增量配电改革“雷声大雨点小”

　　作为本轮电改的新生事物，增量配电肩负着提升电网业务效率的重任。近年来，中共中央国务院、国家发改委、国家能源局先后下发20余份文件力推增量配电改革进程。其中，增量配电改革试点项目成为改革的重要切入口和抓手。数据显示，2016年以来，国家发改委、国家能源局前后共批复了4批增量配电改革试点项目，总数已高达404个。

　　在电改和混改“双重光环”加持下，试点虽然引来各路资本跃跃欲试，但试点项目落地却并不顺利。在推行已近4年的首批105个试点中，就有12个项目迄今仍未确定业主、23个确定业主但未划定供电区域、28个已完成前置程序但仍未开工建设。与此同时，各方关于配电价格机制、市场地位认定等政策与规则争议不断，一度被“万亿蓝海”吸引的资本也渐渐失去热情，甚至有业内人士称：“难道增量配电改革要热热闹闹开场，冷冷清清收场？”

　　究竟哪里出了问题？

　　成本难覆盖，项目生存状况恶劣

　　增量配电网原则上是指110千伏及以下电压等级电网和220(330)千伏及以下电压等级工业园区(经济开发区)等区域电网。增量配电除完全新建的项目之外，也包括大量原先的存量用户网，天津泰达电力有限公司的增量配电项目即是由这种存量网“转正”而来，并作为第一批增量配电试点项目之一，于2018年成功申领了电力业务许可证（供电类）。

　　“2019年公司代理32家企业首次以独立售电公司身份参与电力市场化交易，为客户节省电费支出4000万元，真正把改革红利释放给终端用户，但是由于输配电价差仅为0.028元，根本不足以覆盖成本。”该公司相关负责人指出，“输配电价是配电网公司的主营业务收入，不能覆盖成本，势必影响增量配电网企业的生存问题。”

　　“日子很难过。以前还好，现在越来越亏。”华东地区同样存量“转正”的某增量配电项目业主方某说，“目前，我们与省级电网之间仍采用趸售结算，经历一般工商业电价连续降低之后，出现购销价格倒挂问题。”

　　不同于上述两家由存量“转正”企业的先易后难，对于纯增量配电网而言，项目甫一开始就面临着价格和成本的巨大压力。

　　2019年4月，华北能源监管局联合中国能源研究会中小配电企业发展战略研究中心印发的《京津冀增量配电业务改革试点调研报告》（以下简称《报告》）显示，以现行定价方式运行的增量配电企业难以获得合理收益。

　　据了解，大部分省区直接将省级电网输配电价在电压等级之间的价差作为配电价格的上限。以《报告》中河北省目前执行的输配电价为例，一般工商业用户110千伏和1千伏价差为0.03元/千瓦时，220千伏和110千伏价差为 0.005 元/千瓦时，上述两个价差即为相关增量配电试点项目所能获得的价格“天花板”。经《报告》测算，0.005元/千瓦时收益最多可以抵消110千伏电网的线损，诸如电网建设、运行维护、人员工资等刚性成本的覆盖则无从谈起。

　　标准欠考量，配电定价机制缺位

　　不同地区的增量配电试点项目，为何都面临着相似的价格问题？

　　2017年底，国家发改委印发了《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《意见》），明确“准许成本加合理收益”是增量配电网定价方式的基础。随后的两年多时间里，部分省区据此相继出台了当地的配电价格机制。

　　记者了解到，在各地已出台的配电价格机制中，除了个别地区明确选择“准许收入法”外，大部分省区直接将省级电网输配电价在电压等级之间的价差作为配电价格的上限。

　　在北京先见能源咨询有限公司副总裁沈贤义看来，各地目前并未考虑配电价格的形成机制。“省级电网输配电价在电压等级间的价差，只是一个边界约束，根本不能算作一种定价方法,对增量配电业务改革缺乏实际指导意义。”

　　沈贤义告诉记者，要将价差作为配电价格的上限需要一个前提条件，那就是电压等级间的价差需要反映实际成本。然而，由于电压等级间存在严重的交叉补贴，省级电网输配电价电压等级间价差普遍过低，这个前提条件在大部分省区都得不到满足。

　　北京鑫诺律师事务所律师展曙光举例说，假设平均输配电成本为0.15元/千瓦时，220千伏及以上真实的输电成本为0.05元/千瓦时，10千伏配电成本为0.25元/千瓦时，增量配电所获输配电价差为0.20元/千瓦时；在高电压补贴低电压0.08元/千瓦时的情况下，220千伏输电费变成0.13元/千瓦时，10千伏配电费变成0.17元/千瓦时，220千伏到10千伏的输配电价差减少为0.04元/千瓦时。“交叉补贴导致输配电价格变化，在输、配不分的情况下，可以由经营输配电业务的省级电网企业进行内部收支调整，‘肉烂在锅里’；但在输、配分开核算的情况下，价差缩小意味着能够获得的配电费也会减少。”

　　针对输配电价衔接问题，《意见》提出，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。“但这个解决方案基本上不具备可操作性，这几年还没有任何一个省区据此对省级电网输配电价结构作出调整。”沈贤义说。

　　地位存争议，配电网企业成“用户”

　　除了缺少合理配电价格机制外，增量配电网与省级电网之间的结算问题也尤为突出，各方对于配电网企业市场地位的理解，也在业内引发了广泛争论。

　　“现在很多地方都把增量配网当成用户对待，要求配电网企业按照电压等级缴纳价差。从权利义务匹配的角度来说，这其实是非常不公平的。”展曙光说，配电网运营商与电力用户二者承担的法律责任完全不同，“作为用户，是要享受电网提供的服务；而配电网建设运营是要去投入设备、运维队伍，承担保底供电，为用户去提供服务的。”

　　对于这一问题，《意见》明确，配电网与省级电网之间的结算电价，按现行省级电网相应电压等级输配电价执行。展曙光认为，这条政策正是导致了目前各地配电网市场地位“低下”的重要原因之一。

　　而同样在此附件中，又明确提出“配电网与省级电网具有平等的市场主体地位”。但多位受访人士透露，配电网企业在结算中已经被当做电力用户要求缴纳价差，所谓平等地位，根本无从体现。

　　“目前增量配电项目的营商环境和法律地位都不具备电网特征，最多也就是介于大用户和转供电之间，一边要承担社会对电网企业的责任和义务，一边却不具备正常运营电网的企业环境，这类配售电公司的运营难以为继是可想而知的。”中国能源研究会能源政策研究中心特约研究员彭立斌指出。

　　机制待理顺，顶层设计亟待明确

　　“实际上，现在反映在价格方面的所有问题，都是机制设计上存在的问题。”某不愿具名的业内专家直言，“比如说，如何定位增量配电项目？地方政府就应该将其直接看做是在自己行政区划内的另外一张电网，如果按照这个逻辑制定规则，许多问题就可以简化。”

　　“增量配电改革开启后，一部分增量配电投资者看中的是配电网资源，及用户资源背后潜在的售电等业务的盈利能力。”中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟指出，“从一开始的顶层设计上，其地位就没有得到明确，这也导致各方对于增量配电改革的具体理解产生了差别。”

　　华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏认为，目前省级输配电价难以反映各个电压等级的真实成本，是目前增量配电价格机制难以形成的根源。“相较于省级电网，对增量配网进行成本监审的优势在于，由于其规模相对较小，各类成本相对更加清晰。因此，现阶段不妨将‘准许成本加合理收益’优先应用于增量配电网。”

　　“不同背景的投资者也有不同的出发点。有的人就拿它当个副业，但也有的把身家性命都放在这了。”上述天津泰达电力有限公司负责人说，希望有关部门能够更多地关心增量配电项目的发展，“现在不少项目已经拿了‘出生证’，其生存空间也应该得到保障。不然最后小孩子营养不良，还是大人的责任。”