专家特约丨王大光：新电改下福建省售电公司初步探析和建议

一、基本情况

电力体制改革进入售电侧改革，事关我省国民经济全局和千家万户个体。2015年我国全社会用电量为5.55万亿千瓦时，全国平均销售电价为0.492元/千瓦时，市场容量为2.73万亿元;其中福建省1951.9亿千瓦时，约占3.5%。若增速约为3%，到2021年我国全社会用电量超过7万亿千瓦时。《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)推进售电侧改革，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场，通过逐步放开售电业务，进一步引入竞争，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。中商经济研究院 2016年4月出版《中国售电公司产业发展模式及“十三五”投资规划研究报告2016-2021年》和前瞻产业研究院《2016-2021年中国售电公司发展模式与投资战略规划分析报告》详细综述了国外(美、英、德、日)放开售电业务的成功经验，也有国内广东、北京、山西等省注册售电公司的论述。 售电侧改革的前奏是输配电电价核定、开展大用户直购电、组建省级和区域电力交易中心。2009年11月24日发改委批复福建省和甘肃省大用户直购电输配电价标准;福建电量电价为每千瓦时0.103元，其中，110千伏用户为每千瓦时0.086元，220千伏用户为每千瓦时0.068元。2013年大用户直购电增速，福建2015年度11家火电企业和39家用户，完成约112亿千瓦时的年度交易电量，全年总交易电量达130.91亿千瓦时，约占全省全社会用电量的7%。2016年5月18日，福建电力交易中心成立。预计2016年福建直售电量规模将突破200亿千瓦时，占全省全社会用电量的11%以上，市场化交易进一步扩大。

根据新电改9号文和《关于推进售电侧改革的实施意见》中售电公司准入条件，各地出台了售电侧改革实施方案。2016年6月《福建省售电侧改革专项试点方案》已报国家发改委、国家能源局批复。目前，福建省内已注册售电公司约8家，其中国有的5家，包括福建省配售电有限公司(三峡集团和福能股份合作成立)、中闽集团、省国资委下的国有资产投资管理公司，五大发电集团正在准备成立售电公司。福建省第一家售电公司——福建溢利特售电有限公司完成了企业名称预先核准，注册资本金为1.2亿元人民币。

二、问题

(1)福建参与售电市场的市场主体还有待激发

(2)售电侧改革与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革等尚不协调

(3)大用户直购电规模不够大

(4)售电公司对市场预期不明

(5)电网企业面临劳动分配率提高的压力

三、探析和建议

(1)鼓励越来越多的市场主体参与售电市场

2015年9月广东省通过了《关于进一步深化电力体制改革的实施意见》，广东公示第一、二、三批售电目录分别有13、54、50家，第三批含南方电网。2016年8月山西省人民政府办公厅发布《山西省售电侧改革实施方案》，开始了售电公司申批。推进售电侧改革，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场，相比全国近三百家注册售电公司，福建8家公司注册，显得冷清。《福建省售电侧改革专项试点方案》将鼓励越来越多的市场主体参与售电市场。依据国家发改委《关于推进售电侧改革的实施意见》关于售电侧市场主体准入与退出 、市场化交易 、组织实施等规定，鼓励电网公司(默认售电商)、发电公司及其他社会资本以及拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司及个人投资成立售电公司，只要符合售电公司准入条件即可按一般公司正常程序到工商管理局注册依据《中华人民共和国公司法》注册，按注册资本金确定售电业务规模。

(2)售电侧改革应与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革等协调推进

福建省2009年输配电电量电价定为为每千瓦时0.103元，其中，110千伏用户为每千瓦时0.086元，220千伏用户为每千瓦时0.068元，下降的空间小。福建将来也会像长三角，珠三角那样借助西气东送，西电东送，来满足电力供应的需求。长远输配电定价有上升的动力。售电侧改革应与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革等协调推进。

(3) 持续做好大用户直购电市场

大用户直购电市场虽然在2010年之后两年被叫停而暂缓，2013年下半年到2014年底24个省恢复开展。福建2015年度11家火电企业和39家用户，完成约112亿千瓦时的年度交易电量，全年总交易电量达130.91亿千瓦时，约占全省全社会用电量的7%。其中，110千伏及以上直供区电量规模为77.28亿千瓦时，占比60%;趸售区和35千伏及以下直供区电力用户电量规模为53.57亿千瓦时，占比40%。2016年以来，各省份组建了省级电力交易中心;北京、广州跨省区电力交易中心。2016年5月18日，福建电力交易中心成立;预计2016年，年度直售电量规模将突破200亿千瓦时，占全省全社会用电量的11%以上，市场化交易进一步扩大。

福建要力求向全国平均效益看齐。2016年前7个月各省通过市场化方式组织的交易降低用户购电价格4.93分/千瓦时，减少电费支出216亿元，促进工业企业增加生产、拉动企业多用电约362亿千瓦时。西北地区符合准入条件的824家发电企业和山东30家电力用户参与了交易，交易共达成电量90亿千瓦时。发电侧竞争形成的降价利好全部传导至用户侧，山东电力用户购电价格平均降低约0.065元/千瓦时，共降低购电成本5.4亿元，可减少山东当地燃煤机组排放二氧化碳718万吨、二氧化硫17万吨。截至7月底，北京电力交易中心组织跨区跨省交易电量达784亿千瓦时，国网公司经营区域各省交易中心组织市场化交易电量达4729亿千瓦时，已占到售电量的12.7%。红利初现各省通过市场交易降低用户购电价格平均接近5分/千瓦时。市场化交易进一步促进了清洁能源的消纳。今年上半年，国网公司经营区域内清洁能源跨区跨省交易电量合计达到1568亿千瓦时(约占跨区跨省交易总量的45.3%)，同比增长20%。其中，新能源跨区跨省交易电量合计187亿千瓦时，同比增长47%;四川水电跨区跨省外送电量420亿千瓦时，同比增长6.7%。

(4)售电公司必须靠有效竞争获得市场与发展

售电公司的经营与发展获得长期稳定的客户是核心。必须靠有效竞争获得市场。紧抓政策红利和电价优惠政策抢夺售电量，优质高效的服务才会赢得更好的声誉和更大的关注。结合互联网新技术的发展，采用大数据分析技术，动态分析供电区域的用户用电情况，进而合理定价。

采用“互联网+”引入创新售电模式，争取更大的市场。条件成熟售电公司可上市。售电公司多种经营加载增值服务创造更多的收益点，除了购售电交易业务之外，开展在价格策略、能源管理服务、清洁能源服务等方面业务，由商业模式驱动中期价值。

第一批售电牌照获得者将获益。同时，具有竞争力的发电企业也将获益，包括优质水电、坑口煤电、核电等低成本发电资产的企业，以及形成规模效应的发电集团将在市场化竞争中占有优势地位。相应地得到发展和获益的还有：分布式能源企业，多种商业模式解决其目前遇到的瓶颈;致力于电网自动化、能源互联网建设的电力设备企业，这些企业可以整合电力数据信息与金融服务，在碳交易等领域或能源服务领域具有独特优势。

(5)缓解电网企业面临劳动分配率提高的压力

输配电价改革后，电网企业由于营业收入下降，人工成本稳步增长，导致劳动分配率提高。

电网企业需要打造一支既懂电力生产知识，又懂电力营销业务和电力交易规则的复合型人才队伍，为电力体制改革和电网企业发展创造良好的环境。