二四

【摘 要】保山工贸园区位于市府所在地隆阳区，距市中心约10公里，是云南省61个省级工业园区之一。园区总体规划面积为60平方公里，其中规划10平方公里由各县（市、区）与保山工贸园区共建隆阳电子信息园、施甸装备制造园、龙陵硅精深加工园、昌宁生物资源加工园、腾冲机电产业园五个“园中园”。保山工贸园区成为全市工业发展又一重要增长极，纳入了国家第二批增量配电业务改革试点名单。

【关键词】保山;增量配电;思考

一、保山增量配电业务现状

（一）云南首张增量配电业务许可证落户保山

保山市委市政府紧紧抓住新一轮电力体制改革确定放开增量配电业务机遇，与云南电网公司于2017年7月和10月先后签署了《战略合作协议》及《保山工贸园区配售电有限公司股东合作协议》，协议约定云南电网公司与云南保山电力股份公司（以下简称“地方电力公司”）按照49：51的股比共同注资组建保山工贸园区配售电有限公司（以下简称“配售电公司”），于2017年12月22日完成工商注册，于2018年5月31日成为保山工贸园区（含“园中园”）增量配电业务试点项目业主。

作为有存量的增量配电网试点项目业主，配售电公司按照《国家能源局关于对拥有配电网运营权的售电公司颁发管理电力业务许可证（供电类）有关事项的通知》（国能资质〔2016〕353号）要求，加强与国家能源局云南监管办公室沟通、汇报和请示，积极推动增量配电网试点项目相关工作，最终于2018年9月17日国家能源局云南监管办为配售电公司颁发了云南省首张国家增量配电网试点项目电力业务许可证（供电类）。这标志着配售电公司正式取得从事电力业务资质，可以依法合规开展相关业务。

（二）保山增量配电业务运营管理面临的问题和困难

1.当地政府招商引资承诺电价低于供电企业供电成本，增量配电项目业主（配售电公司）经营面临亏损。

按照当地政府有关招商引资优惠电价及协议电价，园区电价主要包含以下4档，分别为轻纺、医药0.37元/千瓦时，信息产业0.33元/千瓦时，新材料产业用电在1亿度及以上执行0.30元/千瓦时，隆基硅业框架协议电价0.25元/千瓦时。

按此电价执行，预计2019年配售电公司亏损上千万元。下一步随着隆基硅二期项目（到户电价0.25元/千瓦时）、鑫隆供电项目及中科钢研及神龙氧气厂项目的陆续投产运营，配售电公司的经营压力还将进一步加剧。

2.配售电公司电价倒挂矛盾难以疏导

由于保山一直以来存在主网（省网）和地方电网“两张网”，按照现行云南省电力市场化交易方案，未接入主网的用户或配售电公司尚不能参与市场化交易。由于保山增量配电网接入主网的工程项目正在实施，配售电公司现阶段尚不能参与全省的市场化交易;同时，地州（包括保山）区域市场尚未建成，也不能参与区域电力市场化交易;再者，即使将来配售电公司的用户可以参与市场化交易了，但是由于其大多用户享受政府承诺的低电价，预计这部份低电价且又是主要用电大户基本没有参与市场化交易的意愿，而少数目前执行较高电价的用户又会通过参与市场化降价。综上所述可以预见，即使配售电公司参与市场化交易了，也难以有效疏导电价倒挂矛盾，经营困难和压力难以有效缓解。

3.由于保山执行特殊的过网过站电价，在配售电公司与地方电力公司之间的利益难以平衡。

本着尊重历史的原则，按照2017年保山市人民政府和云南电网公司《战略合作框架协议》《战略合作补充协议》约定，保山区域内电厂发电量通过主网就地平衡（转供）电量特殊的过网过站电价。但是随着增量配电网配售电公司的成立，执行过网过站电价的这部分有限的转供电量在地方电力公司和配售电公司之间如何分配，直接关系到两家公司的重大经济利益，利益难以平衡。而如果配售电公司无法得到这部分电量的支持，经营困难局面在未来较长时期内无法扭转。

4.由于保山特殊的电价构成，如果下一步供电局对配售电公司的电价参照现行供电局对地方电力公司的电价体系来执行，计量误差和电费计算差错风险加大;且结算关系越来越复杂，营销系统也一直无法正常使用，单独开发和维护算费系统等管理成本加大。

现行供电局对地方电力公司同一计量关口下网电量要分块不同电价对应的电量。地方电力公司参与市场化交易前，电量结算优先顺序为：小电上网转供电量→统调电厂上网转供电量→下省网电量。其中，转供电量结算方式为：将每日上、下网电量划分为24个时段（按每小时抄表结算），各时段电量按照优先过站转供，剩小电量再过网转供的方式，计算出过站、过网电量，分别执行相应转供电价：目录上网电价+过站、过网费（过站、过网分别执行不同价格）。该方式每月涉及计算步骤及公式7900多个，过程极为复杂;地方电力公司参与市场化交易后，取消了过站、过网转供电量区分，合并执行综合过网过站电价。这一变化，使供电局与地方电力公司之间结算所涉及的计算公式下降到5100多个，较原结算方式简化了2800多个公式，但计算过程仍然复杂。下一步随着配售电公司这个类似地方电力公司的结算对象的增加，保山供电局的计量结算关系更加复杂化。

二、关于做好保山增量配电业务的几点建议

（一）配售电公司要深入测算电价倒挂情况，争取存量用户倒挂电价获得政府补贴;配售电公司还要测算未来一段时期本公司保本微利的电价水平，并争取政府对增量用户不再承诺低于测算水平的电价，确保配售电公司可持续经营。

（二）下大力气推动保山地区电力市场化改革，打破区域垄断，逐步理顺电价形成机制。2018、2019年的云南电力市场化交易方案中都对独立价区（包含保山）建立区域电力市场描绘了设想和思路;2018年，保山区域电力大用户如永昌硅业、双友钢铁厂等都对参与电力市场化交易、希望云南電网直供电等提出了迫切愿望。基于上述背景和以客户为中心的理念，本着有利于区域电力市场机制建设、有利于本地区用户能够公平享受到国家电力改革红利的原则，建议省公司与保山市政府之间建立经常性的电力改革沟通会商机制，并朝着“积极推动保山区域电力市场建设，逐步推动区域电力用户首先是能够自主参与区域内电力市场化交易，进而能够逐步参与全省电力市场化交易，从而逐步打破区域电力市场垄断，逐步理顺区域电力体制机制。”的目标努力。用户一旦能够直主参与市场化交易，必将打破区域价格垄断，逐步理顺电价形成机制。

（三）积极汇报省物价部门，主动会商地方政府部门，本着云南电网公司和地方电力公司、配售电公司三方合作共赢的原则，深入测算、系统分析、综合平衡，以第二个监管周期输配电价核定为契机，争取出台独立价区单独的网对网输配电价政策，取消目前的保山地区过网过站（让利）电价，重新核定统一区域内和区域外的输配电价，一是可以进一步规范电价体系，二是可以平衡各方利益，三是可以简化结算关系，降低管理成本。

（四）在第二监管周期输配电价核价时，将各电压等级（110kV、35kV、10kV）网对网输配电价纳入核定范围，以备下一步配售电公司如果以整体进场方式参与市场化交易时，各电压等级网对网输配电价执行有据可依。

（五）尽快完成配售电公司供电区域内存量电网资产的收购工作，进一步夯实配售电公司开展配电业务的基础。在存量电网资产划转过程中，需要国家有关部门具体明确农村电网改造资产是否允许处置的问题。

（六）积极拓展供电区域内、外与电力消费密切相关的个性化服务和综合能源服务两方面的增值服务，以不断寻求配售电公司效益增长点。

（七）股东双方应致力于做优做强增量配电业务试点项目，配售电公司必须严格执行《公司法》的相关规定，设计合理的法人治理结构，独立作出投资决策。同时，股东双方应未雨绸缪，提前思考未来不可预见情况下为增量配电网提供保底供电服务的规划，不得因增量配电网业主更换影响电力安全、可靠供应。