配售电改革仍处于初级阶段

自电改9号文发布以来，我国新一轮电力体制改革已经走过了整整三年的路程，配售电改革从2015年11月《关于推进售电侧改革的实施意见》发布算起的话，也经过了两年半的历程。在此期间，关于配售电改革的顶层设计政策也制定了不少，关于改革的务实性的讨论亦持续升温，各地对改革的探索也在曲折中前进。应该说，配售电改革总体上是沿着9号文指定的方向在前进，但是还远没有实质性、阶段性成果，仍然处于起步阶段，改革的措施还有待落地。

政策不断出台，但落地仍存在问题

“按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。”这是9号文对配售电改革作出的总体部署。

之后，国家层面相继出台了推进配售电改革特别是增量配电改革的诸多政策措施(见表1)，但改革措施落地的过程中，在具体操作层面依然出现了很多问题。

 

一是配电区域划分问题。《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》指出，各地要按照界限清晰、责任明确的原则，划定试点项目的供电范围，避免重复建设、防止交叉供电，确保电力供应安全可靠。在改革过程中，电网企业认为存量资产可以满足试点区域供电需求，新增配网属于重复建设，增量配电网业主与电网公司在配电区域划分问题上存在争议。

《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》出台后，这一问题有望得到解决，今后，配电区域原则上应按照地理范围或行政区域划分，具有清晰的边界，避免出现重复建设、交叉供电、普遍服务和保底供电服务无法落实等情况。并对地方相关主管部门在配电区域划分工作上的权力进行了明晰，即在配电网规划、项目论证、项目业主确定、项目核准(备案)等环节明确具有清晰地理边界的配电区域，出具配电区域划分意见，并抄送国家能源局派出监管机构。

二是电网公平接入问题。《关于推进售电侧改革的实施意见》指出，电网企业要保障电网公平无歧视开放，向市场主体提供输配电服务，公开输配电网络的可用容量和实际使用容量等信息。但是在实际操作中，出现了电网公司对未参股的项目进行信息封锁、新增配网项目无法获得上级电网架构等必要信息的现象。此外，《电网公平开放监管办法》尚待出台，增量配电网与大电网的并网、接入工作仍存在困难。

三是项目业主确定问题。《有序放开配电网业务管理办法》指出，地方政府能源管理部门应当通过招标等市场化机制公开、公平、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议。项目业主完成可行性论证并获得所有支持性文件，具备核准条件后向地方政府能源管理部门申请项目核准。但在业主确定的工作中，各地出现了电网公司要求绝对控股的现象。

2018年1月17日，国网重庆市电力公司与重庆两江长兴电力有限公司签署合作协议，在重庆两江新区工业开发区共同组建新型配售电企业，重庆两江新区工业开发区增量配电业务是第一批106个增量配电业务改革试点项目之一，试点范围为两江新区的水土、龙兴和鱼复三个工业园区。国网重庆市电力公司和重庆两江长兴电力有限公司经过充分友好协商，由双方出资各占股50%，依照《公司法》及公司章程享有股东权利，履行股东义务。

四是配电价格的问题。虽然《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》已经出台，但是具体的核定办法还要继续摸索，仅仅凭一个指导意见是不够的。意见指出，增量配电区域的配电价格由所在省(区、市)价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并接受监管。配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。

配电价格水平是决定配电业务盈利能力的关键。对于较低电压等级的配电网，配电价差不足以满足投资盈利要求。按照当前的测算标准，未来核定的配电价格没有想象的乐观，因此，最大程度的优化配网投资、优化网架结构，是保证项目盈利的关键。

 

地方政府和社会资本积极参与

应该说，地方政府和社会资本充分利用国家电力体制改革的有利时机和窗口期，通过增量配电网改革试点，充分利用国家电改政策，盘活配电网存量资产，参与增量配电网建设，争取获得配电网运营权，可以最大限度释放电改红利，降低企业用电成本，努力形成新的效益增长点。

对于地方政府和社会资本而言，进军增量配电业务有以下几个好处：

一是可以依法取得电力业务许可证(供电类)。根据《有序放开配电网业务管理办法》的规定，拥有配电网资产绝对控股权的公司，地方政府能源管理部门将无条件为其发放电力业务许可证(供电类)，由此成为发配售一体化的配售电公司，成为与电网同等地位的配网运营商。

二是可以降低企业用电成本。开展增量配电业务，成立配售电公司，由配售电公司通过市场化交易平台直接与发电企业撮合确定电价，降低用电成本。同时，通过在增量配电网区域内建设电源，在区域配网范围内首先进行自我调节，再与上级电网进行电量交换，从而节省基本电费。

三是可以参与跨省跨区交易。通过开展增量配电业务成立配售电公司，成为与电网企业平等身份的配网运营商，负责配网区域内电源、输电线路、配电设施等项目的建设。由配售电公司参与电力市场交易、跨省跨区交易更为便捷(配售一体化公司，既可以作为买方，向大电源买电，又可以作为卖方，向大电网或营业范围内的用户卖电)。

四是可以创造新的利润增长点。以增量配电业务为支撑，创新电力资产运维模式。通过建立营销机构以综合能源服务商的身份组织自身配网范围内的冷热电等多种能源交易，合法获取利润收益。

五是可以盘活已有电力资产。采取市场化方式(与社会资本共同投资建设、运营配电网)将增量配网资产进行股份制改造，提升资产价值和运营效率。将电力资产由单纯服务自身生产的定位和业务形态转变为向内、向外共同开展综合能源一体化供应服务。

投资建设配电网是售电公司进入售电市场的重要入口，如果能同时拥有优质的配电网资产，那么在渐趋白热的同质化竞争中就会加分许多。因此，为加快发展转型，国内主要能源集团高度重视增量配电业务，纷纷布局增量配电市场。

国内主要能源电力企业

参与配售电改革情况

华能集团

作为全世界最大的发电企业，华能在清洁煤电方面投入较多。其在可以选择投资其他电源的情况下，仍然对煤电板块保持了持久的专注。但煤电资产占比过高，受煤价波动影响也较大。而华能想要对冲煤炭量价双升所带来的风险，就需要想办法进入下游的售电市场(见表2)。

大唐集团

大唐的负债率位列五大发电之首，其主要原因源于大唐的营业收入难以覆盖其巨额的扩张成本。在发电板块独木难支，其他行业又因经济大环境低迷而普遍不振的背景下，被业内视为“新增长点”的售电业务无疑成为大唐集团目前的战略扭亏业务之一(见表3)。

华电集团

作为我国最大的天然气发电企业，华电集团则在比较小众的天然气发电领域投入颇多。但因气电项目难以盈利，对其而言，在成本难以控制的情况下，需要借助售电来改变项目的盈利模式。而通过在弃水严重的地区组建售电公司，则可以通过市场交易多获得计划以外的电量，使得电厂的边际电量能够成为售电公司的收益(见表4)。

 

国电集团

作为中国最大的风力发电企业，国电装机大都分布在可再生能源富集地。为了开发风电，国电近年来将不少装机投资在三北地区，与其他发电企业相比，整体布局重心偏向于西北和东北。这使得其装机经常受到当地经济和送出线路的约束，因此，对于国电来说，在目前东部电力装机已经比较饱和的状态下，占领当地市场的最好方式，就是抓住售电侧改革机遇(见表5)。

神华集团

神华集团利用自身优势，通过智慧能源互联网，将“电、汽、冷、热、水”等五种能源统一调配至用户，实现清洁能源的一站式供应、销售和服务，构建智慧能源供应体系(见表6)。

国家电投集团

在“弯道超车”的要求下，国家电投在全国密集布局20多家售电公司，并通过简政放权来给予省级公司更大的自主权力，从而加快各省售电公司的应变能力(见表7)。

华润电力

与五大发电集团相比，华润电力在体制上更为灵活，在售电及配电市场上体现出更多的优势，也参与了较多的增量配电网试点(见表8)。

 

全面落实电力体制改革及其配套文件要求，积极稳妥推进增量配电业务改革，是本轮电力体制改革的重要内容，回顾改革历程，改革的很多细节依然没有完全达成共识，依然有很多政策要求待明确，参与改革的新生力量依然需要继续培育，配售电改革尚处于初级阶段。(本文仅代表作者个人观点) 

本文刊载于《中国电力企业管理》2018年3期，作者系北京丝路新时代能源咨询有限公司董事长。