定了良好的基础。但是由于多经企业特殊的发展历程，又多属劳动密集型企业，职工利益牵扯多，社会牵扯面广，工作难度大，随着主多分离工作的深入推进，原主业全民职工的回归，大量集体职工、复转军人和社会聘用人员的安置、有关职工特别是离退休职工的利益保障等都需要仔细研究给予解决。

3.电力市场建设与大用户直购电工作推进困难

目前电力市场推进工作中遇到的主要困难有：一是发电节能调度和电力市场建设的矛盾需要协调。电力市场以上网电价作为竞争指标，而发电节能调度主要以能耗作为竞争指标，二者目的不同，则机制不同。受固定资产投资等因素的影响，电价与发电企业的煤耗没有直接关系，电力市场竞争的结果可能与发电节能调度的交易结果产生矛盾；二是输配电价成本未能得到科学合理的界定，购、销电价联动机制尚未建立，上网侧的竞价结果无法向用户侧传递，无法实现由供求关系决定市场价格、市场价格引导终端电力客户节约用电行为的良性循环；三是区域电力市场模式涉及到各省销售电价以及地方税收利益的调整，需要在市场模式设计中综合研究或通过政府层面的有效协调。

开展大用户直购电遇到的主要困难有：一是大用户直购电的政策制度仍不完善。由于我国电价存在严重交叉补贴，而开展大用户直购电将对现有利益格局有很大的调整，参与直购电试点的企业客户往往以降电价为前提，实际上减少了原来承担的交叉补贴责任，最终将以电网企业利益受损或抬高其他电力用户的电价为代价，造成新的不公平；二是大用户直购电为变相降电价尤其是降低高耗能电价提供了平台。目前，大用户直购电试点基本是地方政府主导下对少数企业和用户的电价优惠，由少数客户享受网优质、低价电源。此外，直购电价格由政府确定，没有真实反映电力供求关系，往往为地方发电企业和用电大户提供了让利空间。三是实际操作性不强，并对电网安全运行产生潜在隐患。

4.农电管理体制存在的主要问题

一是农村电力资产产权不清。在1998年以前，农电资产来源复杂，资产登记不全，产权界限不明晰。“两改一同价”时农网改造所形成的产权尚未全部明确归属。二是农电工管理不规。目前县级供电企业中有在编职工、集体工、通用工、农电工、临时工等不同身份职工。身份不同薪酬不同，形成较多的矛盾和问题。三是农网维护管理费的管理不规。农网维护管理费收取标准调整不及时。四是地方农电企业与中央直属农电企业间存在较大矛盾。目前在地方电力规模相对较大的省份，中央与地方的县级供电企业，出于各自企业经济利益的考虑，在电网规划布局、大用户供电权选择、电力调度与电量结算等方面存在较大争议。五

是农电企业开展社会普遍服务和履行社会责任能力不足。

(四)电价机制亟待理顺

从1975年开始，我国的电价政策根据宏观调控的步伐相继调整，经历了目录电价、还本付息电价、燃运加价、电力建设基金、经营期电价、标杆电价、竞价上网电价(试点)、煤电价格联动、节能环保电价(脱硫电价、差别电价等)、可再生能源电价等政策的调整。从电价水平看，改革开放前以及改革开放初期的1978-1985年，我国一直实行低电价政策，电价调整幅度不大。1986-1995年电价水平增长较快，到1995年平均销售电价为0.262元／千瓦时。随着改革开放的不断推进和社会经济的不断发展，电价随之调整，到2002年电力体制改革时，全国平均销售电价为0.403元／千瓦时。电力体制改革以来，电价陆续调整，2003-2008年，国家先后六次调整电价，到2007年底，全国平均销售电价为0.51元／千瓦时，发电企业平均上网电价约为0.34元／千瓦时。2008年两次调整电价后，全国平均销售电价为0.535元／千瓦时，发电企业平均上网电价约为0.38元／千瓦时。

今年3月，温总理在《政府工作报告》如此明述：“要推进资源性产品价格改革。继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。”电价形成机制是目前制约电力行业发展的重要因素。在目前电力企业上游的煤炭已经市场化而下游电价尚实行国家管制的情况下，上游资源价格不能有效传导到下游，不能有效通过市场手段促进国家产业结构的调整以及资源的优化配置，电力价格的市场配置资源的基础性作用未能得到应有发挥。电价问题所引发的各类矛盾使改革的迫切性日趋强烈，电价改革的关键，是要建立科学合理的形成机制和适应市场变化的常态调整机制。

1.上网环节，基本上还是政府定价模式，煤、电价格矛盾突出，煤电联动办法存在缺陷，不利于企业加强管理，降低成本，政府部门费时费力协调煤电矛盾，因电价体制不顺引发的煤电矛盾难以得到根本解决。

2.输配环节，受电力体制改革滞后和监管乏力影响，电网主辅分离、主多分离改革进展缓慢，输配电网成本费用不清晰，未能建立有效的电网输配电成本约束机制，独立和合理的输配电价机制和水平难以确立，大用户直购电及电能多边交易因缺乏合理的输配电价而面临诸多困难和阻力，跨地区电能交易也因此面临许多问题。

3.销售环节，销售电价偏于僵化，缺少弹性，不能充分反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本，未能与上网电价实行及时有效的市场联动，难以有效调节电力供求关系。销售电价分类不能反映用户用电特性和供电成本，居民电价偏低，工业电价偏高，各类用户交叉补贴严重，未能体现公平负担原则。

(五)电力法制化建设需加快推进

随着我国电力工业发展和市场化改革的不断推进，我国现行的电力法律法规修改完善工作已经明显滞后，并出现与其他相关行业的法律法规难以协调、统一。由于缺乏法律有力保障，导致电力发展改革推进步伐缓慢，难以建立新的市场秩序，进而在推进电力市场建设、电价改革、有效市场竞争和电力监管体制建设过程中出现一些困难和问题。尤其是国家至今没有出台促进电力可持续发展的产业政策和行业发展战略，对电力产业结构调整、转变发展

方式等方面缺乏有力引导和有效的监督。

(六)电力节能减排仍面临巨大挑战

我国电力行业节能减排取得显著成效，供电煤耗及二氧化硫控制水平已接近世界先进水平，但节能减排任重道远。从国际上看，温室气体减排压力增大，可再生能源发展势不可挡；从国家层面看，将进一步要求挖掘发电、电网的节能潜力，二氧化硫控制力度继续保持，但氮氧化物排放控制将上升为主要位置，节水力度进一步加大，固体废物综合利用要求趋严。从电力自身看，经济压力不断加大，节能减排空间不断变小，如何经济、稳定运行脱硫装置，经济、优质建设烟气脱硝装置，提高脱硫(脱硝)副产品利用率的需求不断提高。节能减排管理要回归到经济、环境、资源协调发展的理性上来，步人法制化、市场化、科学化、规化管理的轨道。目前电力节能减排存在的主要问题有：

1.法律法规和标准有待健全。虽然我国在节能减排中已基本形成法规体系，但是，行政命令文件和行政管理手段仍然起着主要作用。同时，电力节能相关标准分散在不同的专业领域，存在不完整、不明确、不配套，甚至交叉、矛盾的现象，尚未建立基于科学节能的标准体系，与国家加强节能工作的要求不相适应。

2.节能型电力生产供应体系尚不完善。如分布式电源没有得到有效利用，中小机组热电联产的比例不高，发电机组的节能效益未得到充分发挥。

3.行业节能环保监管工作薄弱，电力节能减排的基础工作弱化。体制改革前，电力节能和环保的行业管理和监督职责主要由电力部(后国家电力公司)行使；体制改革后，原电力行业的节能和环保管理体系、监测监督体系解体，但新的体制还未完善。

4.电力节能减排统计体系和考核体系尚不完善。节能减排的主要数据依靠企业自行申报，有关部门汇总分析，统计体系不健全，也没有严格纳入考核体系，对统计信息的及时性、准确性造成一定程度影响，进而影响到节能减排工作的正确决策和科学管理。

5.通过市场手段促进节能减排的力度不够。

(七)电力行业与上下游行业需协调发展

电力工业是基础产业，与煤炭、运输等产业关联度很强，中国煤炭的一半以上用于发电，大约78%的电力装机是以煤为燃料的火电机组。而发电量的84%来自煤电，电力对煤炭的依存度很高。同时我国的铁路、水运有40%-50%的运力用于煤炭运输，因此，煤、电、运协调发展是非常重要的。但是目前在产业体制机制上不协调，产业政策之间衔接不够，表现为畸变的供需不平衡效应。

1.目前，煤炭行业以及交通运输行业已基本上采用市场化运作方式，各环节之间形成了比较顺畅的价格传导关系：终端煤炭价格可随生产、运输流通环节的成本变化进行相应调整。而与煤炭行业关联度极高的电力行业，无论上网电价还是终端销售电价均受国家管制，由国家定价和进行价格调整，煤炭市场价格上升的压力往往全部积压在电力企业身上。

2.行业机制上不协调，严重影响了市场供求关系向终端需求的正确传导。由于终端需求关系不能作出及时反馈，市场配置资源的作用完全失效。由上游向下游传导供求关系的价格链终止于电力行业，使上游各环节的资源稀缺性在电力供应环节上未能得到合理反映。同时下游的电力消费企业尤其高耗能企业过度依赖于低价电能，既给节能减排造成压力，也导致全国电力紧缺后的装机容量迅速增长，易形成新一周期的电力发展大起大落。

(八)电力自主创新能力需进一步加强

当前，很多世界性的电力科技难题在中国，电力科技创新的动力在中国。我们在科技创新方面有着很大的潜力和广阔的前景。但是，我国电力科技仍然存在自主创新能力不够强，科技创新管理分散，缺乏科技创新管理体系，对电力科技投入不足，缺乏政策支持等方面的问题。尤其是电力体制改革后，科技管理体系发生了变化，电网、电源、电力建设和规划设计部门都成立于各自独立的电力企业集团或独立的电力企业，有些新成立的公司，科技开发体系还不完善，科技投入的渠道还未疏通，具体表现在对电力前瞻性、基础性的课题研究有所削弱，集团公司之间的科技人才和技术的协调联系不够密切。

二、对我国电力行业发展的政策建议

目前，电力发展面临着前所未有的挑战：一是如何渡过当前行业大面积深度亏损、煤电矛盾仍然尖锐、以及金融危机带来的电力需求下降的多重影响的难关；二是对我国发电能源资源供应保证和地区供需平衡提出了更高的要求；三是越来越严格的环保要求和生态保护要求如氮氧化物控制、细颗粒以及重金属排放控制对电力行业的结构、布局、技术水平提出了更高的要求；四是应对全球气候变化的国际行动如温室气体减排，将使我国以煤为主的发电能源结构面临巨大、长期的压力。

在面临挑战的同时，也面临着机遇。一是电力工业的高速发展、技术进步为下一步发展奠定了良好基础；二是电力供需矛盾趋于缓和，为电力结构调整提供了机遇；三是国际、国的环保压力提高了人们的环境意识，也扩大了可再生能源、环保电价的空间，有利于推进结构调整。四是国家法制化、市场化方向为下一步改革提供了良好的外部环境。

(一)科学制定“十二五”及中长期电力发展规划

建议在研究制定“十二五”电力规划中，建立电力适度超前发展的科学评价指标体系，制定基准评价标准，准确界定电力超前与电力过剩、电力超前与电力短缺之间的关系，科学确定合理的电力发展规模、速度和结构，避免电力建设大起大落。

“十二五”电力规划应以能源发展战略为依据，与能源总量平衡、国民经济发展速度、能源需求相协调。并通过规划制定科学、合理的体制、机制保障，为电力资源的优化配置和行业的科学发展奠定坚实的基础。

在电力规划体制上，应进一步明确中央与地方政府、政府与企业关于电力规划的职能界定；在制定和落实区域、省级电力规划过程中，要充分考虑跨区域电力资源的优化配置，处理好地方政府在财税体制和资源开发方面存在的问题。抓紧完善电力项目的前期管理工作，提高规划的科学与权威性，坚决制止规划实施过程中条块分割、各自为政的现象。

在电力规划机制上，统筹考虑与上下游行业、中央与地方、整体规划与专项规划的有效衔接以及电网与电源、负荷、资金筹集的协调统一，电力规划的制定和实施(包括调整和变更)应建立制度化、程序化、规化的常态机制，明确规划前期工作程序、深度要求、审批制度及调整制度，以及电力预测、预警定期发布制度，充分发挥电力监管、行业协会、企业以及电力专家在制定和调整规划中的作用，提高电力规划对市场变化的适应能力。

在电力规划方式上，落实国家电力产业政策，实施输煤与输电并举，注重结构的量化调整，实现电力建设规模的适度超前，并增加规划的透明度，加强电力规划的实施与落实，提高电力规划引导和服务电力市场建设的力度。

在电力规划方向上，把培育和振兴新能源、可再生能源发展提升到战略高度，解决好新能源产业的规模化、批量化发展问题。同时按照国际上智能电网发展趋势，全面推进电网建设和运行管理，提高能源使用效率。规划中还应关注应对气候变化、需求侧管理等新形势下的新问题。

应从应对灾害的角度研究电力系统的规划，包括电源、电网乃至煤、运的优化配置，以及区域、重要城市电网和分布式电源的有机协调，提高部分电网的设计标准，妥善处理好提高现有电网输送能力与电网安全稳定运行、各等级容量机组的合理配置等问题。

(二)优化调整电力结构，提高电力发展质量

1.继续推进电源结构调整，推广洁净煤发电技术，建设大容量、高参数燃煤机组，优化发展火电，着力改变火电比重过高的电源结构；积极发展清洁能源和可再生能源；加快煤炭的清洁利用，继续推进小火电关停或改造工作。

2.水电是最具备大规模开发利用条件的可再生能源，要大力开发。政府有关部门应严格按照有关流域综合开发规划，加强统筹，把水电开发与帮助移民脱贫致富、促进地方经济发展和生态保护结合起来。建立水、火同质同价机制，降低水电增值税率，增强水电竞争能力。

3.加快核电发展，抓紧研究解决制约核电发展的体制机制问题，进一步拓展核电投资主体，放开核电的资质准入权限，支持五大发电集团以及具备一定规模和资金实力的企业开发核电。完善核电发展政策，确保核电运行安全。建立控制风险的有效机制，解决核燃料的长期稳定供应问题、核废料处理问题，统筹考虑整体能源布局，加快国产化进程。

4.要做好风电发展专项规划。随着我国风电建设的高速发展，将会出现一批大规模(百万、千万以上)风电场，会对电力资源的优化配置、电网的互相支持、电网安全产生重大影响。因此，风电建设和电网接人要统一规划、统一实施。建议进一步统筹中央和地方审批项目之间的衔接关系。

5.要继续加快电网建设，继续推进跨区域跨省电网建设、加快城市农村配电网建设与改造，统筹各级电网协调发展，进一步提高电网优化配置能力，积极争取城乡电网建设国家资本金投入，大力建设和改造城乡配电电网。研究和借鉴国际经验，建设以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的智能电网，为清洁能源、新能源的大力开发，为用户节能、经济、

方便、多样化使用电力提供便利。

(三)逐步理顺电价机制

1.继续坚持煤电联动原则，逐步理顺煤、电价格关系。建议再次启动煤电价格联动政策时，考虑发电企业已经无力自行消化煤价连年上涨的30%，按煤价涨幅全额联动。同时进一步推动热价调整，减少长期以来的供热亏损。

2.逐步放开上网电价，由发电企业根据成本及市场供求情况确定上网电价，充分发挥市场优化配置资源的作用。同时要实行上网电价与销售电价的联动机制，将发电市场与终端用户紧密连接起来，让电力用户体会和感受到发电市场甚至是煤炭市场的波动变化，让价格充分反映市场供求的变化及资源的稀缺程度。

3.尽快建立独立和合理的输配电价机制，在电网主辅分离、主多分离的基础上，按照合理投资、合理回报的原则确定合理的输配电价，使电网的运营和发展在机制上得到保障。

4，积极推进销售电价改革，归并电价种类，合理调整各类别水平，建立有利于公平负担的销售电价制度，研究建立电力社会普遍服务政策，从根本上解决电价交叉补贴问题。

(四)促进电力工业与其他工业协调发展

促进电力工业与发电能源和铁路运输之间协调发展。按照有利于实现安全、稳定、环保、高效、经济的能源工业发展目标，有利于推动和实现煤炭、电力、运输等系统之间的优势互补和综合协调发展的基本原则，统筹构建煤电油运综合体系。

核心问题是与全国煤炭需求相适应的煤炭基地开发建设规划和进度安排，以及中东部地区需要煤炭生产基地提供的大量发电能源的输送问题，即输煤输电的比例关系、通道安排等问题。关键问题是尽快理顺行业之间的发展机制及价格关系，明确有机协调煤、电、运各个环节的相关责任，建立合理的利益平衡机制。坚持和完善煤电价格联动政策，将煤电价格联动政策上升到法规层面使之常态化，同时加强煤炭市场建设与监管，增加煤炭产能，提高煤炭质量。不断加强铁路配套建设，以提高铁路运力，满足煤炭运输要求。

促进电力工业与相关行业之间的协调发展。建立电力工业与电力装备工业协调发展机制；建立与电力工业发展关联度高的相关行业如有色、建材、化工行业的协调发展机制；利用电力相对富裕时机，对产品能耗低、有市场需求(尤其是需)大的工业用户优惠、直接供电。建立能源消费成本机制和提高能效政策，逐步提高能源消费成本到其应有价值定位，以经济利益驱动提高能效，促进各行业的协调发展。

(五)稳步推进电力市场化改革

1.进一步加强对规划工作和电力体制改革的组织领导

当前要加快完善国家能源主管部门的宏观管理职能，提高政府的行政效率，加强电力规划制定、执行和评估力度，提高规划制定的科学性和执行规划的严肃性，真正以科学规划指

导电力行业的可持续发展。完善电力体制改革的领导体制，加强对电力改革的组织领导，要进一步明确电力体制改革的阶段性目标。负责电力改革的部门要联合有关部门、行业协会和部分电力企业，深入研究、统筹规划当前和“十二五”电力体制改革的重大问题。要抓住当前电力供需缓和的机遇，积极推动近期有关改革工作，依据实际情况修正并调整“十一五”期间电力改革的目标和任务。

2.继续完善厂网分开

电力体制改革几年来的实践表明，发电集团、发电厂完全能够服从电网统一调度，而且实现了调度对大部分机组的直接自动控制，可以保证整个电网调频调峰需要。因此，建议继续完善厂网分开改革，除抽水蓄能机组外，可以研究电网不再保留电力体制改革时留在电网调峰调频的火电机组问题。

3，尽快启动主辅分离工作

根据扩大需，电力辅业企业业务转好的良好形势，目前应尽快研究适时推动电力主辅分离工作。建议将暂留在两家电网公司的水火电施工和修造企业、电力设计企业、送变电企业按照人随资产走的原则成建制分离，组建由国资委管理的电力建设集团。为了稳定地过渡，也委托两家电网公司负责主辅分离的重组工作，各自组建一个电力建设集团，成为两家电网公司的全资子公司，待经济形势进一步好转和条件成熟后再实行体制性分离。但不管以哪种形式，都应尽快将支持主辅分离改革的920万千瓦发电资产变现资金拨付给辅业单位，支付拖欠的职工工资、社会保险、医疗等各项费用，解决历史遗留问题，稳定职工队伍。

4，深化大用户直购电和节能发电调度改革

坚持直购电改革试点的扩大用户的选择权、在发电和售电侧引入竞争机制的改革方向。首先，加快完善直购电试点的规则建设；其次，在交易平台上维护国家产业政策以及对高耗能企业实行的电价政策；再次，要实现从点对点交易向多点对多点交易过渡，维护交易主体合法利益；第四，要做到输配电价透明规。

节能发电调度试点的主要目的是以节能环保为目标，通过各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域优化、区域协调的方式，实施优化调度。为进一步推动我国节能减排工作，要在试点中强化市场配置资源的作用，完善技术支持系统，建立公开、公平、公正的交易制度。要通过试点总结经验，处理好系统安全、利益补偿、人员队伍稳定等问题。要进一步研究发电节能调度在更大围的优化以及与经济调度兼容的问题。

5.继续推进农电体制改革

一是尽早明确农网改造资产的产权归属。按照“谁投资，谁拥有产权”的原则，尽快明确农网改造中有关争议资产的产权归属。二是加快代管县级供电企业的体制改革。改变县级供电企业的代管状态是“十一五”电力体制改革任务之一。要根据各地实际情况通过产权上划、股份制改造、交由地方政府管理三种方式，尽快解决代管这种过渡性的体制。三是加大国家政策对农电发展的政策扶持力度。一些落后地区的农电企业用电规模小，依靠自身经营往往无法维持企业的再生产。应结合新农村建设，设立农电普遍服务或建设基金，建立长期

低息贷款机制。四是探讨现有少数省(市、区)地方电力企业规模较大，大、小网体制性矛盾较为突出的，可考虑结合输配分开试点开展农电体改工作。

(六)加快完善电力法律法规体系

应加强电力法律法规体系的建设，推动《能源法》尽快出台。争取在2010年底前完成《电力法》修订工作，明确电力行业的监督管理、电力行政执法，电网公开、公平、公正调度管理，电力市场的建立与运行，供用电秩序的维护，法律主体的法律责任等问题；同时要充分借鉴国外电力立法的成功经验，将电力规划、电力监管、电力市场化改革、电力安全等有关制度和规则在新《电力法》中予以明确。

在2010年底前也应完成《电网调度管理条例》、《电力供应与使用条例》及《电力设施保护条例》等法规的修订，使电力发展与改革得以在法律框架有序推进；有关部门应加强沟通协调，根据电力发展和改革的需要，抓紧研究制定包括电力项目市场准人和退出、水电流域有序开发和统一调度、分布式能源站并网和电力节能减排技术标准等方面的法规规定，推进与电力市场体系相适应的电力法律法规体系建设；应加快建立和完善电力企业社会诚信体系，真正形成重合同、守信用的良好的社会氛围和法制环境。

(七)大力推动电力行业节能减排

1.进一步完善节能减排法规体系，及时梳理现有电力法律法规中不符合节能减排政策的规定和要求，保持相关法规间、法规与行政要求间的一致性和协调性。加快制订相应的标准和技术规定，为依法行政和技术监督提供技术依据。

2.进一步扩大清洁能源生产比例，完善节能发电调度方式，运用市场经济手段，在地区间、不同季节间发挥好水火电互济、优势互补的作用，发展清洁高效煤电及推动热电(冷)联产等工作。

3.依法加强节能减排统计工作，按照统计法的要求，依法如实提供统计资料，不得虚报、瞒报、拒报、迟报，不得伪造、篡改统计资料。要加强火电厂烟气在线监测系统的建设、运行和维护，使监测数据能够真实反映排放情况。要加强对节能效果的科学分析，提供真实可靠的节能数据。

4。继续加大小火电机组关停工作力度，鼓励和支持各地根据当地实际，科学制定切实可行的关停方案，对关停进度作出合理安排，加快关停进程。完善关停小火电机组的配套政策，进一步明确关停小火电机组的补偿、资产核销、人员安置、土地处理、债务处理、新建项目核准等问题；对按期关停的公用小火电机组继续实行发电权交易补偿政策。

5.要继续完善节能减排市场手段。继续落实已有的有利于节能减排的价格政策。如继续开展高耗能企业差别电价、小火电机组上网电价和自备电厂收费等政策执行情况的监督检查，确保政策执行到位；对于已完成脱硫任务的电厂，保证脱硫电价及时足额到位。探索并不断完善发电节能调度电价补偿机制，激励清洁能源、洁净煤发电机组多发电，兼顾调峰、备用机组的经济利益；规小火电机组上网电价与收费管理。

(八)加强电力需求侧管理

充分利用国家关于提高能效水平的经济激励政策，进一步完善工作机制，围绕当前产业结构调整的有力时机，推动电力需求侧管理。

1.进一步加强制度设计，制订和完善加强电力需求侧管理的法律、法规和政策，从机制、政策上保障电力需求侧管理的有效实施。

2.将电力需求侧管理纳入产业体系中统一部署，实现对电力需求、电源建设、电网建设、购电合同、节能服务的综合规划，通过合理有效地利用供应侧和需求侧的能源资源，对全社会的能源资源进行优化配置，同时把需求侧的节电效果或潜力有效传递到发电侧的规划建设上来。

3.建议对电网企业经营业绩考核时，避免单纯与企业售电量挂钩。应鼓励电网企业实施电力需求侧管理，将电网企业实施电力需求侧管理效果作为考核指标之一。

4.建立需求侧管理基金。对电网公司在不断挖掘潜在电力资源(能效电源)、实现最小能源损失和最大能源效率方面所进行的具有正外部性的努力进行合理补偿。可设立需求侧管理专项资金，或从电价中提取一定的资金建立电力需求侧专项资金。

5.加快能效标准的研究和制定工作。目前我国大部分工业耗能设备、通用设备、家用电器、照明器具等的节能标准体系尚未建立。建议加快标准体系建设，规用能设备和产品的设计、生产和使用行为。

6.在制定电价政策时，充分体现电能的市场质量差别，扩大上网电价与销售电价实行峰谷、丰枯分时电价的围，并合理形成峰谷、丰枯差价；在目录电价中设立可中断电价，使自觉错峰填谷的用户合理负担电力成本。

7.适当放宽电网公司的业务领域，在有效监管的前提下，允许电网公司从事购销业务之外的如节能服务等领域的相关业务。

(九)提高电力行业科技创新水平

1.创新发展，瞄准当今世界电力系统发展变革的新趋势，建设和发展智能电网，促进电力规划建设、市场交易、运行管理和服务方式等领域的全面变革，使电网向着资源节约型、环境友好型、运行智能化的方向发展。

2.建立电力工业科技创新体系。在国家总体的科技创新机制体系的大环境下，积极鼓励企业集团建立技术中心和科研基地，建立具有自我发展能力的电力工业科技创新体系。

3.要健全各集团公司的科技管理体系，落实科技投入的渠道，协调、安排行业前瞻性、基础性课题研究。

4.加强科技成果转化，引进推广新技术、新产品，做好重点技术改造工程和技术开发重

点中间试验和示工程的安排配合。

5.推广采用新技术激励政策。应在推广采用新技术、优化设计和施工方案、节约工程投资、降低工程造价、保证工程质量等方面制定奖励政策，以鼓励电力企业在工程建设和技术改造方面采用新技术应用。

6.提高电力工业装备的制造技术水平。立足于采用国产高水平的电力设备，及时掌握国际电力科技发展的最新趋势，参与制定国际标准，促进我国经济和技术发展与国际接轨，引进和利用国际上的先进技术和先进经验。