摘要：为贯彻学习中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）、国家发改委印发的《有序放开配电网业务管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）等文件以及公司关于电力体制改革总体部署，深入了解增量配电网改革发展任务，故对贵州电网电改当前的现状、面临的问题及措施进行浅析。
关键词：电力企业；体制改革；存在问题；措施
1 当前电力体制改革面临的现状
自去年以来，贵州电网公司积极应对电力体制改革工作，深入学习研究国家关于增量配电网业务改革的政策文件精神，密切关注改革政策动向，认真贯彻落实南方电网公司改革工作部署，牢固把握电网企业的核心配电业务。针对增量配电网业务改革工作，贵州电网公司按照网公司“能控则控，能参则参”的要求，主动作为，全力争取成为增量配电业务改革试点项目业主，加快产业园区电网规划建设，全面实施业扩工程投资界面延伸，下放管理权限，优化项目流程，加强客户服务，加快重点战略性客户资产接收，推进增量配电业务改革工作总体进展有序。
1.1持续完善输配电价机制建设。
当前贵州输配电价已获得批复并得到严格执行，且贵州输配电价改革方案，既体现了改革精神，又考虑了发展空间，凝聚了智慧，成效显著。贵州电网公司总结深圳供电局首个监管周期、以及云南和广西电网试点成果，结合自身试点经验，推动完善“准许成本加合理收益”机制及配套办法，逐步减少电价交叉补贴，以增加定价有效资产为核心，强化投资有效性管控，加强资产全生命周期管理。建立公司固定资产投资与政府监管对接机制，及时将电网投资纳入政府核定的有效资产。
1.2持续加大电力市场化交易力度。
巩固完善“中长期协议电量+市场化交易电量”的西电东送交易方式。加快中长期电力市场建设，探索省内集中式电力市场模式，适时研究开展现货市场试点。
2016年，贵州电网公司通过大力推进市场化交易有效遏制了省内大工业售电量下滑的趋势，全年完成直接交易电量400.2亿千瓦时，保住大工业用电160亿千瓦时，刺激增加30亿千瓦时用电量，在经济依然下行的情况下最大限度的保住了存量负荷。
同时，面对多变的供需形势，公司积极汇报省政府相关部门、南网公司，四季度在电煤产能释放不足的影响下完成66.7亿千瓦时电量，全年共完成黔电送粤电量441.1亿千瓦时，将西电东送计划完成的影响减到最低。
1.3努力提升电力交易机构规范运行水平。
建立完善的治理架构、完备的市场规则和健全的制度体系，完善交易技术支持系统和电费结算系统，打造规范、透明的电力交易平台。优化网、省两级电力交易机构职责与协同机制。优化完善售电公司参与交易、水火置换等交易规则，在确保电网安全的前提下探索增加交易品种。
当前公司已于2014年成立贵州电力交易中心。全国范围内已成立33个电力交易中心，差内蒙古西部、海南尚未建立交易中心。
1.4积极参与增量配电业务改革试点。
编制试点项目配电网专项规划，并报政府审批。制定试点项目配电网运营管理标准、服务标准和技术标准。推动试点项目通过市场化方式确定业主，力争以全资和控股为主成为试点项目业主，能控则控、能参则参，确保由电网公司统一专业运营，坚决防止借试点名义拉专线、搞局域网的现象。总结深圳前海、贵州贵安新区试点项目经验，完善增量配网项目公司运营机制。大力推行业扩工程投资界面延伸及客户资产接收工作。
在增量配网环节，公司积极探索社会资本进入新增配售电领域的有效途径，贵州省政府组建了混合所有制形式的贵安新区配售电公司，于2016年6月24日完成工商注册登记。同时，结合贵州实际情况，编制下发了《供电企业积极参与售电侧改革工作知识问答（2016年版）》，指导基层单位开展相关工作，及时分析和解决在改革中遇到的难题，积极支持改革。
推进业扩工程投资界面延伸，优先考虑园区等形成增量配电网资产的业扩工程投资界面，延伸至客户土地产权红线。印发《推进业扩工程投资界面延伸实施方案》，明确了相关专业横向协调，优化业扩配套工程管理流程，缩短立项、招标以及施工周期，全力满足客户需求。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆同时，调整客户资产接收策略，强化重要性资产接收，全年接收客户资产12.6亿元，完成南方电网公司下达的年度接收任务。有效解决了服务“最后一公里”问题。
2.当前电改面临的问题
虽然各省已经进入输配电价改革试点，但在实际执行中，部分地方政府可能通过压降输配电定价参数、高估未来售电量、取消两部制电价、分时电价等方式不合理降低输配电价水平，甚至越权出台电价优惠措施。
如贵州省发现广西输配电价中单列电解铝类电价，立即出现攀比声音，省经信委专门向省政府上报有关广西输配电价的报告，认为将对贵州省电解铝等重点行业带来冲击，提请进一步研究贵州输配电价政策，争取同样对重点行业的输配电价给予特殊安排。
输配电价净资产收益率：输配电价改革中，各地政府普遍按十年期国债利率加1个点确定电网企业的准许收益，2015年云南、贵州的权益资本回报率分别仅为3.99%、2.99%，低于近年公司实际净资产收益率约2-3个百分点，对国家拨付资本金的农网资产按零确定权益资本回报，公司的利润增长空间受到挤压。
《电力发展“十三五”规划》明确，2017年底前完成分电压等级输配电价核定。
有些单位花钱大手大脚的习惯作风还没有根除，仍然存在简单追求规模数量、追求设备更新换代，投资不问能力，投入不讲产出，投产不管效率的做法，公司系统投入产出效率亟待提高。
《电力发展“十三五”规划》明确，完善交易机制，丰富交易品种，2018年底前启动现货交易试点，2020年全面启动现货交易市场。而当前公司市场化售电的体制、机制尚未健全，市场化服务流程和竞争策略尚待完善。
当前贵州电力市场建设中仍存在很多工作需要加快推进，比如电力市场的统一标准和统一规划，交易技术支持系统的互联互通等。省间壁垒仍然较大，省间资源优化配置实施难度大，交易品种较为单一。
2016年11月，《国家发展改革委 国家能源局关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》公布的首批105个增量配电业务试点项目中，南方五省区就占了20个。初步估算近期负荷246万千瓦、年电量72亿千瓦时，远期负荷720万千瓦、年电量210亿千瓦时。
而客户资产接收工作主要面临基层单位认识不到位、部分资产接收较难、客户无偿移交意愿不强等问题。
3 面对电改浅析应对举措
（1）公司上下要高度重视，积极协调和妥善应对，要严格电价政策执行，维护企业合理利益，工作中可以配合政府研究和按照程序完善政策，但同时更要坚持原则和底线，坚决抵制不合理的诉求。
（2）要坚持“投资带动效益、效益支撑发展”的原则，以“增加定价有效资产”为核心，完善电网投资能力模型，合理匹配各单位投资强度与电量电价承载空间，科学核定与能力相适应的投资规模和时序。要以资源配置为主线，抓紧建立统一项目管理平台，深化项目储备审查，建立投入产出考评机制，抓好电网投资全过程管理。
（3）积极配合国家有关部委，统筹推进省间、省内两级电力市场建设。加强南方电力市场建设研究，保障网省两级电力市场在交易品种、规则、时序、结算等方面的协调。丰富省间市场化交易品种，积极探索省间年度协商交易和增量交易，通过双边协商、竞价交易、挂牌交易等多种交易模式，试点开展跨省区直接交易。
（4）要积极布局市场化售电业务，在现有6家售电公司的基础上，要因地制宜组建售电公司，充分发挥各单位的积极性和资源、管理、服务和技术优势，不断培育市场竞争能力，巩固和扩大市场占有率，在售电侧改革中发挥更大的示范作用。
（5）竞争性业务
要按照公司竞争性业务下沉的决策部署，加大体制、机制和业务模式创新力度，充分专业化优势和属地化优势，大力发展电动汽车、电能替代、新能源开发、分布式能源、多能互补、节能服务、智能用电等纵向延伸产业，大力支持金融、保险业务发展，打造综合能源服务商。
4 总结
公司要高度重视增量配电网的改革工作，不能放松，不能掉以轻心。要守土有责、严格控制试点范围。加强与政府沟通汇报，积极参与政府各项改革工作，争取政府支持。同时，主动出击，保住存量，争取增量，以更加安全、方便、快捷的优质服务吸引客户。坚持统一规划原则，进园做规划，提高配网规划话语权。并且，加强研究，分析各方诉求，积极争取电网公司合理权益。
论文作者:孟宪艺
论文发表刊物:《电力设备》2017年第36期
论文发表时间:2018/5/14
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