电改对地方电网企业的机遇、挑战、建议
一、机遇
1.售电侧改革及有序放开新增配电业务有利于拓展市场及发展空间
新电力体制改革允许符合条件的企业从事售电业务、逐步向符合条件的市场主体开放增量配电业务,为地方电网企业进军广阔的国家电网直供区配售电市场提供了无限可能。一是可投资运营国家电网直供区内新建工业园区及其他新增配电业务;二是可通过组建售电公司向国家电网直供区放开用电计划的用户售电;三是通过在地方电网供区内进行的新增配电网建设,形成220千伏局域配电网络,破除国家电网对220千伏配电网的接入限制,从而大幅提升地方电网企业供电能力。
2.电价形成机制改革有利于电力价格的公正、公平
新电力体制改革将有序推进电力价格改革、理顺电价形成机制,可概括为:输配电价政府核定,保底用电政府审批,竞争环节市场自主。如此,趸售电量中占一半以上的工商业用电将因可参与市场交易而获得公平价格,仍由政府定价的保底电量趸售目录价格较低,这将基本解决地方电网企业趸购电价普遍高于国家电网直属公司的价格公平问题。同时,电力产能的大量富余、电力市场交易的开展,进一步推动了趸售价格的下调趋势,为降低地方电力企业购电成本、消除“高电价”及其负面影响、提高盈利水平与竟争能力创造了有利条件。
3.输配电价的实施确保了准许的电网建设的投资收益
新电力体制改革明确了输配电价制定的主要原则是准许成本加合理收益用户或售电主体按照其接入线路电压等级对应的输配电价支付费用。这就解决了地方电网企业长期以来代位履行电力普遍服务义务而进行的大量电网建设投资的回收问题,也保障了新增配电网的投资回报。
二、挑战
1.电力垄断经营格局被打破,造成网内购电成本上升和客户流失风险增大
有序放开新增配电业务,鼓励工业园区、公共服务业、节能服务公司、发电企业、社会资本等组建独立售电公司从事售电业务,鼓励各类市场主体直接交易,鼓励专业化能源服务公司与用户建设分布式电源。这些新电改政策的推行,一是赋予符合条件的新增用户自主实施或选择配电网建设主体的权力;二是赋子符合条件的用户自主选择配售电主体或直接交易的权力;三是赋予符合条件的并网发电企业与用户直接交易的权力。这样,符合条件的优质用电客户(主要是10千伏及以上工商业客户),将选择在价格、质量、可靠性等方面具有优势的电力供应商;符合条件的优质电源企业将选择可以提高利用小时与销售价格的买家,从而引发发售电环节激烈的竞争。地方电网企业由于在购电成本与市场力方面的弱势,面临现有电源供应商与用电客户流失风险。
2.“一县一价”的“价格保护”被打破,以“高电价特区”维持经营的局面难以持续
新电力体制改革根据“管住中间、放开两头”的原则,全面推进输配电价改革,推进公益性以外的发售电价格由市场形成,即仅在过渡期对居民、农业、公益与公共机构等用电继续执行政府定价,其余电价由市场竞争形成,并最终形成除低收入居民用电外的全面市场定价。因为输配电价一般以全省平均成本核定,这就造成由成本不同而形成的“一县一价”,以及由于沉没成本、交叉补贴和购电成本较高而形成的部分地方电网“高电价特区”,将因无法应对市场竞争而被迫取消,区域市场内电力价格水平趋近(同价趋势),大部分地方电网企业电费收入将因电价下调而出现较大幅度下降,经营难度与风险亦大幅增加。
3.“购销差”的盈利模式被打破,发配售合一的商业模式重组与创新压力大增
新电力体制改革确定的输配电价核定原则是准许成本加合理收益,电网企业的主要收入是收取输配电价格,而且输配电收入受到严格监管,一定周期内的盈余与合理亏损通过调价来调节,打破了“购销差”的盈利模式。因此,地方电网企业自有发电业务的成本将不能成为输配电价的成本构成,发电业务的价值只能通过发电侧电力价格来实现。这种情况下,发电业务与下游的配售电业务的关系,从计量但不计价的电力生产车间,变成既计量又计价的交易主体。同时,售电侧改革配套文件规定,电网经营企业不得直接参与竟争性售电业务。
可见,发配售合一的地方电网配电企业在新电力体制改革推进中,务必实施各个业务板块财务上的独立或相对独立,否则将影响企业价值实现和出现违规运营。同时,发售电业务环节竞争激烈且高度同质化,盈利增长方式主要靠市场竞争能力、成本控制水平、投资收益水平的提高,而专业化、规模化与集约化经营显然更有利于通过资源的优化配置而增强竞争力,地方电网企业的组织模式与发配售合一的商业模式亟待创新重组。
4.新电力体制改革推出的市场主体退出、开放电网公平接入、无歧视供电服务等规定,对电网装备、电网安全、信息化与智能化、电网运行水平、供电服务质量、供电保障能力提出了更高要求
新电力体制改革提出要建立市场主体准入与退出机制,对本地方电网企业技术、安全、环保、节能、服务满意度和社会责任履行等竞争力建设的必要性紧迫性提出了更高要求,否则将可能失去市场主体资格。
新电力体制改革要求开放电网公平接入,建立分布式电源发展新机制,鼓励和要求“积极发展分布式电源”、“全面放开用户侧分布式电源市场”、“完善并网运行服务”、“自发自用、余量上网、电网调节”。由于分布式电源具有点多面广、种类繁多、接人电压等级与自动化水平参差不齐、运行参数与运行及安全管理复杂等因素,对地方电网网络结构、信息化与智能化水平、调度与运行管理水平、消纳能力等提出新的更高要求。
新电力体制改革要求电网企业无歧视地向售电主体及其他用户提供报装计量、抄表、维修等各类供电服务,对地方电网企业服务能力、服务水平、服务满意度、计量技术、计量抄表方式、营配调一体化销信息化系统等现状的尽快改变与提升提出了大课题。
三、建议
总体来说,地方电网企业能够在电网配售电侧长期生存发展,表明了输配分开的电网运营模式的可行性。新电力体制改革在破除电力行政垄断,实现公益化电网,建立电力市场化体制机制,充分调动全社会积极因素,促进电力生产、技术、运营、使用方式革命性变革等方面,都做了前所未有的顶层设计与路径安排,充分反映了地方电网多年来的改革呼声。在电力体制改革大潮之下利益调整、市场开放、激烈竞争、格局大变都在所难免,也正是地方电网企业突破发展瓶颈的难得机遇。因此,地方电网企业一定要未雨绸缪、凝心聚力、不等不靠、谋定而动,敢于壮士断腕、抢占先机,以一以贯之的勇气,博取最大的改革红利,方可开创可持续发展新局面。
(一)加快推进业务重组与商业模式创新,积极争取最大改革利益
根据以上分析,新电力体制改革将导致分散经营、独立面对市场的发配售合一模式的小型地方电网企业竞争力不足甚至下降。为充分利用地方电网长期经营电网的资源优势,全力竞争放开后的售电侧市场,确保并拓展客户资源,确保参与竟争性售电业务与市场交易,降低各县级地方电网配电公司购电成本,最大限度获取改革红利,并通过规模与集约化经营提升运营效率与效益,实现整合资源、占领市场、降低风险和转型升级的目标,地方电网企业要加快研究积极推进电力业务重组与商业模式创新。
(1)依托现有电网、新增配电网、10千伏及以上工商业客户,考虑所属公司股权结构与地方政府征税要求,根据政策所划分类别,设立地方电网企业有效掌控下的不同类型县(区域)级售电公司。一是合理规避现有电价形成机制弊端,通过改变用电分类来降低趸购电成本;二是获得参与竞争性售电业务与市场直接交易许可,较大幅度降低购电成本,并通过降价让利等措施,稳定现有客户和吸引新的客户;三是通过对优质客户资源更强力的掌控,降低可能发生的配电业务重组风险:四是照顾好地方政府的税源诉求,获得地方政府对本公司所属企业最大限度的支持;五是利用专业优势,借助整体资信实力与金融平台,抢先与供区内外地方政府及大用户等达成新增配电业务的投资意向,并由此进入售电合作模式,组建混合所有制售电公司,取得更多的配售电业务投资与经营权。
(2)通过综合信息化支撑系统建设运营,实现售电公司业务垂直整合,并全面代理并网电厂售电业务。一是提升县级售电公司信息化水平、市场交易能力和抗风险能力;二是提升售电业务效率与效益;三是规范并优化对并网电厂的服务,实现合作共赢,提升综合效益;四是优化售电业务骨干资源配置,减少人才流失。
(3)实施发配电业务分离,设立独立发电公司与配网公司,全面完成电力业务重组与商业模式创新。一是充分实现专业化管理、集约化经营、规模化效益;二是全面明晰各业务边界与成本水平,创造精益化管理条件;三是充分发挥发电务盈利能力;四是利用配网公司稳定现金流,确保本公司资金链安全与降低资金成本。
(二)全面提升企业素质,增强核心竞争力
1.强化服务意识,加快推进管理与服务对标
客户的服务满意度是市场竞争力的集中体现,而高效使捷的报装与购电,达标甚至更高的供电“两率”水平,及时的抢修,周到细致的用电咨询,登门到户的排忧解难,创造更大的客户价值等,都是创造良好的用户体验、提升服务满意的不二法门。针对地方电网企业整体素质不高、个体差异较大、文化背景与区域环境复杂的现状,切合实际而又刻不容缓地推进服务品质管理与标准化建设。可选择双模与分步走方式,一是少数民族地区与内地实施有差别的标准化模板;二是内地对标基准为国内同行业先进水平,少数先进企业选择适用的国际水平标准:三是通过信息化先进技术的全面开发与应用,引领所有企业在5~8年期间内全面向国内先进水平看齐。
2.强化电网建设,全面增强供电保障能力
无论是开放市场,还是开放分布式电源公平接入要求,以及稳定和拓展市场和利用好输配电价的要求,都对地方电网企业的网架结构、安全性、可靠性经济性、智能化水平等提出了高要求。一是把电网接入电压等级提升到220千伏作为电网改造升级工作重心,以降低购电成本、增加输配电价收人、提高电网安全可靠性;二是电网规划要统筹考虑国家与省级经济布局、区位优势与区域分工、地方经济社会发展规划、投资效益、用户意愿、自然环境等因素,敢于抢占要津,布局新兴工业园区、产业带、新城镇、电源点,同时把握好建设时点;三是加快区域间电网互联互通,提高网间电力电量平衡能力与引电能力;四是提高骨十网架、重要负荷、重要电源n-1或n-2供电能力;五是加大电网自动控制与智能终端设备投入与应用,提高电网自愈能力,尽可能多地实现电能量的远程采集、控制与分时、分段计量,提高市场掌控能力;六是提高电网无功电压支撑能力与无功就地平衡水平。
3.全面提高生产经营管理信息化水平
用电信息的实时反馈,服务需求的及时满足,事故及时发现与隔离,故障的及时排除,交易的安全与快捷完成,电网运行经济性的有效实现,无一不依靠信息化手段的支撑与解决能力。地方电网企业要加快营配调一体化解决方案的论证与实施,并不断升级到满足全面市场化条件下的信息采集、电网监测与控制、决策与运行优化、作业指导与控制、市场交易、远程服务等功能。
4.深入推进劳动、人事、分配三项制度改革
建立和不断完善适应市场竞争的人力资源体制、机制,形成留得住、引得来,育得出、用得好的良好人才生态,人力资源成本有效优化,人力资源投入与企业效益同步增长,效率与执行力不断提高,是深化三项制度改革的出发点。一要抓紧制定实施三项制度改革方案;二要根据电力体制改革将带来的深刻变化,对业务流程和价值链进行深入的分析研究,实时进行人力资源配置重组;三要制订人才制胜计划,抓紧培训、引进和留住电力市场开拓型人才。
5.加大内部市场化管理试点力度
提高全员市场与客户观念、成本意识、效率与效益意识、服务意识、资源优化配置意识、价格发现与价值实现意识、风险意识等,是提高地方电网企业整体市场竞争力的基础与前提。要鼓励和支持各所属公司建立以内部价格、内部交易、内部结算为基础的内部模拟市场,实现内部练兵与参与外部竟争的有机结合。
(三)大力引入优质电源,实施精细化降本增效
随着发电企业直接交易的逐步放开,以及新增电源的逐步减少,抓住机会抢占电源及其送出通道,是紧迫而必须实施的重要任务。以此,可以得到较长时期内价格较低的电量,或者得到过网费收入,还可降低发电企业以分布式发电方式与地方电网争夺新增负荷的可能性。同时,要加大下调下网电价的工作力度,降低购电成本;提高电网建设的投资收益比,通过加大综合节能改造力度或实施“合同能源管理”等节能增效;严格实施各类成本的精细控制。
(四)提高电价竞争力,稳定客户群体
针对本公司供区部分电价偏高、优质负荷流失可能性增大的问题,要按照适时推行灵活的电价对策,分阶段降低部分高电价,提高电价竞争力,并通过优质服务等综合手段,做好客户稳定工作。
电动汽车是节能减排与社会发展的必然选择,必须充分认识电动汽车的发展速度与市场机遇,加大电动汽车充电桩市场抢占力度,加强布局规划,引入合作伙伴,争取政府补贴,尽可能实现对供区内县级城镇电动汽车充电桩建设的全面参与。
作者:李乃崇,高级经济师,中国能源研究会城乡电力(农电)发展中心副秘书长兼地方电力工作委员会主任;刘毅,高级工程师,四川省水电集团副总经理,四川能投售电有限责任公司董事长;王韬,工程师,四川省水电集团经营管理部部长。
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