增量配电改革 何去何从

  增量配电改革，何去何从

贾豫

中国能源研究会  理事

     榆林电力投资有限公司   总经理    

    自2016年9月至2020年12月国家发展改革委分五批次批复了全国483个增量配电改革试点项目（期间取消24个剩余459个试点），实现了地级城市全覆盖。截止2023年底，共有227个试点项目取得电力业务许可证（供电类），实现了试点落地运营。八年多来的增量配电改革，取得了一定的积极成效，然而，增量配网的基本合法权益（经营权、发展权、收益权）却迟迟难以得到尊重和落实，改革试点与省级电网企业陷入了无休止、无意义的博弈与缠斗当中，热点、难点、堵点问题久拖不决，浪费了宝贵的行政和社会资源，制约和阻碍了改革试点的落地运营，挫伤了各类资本持续参与增量配电改革的信心和动力，影响了改革成效的显现。与此同时，近年来，随着部分地方电网合并至两大电网，给各地增量配电改革的推动者、参与者带来了困扰，对继续推动增量配电改革的合理性产生了怀疑。行业信心缺失、参与者迷茫困顿、发展阻碍重重的当下，亟待全面系统审视增量配电改革八年多来的经验和不足，回应行业内外关切，明确改革方向，坚定改革定力，重拾改革信心。

    一、增量配电改革的成效

     一是促消纳。已落地运营并取得相对理想运营成效的增量配电改革试点，除了地方政府理解深刻、坚定支持、平衡分歧；建立相对较为成熟完备的运营团队；增量负荷发展符合预期；负荷分类较为理想之外；均积极将区内、区域周边新能源接入增量配电网，通过建设以新能源为主的源网荷储一体化增量配电网。促进新能源就地高比例开发利用，降低增量配电网购电成本，取得更为理想的购售价差，助力新型电力系统建设。

     二是降成本。毫无疑问绝大多数试点所在地政府都希望通过建设以新能源为主的源网荷储一体化增量配网，降低企业用电成本，助力招商引资产业发展。一些试点通过源网荷储一体化模式局部阶段性的实现了这一目标。但也面临大电网与源网荷储一体化增量配电网间电能量输送为辅、应急备用调峰为主的成本定价机制；高比例新能源穿透下的平衡成本和效率；公平承担交叉补贴的道德风险；安全稳定运行的担忧等质疑。

     三是扩投资。一方面，原有电网企业的存量电网设施、电网投资强度与地方经济发展脱节，地方政府通过增量配电改革引入多元化主体投资运营配电网，扩大基础设施投资。同时也拉动了原有电网企业出于维护市场份额加大所属区域电网投资的积极性。另一方面，地方政府、开发区、园区、矿山、港口等非电网企业投资的存量配电资产，通过增量配电改革获得经营属性，投资方取得供电经营合法身份，存量沉淀电网资产得以盘活。

     四是建机制。增量配电改革实现了电网运营企业在配电网投资建设、运营维护、客户服务等多个维度的成本效率对标竞争。为输配电价成本监审核定提供对标参照，有利于厘清公允成本价值。同时，增量配网企业对用户需求更为敏锐，商业模式和产品服务以用户需求为中心，普遍将综合能源服务、电力交易、能源数据运营等新模式、新业态作为除传统供电服务之外的着力点。为降低企业综合用能成本，提升用户获得电力感受，践行供给侧改革做出了积极探索。

     二、增量配电改革面临的突出问题

    （一）经营权未能得到维护

     一是存量资产处置困难、原有供电主体跨区经营。原有供电主体存量资产处置及存量客户移交消极拖沓，以向混合所有制主体出售资产造成国有资产流失、为区域供电安全负责、存量资产闲置导致社会福利减损、用户不愿变更供电主体等各种理由在新的市场主体获批的供电营业区域内继续经营发展用户。导致区域内新老供电主体交织经营，交叉供电、重复建设和资产利用率低、电力客户无所适从。给电网安全稳定运营造成了安全风险和不利影响，侵害了新的市场主体合法经营权益。二是高危敏感重要负荷、重大产业投资项目指定经营未履行相应程序，加剧交叉经营导致责权利不对等。从试点申报到落地运营直至试点业主具备完整运营能力并非一日之功，试点区域产业布局、国民经济发展规划始终在进行动态调整，一些试点区域内新增的高危敏感重要负荷或重大产业投资项目，地方政府、用电企业、原有电网企业从各自角度出发，指定由原有供电主体提供供电服务的情况屡见不鲜。一方面，这种指定供电行为往往就是一份会议纪要一纸文件，未履行相关程序或缺乏上位政策文件支持，导致责权利不对等。另一方面，无疑又加剧了试点区域内交叉供电、交织经营的局面。

     (二)发展权未能得到落实

     一是电网公平开放广泛互联、高电压等级电网接入存在障碍。一方面，省级电网企业拥有接入审批的自由裁量权。电网接入的可开放容量、间隔、接入形式等信息不透明，审批时限往往难以按文件要求落实。增量配电网接入220（330）千伏高电压等级电网存在较大困难。另一方面，省级电网将增量配网按照用户终端变电站考虑接入，接入系统方案仅考虑提供上级单一电源点，未能从网间广泛互联的角度提供多电压等级多接入点的接入系统方案，导致增量配电网接入点单一，难以形成网间互济，既不利于电网安全互济，也不利于经济高效投资运营。二是政策缺位尚未实现“源网荷储一体化”常态化发展运营模式。依托增量配电网接入集中式新能源就地消纳、就近平衡，不仅有利于新能源的本地高比例消纳，减少系统调峰压力，降低企业排放强度等，更有利于高效利用电力廊道资源、更大程度盈缺互济充分消纳新能源电量。目前，河南、广西、吉林等省份在推进“源网荷储一体化”发展模式方面做出了积极探索。在全国而言，尚未实现增量配网就近接入集中式新能源的常态化发展机制。在缺乏政策支持的省份，增量配网企业力图通过源网荷储一体化项目发展时，新能源指标批复类型、接入容量、网间交换容量、就近接入距离、交易形式和交易价格等没有政策依据。

     (三)收益权未能得到尊重

     一是未能按照准许成本加合理收益的定价原则获得投资收益。2018年1月国家发改委印发《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》。明确了以“准许成本加合理收益”为原则核定地方电网和增量配电网的独立配电价格，该核价方式与省级电网一致。文件下发7年来，全国尚无地方电网或增量配网纳入省级输配电价成本监审，获批独立配电价格的案例。目前仅能获得输配电价电度电费、容量电费的压差收益，与电力用户直接接入上级电网获得的收益无异，特别在同电压等级互联时，受制于现行输配电价一省一价、同网同价的“邮票法”定价原则，未能体现电能作为商品的物理传输空间位置价值。地方电网与增量配网几无收益。制约了地方电网和增量配网的继续投资能力和实现良性运营。二是未能给予差异化价格扶持机制。价格机制是引导产业投资，培育新兴产业的指挥棒和方向标。鼓励培育新业态、新模式制订过渡性差异化价格扶持机制是包括电力行业在内普遍采用过的做法，目前增量配网未能获得类似的价格扶持。作为具有同等法律市场主体地位的市场主体，增量配网与省级电网间的交易结算不适用于电网企业与电力客户间的电费电价交易结算机制，目前试行的《配电价格指导意见》无法实现市场主体的成本回收，亟待修订完善。

     三、进一步推进增量配电改革的建议

     2022年11月6日，中国能源研究会配售电研究中心召开了《准确把握二十大精神、深化电网形态与体制研究：“电网管理体制演进趋势”》研讨会。与会专家认为：“目前除了国家电网、南方电网外，还有地方管理的省级蒙西电网、兵团电网、四川水电集团、重庆三峡电力，还存在地区级的山西吕梁等较多地方电网。从全国看，我国电力事业发展不平衡、不充分的问题仍然比较突出。地方电网发展投资实力不足、支撑地方经济发展能力偏弱、供电服务质量水平偏低，是客观事实，但很大程度上是“果”不是“因”。电网管理体制不合理不规范，电力改革对应的配电成本核定工作未落实，大电网与地方电网互联通道严重不足、“卡脖子”现象比较普遍，支撑地方电网发展的电压等级受限，历史上农网贷款投资主体未落实或落实迟缓等等因素，是地方电网发展水平和服务水平提升缓慢的重要外部原因。已经投入运营的部分增量配电企业，也存在与大电网互联互通的外部联网通道受掣肘、内部缺乏电源、输配电价格政策不支撑合理运营的情况，不排除螺旋向下恶性循环、供电服务质量无法长期保持的可能性。试点单位自下而上的探索已经竭尽全力，急迫需要的是自上而下的经验教训总结、规则调整完善，进而推动制度定型”。为此，对进一步推进增量配电改革提出三点建议。

     （一）尽快研究制订体现激励扶持导向的独立配电价格，助力新型配售电主体快速发展

    一是垦请国家部委指导省级价格主管部门将已落地运营的地方电网和增量配网按照“准许成本加合理收益”的定价原则，纳入省级输配电价成本监审，并尽快研究核定独立配电价格。二是在第四轮输配电价监管周期核价工作中，将核定网间互联输配电价作为深化输配电价改革的重点工作任务之一，考虑体现位置空间和网络输送能力、互济备用的输配电价。三是结合各地实际，对地方电网和增量配网在网间结算价格、税收减免等方面给予阶段性扶持，激发多元化主体参与配电网投资建设运营的积极性，助力新型电力系统加快建设。

     （二）抓紧时间“回头看”，尽快总结经验教训，尽快纠偏改正，尽快完善修订已有政策体系

    一是请国家部委运用多种方式对地方电网和增量配网运营实效进行全面系统性评估，凝练改革经验、总结遗憾教训、聚焦关键症结、尽快对症施策。二是明确相关市场主体地位，明确相关市场主体的经营权、发展权、收益权等涵盖的基本权益。界定市场主体的功能定位及区别联系。三是抓紧时间修订完善已出台的相关政策文件，形成完备科学的政策体系，鼓励各省因地制宜先行先试创新改革举措，助力改革试点落地运营。

     （三）实施包括不对称监管在内的监管手段，鼓励支持推动市场主体融合发展，形成互利共赢共同推动改革的新局面

    一是落实能源监管“长牙带刺”的监管要求。对阻碍改革发展的行为及时纠正制止。在地方电网、增量配网与省级电网互联互通、网间交易结算、违规跨区经营等关键环节实施不对称监管，指导帮扶新型市场主体尽快实现良性平稳运营，早日释放改革红利。二是深化自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，坚持垄断的监管有效，竞争的充分放开、竞争有序。为省级电网企业松绑，平衡好省级电网社会功能和经营绩效间的考核权重，解决市场主体支持推动改革的“手心手背”。三是鼓励省级电网将地方电网和增量配网定位为“支持地方经济社会发展的平台渠道、抓手载体”。支持其发挥人才、资金、技术、管理等方面的优势，从自己干到领着大家一起干。推动其与各类市场主体开展建设性务实合作，形成优势互补合作共赢的改革发展新局面。

     任何改革都不可能一蹴而就。越是走到十字路口，越是遇到困难波折，越是要不忘初心、砥砺前行。梦虽遥，追则能达；愿虽艰，持则可圆。中国式新型电力系统建设的新征程上，每一个人都是主角，每一份付出都弥足珍贵，每一束光芒都熠熠生辉。相信相信的力量，祝愿新型能源体系早日构建，祝福伟大的祖国国运昌盛、国泰民安！

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