时间：2018-11-01 | 栏目：热门话题 | 点击：次
10月18日，“海油工程产品孵化制造中心”在海油工程总部揭牌，并召开首批产品孵化启动会。这是中国海油首个产品孵化制造中心，也是中国首个海上石油工程产品孵化中心。
本次挂牌的产品孵化制造中心将打造东北亚地区集产品孵化、技术孵化、服务孵化、市场孵化四位一体的综合性孵化中心，为全球海洋工程企业提供高质量孵化服务。
如何让我国的自主研发技术从科研“玩具”变为工业“工具”，是长期困扰海上石油工程的问题。孵化中心依托项目，已实现水下中心管汇、FPSOLPG（海上浮式生产储油装置液化石油气）轻烃回收装置、E-HOUSE（电气间）等产品的首批孵化，降低了油田开发成本，推动海洋油气田核心装备技术国产化。未来，孵化制造中心将重点发力水下产品、油气处理新技术装备等六大产品类型。
面对全球智能化转型升级的趋势，该中心也将以智能化为重点方向，针对无人平台、无人设备等数字技术进行孵化，通过陆地远程监控等操作，降低人工运营成本，保障员工健康安全，实现我国制造业在海上石油工程领域的智能化升级。探索期的“慢”节奏
国家发改委通报显示，第一批106个试点项目中已取得电力业务许可证的仅有20个，已开工建设的18个（不含存量配电项目）。
那究竟是什么原因给公众造成增量配电改革推进速度缓慢的印象呢？
“最主要的原因在于增量配电改革是本轮电改的新事物，制度和实践上都处于探索期。在实施过程中，各方都在边探索边推进，边学习边总结。”国网能源研究院有限公司副总工程师马莉表示，“增量配电涉及中央政府、地方政府、电网企业、各类投资者等众多主体，涉及规划、建设、电价、监管等多个环节，且属于新旧制度转换、政府事权转换和利益主体调整的复杂改革，各方在思想认识、客观条件、工作基础、相关经验等方面都需要不断磨合。”
“另一个重要原因是部分试点项目本身存在‘先天不足’。”马莉认为，试点项目是地方推进改革的重要成果之一，所以各地对申报试点都表现出了非常大的热情。但有些地方在申报过程中对改革政策理解不准确，把试点项目当做一般性投资项目盲目上报，对园区未来负荷增长估计不足，对已有供电能力不清楚，影响到后期项目落地。
例如，在第一批试点名录中的安徽金寨现代产业园项目，到目前为止仅落户两家企业，且均为10千伏用户。“目前已出现部分试点项目流标、意向投资方退出、项目陷入停滞、后期推进困难等问题，如四川达州、凉州等试点项目，地方已有申请取消的意愿。”马莉表示。
此外，配电工程建设包括从规划到验收、投产等多个环节，客观上需要一定的项目周期。
此次增量配电改革试点项目的80%都在国家电网公司经营区域，其推进情况备受业界关注。国家电网公司体改办体改二处处长黄李明表示，自试点启动以来，国家电网公司党组高度重视，建立了统筹推进工作机制，相继印发了《关于进一步加快推进增量配电改革试点落地见效的工作意见》（国家电网办〔2018〕562号）等意见办法，下放了决策权限，精简了管理流程，并要求公平无歧视开放电网。
“国家电网公司经营区域的前两批项目中，已确定项目业主72个，完成公司组建44个，取得电力业务许可证17个。国家电网公司以市场主体身份积极参与竞争，在已签订合作意向书的项目中，引入民营资本36家，并将江苏扬中高新区等4个进展较快的项目纳入公司混合所有制改革试点，深入探索了与民营资本合作的新模式。”黄李明介绍，该公司还在积极探索配售电公司的运营模式，向内积极研究建立股份制配售电公司运营新模式，对外充分尊重配售电公司的独立法人地位，实行自主经营、自负盈亏。”
准确把握改革初衷
做好增量配电改革试点工作，关键还是要准确把握改革初衷。
“从中发9号文的改革精神我们可以看到，增量配电改革的初衷是通过向社会资本放开增量配电投资业务，促进配电网建设发展和提高运营效率，是一次运用市场化手段促进配电网健康可持续发展的探索，也承载着推进混合所有制改革、激发社会资本活力、打造更多新的市场主体的重任。”国家发改委体改所副所长汪海表示，“但当前试点过程中出现了诸多问题，例如，有的试点不尊重市场主体意愿，部分试点地区擅自行政指定主体，在没有中央电改新政策的出台下就贸然排斥包括电网企业在内的有关市场主体参与，有些地方强行提出将电网存量资产纳入试点并要求转让，更有不总结上一轮电改经验，不顾当前改革的时机和条件再提出进行输配分开等与9号文精神明确不一致的要求，这些都是与改革初衷相悖的。”
另一个焦点问题是配电区域划分。《有序放开配电网管理办法》规定，电网企业的存量资产不属于“增量”，原则上不应该纳入试点范围。
“如果大量存量资产纳入试点范围，一方面可能造成供电业务许可证载明的配电区域叠加问题，不符合一个供电营业区内只能有一家供电企业的政策规定，影响政策的严肃性；另一方面，在电网企业供电能力能够覆盖的区域造成大量的重复建设。”马莉表示。
但是电网企业经过多年发展，在供电区域划分过程中，不可避免会涉及到电网企业的存量资产。对此问题，电网企业也提出，本着坚决贯彻落实中央改革精神的态度，对确实难以划分区域的少量存量资产，可以在与电网企业进行平等协商的基础上，以转让、租赁等方式灵活处置。
尽管存在一些问题，但是增量配电改革依旧在积极探索中取得了一些立竿见影的效果。改革培育出更多的新市场主体，倒逼电网企业提升服务意识，改善营商环境。经过近两年的改革，国家电网公司报装接电缩减流程环节数66%，抢修到场时间平均下降8.6%。探索出更多的业务新模式，如部分试点项目在综合能源服务等市场化业务方面进行了探索，为其他试点推进提供了更广阔的的思路。
行稳方能致远
随着增量配电改革持续向纵深推进，也给改革参与者们提出了很多新课题。
“增量配电的运营模式需要规范起来。我国大电网采取的是行政许可制度。对比来看，特许经营比较复杂，需要严格明确政府和市场主体的复杂权责关系，按照《基础设施和公用事业特许经营管理办法》规定，包括明确经营期限、经营方式、到期资产移交、收益取得方式、合同协议订立变更废止等，若采取特许经营模式，无疑会大幅增加改革的复杂性。所以，遵循《行政许可法》，以招标等公平竞争的方式赋予行政许可权，仍是当前加快增量配电改革的最有效方式。” 国网能源研究院研究员廖建辉表示。
对于社会比较关注的对社会资本的吸引力问题，国务院发展研究中心研究员袁东明表示：“投资回报离不开业务属性，增量配电网的定位就是监管性业务。增量配电网同样具有自然垄断属性，属于公用事业，受政府监管是必然的，前期资金投入会比较大，回收期较长。这意味着增量配电不可能是高收益的，短期内获得高收益更不可能，它的业务定位决定了它一定是低收益、低风险且需要长期经营的业务，投资者应该有合理预期。”
按照省级电网输配电价定价办法，电网业务非政策性有效资产的权益资本收益率，按本监管周期前一年国家10年期国债平均收益率加不超过4个百分点核定。粗略估算，2015年10年期国债平均收益率约为3.36%，因此，当前监管期内理论上收益率最高不超过7.36%。实际上，目前大部分电网企业的收益都低于这个标准，更加远低于A股上市公司近5年约9.8%的ROE平均值。
“但从远期看，随着未来我国经济复苏和转型升级，预计负荷率将会有较大增长，增量配电业务将具有较好的发展前景和合理的投资回报，投资者应更加关注远期。”袁东明表示。
基于增量配网的自然垄断属性，监管到位也成为深化改革的重要内容。中国社科院副研究员冯永晟表示：“增量配网的价格规制、行为监管、质量监管等应是前置条件，改革更应着眼于使增量配网改革收益如何传递到电力用户，实现以管住增量配网的方式来促进配电网发展。”