“国家推行电力体制改革的成效，在我们这个项目身上已经得到初步体现。由于公司的决策中心、运维队伍、服务平台都处于负荷中心，内部流程简单，特别是在用户办理新装报批、故障维修响应方面高效快捷。项目自3月13日成功并网送电以来，从用户反馈情况看，获得感、满意度都非常好。”近日，泸州佳跃电力投资管理有限公司（下称“佳跃电力”）总经理朱建华在接受记者采访时说。
朱建华所提及的项目，就是位于泸州市金融商业中心的“泸州金融商业中心增量配电业务试点项目”（下称“泸州金融中心增量配网项目”）。该项目是经国家发改委、国家能源局批复的全国第三批第二批次增量配电业务改革试点项目，也是四川省首个取得电力业务许可证（供电类）、并网运行的增量配电业务试点项目。
项目由民营企业佳乐集团旗下佳跃电力独家投资、建设、运营，总投资1.2亿元，试点面积1.15平方公里。如前述，项目运行5个月来社会效益突出，对于全省增量配电业务改革示范引领效应显著。
然而，即便有当地政府的全力支持，项目依然陷入了严重亏损的经营局面。采访中记者获悉，项目自投产以来，由于区内用电负荷严重不足，高峰时期主设备利用率也仅为40%，加之居民用电占比较高，年亏损额达数百万元。
示范带动作用显著
泸州金融中心增量配网项目服务于泸州市金融商业中心，该中心是一个集金融、商务、办公、旅游观光等为一体的新型城市综合体，由佳乐集团投资开发。
据泸州发改委能源处科长马昭群介绍，泸州市金融商业中心开发始于“十二五”中期，因用电量需求大，需要配套建设新的变电站，但彼时此项工作并没有纳入当地电网的建设规划。考虑到城市整体的规划发展，最终泸州市政府以会议纪要形式决定由包括所在地区政府、商业中心开发方——佳乐集团在内的三方共同出资，建设一个公用性质的变电站，并计划适时移交给当地电网。
之后,恰逢国家在2015年推出电改“9号文”，2017年又推出增量配电改革试点，有着丰富水电站运营经验的佳乐集团踊跃尝试，政府层面也给予积极支持，最终促使该项目成为了泸州市首个民营独资的增量配电改革试点项目。
相关材料显示，泸州金融中心增量配网项目自2015年开始启动建设，2017年9月通过工程验收，2018年6月获批为国家第三批第二批次增量配电业务改革试点。此后相继经四川省经济和信息化厅确认项目供区、国家能源局四川监管办公室颁发电力业务许可证、泸州市发改委批复确认运营主体、四川省能源局批复同意开展配电运营业务，并签订社会兜底强制收回协议之后，于今年3月正式并网运行。
项目现拥有110kV世纪城变电站一座，变电总容量126MVA；110 kV输电线路2条，总长16千米；10kV及以下配电变压器84台,10kV配电线路12条，总长12千米。目前区内各类用电客户2万余户，其中居民用户占比达到40%。
“金融中心变电站项目被视为一项‘破解制约电力行业发展深层次矛盾和体制机制障碍，推动我市经济社会和电力行业高质量发展’的重要举措。项目的投产不仅为泸州进一步拓展增量配电业务积累了重要经验，也为深化电力体制改革和全省推进增量配电业务改革试点起到了积极的示范带动作用。”马昭群说。
采访中记者了解到，泸州市航天航空产业园110kV变电站项目也已被纳入国家发改委、国家能源局批复的第四批增量配电业务改革试点名单。
“目前，四川省共有5个增量配电试点改革项目，我市就有2个，而且走在了全省最前列。当然有了金融中心项目试点经验，泸州市航天航空产业园项目推进更加从容有序，目前也已经进入项目业主招标阶段。”马昭群说。
亏损局面亟待破解
纵观全国，绝大多数增量配电改革试点项目或为工业园区项目，或为纯商业项目，像泸州金融中心这种供区内含居民用户的项目寥寥无几。
“由于项目规划等工作先于国家推出改革试点，很多工作都做在了试点前面，变电站最初设计本应是公用电站，现如今成为了区域专属。也就是说，项目作为增量配电改革试点身份最终得以落地，先期经多方讨论正式确定的建设方案却又无法轻易调整，种种因素所致，导致变电站设计能力远大于区内实际负荷需求。” 马昭群说。
据朱建华介绍，项目投产5个月来，区域内负荷发展非常缓慢，与实际供电能力严重不匹配，以至设备闲置率很高。“今年迎峰度夏最热时间，变电站主变负载率也仅为40%，属于典型的‘大马拉小车’。对比之下，附近的国家电网所属变电站却是‘小马拉大车’，因满足不了负荷，还需要扩容。”
不仅如此，项目按一般工业用户向电网购电，仅购电成本即0.5元/度以上，高于省网现行0.4元/度的趸售电价，而泸州市居民用电价格为0.5224元/度，这意味着佳跃电力只能以价格倒挂方式向居民供电。
“我区居民用电占比达到40%，却按照工商业电价向电网购电，导致增量配网平均度电运行成本居高，却无对应扶持鼓励政策，所带来的经营压力在项目运行初期整体负荷不高的情况下尤其突出。”朱建华直言。
“更大的争议在于，对输电网而言，增量配网与其他配电网应该是平等关系。但在目前四川省110kV输配电价暂未出台的情况下，增量配网实际上被视为了大工业电力用户，与省级电网的结算执行了综合电价结算方法。”朱建华进一步补充。
据悉，四川省110kV输配电价将于年底出台，届时增量配网电价结算方式将有望予以明确，经营主体定位也有望得以厘清。
但现实问题是，现行错综复杂的电价结构，导致配电价格的厘定并不容易。项目亏损困局短期将很难缓减，这将直接影响到企业生存与发展。
比如，现行省级电网输配电价存在交叉补贴，不能真实反映各级电网运行成本，短期内无法实现成本监审核算，无法实现“准许成本加合理收益”；增量配网区域后续投资建设，如表计更换、线路改造、充电桩建设等投资建设，也无法通过纳入准许成本通过输配电价摊销；增量配网内用户享有的各项政策福利需由上级电网及主网按比例共同承担，但在实际过程中既缺少政策又难以交换数据执行存在困难。
而在马昭群看来，即便新的电价政策按期出台，其对于金融中心增量配网项目的收益调剂空间也非常有限，不可能从根本上扭转亏损态势。
过渡期扶持政策必不可少
为此，朱建华呼吁，为保障增量配电业务改革的顺利进行，建议实行阶段性过渡扶持政策，给予一定过渡期，期内享受一定的电价优惠政策，让增量配网企业能健康、顺利经营存活，保证项目良性发展，实现改革目的。
朱建华同时认为，理想的配电定价模式，是配电网承担共用输电网的成本，不承担其他配电网的成本。但该做法的基础是反映真实输、配成本的输、配电价，这就需要输、配电独立核算。
“我们积极支持金融中心项目申报试点的出发点就是为了城市高质量发展，我相信这和国家推出增量配电业务改革试点的初衷是一脉相承的。”采访中，马昭群亦多次强调，特别是在泸州这样的三线城市，对于第一个勇于‘吃螃蟹’的项目，并不在于其能够推动降低多少电价，实现多高的利润，更多还在于尝试如何通过鼓励社会资本积极参与电网投资、建设与运营，破解制约电力行业发展深层次矛盾及体制机制障碍，以促进经济社会和电力行业高质量发展。“从这个角度考虑，我们也希望国家在试点初期能给予更多支持，以保证项目得以基本生存，逐步实现健康发展。”
记者了解到，目前看来，泸州金融中心增量配网项目只能依靠负荷逐渐增加实现减亏。在商业综合体区域无法引进工业企业这类耗电大户的情况下，短期效益提升空间同样有限。
朱建华提出，在国家强调增量配网企业与传统电网企业享有同等市场主体地位的情况下，建议从节约投资建设成本、有效利用社会闲置资源角度出发，周边电网企业考虑与民营电网形成有效配合，从而实现“双赢”。
此外，在增量配网区域内拓展综合能源服务业务，开展源、用、售、储、金融等业务，或将是提升项目盈利性的一条新出路。
“目前我们也正在积极思考研究，希望能在区内负荷量增加到一定程度时，通过开展区域智慧能源、综合能源服务等业务，多渠道增加用户粘性、拓展盈利空间。”朱建华说。
