二是价格信号问题。

价格信号要反映价格管制与资源稀缺、有效激励机制和商品供求等方面。目前，输配电价初步实现价格管制了，但首轮输配电价的核定还存在很多欠缺，尤其是不同电压等级的投资与留利关系没有理顺。反映资源稀缺方面，目前的电价机制也还存在很大问题，电力供需从过剩到平衡再到偏紧，价格形成机制基本没有变化。没有发电机组、部分输电线路、调峰机组等的容量电价，按电量电价说事，不能有效激励中长期电力投资，这对中长期电力发展将形成瓶颈，目前电源投资、除特高压以外的电网投资增速很低甚至是负增长已经说明问题了。

三是电力投资激励问题。

电力企业主营业务中常规项目投资无所适从，处于徘徊阶段。比如，煤电要严控增量，有限的增量空间要向特高压输电的配套电源集中，但因特高压与其电源项目核准不配套。同时煤电存量过剩地区的产能要调减或者退出，退出机制没有确立。机组灵活性改造如果没有辅助服务、灵活调峰和现货等电价机制，也都没有了投资激励。水电方面，西南水电再开发下去成本太高，支持水电消纳的价格机制没有真正形成；抽水蓄能方面，基本是电网企业一元化投资，导致抽水蓄能建设速度比较慢。新能源方面，西部地区的风电、光伏发电因消纳问题基本被限制了，中东部低速风电投资有限，受“5.31”光伏新政影响，企业对分布式光伏投资也比较理性了。同时，新能源补贴不断退坡，甚至说停就停，企业对新能源投资如履薄冰。

再看电网投资，本需尽快解决跨区送电和低压配网等“两头薄弱”问题，但2018年输配电价核定以后，电网投资特别是配网投资受到制约。中西部省份普遍存在电网投资大、用电负荷分散、用电量少的特点，这些地方的电网企业往往处于微利甚至亏损的状态，传统上采用“东西帮扶”的模式，即东部支持中西部电网建设，但输配电价改革后，各省级电网被作为独立核价主体进行输配电价核定，“东西帮扶”的模式难以为继，中西部要加快配电网建设，缺乏投资能力。

当然，近年来，社会资本利用创新机制投资了不少综合能源服务、充电桩、储能等，在政策不稳定、不配套，经济形势不太乐观，技术瓶颈尚待突破环境下，其投资效益存在较大风险，预计这部分投资增速在2019年会减速。并且这些投资目前尚没反映到电力行业投资总额中，表面上看，行业电源、电网投资规模在下降。从行业转型发展视角看，需要将社会资本投资的电力新业态一并纳入行业统计。

四是生产要素自由流动问题。

无论发电公司还是电网公司，土地、人力资源、资产等生产要素应该是自由流动，通过市场化挂牌竞争交易，现在生产要素流动还存在很大瓶颈。比如，新能源项目前期的非投资性费用很高，某种角度来说，就是生产要素自由流动受阻造成的。另外，国企资本如何与社会资本混合，如何用“一两拨千斤”撬动社会资本有效投资电力，并建立规范合法的准入退出机制，这也是目前制约增量配电试点、综合能源服务、微网等创新业态健康有序发展的关键。

五是竞争公平有序问题。

包括存在行政干预电力市场交易，市场监管不到位，信用体系不健全，市场交易省间壁垒，存量与增量市场主体竞争能力差距过大等。

一是市场主体问题。

对于新进入电力市场的企业，比如新的售电公司、发电公司和需求侧响应公司，要明确标准，让他们规范地进入市场，并尽快培育他们，让其树立市场意识，掌握市场手段，更多了解用户，了解电力供需，否则他们将来不能准确判断用电形势，无法在电力市场竞价中立足。对于有经验的传统大电网企业，近几年应该限制其进入竞争性零售市场，可以进入需要大资本、先进技术手段支撑的区域、省级批发市场。

二是价格方面，尽快启动输配电价第二轮研究，进一步完善输配电价。

研究跨区送电价格形成机制，积极鼓励电力送出端能够通过市场化价格传导顺利送到接受端，实现电力资源优化配置。国家要监管跨区送电，不能任由各地政府加价，否则仍会出现跨区输电线路负荷不饱满甚至负荷率很低的问题。同时，送受两端输电价格传导，也要合理考虑送端生产成本，不能任由受端政府不实事求是地要求降价，避免出现在保障电网留利后送端发电企业无法经营的状况。推动形成分布式能源交易的价格机制。出台市场环境下的煤电联动机制，即煤和电的价格协同，电力和终端用户产品的价格协同，利用大数据把上游资源与终端用户产品价格全产业链监管起来，数据透明公正，满足设定的联动条件就自动联动。各地政府可以聘请第三方来建设大数据平台，统一标准、统一数据库模板，中央监管各地平台成立与否、数据质量如何、数据应用如何。

三是投资方面，尽快明晰政策导向。

在煤电、水电、核电、新能源、增量配电、分布式能源、微网投资上，给予政策指导，让企业进行有效投资，给予企业投资有效激励。

四是促进电力生产要素自由流动。

使用和分配遵循价格、竞争和利益机制。

五是加强政府监管，促进市场竞争公平有序。

打破地域分割、行业垄断，清除市场壁垒，对所有经营者进入门槛要公平和平等。