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[摘 要]中国电力体制改革始于20世纪80-90年代，朝着政企分开、政监分开、厂网分离、主辅分离的方向逐步深化。2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），提出了“三放开、一独立、三强化”的改革重点，明确将“推进电价改革”排在近期改革任务的第一项，标志着我国新一轮电力体制改革全面提速。11月30日，国家发展改革委、国家能源局正式对外发布了《关于推进输配电价改革的实施意见》等6个电力体制改革配套文件，电力体制改革路线图更加明确。当前，如何确保地市供电企业正常稳定运营成为首要问题。本文针对电力体制改革背景分析电网发展现状及应对措施。
[关键词]电力体制改革；面临问题；运营策略
中图分类号：F426.61 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）09-0010-01
电力市场化改革是大势所趋，电网企业要因势利导、顺势而为，积极研究和防控电力体制改革带来的风险，争取赢得改革发展的先机和空间。同时，必须更加注重抓好基础和本职工作，积极适应经济发展新常态，主动转变发展模式，提升精益化管理水平，提高电网使用效率，优化投资结构，确保电网安全稳定运行。
1.1 电力体制改革的指导思想和总体目标
坚持社会主义市场经济改革方向，从我国国情出发，坚持清洁、高效、安全、可持续发展，全面实施国家能源战略，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法制体系，为建立现代能源体系、保障国家能源安全营造良好的制度环境，充分考虑各方面诉求和电力工业发展规律，兼顾改到位和保稳定。通过改革，建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化，调整产业结构，提升技术水平、控制能源消费总量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促进公平竞争、促进节能环保。
1.2 电力体制改革的重点和路径
在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，三放开：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；一独立：推进交易机构相对独立，规范运行；三强化：进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研。
1.3 电力体制改革背景下面临问题
在新的改革方案下，电网企业将从集电力输送、统购统销、调度交易为一体的行业主导者，变成主要从事电网投资运行、电力传输配送的平台提供商；从公共政策实施载体变为市场参与者之一。电改将收紧电网企业收入，也将对地市供电企业成本管理、投资管理等产生深远影响。
1.3.1 新常态使企业营收增速放缓
目前，电网企业的盈利主要是购售电差价模式，依赖售电量增长，要求企业在购电环节优化购电结构减少购电成本，在售电量环节增供扩销增加售电量。改革后采用成本加收益的方法核定准许收入，售电量增长和购电成本下降无法增加企业当期收入，对企业营收构成一定影响。
1.3.2 投资受监管，投资有效性要求提高
我国长期电力供应紧张的局面正在扭转，但电网建设特别是配网建设依然较为滞后。欧美国家电源和电网的投资比为4：6，而我国这一比值近几年才勉强达到5：5，电网发展不平衡的问题依然较为突出，电网建设投资的刚性需求依然旺盛。改革后，政府将进一步加强电网投资监管。投资和资产增长过快，将进一步推高准许成本和准许收益，带来输配电价上涨压力。为了抑制输配电价上涨，政府方面将严格控制电网企业投资规模，对投资有效性提出更高要求，倒逼电网企业优化投资，加强对固定资产全过程管理。
1.3.3 成本监管加强，成本管理面临较大压力
首先，运行维护费和折旧率存在被核减的风险。深圳试点方案规定，准许成本中的修理费、其他费用上限值分别按固定资产原值的1.5%、2.5%计算，综合折旧率在设定的6%以下。核定计算后的修理费、其他费用均低于当前的实际支出，折旧率低于电网企业实际折旧率（约8%左右），政府不予认可的部分运维成本将腐蚀利润，将导致运维费用、折旧费的大幅核减。其次，如果电网企业平均工作高于当地电、燃、水行平均水平，核定准许成本时职工薪酬存在调减压力，如供电企业职工福利费、住房公积金、超过工资总额的14%、12%，将存在福利降低压力，对核心人才队伍稳定性存在一定影响。
1.3.4 售电市场放开，将面临竞争压力
《关于推进售电侧改革的实施意见》规定，允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电；鼓励社会资本投资成立售电主体；允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易；鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务。售电端市场放开一定程度上可以调动社会资本参与配网建设的积极性，最先可能参与售电竞争的是大用户、工业园区，甚至发电企业直接成立售电公司，将直接导致大批优质客户首先脱离电网，继而集中小区相继脱离。同时，电力市场的开放将进一步促进分布式电源的发展，特别是光伏发电，这些新能源将直接导致供电企业客户的流失。
1.4 地市供电企业运营策略
1.4.1 目标再平衡
转变依靠买电、卖电获取购销差价收入盈利的商业模式，明确经营管理策略，综合平衡地考虑经济、运营效率、服务、安全可靠等指标，充分考虑各发展阶段的管理能力和管理需求，避免脱离片面追求指标。
1.4.2 优化运营模式
探索扁平化、集约化的组织模式；优化资产管理模式，建立PAS55认证，更强调从规划、建设、运营到退役的全生命周期管理；从项目规划设计、设备选型采购、工程质量管控、设备运行维护和设备退役报废各个阶段、各个环节加强管理，努力实现资产全生命周期内风险、效能和成本综合最优的管理目标，提高企业经营管理效益。
1.4.3 优化营销管理模式
拓展现有营销服务业务，建立以客户为中心的客户全方位管理模式，加强对客户需求分析、品服务创新、品牌建设；加大智能电表安装，完善低压集抄系统，掌握客户数据，形成售电端市场竞争优势；积极谋划新业务市场，例如新能源发电、电动汽车充换电设施的建设运营，先行进入市场，制定相关技术规范和标准；探索共享服务、服务外包等模式，拓宽服务渠道，加大客户黏性。
1.4.4 强化财务管理
完善核算体系，细分成本核算，推进核算的标准化和专业化；推进成本精益化管理，合理核定各电压等级输配电成本。加强成本管控，合理开支成本。优化资金管控和安排，降低加权平均资本成本。理清维护成本，增加可计提收益的有效资产，提高准许收益。加快资产接收进度，系统组织接收客户资产，合理核定实际运维资产的准许成本；降低加权平均资本成本，降低融资成本，从而提高加权平均资本收益。
1.4.5 积极开展技术研究
开展一体化管理、精益化管理，合理应用现有先进技术，探索物联网技术、PDA、智能電表、无人机、远程资产监控等技术的应用；开展新技术研究，用以提高自动化水平、成本控制能力及满足客户需求能力。
参考文献
[1]吴杰电改下一步 [J] 2011（11）：84-86
[2]李伟阳推进电改必须考虑成本效益比—兼论中国电力工业的市场化问题 [J] 中国电力企业管理 2011（19）
[3]车静电力企业财务风险分析及预控 [J] 广东科技 2011（19）
[4]吴杰电力辅业改革攻坚战 [J] 国企 2011（5）
[关键词]电力体制改革；面临问题；运营策略
中图分类号：F426.61 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）09-0010-01
电力市场化改革是大势所趋，电网企业要因势利导、顺势而为，积极研究和防控电力体制改革带来的风险，争取赢得改革发展的先机和空间。同时，必须更加注重抓好基础和本职工作，积极适应经济发展新常态，主动转变发展模式，提升精益化管理水平，提高电网使用效率，优化投资结构，确保电网安全稳定运行。
1.1 电力体制改革的指导思想和总体目标
坚持社会主义市场经济改革方向，从我国国情出发，坚持清洁、高效、安全、可持续发展，全面实施国家能源战略，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法制体系，为建立现代能源体系、保障国家能源安全营造良好的制度环境，充分考虑各方面诉求和电力工业发展规律，兼顾改到位和保稳定。通过改革，建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化，调整产业结构，提升技术水平、控制能源消费总量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促进公平竞争、促进节能环保。
1.2 电力体制改革的重点和路径
在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，三放开：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；一独立：推进交易机构相对独立，规范运行；三强化：进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研。
1.3 电力体制改革背景下面临问题
在新的改革方案下，电网企业将从集电力输送、统购统销、调度交易为一体的行业主导者，变成主要从事电网投资运行、电力传输配送的平台提供商；从公共政策实施载体变为市场参与者之一。电改将收紧电网企业收入，也将对地市供电企业成本管理、投资管理等产生深远影响。
1.3.1 新常态使企业营收增速放缓
目前，电网企业的盈利主要是购售电差价模式，依赖售电量增长，要求企业在购电环节优化购电结构减少购电成本，在售电量环节增供扩销增加售电量。改革后采用成本加收益的方法核定准许收入，售电量增长和购电成本下降无法增加企业当期收入，对企业营收构成一定影响。
1.3.2 投资受监管，投资有效性要求提高
我国长期电力供应紧张的局面正在扭转，但电网建设特别是配网建设依然较为滞后。欧美国家电源和电网的投资比为4：6，而我国这一比值近几年才勉强达到5：5，电网发展不平衡的问题依然较为突出，电网建设投资的刚性需求依然旺盛。改革后，政府将进一步加强电网投资监管。投资和资产增长过快，将进一步推高准许成本和准许收益，带来输配电价上涨压力。为了抑制输配电价上涨，政府方面将严格控制电网企业投资规模，对投资有效性提出更高要求，倒逼电网企业优化投资，加强对固定资产全过程管理。
1.3.3 成本监管加强，成本管理面临较大压力
首先，运行维护费和折旧率存在被核减的风险。深圳试点方案规定，准许成本中的修理费、其他费用上限值分别按固定资产原值的1.5%、2.5%计算，综合折旧率在设定的6%以下。核定计算后的修理费、其他费用均低于当前的实际支出，折旧率低于电网企业实际折旧率（约8%左右），政府不予认可的部分运维成本将腐蚀利润，将导致运维费用、折旧费的大幅核减。其次，如果电网企业平均工作高于当地电、燃、水行平均水平，核定准许成本时职工薪酬存在调减压力，如供电企业职工福利费、住房公积金、超过工资总额的14%、12%，将存在福利降低压力，对核心人才队伍稳定性存在一定影响。
1.3.4 售电市场放开，将面临竞争压力
《关于推进售电侧改革的实施意见》规定，允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电；鼓励社会资本投资成立售电主体；允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易；鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务。售电端市场放开一定程度上可以调动社会资本参与配网建设的积极性，最先可能参与售电竞争的是大用户、工业园区，甚至发电企业直接成立售电公司，将直接导致大批优质客户首先脱离电网，继而集中小区相继脱离。同时，电力市场的开放将进一步促进分布式电源的发展，特别是光伏发电，这些新能源将直接导致供电企业客户的流失。
1.4 地市供电企业运营策略
1.4.1 目标再平衡
转变依靠买电、卖电获取购销差价收入盈利的商业模式，明确经营管理策略，综合平衡地考虑经济、运营效率、服务、安全可靠等指标，充分考虑各发展阶段的管理能力和管理需求，避免脱离片面追求指标。
1.4.2 优化运营模式
探索扁平化、集约化的组织模式；优化资产管理模式，建立PAS55认证，更强调从规划、建设、运营到退役的全生命周期管理；从项目规划设计、设备选型采购、工程质量管控、设备运行维护和设备退役报废各个阶段、各个环节加强管理，努力实现资产全生命周期内风险、效能和成本综合最优的管理目标，提高企业经营管理效益。
1.4.3 优化营销管理模式
拓展现有营销服务业务，建立以客户为中心的客户全方位管理模式，加强对客户需求分析、品服务创新、品牌建设；加大智能电表安装，完善低压集抄系统，掌握客户数据，形成售电端市场竞争优势；积极谋划新业务市场，例如新能源发电、电动汽车充换电设施的建设运营，先行进入市场，制定相关技术规范和标准；探索共享服务、服务外包等模式，拓宽服务渠道，加大客户黏性。
1.4.4 强化财务管理
完善核算体系，细分成本核算，推进核算的标准化和专业化；推进成本精益化管理，合理核定各电压等级输配电成本。加强成本管控，合理开支成本。优化资金管控和安排，降低加权平均资本成本。理清维护成本，增加可计提收益的有效资产，提高准许收益。加快资产接收进度，系统组织接收客户资产，合理核定实际运维资产的准许成本；降低加权平均资本成本，降低融资成本，从而提高加权平均资本收益。
1.4.5 积极开展技术研究
开展一体化管理、精益化管理，合理应用现有先进技术，探索物联网技术、PDA、智能電表、无人机、远程资产监控等技术的应用；开展新技术研究，用以提高自动化水平、成本控制能力及满足客户需求能力。
参考文献
[1]吴杰电改下一步 [J] 2011（11）：84-86
[2]李伟阳推进电改必须考虑成本效益比—兼论中国电力工业的市场化问题 [J] 中国电力企业管理 2011（19）
[3]车静电力企业财务风险分析及预控 [J] 广东科技 2011（19）
[4]吴杰电力辅业改革攻坚战 [J] 国企 2011（5）