今年两会，能源管理机构改革、能源管理职能转变、能源体制机制改革成能源界热议话题。
3月3日，中国人民政治协商会议第十二届全国委员会第一次会议在人民大会堂召开，备受瞩目的2013年全国两会正式拉开帷幕。
此次两会是在“十八大”报告提出“要始终把改革创新精神贯彻到治国理政各个环节”的背景下召开的，因此，对于改革，特别是关系到国计民生的能源领域改革，成为经济界、政治界和能源行业关注的焦点话题。
其中，能源相关领域的政府机构改革、能源主管部门的政府职能转变、能源体制机制改革等一系列问题尤为引人注目。对上述问题，多位专家接受了《中国能源报》记者的采访，对未来我国能源领域的改革大胆假设、谨慎论证。
能源部成立时机成熟？
建国以来，随着我国政府机构改革的深入，中国能源管理部门的变革经历了三次电力部、三次煤炭工业部、两次石油部、两次能源委、一次燃料工业部、一次能源部、一次发改委能源局和一次国家能源局。近年的两会上，成立能源部的呼声日渐高涨。2010年年初，由国务院总理担任主任的国家能源委正式成立，这也被看做是加强跨部门之间的能源协调管理、立足于当前能源管理体制的一种有效改革。
然而，随着我国经济社会的快速发展，确保当前能源安全生产供应和未来能源与环境和谐、可持续地发展等问题日益成为影响我国经济社会发展的重大战略问题。与此同时，煤炭油气价格、新能源有序良性发展等问题的出现，使得能源改革愈发牵动人心。在今年年初召开的全国能源工作会议上，首次提出“顶层设计”——“深入研究深化能源体制改革的顶层设计和总体规划，明确改革总体方案、路线图和时间表，积极开展试点示范”。能源领域改革已成为各界共识。
能源领域顶层设计与机构改革密切相关。中国银行监事、全国政协委员梅兴保在接受《中国能源报》记者采访时表示，大部制改革是必须的推进方向,市场经济体制之下要简政放权，把决策权交给企业。具体到能源行业，梅兴保认为国家能源局的存在已经为能源领域大部制改革打下基础，成立能源部“时机已经成熟”。但与多数观察者一样，他也强调成立能源部委必须直面如何收放发改委权力的棘手难题，其中的利害博弈需要国家层面协调。
中国行政体制改革研究会副会长汪玉凯表示，今年的政府机构改革主要是确定方向，以微调为主，换届年准备时间比较短，很多改革方案还属于酝酿阶段，所以大调整的可能性不大，局部调整也以解决亟须调整和突出的问题为主，更大范围的调整可能在五年后。
国家行政学院经济学部教授李江涛对《中国能源报》记者表示，尽管能源机构改革面临种种矛盾，但还是希望能有更大突破。“中国是个大国，能源管理问题应该借鉴美国的经验和做法，应成立更高层次的能源管理部门，统一行使对电力、油气、煤炭的监管权。更高级别能源管理部门的优势在于能源监管的一体化，能源产品很多，相互之间有关联，例如煤电之争涉及到多个部门和企业，需统一集中协调。”
能源主管部门职能亟待转变
中国社会科学院工业经济研究所研究员周民良对《中国能源报》记者表示，改革既涉及到机构改革，也涉及到职能改革——怎样在有效引导资源配置的同时，加强政府对企业的规范管理？“能源企业涉及到垄断的问题，政府对企业的规范化管理尤为重要：如何在政府改革的同时进一步改革垄断行业，让垄断行业提供基础性作用、同时不至于造成过高的垄断价格，都是问题所在。”他说。
李江涛也表示，现在争议很大的价改问题，一是因为利益相关者的议价能力和影响决策能力比较强，第二说明政府职能转变存在滞后现象。政府希望通过能源价格控制发挥稳定宏观经济指标，为经济稳定运行提供良好环境的作用，但有些事情政府在行使职能过程中不到位。
2月28日，中共第十八届二中全会的闭幕会上，《国务院机构改革和职能转变方案（讨论稿）》审议并通过。与以往不同，本次方案不仅在题目中增加了“职能转变”四字，而且也着重强调以“职能转变”为核心。
电改从何突破值得期待
李江涛认为，当前关于推进能源体制改革的强烈呼声，宏观层面突出集中在两个问题：一是能源管理体制由“分散”走向“集中”，即成立国家能源部；二是破除体制性障碍，真正实现非公有制经济进入能源领域。微观层面则细分至各个传统能源子领域，如成品油定价机制、天然气价格改革，以及广受关注的电改。
近年来，随着传统的集中电力管理体制和现代化的分布式能源发展模式之间的矛盾日益突出。在被寄予改革厚望的2013两会期间，“年年被念，年年无为”的电改将走向何方仍是行业和舆论的关注焦点。
时至今日，始于2002年的电力体制改革仍未收获设计中的自由电力市场，“5号文件”中的核心“输配分离、竞价上网”固步不前，因电改而生的电监会则在电改的边缘游走了10年。
这是一场没有时间表，也没有牵头推进机构的复杂改革，看得见彼岸，却难以抵达。3月1日，本报记者在委员驻地向全国政协委员、电监会副主席史玉波提出了电改走向和电监会未来定位的问题，但后者似乎不愿，也无法给出答案，只是抛出了一个非常官方的回答：“电改是行业乃至社会关注的热点，必须谨慎对待，接下来首先在哪儿动刀，乃至电监会未来的定位，要跟看国家体制改革的方向。”
陷入停滞的改革需要一个突破口，大用户直购电是一个潜在的选择。
全国政协委员、中国国电集团总经理朱永芃在接受《中国能源报》记者采访时表达了对直购电的期待：“这两年直购电的发展我认为还是慢了，应该加快”。
朱永芃强调，直购电是电力体制改革的一个重要组成部分，是一项很积极的措施。“只有竞价上网才能真正调动发电、用电两侧的积极性，同时也会让电网管理更加科学合理。”
中国的工业用电量占全社会用电量比例超过70%，推广大用户直购电显然利大于弊，但实际推广相当不理想。目前全国只有8个直购电试点省份，分别是辽宁、吉林、福建、安徽、广东、江苏和黑龙江，且年均交易规模十分有限。2011年全国大用户直接交易电量仅为81.94亿千瓦时，不足全社会用电量的千分之二。
如果试点推广，直购电交易量大幅上升，电网效益显然会受到冲击，因此电网因素被视为直购电推广迟缓的重要原因。对此，全国政协委员、四川省电力公司总经理王抒祥表示，直购电是市场多元化发展的一个方向，“以四川为例，只要价格合理，消纳好富余的水电，我们表示支持”。
四川曾是全国最早实施直购电试点的省份，早在1999年就已有过尝试。
四川省计经委提供的数据显示，该省的自购电规模从起步阶段的20亿千瓦时左右一度涨至2009年的156亿千瓦时，但在2010年6月国家开展节能减排和电价大检查时，四川的试点工作被叫停。
今年初，四川省政府再次提出，将积极争取国家批准同意四川直购电试点方案。
全国工商联：
取消成品油非国营进口限制
目前我国成品油进口实行国营贸易和非国营贸易管理，国营贸易进口没有数量限制，但仅有4家国有石油企业具有进出口贸易权；非国营贸易实行进口资质和配额双管理方式，且只能进口燃料油。这种制度安排不利于公平竞争的成品油市场的形成，主要弊端表现在以下几个方面。
第一，使进口成品油对国内成品油市场的补充作用难以得到真正发挥。当国内汽油、柴油需求激增，需从国外进口时，由于国有石油企业的“国有”性质，其商业行为政治敏感度高，目标明显，市场敏锐性和灵活性欠缺导致效率低下，不利于我国在国际石油市场上有效控制进口成本和拓宽进口渠道；同时，由于我国对非国营贸易的资质限制、配额指标和品种约束等，民营石油企业在成品油进口方面难有作为。
第二，强化了国有石油企业的行业垄断，挤占了非国营石油企业的市场空间。我国对成品油非国营贸易限制是每年度由商务部下达进口允许量以及只能进口燃料油的品种限定；而中石油、中石化等国有企业则具有成品油国营贸易进口渠道，并且没有数量限制。中石油、中石化等国有企业近几年纷纷采取原油和燃料油配比搭售方式，向地方炼化企业提供原油和销售燃料油，占据燃料油销售市场，造成成品油非国营贸易进口配额形同虚设，并以原油资源换市场的手段，进一步强化其对油源的绝对控制。
第三，不利于应对因液体石油消费税征收政策调整而导致的汽油进口需求上升的状况。我国目前成品油市场部分供应来源于调和汽油。从2013年1月1日起，国家将石油炼化环节消费税征缴范围扩大至所有液态石化产品，这将使地方炼厂以进口燃料油为原料的生产成本上升、调和油的生产利润萎缩，从而产量减少，预计全年将出现至少1200万吨的汽油供应缺口。按我国2011年和2010年的汽油出口量分别为400万吨和520万吨推算，即使取消出口仍有700-800万吨的缺口。供不应求必然导致汽油市场的不稳定。
成品油非国营贸易配额只能用于进口燃料油的限制，并无明确政策依据。为贯彻落实党的十八大精神，建立公平、公正、充分竞争的成品油市场环境，保障国内成品油市场供需平衡，促进国内炼油企业在参与国际竞争中提高装备技术水平和管理水平，降低炼油成本。我们建议取消对成品油非国营贸易配额只能用于进口燃料油的审批限制，允许具有成品油进口资格的民营企业在配额内自行进口包括汽油、柴油在内的一切成品油。同时，完善各地石油交易中心，建立活跃的成品油流通市场，保障成品油市场供应。
全国工商联：
垃圾焚烧发电电费应足额结算
目前，仅有江苏、山东等地对辖区内的垃圾焚烧发电项目明确了垃圾焚烧发电的相关价格，并核定了当地垃圾焚烧发电企业的垃圾处理量和上网电价，其他多个省（区、市）仅限于新建的垃圾焚烧发电项目执行新政策，已建运营的项目由于收益率保持不变，运营方对调整电价积极性不高，仍执行原有电价政策。此外，垃圾焚烧发电仍然“上网难”。发电并网或将导致电网企业负担加重，直接影响其售电积极性。即使发电可以上网，无法及时获取足额的上网电费，拖欠现象较为普遍，直接影响到垃圾发电企业的积极性。对此我们建议：
第一，加大新政策的贯彻执行力度。各级政府应研究制定贯彻和落实新政策的实施细则，建立完善专门工作机构。对于电网企业由此增加的购电成本，应由政府部门与电网企业协调解决。
第二，确保上网电费实施足额结算。各地省级电网企业要依据省级价格主管部门核定的垃圾发电量和常规能源发电量，及时足额支付上网电费。各地电监局（办）要定期检查和督促，核实购电合同是否合理合法，以及陈欠电费的相关情况。因故不能按约付清上网电费的，应向发电企业支付违约金。
第三，加快配套措施的出台。为加快我国垃圾焚烧处理工作进展，需要加快配套政策措施的出台。研究确立垃圾焚烧补贴标准及设立合理调价依据，提高发电企业积极性；规范项目特需授权办法，杜绝滋生腐败问题。
全国政协委员朱共山：
提高多晶硅及硅片出口退税率
多晶硅产业随着技术的进步和市场整合，能耗已得到较大的下降，副产物也得到充分循环利用。特别是多晶硅产业也被国务院列为未来重点发展的七大战略性新兴产业重要内容之一。因此亟待摘掉多晶硅“双高”帽子，重新审视多晶硅行业，给予多晶硅出口退税等公平待遇。
目前我国晶硅电池正遭受美国“双反”贸易壁垒调查，欧盟也已立案跟进美国“双反”调查，国内晶硅电池产业将被迫向国外转移，多晶硅产品将直接与国外多晶硅企业进行竞争。因此需调整多晶硅出口退税率，以提高我国多晶硅产品在国际市场上的竞争力。多晶硅产品出口大多以硅片的形式出现，因此也应适当调整硅片出口退税率。
第一，建议将多晶硅出口退税率提高至17%。受益于多年的发展，国外多晶硅企业的折旧和财务成本得到有效摊销，加上政府财政补贴和优惠电价的支持，其生产成本可以控制在16-25美元/千克之间，而我国大部分多晶硅企业的生产成本仍在19-30美元/千克，为了有效提高我国多晶硅产品在国际市场上的竞争力，建议恢复晶硅出口退税政策并将出口退税率提高至17%，硅片的出口退税率从现行的13%提高到17%。整个政策调整可能只需财政付出少量的代价，但是起到抑制国外企业的不正当竞争、应对欧美“双反”和扩大出口的积极效果。
第二，建议调整多晶硅增值税，实施重点企业认定制度。比照集成电路的扶持方式，将多晶硅企业实际缴纳的增值税，建立多晶硅产业研发和扶持基金，以扶持企业技术研发和产业创新的形式返还给多晶硅企业，鼓励企业通过技术进步与创新不断降低生产成本。同时与相关主管部门一道，实施重点多晶硅企业认定制度，通过认定的多晶硅企业除了享有多晶硅研发基金扶持外，在项目审批、大用户直供电、自备电厂和信贷等方面采取适度宽松的支持政策。
全国政协委员刘汉元：
完善光伏上网电价补贴政策
近年来，国内光伏发电的政策条文日趋完善，发展逐步加速，不过在实际运行情况及实施过程中仍存在一些不容忽视的问题，对此建议：
首先，细化上网电价法，放宽规模光伏电站的并网审批。国家发改委出台的光伏发电上网电价政策中，并未对收购年限给出具体规定，对于试图进入光伏发电领域的企业来说，收购年限是其必须考虑的主要因素，甚至是其盈亏的分水岭，这就决定了诸多企业将因收购年限不明而举步不前。因此，根据光伏组件使用寿命一般在20—25年的特点，应进一步明确收购年限为至少20年，或用市场化的方式大胆放开，并根据成本的实际变化和电网的承受能力，每两到三年重新审核发布上网电价的具体标准，新制定的收购标准只管其后建设的项目。同时，国家应放宽对光伏下游发电项目的行政审批，简化审批流程，并将可再生能源发展专项资金的审批权限下放至省级财政部门。
其次，进一步优化相关光伏发电补贴方式。从2009年开始实施的金太阳工程，由于相关验收标准和机制的不健全，尤其补贴针对事前的规划装机容量进行，对后期监管不足，特别是项目建成的运行情况及后续发电与否缺乏约束，不少项目建成之后根本发不了电，大量补贴资金反而被浪费。
从2011年国家出台光伏发电上网电价政策后，统一实施针对发电量的上网电价法，并基于发电量进行补贴。根据国家发改委制定的上网电价补贴政策，1—1.15元/度的上网电价中高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，从可再生能源发展基金中进行补贴。但根据国家能源局统计，2012年可再生能源发展基金的补贴资金缺口已达200亿元，其中光伏发电的补贴缺口约为五六十亿。而2012年“金太阳”项目两期项目补贴额合计达250亿元，数倍于当年的可再生能源发展基金中光伏发电补贴资金缺口。因此，建议根据政策运行中存在的问题，尽快优化相关补贴方式，将有限的财政资金用于上网电价的补贴，提升光伏发电效果，好钢用在刀刃上，真正推动我国光伏产业的快速发展。
最后，尽快出台分布式光伏发电补贴细则。2012年年底，国家电网公司宣布对分布式光伏发电项目接入并网。为此，考虑分布式光伏发电具有发电自用和发电上网的双重特点，尽快出台分布式光伏发电的补贴细则，除了针对上网部分的电量按上网电价实施统一补贴外，还应借鉴德国的发展经验，对自用部分的电量进行补贴，标准可参照上网电价执行，从而真正促进光伏发电进入千家万户，实现能源使用方式的大转变。
全国人大代表尹正民：
加快蒙西至湖北特高压通道建设
湖北省能源供需矛盾日益突出，环境约束日趋强化，节能减排形势严峻，必须尽快解决能源安全问题。
从能源供应看，湖北化石能源匮乏，是缺煤、少油、乏气的省份。全省煤炭储量不足全国的1％，石油可采储量仅占全国的0.8％，天然气储量仅占全国的1.2％，煤、油、气的90％以上需要从外省购入，水电资源基本开发完毕。目前的能源结构导致湖北季节性和时段性缺电问题十分突出。
从能源需求看，近年来，全省经济社会快速发展，2012年国内生产总值达到2.2万亿元，全省能源需求刚性增长。随着工业化、城镇化、农业现代化进程的加快，湖北城镇化率2011年首次突破50%，达到51.83%，带动了我省城乡用电量不断提高。2002年以来，湖北连续多年在枯水期采取限电措施，主要原因是电煤供应不足。根据湖北电网规划最新结论，2015年湖北需接受外区电力最大达900万千瓦，必须大量接受外省电力。
从电网安全看，湖北电网是全国电网的中心，是三峡水电、北方煤电、西南水电资源在全国范围内优化配置的枢纽和通道，电网安全事关重大。一方面500千伏电网结构密集，短路概率高，安全稳定运行问题突出，现有网架已经不能满足全国电力西电东送、南北互济的转供需求；另一方面哈密-河南特高压直流工程计划今年投运。华北、华中仍维持特高压交流试验示范工程单回线路联网，一旦直流发生双极闭锁故障，需要切除河南电网420万千瓦负荷，必将危及包括湖北电网在内的华中电网安全运行。
国家电网公司特高压电网滚动规划明确，“十二五”后三年及2016-2017年，将规划建设“三纵三横”特高压网架和13条直流工程，解决大型能源基地远距离、大规模输电问题。在特高压试验示范工程基础上，继续向北延伸至蒙西电源基地，建设蒙西-晋中-晋东南-南阳-荆门特高压西纵输电通道，项目建成后输电能力可达1580万千瓦，年输送电量可达800亿千瓦时，相当于每年输送原煤3500万吨。同时，为提高送电可靠性，国家电网公司在特高压电网“十二五”滚动规划论证提出，新增蒙西至鄂东±800千伏直流工程，项目建成后送电容量可达800万千瓦，可很好地与特高压交流工程形成互备，满足湖北电网对北方电力资源的迫切需求，并改变华北、华中两大电网长期单线联系局面，提升电网安全稳定水平，提高内蒙向华中送电能力。
鉴于以上情况，建议国家相关部门尽早将蒙西-南阳-荆门-长沙特高压交流工程和蒙西-湖北特高压直流工程纳入国家能源发展“十二五”规划、电力规划和电网专项规划，早日开展前期工作并抓紧核准建设，确保内蒙古等北方火电顺利送达湖北等华中地区，以保障湖北能源安全。
全国政协委员孙丹萍：
应大力支持发展分布式能源
国务院印发的《能源发展“十二五”规划》（以下：简称《规划》）与以往不同，分布式能源更受到重视，并要求电网支持力度也加大。分布式能源具有节能减排、优化利用天然气等优点，对调整能源结构，解决当前不断蔓延的雾霾污染具有重要意义。对于目前分布式能源存在的问题，拟提出建议如下：
第一，落实投资建设和财政扶持的政策。目前，分布式能源投资建设成本较高，不利于大规模的投资建设。建议国家有关部门尽快出台业主投资建设分布式能源项目以及申报示范性项目的相关实施细则，明确投资建设分布式能源所需的具体步骤和程序，对于达到示范性要求的分布式能源项目给予国家财政方面的扶持。
第二，实现分布式能源并网。通过分布式能源在国外的应用情况来看，很多重要的场所，如医院、酒店、数据中心等对电能质量要求较高的地方，都是分布式能源供能为主，市电供能为辅的。可以说，在电能质量方面，分布式能源是成熟可靠的，电网公司应尽快为分布式能源的并网提供方便。
第三，实现分布式能源直供电。由于《电力法》第25条的规定，一个地区只能有一个供电部门，这使得分布式能源为用户供电的时候违反了该规定，也是分布式能源发展的最大障碍。因此，建议我国有关部门需要修改相关法律条款，变妨碍分布式能源发展为支持分布式能源发展，同时，加快建立现代电力市场体系，允许发电企业和用户直接交易。以广东省为例，对于大用户（年用电量超过1000万千瓦时以上），发电企业可以通过分布式供能方式对其直接供电，并可以向用户收取上网电费，同时发电企业向电网公司支付一定的过网费用和容量费用。
第四，实现分布式能源用气优惠政策。目前，在广东省内，天然气价格大大超过分布式能源能够承受的价格，导致发电企业由于经济性的原因，迟迟未能实现分布式能源项目的开工建设。建议我国有关部门制定相关政策，对于天然气分布式能源项目，供气企业和管网公司应确保供气，并在供气价格上给予一定的优惠，扶持天然气分布式能源项目的发展和经营。
第五，需充分发挥市场的调节作用，建立反映市场的能源价格联动机制。建立分区域的天然气价格交易指数，各地区的分布式能源上网电价根据该指数的变化趋势和幅度，进行相应的调整。这样才能保证分布式能源项目的正常运行，避免出现过去几年煤电价格倒挂的现象，使得发电厂不能正常生产。
