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文档简介

#首先,增量配电改革长远LI标需进一步明确。中发9号文对增量配电改革预期LI标可以总结为“促发展、提效率、开放社会资本、推进混合所有制改革”,但在总体H标下,还应完善相对清晰的配电服务运营监管的长远格局和发展路径,用以指导当前的项U试点工作。及时总结试点经验也非常重要。考虑到配售电业务的重要性和技术、管理的复杂性,当前增量配电改革的工作注重对之询试点项U的系统总结评估和完善纠偏,避免试点项LI推进过程中老问题重复再犯。同时,需要进一步统一思想,明确试点推进思路。试点项忖获得批复后,需要尽快确定清晰的思路,提出合理的商业模式,确保投资收益,吸引社会资本积极参与。其次,政策规定需进一步完善。增量配电改革LI前还处于起步摸索阶段,尽管国家层面已出台了相关政策文件,如供电区域划分、价格核定等,但具体实施细则仍不明确,难以指导实际工作。此外,试点项LI规划、建设、运营以及服务等建设运营阶段的国家标准、行业规范仍不完善。缺少强制性标准约束,其他投资主体有可能发生为增加收益而降低配电网规划建设标准的情况,试点项H进入运营阶段后,存在一定的安全风险隐患。所以,需要明确相关标准。最后,增强盈利能力,创新商业模式。增量配电公司初期处于配电网投资建设阶段,试点区域负荷电量增长暂未达预期。前期投资的现金流出巨大,中、短期内可能出现亏损,需要尽快增强盈利能力。部分省份民营企业创新能力强,思路活,借助增量配电试点项H,为客户提供多种增值服务,实现了盈利。其他省份也需根据自身情况,因地制宜,积极开展市场化售电业务、创新商业模式,为用户提供多种综合能源服务。售电侧改革:机遇再起,售电市场发展质效仍需提升2020年售电市场建设压力与机遇并存。当前国内外经济形势复杂,国际贸易摩擦频发。在此背景下,深入推进售电侧改革,放宽直接交易准入条件、扩大直接交易规模、提高售电主体及电力用户参与市场的积极性,既是售电市场建设的挑战,乂是激发售电市场活力的有利因素。但也要看到,售电侧改革可能面临以下趋势和挑战:一是各级政府部门将持续扩大直接交易规模,售电市场有望进入新一轮快速发展阶段。2020年1月3日,国务院常务会议明确:“要推动降低制造业用电成本和企业电信资费,全部放开规模以上工业企业参与电力市场化交易。”售电市场将主要承接电力交易实施的工作。未来电力市场交易规模与售电公司代理用户将大幅增加,售电市场发展空间将进一步扩大,这对于各类售电市场主体来说是较大利好。各级政府部门应加快放宽电力市场化交易的准入用户类型、降低准入条件门槛、提高交易频次、扩大交易规模,更多惠及实体经济。二是关注售电市场垄断问题,中小企业生存压力不容忽视。2019年部分省份售电市场存在市场集中度较高问题,拥有发电背景的售电公司代理电量超过市场份额半数,代理客户以大用户为主,从户均代理电量水平来看要显著高于其他类售电公司。市场集中度过高不利于培育市场主体,需要加强市场监控、防范市场力风险。要做好重点地区市场价格波动等关键指标监测工作,对于市场力风险较大地区可建立市场力管控机制,促使售电市场建设初期市场有序发展。三是部分售电公司盈利模式较单一,持续经营发展压力大。受发电企业降价空间收窄、与用户分成比例下降、偏差考核压力大等因素影响,售电公司可持续发展压力加大。从2019年来看,售电公司已发生业务的在1/3左右,与用户分成比例呈现下降趋势,并且部分售电公司盈利模式较单一,持续发展能力不足。建议售电公司创新盈利模式,近期要着重提升售电市场开拓能力、细分客户群体服务创新能力、售电业务风险管控能力“三大能力”。加强能源电力市场开拓,精准把握客户需求;细分客户群体,主动创新增值服务,培育比较优势;提高竞价决策能力,增强市场价格波动、用户偏差电量风险管控能力。四是随着配电网新业态的发展和电力市场建设,需求侧资源参与市场的诉求逐渐强烈,为售电公司创新服务提出了新的要求。售电公司积极发挥作用,有助于分布式光伏、用户侧储能、可中断负荷等需求侧资源的友好交互、高效利用。当前各类需求侧资源参与市场的准入、交易机制等缺乏系统设计,仅针对部分资源的应用开展了零星探索试点,售电公司难以开拓相应商业模式,需求侧资源发展诉求难以充分满足。建议综合考虑需求侧资源技术成熟度、参与市场的经济可行性、对电网安全稳定运行的影响等方面,系统设讣售电公司聚合需求侧资源参与电力市场的模式。在“十三五”规划收官之年,电力体制改革也走过了第一

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