增量配电业务改革试点情况及政策建议（摘要版）

一、增量配电业务改革背景与现况

2015年3月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），文件提出“鼓励社会资本投资配电业务。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。”

根据深化电力体制改革9号文件的相关精神，2015年以来国家发展改革委、国家能源局相继发布了《关于推进售电侧改革的实施意见》（发改经体〔2015〕2752号）、《有序放开配电网业务管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）等十多项政策文件，涵盖改革的任务和要求、增量配电网定义和范围、项目申请审批、配电网运营、营业许可证颁发、供电安全与责任、电网接入、配电价格与收费等多个方面。

截至2019年6月底，国家发展改革委、国家能源局共批复四批404个增量配电改革试点项目。其中，第一、二、三批试点项目共计320个（第四批项目2019年6月批复，相关进展情况未统计），包括：家电网经营区256个，南方电网经营区52个，蒙西电网经营区12个。前三批项目中共有156个试点项目确定了业主，92个试点项目确定了供电范围，57个试点项目取得了电力业务许可证（供电类），并有17个试点项目已由所在地主管部门向省级主管部门征收提出了退出申请。

增量配电业务改革取得了一定成效。主要表现在：一是试点工作向前推进，一些项目已经进入正常运营，起到了一定试点示范作用；二是改革试点有效激发了社会资本投资增量配电项目的积极性，促进了配电网建设发展，已经确定业主的试点项目中，大部分项目都有社会资本的参与，并且由非电网的社会资本控股的项目占据了大多数；三是通过增量配电网试点项目引入标尺竞争机制，在推动提高配电网运营效率、改善供电服务质量等方面作出了积极探索，促进了相关电网企业从投资决策流程、客户响应等方面服务水平的提升。

二、增量配电改革试点工作中的主要问题

（一）增量配电网规划管理薄弱，难以实现规划引领

一是配电网整体规划未能按要求制定发布，或者规划内容过于简单，没有提出重点地区的配电网网架方案和重点建设项目，造成评价增量配电网规划时缺乏参照对象。

二是配电网规划编制、审批职责盲目下放，造成增量配电网重复规划或与地区统一配电网脱节。

三是增量配电网规划编制单位水平参差不齐，规划中的需求预测、技术方案等与实际情况出现较大偏差，影响到配电网建设和项目的后续经营。

（二）试点项目上报审批不规范，相关政策措施不完善、不细致

一是试点项目上报审批不规范。本应该在项目报批时明确的问题，由于审批不规范，造成了项目后续工作中出现重大分歧。

二是相关政策措施不完善、不细致。存量配电资产处置程序不明确，制约了项目推进的进度；输配电价定价缺乏细则，不能适应增量配电改革需要；缺乏试点项目退出机制，增加电网企业风险，给用户供电保障和地方经济发展带来不利影响。

三是政策措施中缺乏解决争议的机制。由于试点项目涉及重大的利益关系和复杂的技术问题，协商解决通常无法解决争议，亟需建立完善的争议解决机制。

（三）技术和服务标准不明确，配电网建设运营存在隐患

目前相关的政策措施中尚未对配电网技术和服务标准进行明确，多数试点项目招标文件也未能体现，部分招标文件即便附有运行服务技术规范，但是各不相同，缺乏统一的技术标准。

（四）地方政府未能严格执行国家政策，存在随意干预企业经营现象

一是业主招标不规范，仍有部分地方政府在试点项目的招标环节设置前置条件、排他性条款，或预留股份、变相指定业主，人为干预招标结果。

二是地方主管部门监管缺位，存在违规建设220KV输电网、依托燃煤自备机组构建增量配电网等违规现象，扰乱了市场秩序。

三是地方政府打造“电价洼地”，部分地区仍习惯性采取行政手段推进改革，为追求地方经济利益而对价格形成机制进行干预，导致项目经营困难。

（五）增量配电改革长远格局不清晰，电网管理面临破碎化风险

在相关主管部门大量批复、上马试点项目的过程中，始终未能对增量配电改革的长远格局进行研究和明确，因而也无法用长远发展格局对当前工作给予指导，目前大规模开展的试点工作是否会走向误区值得思考。

（六）试点项目批复进度过快，背离了“先试点、再推广”的成功经验

从过去三年国家发展改革委、国家能源局对试点项目的批复情况看，已经背离了“先试点、后推广”的工作方法。增量配电业务改革的问题是出在体制机制上，在没有形成有效的解决办法前，继续扩大试点范围对于矛盾的解决帮助不大，还会扩大矛盾存在范围，增加不必要的改革成本。

三、有关政策建议

（一）坚持增量配电网统筹规划，保障试点项目有序开展

一是加强配电网统一规划管理。省级主管部门应定期组织编制发布省（区、直辖市）电力发展规划（含输配电网规划），并督促地市级主管部门制定发布科学权威、内容完善的地区配电网统一规划，为增量配电网项目规划编制提供有效依据。

二是规范增量配电网规划编制和审批制度。增量配电网规划方案应由省级主管部门组织评审，及核准批复，保障上下级规划协调衔接。

三是加强配电网规划设计研究单位的资质管理，提高规划报告的工作质量和技术水平。

（二）完善细化各项政策措施，建立强化争议解决机制

一是细化存量资产处置程序。建议中央相关主管部门衔接配合，简化相关审批程序，并对入股、出售、产权置换、租赁等不同处置方式提出切实可行的操作细则。

二是完善增量配电网价格机制。省级价格主管部门可根据当地实际情况，在第二轮省级电网输配电价的核定工作中，有针对性的优化完善输配电价的结构，保证配电价格有一定的盈利空间，促进增量配网健康发展。

三是建立试点项目退出机制。对于前期试点申报存在“先天不足”、市场主体缺乏投资意愿的试点项目，建议政府建立试点退出机制。

四是完善争议解决机制。明确争议解决的受理机关、受理方式以及受理程序，通过机制建设保障争议的妥善解决，推进试点项目有序推进。

（三）明确配电网技术和服务技术标准，确保电网安全和供电质量

建议尽快组织开展研究，提出涵盖设备、建设、运行、服务等全方位内容的配电网技术和服务标准，有效指导试点项目招标、工程建设、并网运行、服务客户等工作。

配电企业要坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，遵守有关供电安全的法律、法规和规章，加强供电安全管理，建立、健全供电安全责任制度，完善安全供电条件，维护电力系统安全稳定运行。

（四）严格执行改革政策，加强违规行为监管

一是对试点项目准入应坚持“公开、公平、公正”原则。增量配电业务试点进行业主招标时，应严格遵循《有序放开配电网业务管理办法》中的规定，在明确合理准入门槛条件下，平等对待社会资本、地方政府所属企业、电网企业等各类主体，依据规范公正地选择投资主体。

二是加强对改革中出现违规现象监管，保障改革试点顺利实施。

三是落实国家电价政策机制，避免对增量配电试点项目电价的不合理干预。

（五）加强增量配电改革长远目标研究，有效指导当前工作开展

建议按照“促发展、提效率、开放社会资本、推进混合所有制改革”的总目标，组织开展相关研究和论证，提出更加清晰的增量配电改革目标和配电网电网未来经营管理格局。

建议准确把握增量配电改革的体制改革内涵，把体制机制作为改革的着力点，避免就增量配电论增量配电，避免以项目投资思维代替体制改革思维。

建议充分认识配电业务自然垄断的属性，在深入研究配电网发展规律的基础上，从宏观上把握配电业务改革的发展趋势，推动电力行业健康可持续发展。

建议协调推进混合所有制改革与行业体制改革，把改善用户和社会福利作为改革的落脚点。

（六）控制项目审批节奏，规范项目上报和审批管理

建议探索试点项目评估机制，对前三批批复的320个试点项目进行全面评估，通过评选示范项目，树立标杆，总结推广试点实施和配售电公司运营经验，发挥典型引领作用。

建议加强对项目申报文件的引导和管理，将项目规划方案、配电区域划分、存量资产处置等内容放到项目报批的阶段进行规范，在项目批复时要对以上内容进行审核批复，并将结果予以公示。对于那些论证不充分、盲目上报的项目，在项目审批环节要予以淘汰。