中国电力报：您如何评价电改9号文发布以来的电力体制改革总体进展情况？
陈宗法：新的电力体制改革发电侧推动力度比较大，局部地区比预想要快。主要表现为2016年发用电计划、竞争性环节电价不断放开，电力市场化交易电量大幅增加，社会资本投资增量配电业务、开展售电业务热情高涨，跨区域、省级电力交易中心基本建立，核定独立的输配电价工作全面推开，电力市场化架构初步搭建。这对发电行业既带来严峻的挑战，也催生了“新理念”“新业态”“新商业模式”。
本轮新电改一个最大特点是始终由政府部门组织推动。另一特点是把大用户直购电作为切入点，把建立省级电力市场作为突破口，先把容易的做起来。另外，放开配售电业务，社会资本已成功进入增量配电业务，也成立了大量售电公司。一年多来，对电网企业触动也很大。电网经营理念、发展方式都在发生变化，电网与发电企业、用户、政府之间的互动在增多。工商企业增加了用电选择权，也实实在在分享了电改红利。这些都是电改带来的积极变化。
不过，新电改也面临一些问题、争议，甚至阻力重重。比如电力市场规则、体系未完全建立，监管需要加强，地方政府存在行政干预、各行其是，捆绑交易、一味要求降价、个别省份市场电量放开过急，电网思想需进一步解放，发电企业之间存在恶性竞争等问题。电力市场化改革不可能一蹴而成，我们要看到积极变化，在过程中解决出现的问题，对新电改的未来要充满信心！
中国电力报：目前，国家已公布了首批105个配电业务试点，您认为其前景如何？
陈宗法：投资配电项目时间毕竟短，仍处于试水阶段，能不能赢利尚不好说。其积极意义，个人认为宏观上打破了电网企业的垄断，微观上抢占了配电网意味着拥有了售电资源和用户资源。配电业务赢利模式需要新的投资者去探索、政府部门考虑合理的配电价格，需要时间，更需要政策鼓励。
中国电力报：从输配电价改革试点看，目前发布的输配电价标准存在差异，有的差别明显，您如何看？
陈宗法：核定的输配电价水平存在明显差异，我认为有差异不要紧。第一步，重要的是要实现输配电价的独立，为发电企业与电力用户的直接交易创造条件；第二步，政府要加强监管，公开各省排序，鼓励先进区域，各省电网企业也要开展横向之间的对标，向标杆省区靠齐。厂网分开后，在发电侧通过竞争、对标，大大降低了度电的建设造价与运营成本。发电企业如此，相信不久的将来电网企业也会这样。
中国电力报：2016年电力交易中心集中组建。很多人对交易中心采取股份制还是电网企业独资十分在意，但也有人认为关键在于其实际运行机制，您更认可哪种观点？
陈宗法：两种观点要结合在一起看，个人认为形式与内容的统一最重要，既要看形式上是否独立，也要看实际如何运作。电力交易中心到底是完全独立还是相对独立于电网企业，采取电网内设机构、独资、股份制还是会员制，组建形式也很重要。根据市场规则，电力交易机构本应是完全独立的第三方、交易商。新电改方案设计中考虑到目前电网企业的接受程度，实行相对独立。个人理解，“相对独立”电网最多只能参股，因此目前距离“相对独立”还有较大差距。形式上做到了相对独立，实际运作中还要看是否贯彻公平、公正、公开的基本原则，真正起到交易组织者的作用。作为交易平台，最好不代表任何一方利益。
但是与过去相比，交易机构毕竟从电网企业内设机构成为一个社会资本参与的独立单元，已是一大进步。而且，目前情况下若无电网的支持配合，一下子做到完全独立难度不小。目前看电力市场交易架构已经搭起来，对市场建立、交易组织至少提供了基础条件。电力交易中心的独立是个渐进过程，要有相应配套政策文件的落地。
中国电力报：有的发电企业售电公司只是代理本企业直购交易，相当于其营销部职能，您如何评价？售电公司赢利模式上需要哪些突破？
陈宗法：发电企业成立售电公司，以售促发、发售一体，为用户提供增值服务，实现综合效益最大化。至于售电公司是做公司内部业务还是外部业务，主要看售电公司运作的定位与能力。初期重在探索，各种运营模式都应该允许存在，形式可以多样化，但发售一体是普遍形式。售电公司基本的赢利模式初期一般是开展购售电服务，吃价差，低进高出、低买高卖。但要立足长远这样是远远不够的。售电公司主要发展策略，着重于向用户提供增值服务及创新产品开发。
需求侧管理还需要更深入的研究与探索。电力用户开始觉醒，重视的方面包括：一是希望降低电价，这种要求最为直接。二是减少电量消耗，节约电量意味着电费减少。三是通过发展分布式能源、微电网、泛能网、能源互联网，实现能源基础设施互联、能源形式互换、能源技术数据与信息技术数据的互用、能源分配方式的互济、能源与消费商业模式的互利。
中国电力报：目前，各地电力体制改革清一色呈现“降电价”局面，您认为主要影响因素是什么？随着煤炭价格的高企，是否会出现涨的局面？
陈宗法：新电改要求电价反映市场供求关系，电力普遍过剩导致全国“降价潮”。另外，我国电价交叉补贴的多年积累也是一个原因。由于民生用电电价长期偏低，工商业用户负担了高电价，推高了企业成本，削减了自身竞争力。我国推进供给侧改革，落实“三去一降一补”任务，工商业用户强烈要求降低“用能成本”。
煤价涨、电价也涨是符合逻辑的，也符合煤电联动政策。但是，在目前电力市场环境下更多取决于供求关系，电力供大于求的基本面短期内不会发生根本性转变。煤价高涨，成为2016年火电企业业绩回吐、加速下滑的一个主因。尽管有煤电联动政策，发电企业也提出诉求，但国家有关部门并没有付诸实施。个人判断，2017年一季度后，煤炭消费进入淡季，煤价下降的可能性增大。试想电价在去年煤价高时都没有调整，煤价回落的时候还会涨吗？
中国电力报：您认为今年电力体制改革应该如何重点突破？
陈宗法：首先，建议政府部门要对近两年的新电改进展情况进行必要的总结与梳理，特别要针对出现的问题与矛盾提出解决的办法，并增强监管力量。
其次，着力把省级电力市场建设好，特别是建立完善的市场交易规则，丰富交易方式。从发电企业讲，火电、气电与水电、风光电的边际成本有很大不同，政策导向也有明显差异，放在同一平台上竞价，竞价规则怎么制定才能让大家感觉公平、合理，需要认真研究；容量市场要不要建立、如何建立，也都需要研究。原则性的交易规定全国可以统一，细则要允许各地区有差异。
第三，抓紧研究严重的电价交叉补贴如何多渠道解决，像现在主要靠降低发电企业上网电价来解决，能否适当提高民生电价或增加财政补贴？
最后，无论是供应过剩时期还是电力短缺时期，电力市场化改革都要持续搞下去。通过新电改实现两个目标：一是提供稳定、可靠、清洁、价格合理的电力供应；二是促进电力行业可持续发展。
