本轮电力体制改革酝酿期间，国电山东电力公司党组书记毕可利对当前电力体制改革撰文，指出了电网调峰能力不足，新能源消纳困难等诸多问题，提出深化电力体制改革几乎到了刻不容缓的地步。
2016年，中发9号文之后一年半之际，有中电联相关业内人士指出，当年提出的这些问题与建议现在看来仍然适用。
就在业内开始滚动评估新一轮电力体制改革的时候，eo记者对话毕可利，请他谈谈当下改革进展与问题，包括：
如何看待存量配电网问题;
如何看待民营与国有企业展开的日益激烈的竞争;
如何看待通过直接交易降电价的普遍趋势，该作何调整等。
存量配电网合法化是趋势，应接受公平、全面的监管
eo: 9号文及六个配套文件下发至今已约一年，您认为取得显著进展的是什么?
毕可利：目前来看，在各项配套改革当中，有一点是新东西，就是鼓励以混合所有制方式发展配电业务，甚至可以由非电网企业独资建设、运营，新的配售电区域陆续出现。同时，在山东和新疆等地方，由于历史原因，已经存在不少独立配电网甚至区域电网。对于这些已经形成的现状，趋势是将其合法化。
过去，按照电力法的规定，一个供电区域只能有一家供电企业，供电业务由电网企业垄断。但是，早在电网企业形成之前，产业先行，已经形成了事实上的配电公司，比如石化产业，机井星罗棋布，配网非常发达，以山东的东营为例，可以说是先有石油，再有东营市，然后才有了东营供电公司，这是不是就和原来的电力法冲突了?这次改革，其中一个任务实际上是要把过去说不清的事情给说清楚。
与此同时，我们已经可以看到竞争意味的出现，现在一旦哪里有新的园区出现，电网企业与以往相比非常积极主动，这就是改革后产生的动力。允许有新的配电公司进入了，不同供电企业差异化的做法和生产经营特点会出现比较，比较的结果会促进他们之间的竞争，促进其不断改进工作，降低成本，最终传导到电力用户，降低终端用户的电价。
eo: 但是业内有声音认为，一旦工业大用户聚集的区域形成小型局域网成为趋势，会导致电网碎片化，进而引发一些问题。
毕可利：我在2014年时就提出过，鉴于电网的特殊性，电网企业不是严格意义上的企业，电网是发电端与用电端的服务平台，平台的大小与上下游有关，太大不经济，太小满足不了要求，上下游都会受到限制。所以，我们需要的是好的、合理的电网，需要电网与电源和用户协调发展，而不需要超级特大电网。
以魏桥为例，据了解，目前其规模已经达到1000万千瓦了，可以说已成规模。至于会不会继续扩大，我们要留意到，作为民营企业，经济账是肯定要算的，这一点相比国有企业，大可不必担心。
eo：另一方面，“魏桥模式”产生的低电价也备受争议。您认为应当如何对待?
毕可利：既然合法化，那么就必须接受公平、全面的监管。一些政府性基金，如可再生能源补贴等等，“孤网”或者小型局域电网不承担相应责任的话，量变引起质变，将造成国家损失;从另一个方面看，支持可再生能源的发展，空气质量好了，他们也从中受益。所以，政府的监管应当到位，公共性责任应当承担。
eo: 除了政府性基金、交叉补贴等内容外，存量配电网现在的运营成本与电网供电公司成本可能也存在差异。
毕可利：我曾经撰文建议，应当严格规范电网企业的经营成本，实行零利润或微利经营。
为了调动电网企业的积极性，国家经济运行部门和能源监管机构对电网企业考核线损率、电网运行成本、清洁能源发电比率、全网火电厂煤耗率等运行指标，甚至各电压等级输变电建设成本等，这些指标要定期向全社会公布，各省区电网对这些运行指标都有可比性。
电网企业实行零利润经营后，必须实行严格的审计。一旦电网的成本费用管控得当，盈利水平稳定，就可以疏导末端电价。比如，随着输变电设备折旧年限的递增和财务费用的降低，全国的电价都应该逐年下降，改革的成果会有所显现，又比如，今年盈利了8个亿，那么明年是否可以在度电成本中适当返还体现?输配电价机制必须是活动的，有升有降，保证电网零利润或微利。
此外，电网企业之间的经营业务比较和成本对比也会发现各电网企业经营差别和问题，可以相互促进提高集约化经营水平，促进降低输变电运行成本，促进降低用户电价。
现在正在核定的输配电价是以省为单位，按照不同电压等级为分界的。至于将来完成了省级输配电价核算并予以实施，存量配电网合法化并受到合理监管后，不同供电范围是否再有不同的配电价格，用户是否可以选择电厂，以至最终选择更加便宜的终端价格，这也是有可能的。
应反思国有公用电厂的管理效率
eo: 那么，在受到公平、全面的监管之后，这些存量配电网供电范围内的电价会否不再具有明显优势?
毕可利：首先不得不承认，对于拥有自备电厂又建设成了局域配电网的情况，其电厂建设效率和成本方面优势凸显。据我所知，山东信发一下子建了6台70万千瓦的机组，造价之低，可以说是罕见;他们还在新疆建了2台110万千瓦的机组，号称全世界最大。一方面，从前期决策到准备，相比国有公用电厂少了许多环节，速度快;另一方面，煤电铝一体化，甚至余热余气利用，中间几乎没有浪费，出去就是产品。
所以，即使合法化之后缴纳了相应的公共基金，他们在源头上的成本依然具有优势。从这个角度来看，我们是时候要反思国有公用电厂的规范管理和效率之间如何取得平衡了。
如果再不调整单纯通过直接交易降电价的模式，改革必然以失败告终
eo: 对于国有发电企业来说，一边是煤价上涨，另一边是各省规模不断扩大的直接交易。您如何看待当前的形势?
毕可利：先说煤炭行业的问题。去产能的大方向是完全正确的，但是要具体情况具体分析，比如，企业生产的煤，有客户排着队买，不仅有销路还能挣钱，那么这样的产能该去吗?从2016年开始，按全年作业时间不超过270个工作日重新确定煤矿产能，原则上法定节假日和周日不安排生产，现在还在继续压缩，再这样下去市场上会不会没有煤了?正如你所说，煤价上涨已经成为严重问题，然而煤电联动又是不及时的。
同样，一味地强调过剩也是不科学的，现在的过剩是一个经济周期产生的结果，这和国家经济结构调整有关系，高耗能产业强调节能降耗，降低单位GDP的能耗。但是，一旦正常之后，根据现在国家的经济发展速度，7%-8%的增长速度还是应该有的，毕竟，中国平均用电量还是很低的，用电增长在相当长一段时间里还是主要方向。然而，电厂不是一两年就能建起来的，都要经历前期准备、可行性研究等等。目前去产能、过剩的大方向是对的，但真要具体情况具体分析。
再说各省的电力直接交易。现在从计划电量里拿出一部分来降电价，制定各种竞价规则、电厂报价等等，在此基础上，一些省份的政府要求电厂再拿一部分出来降。只降不升，何为市场?
回忆上一轮改革，无论是东北还是华东试点，不能再降价了，而是要升价，那么，还要不要电?这次如果对目前的情况不做大的调整，也必然以失败告终。现在是各省冲动，电厂被动应对。还是那句话，小规模短期让利可以，但长久下去真不行，量变会引起质变。现在几家大的发电企业都在考虑争取提升上网电价。
eo: 那么应当如何调整呢?
毕可利：努力降低化石燃料的能源比例，大力发展清洁能源是国家长远的产业政策，也是节能减排、解决环境污染的需要。所以，在电网运行方面尽量多使用清洁能源，让水电、核电、风电以及太阳能多发电是可以理解的。但是，火电目前仍然是电网的主力电源，占全国电网全部装机的70%，个别少数省如果忽略风电等新能源比例的话，火电比例接近100%，是目前支撑电网安全运行的主力电源。
举个例子，甘肃这个地方水电很多，当时水火都归国家电力公司管，而上一轮电改之后，火电给了大唐和国电，水电则给了中电投。过去夏天来水多的时候，火电几乎不开，作为备用，整体一个盘算账，都由甘肃省电力公司来统筹，那么，整个盘子是盈利的，同时降低了能耗，而冬天，枯水期就由火电来补充。但是现在不同了，单独核算，没有负荷就是死路一条。那么，谁来做备用呢?如果不给予火电基本电量作为备用的话，那燃煤电厂完全可以不负责任地关停。
我2014年时就提出对火电实行两部制电价，保证一定的基本电量，设定基本电价，其他部分根据各厂经营好赖，可以参与市场竞价，经营得好，电价可降空间就大，不好的话就降得少，由市场来做选择，我认为还是可行的。
同时，对于水电，不宜实行标杆电价，应仍然实行一站一核价的原则，按年平均来水量确定基本电价，保证其基本收益。低于电网平均上网电价的水电企业原则上上网电量不应该受到限制，高于电网平均上网电价的水电企业，超发部分执行电网的平均上网电价，有些电网实行最低上网电价，不管怎样要保证水电不弃水，水电企业要有发电的积极性。这样，水电实行的也是两部制电价，超发部分的盈余用于补充火电停发或少发电量的损失。
