配售電改革仍處于初級階段

2018-04-03 14:05:58 中國電力企業管理　點擊量：評論 (0)

自電改9號文發布以來，我國新一輪電力體制改革已經走過了整整三年的路程，配售電改革從2015年11月《關于推進售電側改革的實施意見》發布算

自電改9號文發布以來，我國新一輪電力體制改革已經走過了整整三年的路程，配售電改革從2015年11月《關于推進售電側改革的實施意見》發布算起的話，也經過了兩年半的歷程。在此期間，關于配售電改革的頂層設計政策也制定了不少，關于改革的務實性的討論亦持續升溫，各地對改革的探索也在曲折中前進。應該說，配售電改革總體上是沿著9號文指定的方向在前進，但是還遠沒有實質性、階段性成果，仍然處于起步階段，改革的措施還有待落地。

政策不斷出臺，但落地仍存在問題

“按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，探索社會資本投資配電業務的有效途徑。逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。”這是9號文對配售電改革作出的總體部署。

之后，國家層面相繼出臺了推進配售電改革特別是增量配電改革的諸多政策措施(見表1)，但改革措施落地的過程中，在具體操作層面依然出現了很多問題。

一是配電區域劃分問題。《關于規范開展增量配電業務改革試點的通知》指出，各地要按照界限清晰、責任明確的原則，劃定試點項目的供電范圍，避免重復建設、防止交叉供電，確保電力供應安全可靠。在改革過程中，電網企業認為存量資產可以滿足試點區域供電需求，新增配網屬于重復建設，增量配電網業主與電網公司在配電區域劃分問題上存在爭議。

《增量配電業務配電區域劃分實施辦法(試行)》出臺后，這一問題有望得到解決，今后，配電區域原則上應按照地理范圍或行政區域劃分，具有清晰的邊界，避免出現重復建設、交叉供電、普遍服務和保底供電服務無法落實等情況。并對地方相關主管部門在配電區域劃分工作上的權力進行了明晰，即在配電網規劃、項目論證、項目業主確定、項目核準(備案)等環節明確具有清晰地理邊界的配電區域，出具配電區域劃分意見，并抄送國家能源局派出監管機構。

二是電網公平接入問題。《關于推進售電側改革的實施意見》指出，電網企業要保障電網公平無歧視開放，向市場主體提供輸配電服務，公開輸配電網絡的可用容量和實際使用容量等信息。但是在實際操作中，出現了電網公司對未參股的項目進行信息封鎖、新增配網項目無法獲得上級電網架構等必要信息的現象。此外，《電網公平開放監管辦法》尚待出臺，增量配電網與大電網的并網、接入工作仍存在困難。

三是項目業主確定問題。《有序放開配電網業務管理辦法》指出，地方政府能源管理部門應當通過招標等市場化機制公開、公平、公正優選確定項目業主，明確項目建設內容、工期、供電范圍并簽訂協議。項目業主完成可行性論證并獲得所有支持性文件，具備核準條件后向地方政府能源管理部門申請項目核準。但在業主確定的工作中，各地出現了電網公司要求絕對控股的現象。

2018年1月17日，國網重慶市電力公司與重慶兩江長興電力有限公司簽署合作協議，在重慶兩江新區工業開發區共同組建新型配售電企業，重慶兩江新區工業開發區增量配電業務是第一批106個增量配電業務改革試點項目之一，試點范圍為兩江新區的水土、龍興和魚復三個工業園區。國網重慶市電力公司和重慶兩江長興電力有限公司經過充分友好協商，由雙方出資各占股50%，依照《公司法》及公司章程享有股東權利，履行股東義務。

四是配電價格的問題。雖然《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》已經出臺，但是具體的核定辦法還要繼續摸索，僅僅憑一個指導意見是不夠的。意見指出，增量配電區域的配電價格由所在省(區、市)價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定制定，并接受監管。配電價格核定前，暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價執行。

配電價格水平是決定配電業務盈利能力的關鍵。對于較低電壓等級的配電網，配電價差不足以滿足投資盈利要求。按照當前的測算標準，未來核定的配電價格沒有想象的樂觀，因此，最大程度的優化配網投資、優化網架結構，是保證項目盈利的關鍵。

地方政府和社會資本積極參與

應該說，地方政府和社會資本充分利用國家電力體制改革的有利時機和窗口期，通過增量配電網改革試點，充分利用國家電改政策，盤活配電網存量資產，參與增量配電網建設，爭取獲得配電網運營權，可以最大限度釋放電改紅利，降低企業用電成本，努力形成新的效益增長點。

對于地方政府和社會資本而言，進軍增量配電業務有以下幾個好處：

一是可以依法取得電力業務許可證(供電類)。根據《有序放開配電網業務管理辦法》的規定，擁有配電網資產絕對控股權的公司，地方政府能源管理部門將無條件為其發放電力業務許可證(供電類)，由此成為發配售一體化的配售電公司，成為與電網同等地位的配網運營商。

二是可以降低企業用電成本。開展增量配電業務，成立配售電公司，由配售電公司通過市場化交易平臺直接與發電企業撮合確定電價，降低用電成本。同時，通過在增量配電網區域內建設電源，在區域配網范圍內首先進行自我調節，再與上級電網進行電量交換，從而節省基本電費。

三是可以參與跨省跨區交易。通過開展增量配電業務成立配售電公司，成為與電網企業平等身份的配網運營商，負責配網區域內電源、輸電線路、配電設施等項目的建設。由配售電公司參與電力市場交易、跨省跨區交易更為便捷(配售一體化公司，既可以作為買方，向大電源買電，又可以作為賣方，向大電網或營業范圍內的用戶賣電)。

四是可以創造新的利潤增長點。以增量配電業務為支撐，創新電力資產運維模式。通過建立營銷機構以綜合能源服務商的身份組織自身配網范圍內的冷熱電等多種能源交易，合法獲取利潤收益。

五是可以盤活已有電力資產。采取市場化方式(與社會資本共同投資建設、運營配電網)將增量配網資產進行股份制改造，提升資產價值和運營效率。將電力資產由單純服務自身生產的定位和業務形態轉變為向內、向外共同開展綜合能源一體化供應服務。

投資建設配電網是售電公司進入售電市場的重要入口，如果能同時擁有優質的配電網資產，那么在漸趨白熱的同質化競爭中就會加分許多。因此，為加快發展轉型，國內主要能源集團高度重視增量配電業務，紛紛布局增量配電市場。

國內主要能源電力企業

參與配售電改革情況

華能集團

作為全世界最大的發電企業，華能在清潔煤電方面投入較多。其在可以選擇投資其他電源的情況下，仍然對煤電板塊保持了持久的專注。但煤電資產占比過高，受煤價波動影響也較大。而華能想要對沖煤炭量價雙升所帶來的風險，就需要想辦法進入下游的售電市場(見表2)。

大唐集團

大唐的負債率位列五大發電之首，其主要原因源于大唐的營業收入難以覆蓋其巨額的擴張成本。在發電板塊獨木難支，其他行業又因經濟大環境低迷而普遍不振的背景下，被業內視為“新增長點”的售電業務無疑成為大唐集團目前的戰略扭虧業務之一(見表3)。

華電集團

作為我國最大的天然氣發電企業，華電集團則在比較小眾的天然氣發電領域投入頗多。但因氣電項目難以盈利，對其而言，在成本難以控制的情況下，需要借助售電來改變項目的盈利模式。而通過在棄水嚴重的地區組建售電公司，則可以通過市場交易多獲得計劃以外的電量，使得電廠的邊際電量能夠成為售電公司的收益(見表4)。

國電集團

作為中國最大的風力發電企業，國電裝機大都分布在可再生能源富集地。為了開發風電，國電近年來將不少裝機投資在三北地區，與其他發電企業相比，整體布局重心偏向于西北和東北。這使得其裝機經常受到當地經濟和送出線路的約束，因此，對于國電來說，在目前東部電力裝機已經比較飽和的狀態下，占領當地市場的最好方式，就是抓住售電側改革機遇(見表5)。

神華集團

神華集團利用自身優勢，通過智慧能源互聯網，將“電、汽、冷、熱、水”等五種能源統一調配至用戶，實現清潔能源的一站式供應、銷售和服務，構建智慧能源供應體系(見表6)。

國家電投集團

在“彎道超車”的要求下，國家電投在全國密集布局20多家售電公司，并通過簡政放權來給予省級公司更大的自主權力，從而加快各省售電公司的應變能力(見表7)。

華潤電力

與五大發電集團相比，華潤電力在體制上更為靈活，在售電及配電市場上體現出更多的優勢，也參與了較多的增量配電網試點(見表8)。

全面落實電力體制改革及其配套文件要求，積極穩妥推進增量配電業務改革，是本輪電力體制改革的重要內容，回顧改革歷程，改革的很多細節依然沒有完全達成共識，依然有很多政策要求待明確，參與改革的新生力量依然需要繼續培育，配售電改革尚處于初級階段。(本文僅代表作者個人觀點)

本文刊載于《中國電力企業管理》2018年3期，作者系北京絲路新時代能源咨詢有限公司董事長。

原標題:配售電改革仍處于初級階段