今年兩會，能源管理機構改革、能源管理職能轉變、能源體制機制改革成能源界熱議話題。
3月3日，中國人民政治協商會議第十二屆全國委員會第一次會議在人民大會堂召開，備受矚目的2013年全國兩會正式拉開帷幕。
此次兩會是在“十八大”報告提出“要始終把改革創新精神貫徹到治國理政各個環節”的背景下召開的，因此，對于改革，特別是關系到國計民生的能源領域改革，成為經濟界、政治界和能源行業關注的焦點話題。
其中，能源相關領域的政府機構改革、能源主管部門的政府職能轉變、能源體制機制改革等一系列問題尤為引人注目。對上述問題，多位專家接受了《中國能源報》記者的采訪，對未來我國能源領域的改革大膽假設、謹慎論證。
能源部成立時機成熟？
建國以來，隨著我國政府機構改革的深入，中國能源管理部門的變革經歷了三次電力部、三次煤炭工業部、兩次石油部、兩次能源委、一次燃料工業部、一次能源部、一次發改委能源局和一次國家能源局。近年的兩會上，成立能源部的呼聲日漸高漲。2010年年初，由國務院總理擔任主任的國家能源委正式成立，這也被看做是加強跨部門之間的能源協調管理、立足于當前能源管理體制的一種有效改革。
然而，隨著我國經濟社會的快速發展，確保當前能源安全生產供應和未來能源與環境和諧、可持續地發展等問題日益成為影響我國經濟社會發展的重大戰略問題。與此同時，煤炭油氣價格、新能源有序良性發展等問題的出現，使得能源改革愈發牽動人心。在今年年初召開的全國能源工作會議上，首次提出“頂層設計”——“深入研究深化能源體制改革的頂層設計和總體規劃，明確改革總體方案、路線圖和時間表，積極開展試點示范”。能源領域改革已成為各界共識。
能源領域頂層設計與機構改革密切相關。中國銀行監事、全國政協委員梅興保在接受《中國能源報》記者采訪時表示，大部制改革是必須的推進方向,市場經濟體制之下要簡政放權，把決策權交給企業。具體到能源行業，梅興保認為國家能源局的存在已經為能源領域大部制改革打下基礎，成立能源部“時機已經成熟”。但與多數觀察者一樣，他也強調成立能源部委必須直面如何收放發改委權力的棘手難題，其中的利害博弈需要國家層面協調。
中國行政體制改革研究會副會長汪玉凱表示，今年的政府機構改革主要是確定方向，以微調為主，換屆年準備時間比較短，很多改革方案還屬于醞釀階段，所以大調整的可能性不大，局部調整也以解決亟須調整和突出的問題為主，更大范圍的調整可能在五年后。
國家行政學院經濟學部教授李江濤對《中國能源報》記者表示，盡管能源機構改革面臨種種矛盾，但還是希望能有更大突破�！爸袊莻�大國，能源管理問題應該借鑒美國的經驗和做法，應成立更高層次的能源管理部門，統一行使對電力、油氣、煤炭的監管權。更高級別能源管理部門的優勢在于能源監管的一體化，能源產品很多，相互之間有關聯，例如煤電之爭涉及到多個部門和企業，需統一集中協調�！�
能源主管部門職能亟待轉變
中國社會科學院工業經濟研究所研究員周民良對《中國能源報》記者表示，改革既涉及到機構改革，也涉及到職能改革——怎樣在有效引導資源配置的同時，加強政府對企業的規范管理？“能源企業涉及到壟斷的問題，政府對企業的規范化管理尤為重要：如何在政府改革的同時進一步改革壟斷行業，讓壟斷行業提供基礎性作用、同時不至于造成過高的壟斷價格，都是問題所在�！彼f。
李江濤也表示，現在爭議很大的價改問題，一是因為利益相關者的議價能力和影響決策能力比較強，第二說明政府職能轉變存在滯后現象。政府希望通過能源價格控制發揮穩定宏觀經濟指標，為經濟穩定運行提供良好環境的作用，但有些事情政府在行使職能過程中不到位。
2月28日，中共第十八屆二中全會的閉幕會上，《國務院機構改革和職能轉變方案（討論稿）》審議并通過。與以往不同，本次方案不僅在題目中增加了“職能轉變”四字，而且也著重強調以“職能轉變”為核心。
電改從何突破值得期待
李江濤認為，當前關于推進能源體制改革的強烈呼聲，宏觀層面突出集中在兩個問題：一是能源管理體制由“分散”走向“集中”，即成立國家能源部；二是破除體制性障礙，真正實現非公有制經濟進入能源領域。微觀層面則細分至各個傳統能源子領域，如成品油定價機制、天然氣價格改革，以及廣受關注的電改。
近年來，隨著傳統的集中電力管理體制和現代化的分布式能源發展模式之間的矛盾日益突出。在被寄予改革厚望的2013兩會期間，“年年被念，年年無為”的電改將走向何方仍是行業和輿論的關注焦點。
時至今日，始于2002年的電力體制改革仍未收獲設計中的自由電力市場，“5號文件”中的核心“輸配分離、競價上網”固步不前，因電改而生的電監會則在電改的邊緣游走了10年。
這是一場沒有時間表，也沒有牽頭推進機構的復雜改革，看得見彼岸，卻難以抵達。3月1日，本報記者在委員駐地向全國政協委員、電監會副主席史玉波提出了電改走向和電監會未來定位的問題，但后者似乎不愿，也無法給出答案，只是拋出了一個非常官方的回答：“電改是行業乃至社會關注的熱點，必須謹慎對待，接下來首先在哪兒動刀，乃至電監會未來的定位，要跟看國家體制改革的方向�！�
陷入停滯的改革需要一個突破口，大用戶直購電是一個潛在的選擇。
全國政協委員、中國國電集團總經理朱永芃在接受《中國能源報》記者采訪時表達了對直購電的期待：“這兩年直購電的發展我認為還是慢了，應該加快”。
朱永芃強調，直購電是電力體制改革的一個重要組成部分，是一項很積極的措施�！爸挥懈們r上網才能真正調動發電、用電兩側的積極性，同時也會讓電網管理更加科學合理�！�
中國的工業用電量占全社會用電量比例超過70%，推廣大用戶直購電顯然利大于弊，但實際推廣相當不理想。目前全國只有8個直購電試點省份，分別是遼寧、吉林、福建、安徽、廣東、江蘇和黑龍江，且年均交易規模十分有限。2011年全國大用戶直接交易電量僅為81.94億千瓦時，不足全社會用電量的千分之二。
如果試點推廣，直購電交易量大幅上升，電網效益顯然會受到沖擊，因此電網因素被視為直購電推廣遲緩的重要原因。對此，全國政協委員、四川省電力公司總經理王抒祥表示，直購電是市場多元化發展的一個方向，“以四川為例，只要價格合理，消納好富余的水電，我們表示支持”。
四川曾是全國最早實施直購電試點的省份，早在1999年就已有過嘗試。
四川省計經委提供的數據顯示，該省的自購電規模從起步階段的20億千瓦時左右一度漲至2009年的156億千瓦時，但在2010年6月國家開展節能減排和電價大檢查時，四川的試點工作被叫停。
今年初，四川省政府再次提出，將積極爭取國家批準同意四川直購電試點方案。
全國工商聯：
取消成品油非國營進口限制
目前我國成品油進口實行國營貿易和非國營貿易管理，國營貿易進口沒有數量限制，但僅有4家國有石油企業具有進出口貿易權；非國營貿易實行進口資質和配額雙管理方式，且只能進口燃料油。這種制度安排不利于公平競爭的成品油市場的形成，主要弊端表現在以下幾個方面。
第一，使進口成品油對國內成品油市場的補充作用難以得到真正發揮。當國內汽油、柴油需求激增，需從國外進口時，由于國有石油企業的“國有”性質，其商業行為政治敏感度高，目標明顯，市場敏銳性和靈活性欠缺導致效率低下，不利于我國在國際石油市場上有效控制進口成本和拓寬進口渠道；同時，由于我國對非國營貿易的資質限制、配額指標和品種約束等，民營石油企業在成品油進口方面難有作為。
第二，強化了國有石油企業的行業壟斷，擠占了非國營石油企業的市場空間。我國對成品油非國營貿易限制是每年度由商務部下達進口允許量以及只能進口燃料油的品種限定；而中石油、中石化等國有企業則具有成品油國營貿易進口渠道，并且沒有數量限制。中石油、中石化等國有企業近幾年紛紛采取原油和燃料油配比搭售方式，向地方煉化企業提供原油和銷售燃料油，占據燃料油銷售市場，造成成品油非國營貿易進口配額形同虛設，并以原油資源換市場的手段，進一步強化其對油源的絕對控制。
第三，不利于應對因液體石油消費稅征收政策調整而導致的汽油進口需求上升的狀況。我國目前成品油市場部分供應來源于調和汽油。從2013年1月1日起，國家將石油煉化環節消費稅征繳范圍擴大至所有液態石化產品，這將使地方煉廠以進口燃料油為原料的生產成本上升、調和油的生產利潤萎縮，從而產量減少，預計全年將出現至少1200萬噸的汽油供應缺口。按我國2011年和2010年的汽油出口量分別為400萬噸和520萬噸推算，即使取消出口仍有700-800萬噸的缺口。供不應求必然導致汽油市場的不穩定。
成品油非國營貿易配額只能用于進口燃料油的限制，并無明確政策依據。為貫徹落實黨的十八大精神，建立公平、公正、充分競爭的成品油市場環境，保障國內成品油市場供需平衡，促進國內煉油企業在參與國際競爭中提高裝備技術水平和管理水平，降低煉油成本。我們建議取消對成品油非國營貿易配額只能用于進口燃料油的審批限制，允許具有成品油進口資格的民營企業在配額內自行進口包括汽油、柴油在內的一切成品油。同時，完善各地石油交易中心，建立活躍的成品油流通市場，保障成品油市場供應。
全國工商聯：
垃圾焚燒發電電費應足額結算
目前，僅有江蘇、山東等地對轄區內的垃圾焚燒發電項目明確了垃圾焚燒發電的相關價格，并核定了當地垃圾焚燒發電企業的垃圾處理量和上網電價，其他多個�。▍^、市）僅限于新建的垃圾焚燒發電項目執行新政策，已建運營的項目由于收益率保持不變，運營方對調整電價積極性不高，仍執行原有電價政策。此外，垃圾焚燒發電仍然“上網難”。發電并網或將導致電網企業負擔加重，直接影響其售電積極性。即使發電可以上網，無法及時獲取足額的上網電費，拖欠現象較為普遍，直接影響到垃圾發電企業的積極性。對此我們建議：
第一，加大新政策的貫徹執行力度。各級政府應研究制定貫徹和落實新政策的實施細則，建立完善專門工作機構。對于電網企業由此增加的購電成本，應由政府部門與電網企業協調解決。
第二，確保上網電費實施足額結算。各地省級電網企業要依據省級價格主管部門核定的垃圾發電量和常規能源發電量，及時足額支付上網電費。各地電監局（辦）要定期檢查和督促，核實購電合同是否合理合法，以及陳欠電費的相關情況。因故不能按約付清上網電費的，應向發電企業支付違約金。
第三，加快配套措施的出臺。為加快我國垃圾焚燒處理工作進展，需要加快配套政策措施的出臺。研究確立垃圾焚燒補貼標準及設立合理調價依據，提高發電企業積極性；規范項目特需授權辦法，杜絕滋生腐敗問題。
全國政協委員朱共山：
提高多晶硅及硅片出口退稅率
多晶硅產業隨著技術的進步和市場整合，能耗已得到較大的下降，副產物也得到充分循環利用。特別是多晶硅產業也被國務院列為未來重點發展的七大戰略性新興產業重要內容之一。因此亟待摘掉多晶硅“雙高”帽子，重新審視多晶硅行業，給予多晶硅出口退稅等公平待遇。
目前我國晶硅電池正遭受美國“雙反”貿易壁壘調查，歐盟也已立案跟進美國“雙反”調查，國內晶硅電池產業將被迫向國外轉移，多晶硅產品將直接與國外多晶硅企業進行競爭。因此需調整多晶硅出口退稅率，以提高我國多晶硅產品在國際市場上的競爭力。多晶硅產品出口大多以硅片的形式出現，因此也應適當調整硅片出口退稅率。
第一，建議將多晶硅出口退稅率提高至17%。受益于多年的發展，國外多晶硅企業的折舊和財務成本得到有效攤銷，加上政府財政補貼和優惠電價的支持，其生產成本可以控制在16-25美元/千克之間，而我國大部分多晶硅企業的生產成本仍在19-30美元/千克，為了有效提高我國多晶硅產品在國際市場上的競爭力，建議恢復晶硅出口退稅政策并將出口退稅率提高至17%，硅片的出口退稅率從現行的13%提高到17%。整個政策調整可能只需財政付出少量的代價，但是起到抑制國外企業的不正當競爭、應對歐美“雙反”和擴大出口的積極效果。
第二，建議調整多晶硅增值稅，實施重點企業認定制度。比照集成電路的扶持方式，將多晶硅企業實際繳納的增值稅，建立多晶硅產業研發和扶持基金，以扶持企業技術研發和產業創新的形式返還給多晶硅企業，鼓勵企業通過技術進步與創新不斷降低生產成本。同時與相關主管部門一道，實施重點多晶硅企業認定制度，通過認定的多晶硅企業除了享有多晶硅研發基金扶持外，在項目審批、大用戶直供電、自備電廠和信貸等方面采取適度寬松的支持政策。
全國政協委員劉漢元：
完善光伏上網電價補貼政策
近年來，國內光伏發電的政策條文日趨完善，發展逐步加速，不過在實際運行情況及實施過程中仍存在一些不容忽視的問題，對此建議：
首先，細化上網電價法，放寬規模光伏電站的并網審批。國家發改委出臺的光伏發電上網電價政策中，并未對收購年限給出具體規定，對于試圖進入光伏發電領域的企業來說，收購年限是其必須考慮的主要因素，甚至是其盈虧的分水嶺，這就決定了諸多企業將因收購年限不明而舉步不前。因此，根據光伏組件使用壽命一般在20—25年的特點，應進一步明確收購年限為至少20年，或用市場化的方式大膽放開，并根據成本的實際變化和電網的承受能力，每兩到三年重新審核發布上網電價的具體標準，新制定的收購標準只管其后建設的項目。同時，國家應放寬對光伏下游發電項目的行政審批，簡化審批流程，并將可再生能源發展專項資金的審批權限下放至省級財政部門。
其次，進一步優化相關光伏發電補貼方式。從2009年開始實施的金太陽工程，由于相關驗收標準和機制的不健全，尤其補貼針對事前的規劃裝機容量進行，對后期監管不足，特別是項目建成的運行情況及后續發電與否缺乏約束，不少項目建成之后根本發不了電，大量補貼資金反而被浪費。
從2011年國家出臺光伏發電上網電價政策后，統一實施針對發電量的上網電價法，并基于發電量進行補貼。根據國家發改委制定的上網電價補貼政策，1—1.15元/度的上網電價中高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，從可再生能源發展基金中進行補貼。但根據國家能源局統計，2012年可再生能源發展基金的補貼資金缺口已達200億元，其中光伏發電的補貼缺口約為五六十億。而2012年“金太陽”項目兩期項目補貼額合計達250億元，數倍于當年的可再生能源發展基金中光伏發電補貼資金缺口。因此，建議根據政策運行中存在的問題，盡快優化相關補貼方式，將有限的財政資金用于上網電價的補貼，提升光伏發電效果，好鋼用在刀刃上，真正推動我國光伏產業的快速發展。
最后，盡快出臺分布式光伏發電補貼細則。2012年年底，國家電網公司宣布對分布式光伏發電項目接入并網。為此，考慮分布式光伏發電具有發電自用和發電上網的雙重特點，盡快出臺分布式光伏發電的補貼細則，除了針對上網部分的電量按上網電價實施統一補貼外，還應借鑒德國的發展經驗，對自用部分的電量進行補貼，標準可參照上網電價執行，從而真正促進光伏發電進入千家萬戶，實現能源使用方式的大轉變。
全國人大代表尹正民：
加快蒙西至湖北特高壓通道建設
湖北省能源供需矛盾日益突出，環境約束日趨強化，節能減排形勢嚴峻，必須盡快解決能源安全問題。
從能源供應看，湖北化石能源匱乏，是缺煤、少油、乏氣的省份。全省煤炭儲量不足全國的1％，石油可采儲量僅占全國的0.8％，天然氣儲量僅占全國的1.2％，煤、油、氣的90％以上需要從外省購入，水電資源基本開發完畢。目前的能源結構導致湖北季節性和時段性缺電問題十分突出。
從能源需求看，近年來，全省經濟社會快速發展，2012年國內生產總值達到2.2萬億元，全省能源需求剛性增長。隨著工業化、城鎮化、農業現代化進程的加快，湖北城鎮化率2011年首次突破50%，達到51.83%，帶動了我省城鄉用電量不斷提高。2002年以來，湖北連續多年在枯水期采取限電措施，主要原因是電煤供應不足。根據湖北電網規劃最新結論，2015年湖北需接受外區電力最大達900萬千瓦，必須大量接受外省電力。
從電網安全看，湖北電網是全國電網的中心，是三峽水電、北方煤電、西南水電資源在全國范圍內優化配置的樞紐和通道，電網安全事關重大。一方面500千伏電網結構密集，短路概率高，安全穩定運行問題突出，現有網架已經不能滿足全國電力西電東送、南北互濟的轉供需求；另一方面哈密-河南特高壓直流工程計劃今年投運。華北、華中仍維持特高壓交流試驗示范工程單回線路聯網，一旦直流發生雙極閉鎖故障，需要切除河南電網420萬千瓦負荷，必將危及包括湖北電網在內的華中電網安全運行。
國家電網公司特高壓電網滾動規劃明確，“十二五”后三年及2016-2017年，將規劃建設“三縱三橫”特高壓網架和13條直流工程，解決大型能源基地遠距離、大規模輸電問題。在特高壓試驗示范工程基礎上，繼續向北延伸至蒙西電源基地，建設蒙西-晉中-晉東南-南陽-荊門特高壓西縱輸電通道，項目建成后輸電能力可達1580萬千瓦，年輸送電量可達800億千瓦時，相當于每年輸送原煤3500萬噸。同時，為提高送電可靠性，國家電網公司在特高壓電網“十二五”滾動規劃論證提出，新增蒙西至鄂東±800千伏直流工程，項目建成后送電容量可達800萬千瓦，可很好地與特高壓交流工程形成互備，滿足湖北電網對北方電力資源的迫切需求，并改變華北、華中兩大電網長期單線聯系局面，提升電網安全穩定水平，提高內蒙向華中送電能力。
鑒于以上情況，建議國家相關部門盡早將蒙西-南陽-荊門-長沙特高壓交流工程和蒙西-湖北特高壓直流工程納入國家能源發展“十二五”規劃、電力規劃和電網專項規劃，早日開展前期工作并抓緊核準建設，確保內蒙古等北方火電順利送達湖北等華中地區，以保障湖北能源安全。
全國政協委員孫丹萍：
應大力支持發展分布式能源
國務院印發的《能源發展“十二五”規劃》（以下：簡稱《規劃》）與以往不同，分布式能源更受到重視，并要求電網支持力度也加大。分布式能源具有節能減排、優化利用天然氣等優點，對調整能源結構，解決當前不斷蔓延的霧霾污染具有重要意義。對于目前分布式能源存在的問題，擬提出建議如下：
第一，落實投資建設和財政扶持的政策。目前，分布式能源投資建設成本較高，不利于大規模的投資建設。建議國家有關部門盡快出臺業主投資建設分布式能源項目以及申報示范性項目的相關實施細則，明確投資建設分布式能源所需的具體步驟和程序，對于達到示范性要求的分布式能源項目給予國家財政方面的扶持。
第二，實現分布式能源并網。通過分布式能源在國外的應用情況來看，很多重要的場所，如醫院、酒店、數據中心等對電能質量要求較高的地方，都是分布式能源供能為主，市電供能為輔的�？梢哉f，在電能質量方面，分布式能源是成熟可靠的，電網公司應盡快為分布式能源的并網提供方便。
第三，實現分布式能源直供電。由于《電力法》第25條的規定，一個地區只能有一個供電部門，這使得分布式能源為用戶供電的時候違反了該規定，也是分布式能源發展的最大障礙。因此，建議我國有關部門需要修改相關法律條款，變妨礙分布式能源發展為支持分布式能源發展，同時，加快建立現代電力市場體系，允許發電企業和用戶直接交易。以廣東省為例，對于大用戶（年用電量超過1000萬千瓦時以上），發電企業可以通過分布式供能方式對其直接供電，并可以向用戶收取上網電費，同時發電企業向電網公司支付一定的過網費用和容量費用。
第四，實現分布式能源用氣優惠政策。目前，在廣東省內，天然氣價格大大超過分布式能源能夠承受的價格，導致發電企業由于經濟性的原因，遲遲未能實現分布式能源項目的開工建設。建議我國有關部門制定相關政策，對于天然氣分布式能源項目，供氣企業和管網公司應確保供氣，并在供氣價格上給予一定的優惠，扶持天然氣分布式能源項目的發展和經營。
第五，需充分發揮市場的調節作用，建立反映市場的能源價格聯動機制。建立分區域的天然氣價格交易指數，各地區的分布式能源上網電價根據該指數的變化趨勢和幅度，進行相應的調整。這樣才能保證分布式能源項目的正常運行，避免出現過去幾年煤電價格倒掛的現象，使得發電廠不能正常生產。
