当前增量配网改革的阻力与试点推进建议

随着中发9号文及系列配套文件的印发，被誉为“啃硬骨头”的新一轮电力体制改革正式拉开帷幕，本次改革最大的亮点是提出稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务。

（来源：微信公众号 电联新媒 作者：陈敬康 涂圆圆）

相对于售电放开而言，配电网因触及电网企业核心利益，放开的脚步要缓慢一些。直至2016年10月11日，《有序放开配电网业务管理办法》才正式出台。2016年12月确定首批105个增量配电网业务改革试点项目；2017年11月确定第二批89个增量配电网业务改革试点项目；2018年4月、7月相继确定第三批共126个增量配电网业务改革试点项目，现试点项目总量已达320个。目前，国家发改委、国家能源局（以下简称两部委）正组织各地申报第四批试点项目。

增量配网改革试点实施两年有余，整体来看，进展较为缓慢，虽然两部委采取了诸多措施，包括提出了“增量配电业务改革试点项目要实现全国地级以上城市全覆盖”、专门建立的“试点进展情况每半个月上报、每月通报”和“直接联系项目定期直报”制度，以及对各地开展了督导调研、约谈等一系列工作，但收效甚微，未能扭转增量配网改革试点推进缓慢的状况，主要表现在：

一是第一批试点项目大部分陷入停滞，至2018年8月，真正开始运营的试点占比不足一成；部分项目主体中的社会资本已退出或正在寻求退出。

二是第二批试点项目报送积极性下降（数量和质量都不如第一批）。

三是第二批和第三批试点项目大部分尚未启动；因参与投标的企业数量不足而导致项目业主招标流标的情况频现。

四是第四批试点项目报送正在推动，且鼓励“将试点向县域延伸”，但各地观望情绪浓厚。

增量配网改革试点面临困难与阻力

增量配网改革试点面临困难与阻力有以下几个方面：

电网企业阻挠与地方政府态度摇摆不定。增量配网改革试点最大的阻力来自电网企业。电网企业不希望有人与其“抢地盘”“分蛋糕”，所以目前已建成的增量配电网试点工程均由电网企业控股或参股，320个增量配电网试点中，没有电网参与的项目少有取得实质进展的，甚至会遇到各种“意外”。电网企业主要在供电区域划分、存量资产处置、配网工程接入等方面设置障碍，地方政府态度摇摆观望也影响了项目的推进。

针对此种情况，两部委对电网企业和部分地方政府进行了约谈，并公开通报，严肃指出一些地方政府和电网企业在改革关键问题、关键环节上认识不到位，与中央改革精神存在偏差。同时，两部委出台《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》、《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号），采取了针对性的应对措施。当前，国家电网高层多次表态，要提高政治站位，坚决支持电改，对电改的态度已从“守土有责”变为“开放合作”；另外，先前摇摆不定的部分地方政府也“醒悟”过来，积极支持参与增量配网改革。虽然，在具体试点项目执行时仍会遇到很多矛盾，但总体来看，来自电网公司和地方政府的阻力与障碍将会变少。

输配电价结构不合理，导致配电价格基本没有盈利空间。《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》（以下简称“指导意见”）明确提出：“用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价，配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。”而本轮电改耗时一年多核定的输配电价，多数省市仍然存在输配电价结构不合理的问题：高电压等级（500千伏和220千伏/330千伏）输电价格过高、220千伏以下电压等级间价差过小，在地方政府尚未出台增量配网配电价格定价办法，配电价格无法核定的情况，导致配电价格基本没有盈利空间，甚至部分配电网内没有电压等级差而无法收取配电费。

虽然指导意见为配电网价格调整“开了一扇窗”：“不同电压等级输配电价与实际成本差异过大的，省级价格主管部门可根据实际情况，向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构”。但实际操作起来比较困难，且耗时很长。

部分试点项目质量不佳，难以落地实施；招商引资未达预期，无法回收投资。试点项目是地方推进改革的重要成果之一，很多地方政府对申报试点都表现出了较大的热情。但有些地方在申报过程中对改革政策理解不到位，把试点项目当做一般性投资项目盲目上报，影响到后期项目落地。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。在320个已批复的项目中，有很多试点项目，特别是第二批和第三批项目中，从占地面积、用电负荷上看完全不具备开展增量配电业务改革试点的条件。

同时，目前很多试点都是产业园区、工业园区或经济开发区等，用电需求一般都是先低后高，甚至后期也不一定高，从而导致较长时期内售电量较低，收入远低于预期。特别是新园区，用电负荷与招商引资密切相关，招商引资不到位，园区入驻企业少或者慢，用电需求难以达到预期，业主投资长时间无法回收，甚至出现大幅亏损，不但影响本项目后续运营，也严重动摇了市场主体投资配网项目的信心。

增量配网企业履行保底供电服务义务，但相应的权利很难保障落实。按照《有序放开配电网业务管理办法》，配电网企业同电网企业一样，有义务向区域内居民用户、农业用户和未参与市场化交易工商业用户提供保底供电服务，同时有权利获取政府规定的保底供电补贴，并按政府定价向发电企业优先购电。现实情况是，配电网企业必须严格履行义务，即按照核定的目录电价与保底用户结算，但相应的权利很难保障落实，导致配电网企业难以回收保底用户的配电成本，甚至亏损。

增量配网投资主体遴选不当、企业股权结构过于分散，引起公司治理等问题与困难。引入并激发社会资本力量是本次增量配网改革目的之一，但部分省市在具体项目业主遴选时，存在两方面问题：一是投资主体选择不当，选择了部分现金流较差、没有配网建设运维经验、期望投资回收快、效益高的企业，致使后续建设运营难以推进；二是引入的社会资本方过多，有的投资主体达5个及以上，最大投资主体股比不到40%，使得配网企业股权结构过于分散，导致公司决策缓慢、股东意见难以统一、缺乏绝对控股方项目融资困难、项目进展难以符合地方经济发展的要求等问题。

经济下行压力加大，融资成本较高，市场观望情绪浓重。面对错综复杂的国内外形势，我国经济发展的环境更加复杂，困难挑战更多，经济下行压力加大，社会资本尤其是民营企业融资难、融资成本高，使得很多投资者更加注重回避风险，追求高额收益，而配电网作为监管型业务，其性质决定了无法满足当前部分投资者要求。国家也已意识到增量配网改革面临困难，并开始采取措施加以解决，投资者在等待相关政策文件出台，市场观望情绪浓重。

上述困难与阻力是增量配网改革试点项目推进缓慢的主要原因。另外，也有部分客观原因，包括：增量配电改革作为一项新事物，制度和实践上都处于探索期，各方都在边探索边推进，边学习边总结；配网试点项目从规划编制与评审、业主优选、可研报告编制、配电区域划分、项目核准、招投标到工程建设并网、配电价格核定、项目验收、投产运营等设计诸多环节，客观上需要一定的项目周期等。

增量配网改革试点建议

调整省级输配电价结构。发达国家的终端电价中，输电费和配电费的比例一般在1∶3至1∶5左右，而我国当前的情况则是反过来。2019年，国家将开展第二轮省级电网输配电价的核定工作，在输配电价结构不合理的地方，省级价格主管部门可根据当地实际情况，在避免终端用户目录电价倒挂的前提下，优化输配电价的结构，报国务院价格主管部门审定，保证配电价格有一定的盈利空间，促进增量配网健康发展。

提高配网项目综合收益。一方面，增量配电网企业在保证配电区域内用户平均配电价格不高于核定的配电价格水平情况下，采取灵活的价格策略，探索新的经营模式，如结合负荷率等因素制定配电价格套餐，由电力用户选择执行。另一方面，利用国家对非水可再生能源政策支持（用户仅支付所使用电压等级的配电价格，不承担上一电压等级的输配电价），可考虑在配电网营业区内建设分布式光伏、风电等项目。同时，可利用配网对用户天然的粘性，积极开展用户增值服务，如售电、电力运维、技术改造、能效管理等，提高项目综合收益。

提高试点项目质量，打造配网示范项目。通过对前三批试点项目总结，两部委已发现试点项目质量关系项目落地实施，并在《关于报送第四批增量配电业务改革试点项目的通知》中提出应对措施，要求试点项目应达到一定的面积和投资规模，原则上供电面积在10平方千米以上，规划三年内年供电量达到1亿千瓦时以上，或电网投资规模在1亿元以上，提高试点项目质量。

在具体实施层面，建议政府与电网企业，切实有效地拿出部分优质项目，比如要求电网企业列出年度配网投资计划，由政府或电力监管部门组织进行项目筛选，并由社会资本进行投资，电网企业不参股或小比例参股。社会资本将此部分优质项目打造成配网示范性项目，探索配网投资、建设、运营典型方式，供其他试点项目借鉴参考。

尽快出台配电价格定价办法。配电价格核定前，只能按照省级电网输配电价差确定配电价格，这种方式会导致很多问题，比如：没有真正反映配网投资运营成本，部分配电网难以收回投资，部分条件较好的存量配电网获得过多的收益；难以激励配电企业降低损耗；也无法支撑配电企业制定更合理的配电价格套餐等。省级价格主管部门需要将《指导意见》中的原则细化成明确的、可操作的步骤，结合各省市实际，出台各省市的增量配网配电价格定价办法。

选择合适的投资主体，设置合理的股权结构，建立明确的退出机制。政府遴选配网项目投资主体时，应要求投资主体有长远的眼光，有一定的资金实力和良好的现金流，最好有丰富的电力运营经验和足够的电力管理及技术人员。在初期，禁止基金、自然人、纯财务投资人的进入。股权结构上，尽量有单一绝对控制股东（股权比例51%以上），以加快项目的建设和投产。

对于电网投资不能促进经济发展、对用户企业利用新的垄断地位攫取不合理利润、服务质量差、运营质量差的，需要有明确的退出机制，有明确的罚责，避免出现机会主义的投资者。大股东的控制权不可出让，只能退出。避免炒作套利，甚至做夹层公司套利，使投资企业以非常慎重的态度参与到项目投资、建设、运营中来。退出只能以项目已完成投资、项目现值和评估值最小值退出，政府以拍卖或投标的形式重新选择投资者。

推进电网企业考核制度改革。目前国资委主要通过资产规模、电量、电价、利润等指标考核电网企业，导致电网企业有扩大投资、增加规模、提高利润的外在动机。电网虽然具有商业属性，但也具有自然垄断属性，其收入来自电力用户，如果利润过高，就应降低电价，而不是保值增值。建议调整电网考核指标或者目标值，比如当前阶段，可以将配网试点项目推进情况，作为省级电网主要领导考核指标之一。使电网企业放手支持电改、参与电改，促进整个社会用电成本的降低和电力设施运营效率的提高。

2019电力体制改革论坛暨“增量配电”项目实践研讨会将于2019年6月20-21日召开，与会人员将实地参观郑州航空港兴港电力增量配电项目，听业内大咖分享增量配电项目试点的建设经验。

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