降低企业用能成本 增量配电改革是否迎来新机遇？

编者按：

2020年有着不平凡的开局——国网公司突然换帅，湖北省武汉市等地陆续发生新型冠状病毒感染的肺炎疫情，在举全国之力抗击疫情的同时，电力行业主动作为，除保障重点场所可靠用电、积极捐款捐物以外，也为企业及时复产复工营造良好的供用电服务环境。

疫情突然，电力行业安全持续高效生产为稳定社会民生、保障经济不间断发展作出了突出贡献，也为打赢抗击疫情的全民阻击战奠定扎实基础和信心。

尽管疫情结束的具体时间还未可知，但在未来保障宏观经济高效运行，扶植实体经济快速恢复，电力行业还要肩负更重的使命。

疫情当下，需要的是冷静的思考和沉着的应对，唯有精准施策，才能实现高效重建。对于企业用能成本，除了继续降低企业使用电力的成本，还需要对于获得电力的成本进行有效甄别。增量配电改革既为优化营商环境提供更多比较竞争的样本，也为完善输配环节监管提供标尺。

电力企业抗击疫情是一项长期战役。如何在彰显社会责任的同时，实现自身发展和经济效益的双赢，是对于所有行业，特别是公共事业型企业将要面临的重大挑战。为此，本期推送特选取《中国电力企业管理》（上旬刊）2019年12期封面文章——《增量配电改革辨得失》，希望在火热的“电力战疫”中添加一份冷思考。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：陈敏曦）

正如电力体制改革的初衷——体现市场配置资源的关键作用，有效激发市场活力，才能实现用户享有服务、企业获得合理收益、政府高效监管的深度转型和有效行业治理。

入冬了。

与气温一同跌入冰点的，还有第5批增量配电改革试点申报的热度。

增量配电改革试水3年，404个试点项目或初战告捷，或不了了之，大多数蛰伏不前。

尽管在“电改”与“混改”的双重光环加持下，增量配电改革着实撬开了社会资本合法投资、建设、运营配电网的大门，理论上也有配售电业务、综合能源服务等诸多商业模式和新兴业态可供掘金。然而，入围的“选手们”或高估了电力重资产投资的回报周期，或低估了电力产业内外部因素交织的复杂程度。

复刻自然垄断行业的盈利模式并非易事。在嵌入实体经济方方面面的社会神经末梢上“动刀子”，势必涉及到责任、利益、习惯，甚至是情感。

牵动的固有利益有多大，化解矛盾的难度就有多大。当对改革的理解和利益诉求无法统一之时，社会资本“抱团取暖”却“越抱越冷”，则显得并不突兀。

01

初战告捷

多成于固有且清晰的利益格局

曾有业内人士在第二轮试点申报数量明显下滑时大胆预测，“增量配电走不过第3批”；也有业内人士在第一轮降低一般工商业电价10%时就曾断言，“增量配电在第4批就此打住”。

然而，尽管磕磕绊绊，增量配电改革试点还是艰难挺进第五批申报流程。

这其中，有地方政府“要回”电力运行主导权和指挥权的“雄心”，也有社会资本对增量配电网隐形市场价值的默认与“野心”，更为重要的，是两部委在3年中连续下发80余份相关文件，为持续推进这项前无古人的创新改革举措彰显的恒心。

根据中国能源研究会中小配电企业发展战略研究中心发布的数据显示，自2016年11月27日第一批试点名单公布，至2019年10月，两部委共批复试点项目404个，其间退出或取消试点项目24个，试点项目覆盖31个省（区、市）。目前已有202个项目完成规划编制，233个项目完成业主优选，130个项目确定供电范围，106个试点项目取得电力业务许可证（供电类），75家业主单位注册成为售电公司。河南、新疆、广西及江苏四个省（区）以数量优势和主营业务的活跃程度跻身改革大潮的第一梯队。

巧合的是，剩余380个试点项目的数量，与我国地级市的数量相差无几，但与实现“全国地级以上城市全覆盖，逐渐向县域延伸”的预期目标相比，现实情况却略显寂寥。

按照相关文件要求，原则上应于2019年6月底建成投运的第一批106个申报试点项目中，北京、天津、浙江、四川、宁夏等地区仍有12个项目未确定业主，内蒙古、吉林、黑龙江等地区仍有23个项目未划定供电区域，其中涉及的11个项目已申请退出。第二批、第三批试点项目中，半数试点完成规划编制、业主确定等前期准备工作，截至2019年初取得电力业务许可证的试点不足20%，建成投运的增量配电项目（不含存量转试点项目）仅有5个，其余大部分项目陷入半停滞状态。

尽管两部委从2018年年中开始对各地开展了督导调研、约谈等一系列工作，并相继建立了“试点进展情况每月通报制度”和“直接联系项目定期直报制度”，然而，这些措施都未能真正转圜增量配电改革进展缓慢的窘境。

“上面的太阳挺大，但是我们下面感觉不到热度。”某手握5个增量配电项目的业主告诉记者，“闯过了存量资产处置、区域划分这些关卡，现在试点项目的核准和接入异常艰难。这其中很大的原因是由于增量配电项目的前期电网规划不够规范，导致项目实际落地之后与规划出现较大出入，很多先天缺陷后期很难矫正；正是由于这些项目没有电网企业控股或参股，项目推进过程中涉及到各个环节的信息对中小配电企业都不透明，造成了我们在做接入系统，包括规划的过程中不能掌握第一手资料，后续需要反复审核，导致接入系统无限期延后，这与园区企业希望我们能及早供电发生冲突。”

在前三批申报试点中不难发现，各地区申报方不约而同地将目光聚焦于需要新规划、新投资的新建配网项目上。这其中不排除某些试点省份将试点项目当作一般性投资盲目上报，也有部分地方主管部门在批复文件中仅对项目名称、配电区域进行了批复，造成后续项目推进困难、甚至流标、投资方退出等情况。

然而，任何新建增量配电项目在区域划分、电源接入上都难以避免地与传统电网企业发生直接利益冲突，即便是彼此各不相干的区域，电网公司作为企业也有不断扩张经营区域的战略本能。而在理论上可行的前置审核关口，通过充分论证以避免后期诸多争议的做法，又是否适用于由利益相关方为主导，进行配网规划的现实？

与四处碰壁的新建增量配电项目形成巨大反差的，是存量转增量试点项目的轻装上阵。“与其把过多精力纠葛于细枝末节当中，不如让具备条件的试点先跑起来”，俨然成为从艰难的改革实践中提炼出的业界共识。

“对于存量转增量的项目，大都是历史沿革经营区内的配电经营单位，实际业主基本确定，投资界面相对清晰，摇摆不定的因素比较少，与传统电网企业的争议也比较少，相对来说比较容易能够完成试点任务。”某存量转增量配电试点项目业主告诉记者。

事实上，由于特定的历史背景和社会经济原因，目前我国配电领域的运营主体并不单一。陕西、湖南、四川、广西等省（区）由地方供电企业管理的县级及以下配电网比例仍然很大，全国没有上划省级及以上电网企业管理的趸售县、自发自供的既有用户侧配电网比比皆是。而这些长期执行配电业务的用户侧存量资产，除部分承担了社会责任和交叉补贴外，个别项目还接入了百万机组，成为实质上的用户侧电力系统，但其法律地位仍是转供主体，业务管理模式也相对固化、或欠缺规范。

“与其让这些存量电力系统游走于监管之外，不如借增量配网改革的机会让其‘转正’，正式纳入监管范畴。让在路上的项目先跑起来，既不违背改革初衷，也能积累经验，推动后续改革朝着更科学、更合理的方向发展。”业内人士说。

从第四批试点项目的名单中不难看出，以甘肃酒泉核技术产业园等84个项目为代表的大型企业产业园区、矿区、港区转制增量配电网已成为主流趋势。存量配电网除了具有清晰利益格局和固有生存模式外，还可以巧妙回避纯增量配电网招商引资、负荷电量增长与配电网投资构成的“鸡与蛋”的困局；更为重要的是，通过行业规范化的监管，利用市场化的手段将长期沉淀于用户侧的存量资产盘活，以配电末端的改革为契机，推动长期游离于电网之外的用户侧电力系统营商环境的改善，进而降低制造业用能成本。

“目前，增量配电试点还处于萌芽阶段，多数地方政府会统筹考虑面对增量配网与电网企业的态度；也有很多声音不断质疑社会资本的专业性，认为专业的事应该交给专业的人来做。”某存量项目业主告诉记者，“随着增量配电试点业务的推进，势必有一批中小配网企业做大做强，成为一股不可忽视的力量，获得地方政府的信任和电网企业的尊重。而如何在兼顾市场的前提下完成既定的改革目标，不单单是社会资本参与的问题，而是全行业的行为。”

不可否认，高准入门槛的配电业务存在天然的“从业天堑”，而战略层面的确定性与实践层面的弱操作性，使404个试点项目如散落在全国各地的棱镜一般，折射出各利益相关方带有明显地区特性的心态及策略；改革热情的“退烧”，各方的冷静与谨慎，也淋漓尽致地演绎出了改革的困惑与艰辛。

对地方政府而言，电网从弱到强的过程，见证了地方经济发展壮大的历程，特别是在部分以电力为基础性产业的省份，地方政府出于对省内经济发展的顾虑，倚重和拿捏的尺度摇摆不定并不难以理解；从电网企业的角度来看，其长期以来为地方、国家承担了大量的社会责任，而无论是继续发挥规模效益，还是出于同质化竞争的排他性，选择“战略防守”也在企业合理的发展逻辑之中；从社会资本参与改革的角度出发，作为电力体制改革引入的新生事物，与原有主体相比，往往存在技术、成本及规模等劣势，与此同时还要肩负起激活电网企业“狼性”的重任，其所面对的改革推进周期，与利益的调整再分配，注定是漫长且残酷的。

三年的时间，于主体的培育，于改革的过程都不算不长，在三年中，所有改革的参与者不可谓不“竭尽全力”，但似乎还没能通过增量配电改革的探索，摸索出企业与市场、垄断与竞争的边界。

诚然，鲜有当局者可以超脱出眼前局部和微观利益，那么不如换个视角来统观行业发展走向——不论是考虑传统电网企业的投资承受能力，还是着眼于大电网与配电网在功能定位、运营效率的区分与统筹，抑或是中央与地方属地化管理的职责与分工，投资主体多元化和市场化都将是未来的大势所趋。

而由引入标尺性竞争的改革内涵，延伸至搞活地方经济、降低企业用能成本的外延，对于多元化市场主体利益的兼顾，以及对于传统体制赋予电网企业强大垄断资源的约束，在一定程度上决定了增量配电改革还能走多远。

想必，成为试点只是第一步，真正落地运营才是成败的关键。

02

裹足不前

多羁绊于投资回报的窗口期

和任何企业的发展逻辑无异，社会资本参与增量配电改革，关注盈利性是再正常不过的事情了。而在当初寄希望于对标对表传统电网企业配电业务回报率的社会资本，在实操阶段却发现，仅靠不到几分钱的配电价差作为利润，无限期地拉长了投资回报的窗口期。

“上个月和电网企业结算电费72万元，从区域内用户收上来的电费只有37万元，现在电费倒挂，我们是供一度赔一度。”某新建增量配电项目业主告诉记者，“目前我们都是以大工业用户的价格与电网进行结算，但是园区内还要承担科研、农灌等保底性供电。现在项目处于建设期，最高运行效率只有12%，如果经济环境没有大的改观，接下来连生存都是个问题。”

在主营业务上的亏损，“出身”不同的存量配电项目也有相同的境遇。“在没有‘转正’之前，我们以大用户的身份从电网购电，对园区内用户有自主定价权，可以通过小范围的交叉补贴进行平衡并实现盈利。而在‘转正’之后实行了同网同价，但是配网的建设和运行模式、服务标准还沿袭了降价之前的内容，对于提供高可靠性和优质服务的高成本投入，却没有区别电价进行回收，只靠不到3分钱的配电价差难以为继，目前公司处于亏损状态。”

无论是“高买低卖”形成“供一度赔一度”的电费倒挂，还是“出让”自主定价权导致“转正之日即亏损之时”的处境，在当前困扰增量配电项目主营业务盈利性的诸多问题背后，矛盾的焦点直指基本电费的缴纳。

为解决这一问题，在这场由地方政府作为主要推手的改革中，18个先行先试的省份依据国家发改委《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，在究竟是一部制还是两部制，究竟是“按需”还是“从容”的结算方式上作出了大胆尝试。

其中，云南、贵州两省出台的基本电费缴纳方式并没有纠结于输配电投资，而是直接核定了明确的价格上限，基本电费也由原来的全额缴纳进阶至“从量缴纳”，有效避免了增量配电网前期因负荷率低造成的亏损，同时，也可以减少存量配电网内具有生产周期性企业、负荷波动大的企业因负荷倒切产生的额外支出。但是两省出台的政策却都回避掉了容量电价的电压等级区分问题，依然保持了“一口价”。

在中部地区，河南省的设想十分清晰，创造性提出“按照输配电投资比例分享基本电费”的方案，但在实际操作中的落地效果还有待观察；四川省的规则则更加直接且明确——增量配电网作为配电企业，享有配电网企业的权力和义务，无需向上级电网企业缴纳基本电费和高可靠性供电费，进一步体现了配电企业的贡献。

不过，全国其他地区对于改革的推动力度，或需遵从于当地经济社会发展环境，或需权衡不同政务环境下各方的利益诉求与倚重，改革的步调并不一致。

不约而同地，增量配电项目业主们纷纷将目光聚焦于“园区整体参与市场化交易”的政策利好上来，寄希望通过网间结算的方式，合理规避争议过于集中的基本电费，同时通过市场化电价形成机制，以“打包电量”的形式与电网公司进行结算，适当降低购电成本。

但是，以网间结算作为突破口的折中路线，难度并不亚于基本电费“分成”思路的“单刀直入”，几乎所有的拿到配售电营业牌照的项目业主，只能按照交易中心的既定路线，代理区域内部分用户以直购电的形式参与到市场化交易中，因为“园区整体参与交易”的利益换手，同样绕不开各方对文件理解的差异，以及电力市场环境、相关交易规则的隐形壁垒。

事实上，无论是纠结于网间结算1:1与1：多的复杂关系，还是胶着于重复收费或是结算模式，技术层面频繁“过招”的背后，是增量配电项目业主极力主张的网间平等关系。

尽管国家相关部委在近期发布的《电网公平开放监管办法》等相关文件中，都明确界定了增量配电网“属于公用电网范畴”，其性质与传统地方电网并无区别。然而，究竟是“电网”还是“用户”，这个看似不大的问题却困扰着很多增量配电试点的项目业主——因为身份的确认，还意味着增量配网与大电网之间调度关系、结算关系等一系列改变的开始。

业内人士告诉记者，首先，现行输配电价核定的目录电价、容量电费均是按照电力用户接入考虑，而网网互联并不需要收取容量电费，现行的结算机制与配电业务与大电网之间网间结算的逻辑并不一致。其次，如果作为电网互联，则应用联网工程的概念去考虑互联问题，更多参考增量配网企业的规划和发展意愿决定联网的电压等级，而非以目前存量用户的规模和电压等级接入，同时应以联网电压等级作为增量配网企业收取输配电价的依据。最后，随着增量配网形式的多元，依托增量配网的分布式能源、多能互补等元素会越来越丰富，部分电量规模较大的增量配网会逐渐模糊负荷侧和发电侧的界限，以有源负荷的形式存在，这也需要与之配套的配网调度运行权、配网内电源的发电调度权，以及相应的市场交易权。

显然，如果认定为“不同电网之间的互联”，双方应以并网协议的方式清晰界定双方的权利和义务。但目前国家相关的法律法规、规章文件都是针对单一电网投资主体而设计，相关部门尚未出台针对增量配网与大电网之间并联互联经济权利和义务的指导性文件，来有效界定“网网互联”的合理权益，因而也导致了大量增量配网项目“合乎文件不合法”的尴尬处境。

“复刻大电网的配电运营模式并不简单，对于增量配电项目来说，大多数中小配电企业都不具备正常运营电网的企业发展环境。”项目业主告诉记者，“以基本维系生存的价差利润倒逼辅助增值业务的开展，确实存在上千亿的想象空间，但配电网每年的基础设施维护和建设投入，以及固定资产折旧等可观的费用，在现阶段如果不能依靠配电业务回收成本，而将重心放在辅助增值业务之上，对于增量配电项目业主来说，运营的难度可想而知。”

身份未明，前途未卜——或将“被用户化”“被供电局化”，最终沦为“一小部分社会资本参与配网建设”的结局，恰恰暗指了此项改革之所以“不被看好”的原因。

反观本轮电力体制改革的核心要义，对于电网企业而言，以输配电价作为主营业务收入是本次电改“管住中间”的具体体现，而大电网与增量配电业务的网间利益分割边界，以及配网投资、负荷是否计入大电网输配电价核定时的准许成本，则预示着截然不同的效果和结局。

项目业主向记者坦言，“现在很多人把我们称为电改先锋，其实刚开始我们也没有想过这个项目会走这么远，但是从一个企业的角度来说，要有一定的收益来保证项目的存活。现在国家倡导降低企业的用能成本，我们也很想参与进来，以现在的情况，基本上断了增量配电网以后的发展前景，我们又哪里来的底气和实力给用户降价呢？”

毕竟，“放开两边”，不单单体现在市场化改革中通过上游发电侧竞争释放的改革红利。

03

再出发

离不开思想的统一和体制机制的松绑

增量配电改革从懵懂到萌发，有人饱含理想，有人看重利益，也有对于电网“破碎化”的质疑和徒增改革成本的焦虑。当各方矛盾难以调和时，不如退回到改革的原点，从用户的获得感出发，来重新审视效率与效益的边界。

从宏观层面来看，无论是电力市场化改革，还是投资体制变革，都是凭借生产关系的调整，来实现市场在资源配置中的决定性作用，以及更好地发挥政府作用。从中观层面来看，以市场化的手段实现企业用能成本的降低，正是从9号文印发以来所有改革参与者致力于和共勉之的方向。从微观的角度分析，降低企业用能成本，既包含降低使用电力的价格，也囊括获得电力的成本，通过两个层次叠加效应，降低地方经济发展的能源使用总成本，激发市场活力。

值得欣喜的是，通过3年不断丰富市场投资主体的实践，增量配电改革在促进提升电网服务水平和经营效率等方面，不可谓没有实现阶段性的目标。

以接电成本和响应速度来看，为了应对多元投资主体在配电侧的市场竞争，防止更多电网投资以外的配电网出现，传统电网企业对于园区配网项目建设的响应速度大幅提升。从降低获得电力的成本来看，一方面，之前由政府和企业投资，并有可能无偿移交电网企业的“红线”以外的电力设施，通过引入社会资本的力量进行投资和盘活，进一步减轻了企业和地方在接入成本上的负担；与此同时，部分地区通过“放管服”改革，将低压用户界定到200千伏安以下，减少用户相应的配变投资，甚至还逐渐出现了传统电网企业对用户侧投资延伸至企业“红线”内的案例。

但仅仅以此来判别和衡量改革的成败，显然有些过于乐观和中庸——增量配电改革的初衷并不是一项单纯以吸引社会资本解决电网投资不足问题的改革举措。“通过特许经营获得输配电网的外部信息，进一步从价格审批向成本监审转变，探索形成电网准入退出、投资运营，再到服务质量与价格挂钩的闭环监管机制”，已经成为业内对于此项改革达成目标的共识。

事实上，在省级输配电价第一轮监管周期中，就曾暴露出缺乏电网设备利用率和投资效率的判别依据、且电价过于复杂化的弊端。电网的投资规模、成本高低，以及投资效率都直接影响输配电价水平，最终关系到用户参与市场交易后对用电成本的感受，稍有遗漏，市场竞争带来的红利就会被抵消甚至反噬；在没有相应基准作为衡量标准的情况下，大部分省份只能参照省级电网提供的资料进行研判。同时，目前大部分省份核定的输配电价中，在低电压等级配网的价格空间不足也与未来电网投资重点向配网转移相左。

从对已形成的价格进行监管，向未发生的投资合理性进行甄别，显然，增量配电改革正在不断推动电网成本监审的精细化，但这一方面需要人力、物力等大量的监管成本投入，另一方面，还有很多现实问题需要逐一厘清，比如业界较为模糊的输电网与配电网的精确定义，再比如在我国已长期实施多年的交叉补贴政策。

电网领域研究人士告诉记者，如果从输配分开的角度，先不论切分的确切电压等级，单纯按照现行省级电力公司供电局层面向下切分，就会导致每一个供电局将自身的价格、成本、地区间的交叉补贴体现出来，这也就意味着越穷的地方价格越高，越富的地方价格越低，而这样的情况一定不是省级政府部门愿意看到的，省级电网之所以实行统一的输配电价，就是希望实现贫富间的帮扶。如果把配电环节电压等级差加大，必然意味着居民和农业电价的上涨，这样于用户、于国家、于现阶段的社会经济发展水平，都是难以接受和承受的。

从2005年以来，电网企业逐渐加大中西部地区电网建设、农网改造、扶贫、政策专项等经济效益甚微的投资；同时，近几年工业园区、高新科技园区等电网建设虽按照规划完成，但由于经济形势影响以及去产能政策的实施，部分用户用电量没有达到当初规划用电量，而这些沉没成本也计入了输配电价。这不仅是输配电价成本监审的问题，也是全社会内外部因素相互交织的共同影响。

两权相害时往往取其轻。但是对于监管部门来说，按照现行省级输配电价核定配电价格，无法直接对比配电企业之间的经营水平和能力，“比较竞争”的作用会因此大打折扣；同时随着增量配网试点不断扩围，改革参与者对配电价格结构与成本监审体系重新调整的呼声愈加强烈。难道当真要等到“政府下决心把交叉补贴解决，增量配网的春天才真正来临”？

办法应该比问题多。在国家《关于制定地方电网和增量配电网价格指导意见》中，明确规定“不同电压等级输配电价与实际成本差异过大，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。”今年年初两部委下发的《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》也明确了增量配网企业在保证配电区域内用户平均配电价格不高于核定配电价格水平的情况下，可以采取灵活的价格策略，探索新的经营模式。这些政策无疑为各地增量配网项目电价的制定提供了更多操作空间。

在近期国家能源局发布的电价监管报告中，曾在同一起跑线上的蒙西和蒙东电网，用电侧的度电价差已经达到保守估计的9分钱。在同样的资源禀赋，同样地广人稀，存在交叉补贴的蒙西电网，用户侧的电价水平远远低于全国其他省份。尽管其中可能存在区域特性难以复制，但是蒙西的案例为为政者跳出工程思维模式下技术层面的掣肘，从行业发展的角度看待监管体系变革，以及中央和地方责权、事权分工的探讨提供了值得深刻剖析的范本。

曾有业内人士感慨，今日的冲撞与迂回，仿佛回到了上一轮发电侧放开前的那一个个不眠夜。

由多元化投资主体引入的改革风暴，注定是制度化、市场化的新一轮认知更新——以配电末端为沃土，培育好专业化、市场化的配电主体和用户能源服务主体，才能更好地孕育用户侧专业化的服务市场和能源互联的新业态。

对于增量配电改革的羁绊，不可操之过急，也不可置之不理，遵从行业发展的客观规律，才能更好地发挥混合所有制改革的预期效果，兼顾市场主体利益与用户获得感之间的平衡。

因为这项改革，并不是以传承为主的修修补补，也不是以颠覆为主的大刀阔斧，而是一场以实现用户享有服务、企业获得合理收益、政府实现有效监管为前提，关乎电网生态模式、行业治理方式的深度转型的持续之旅。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年12期，作者系本刊记者。