写在增量配电改革再出发之前

在2020年的增量配电改革年会现场，我偶遇了曾经采访过的项目业主。当我问及他是否还继续看好增量配电改革时，他拍了拍我的肩说，“希望媒体还能够持续关注。”

一如往昔，年会上总少不了改革主导方为项目业主加油打气的环节，“要把自己作为一个行业，而非改革试点看待”的论调，也一度点燃了略显消沉的现场气氛。然而，与往日有所不同，从参与此次年会的到场人数到会场规模，都与往年的“盛况”形成明显反差，会议的议程也由以往“击鼓传花”式的经验交流，转向聚焦于资本运作的“出口”来寻找生存方式的突破。在细数改革4年历程中经历的变与不变时，项目业主此时的坚守都多了几分英雄主义色彩的悲凉。

就在年会召开的3个月前，国家刚刚公布了第五批增量配电改革试点项目名单，由此，增量配电业务改革试点的数量，也由曾经被业内打趣为“404 NOT FOUND”的404个拓围到459个（24个取消项目未计入总数）。尽管从试点范围来看，增量配电项目已经覆盖了除西藏外全国31个省、自治区、直辖市和新疆生产建设兵团，包括广东、广西等11个省、自治区、直辖市也已经实现了第一批增量配电业务改革试点全部取得供电许可证的可喜成绩；但不可忽视的是，在首批105个试点项目中，仍有12个项目仍未确定项目业主、23个项目未划定供电区域、28个项目虽已完成前置程序但仍未开工建设。选择主动“退群”，在增量配电的圈子里已经并不是什么新鲜事了。

“一方面毋庸置疑的是，增量配电改革在4年的时间中各项工作均已取得了成果和突破，但另一方面毋庸置疑的是，增量配电试点改革取得的各项成果与改革的预期成效还有明显差距，与市场主体和社会各界的普遍期待还有显著的落差。”中国能源研究会秘书长郑玉萍在年会的开场中开门见山地总结了增量配电改革遭遇的迂回与失落，两个语气明显不同的“毋庸置疑”，也多多少少道出了项目业主从义无反顾到进退维谷的“屈从”与“无奈”：

在经营方面，在公平接入上级电网可开放容量等信息的公开透明、接入系统方案的客观公允，以及流程实现的高效流转等方面，省级电网企业还有待于进一步开放配合。在存量资产处置和存量客户划转上，电网企业与社会资本在租赁价格等方面因双方较难达成一致陷入僵局。其中，资产出售需报国资委等上级部门层层批复，入股股比和经营主导权也存在着较大分歧。委托经营时配电价格与资产关系脱钩等种种问题难以得到有效落实。

在发展方面，因受到试点项目经营区范围内不得以常规机组拉专线的方式向用户直接供电，不得依托常规机组组建局域网、微电网，不得依托自备电厂建设增量配电网，禁止以任何方式的公用电厂转为自备电厂等诸多的限制，直接导致现阶段增量配电网在公平接入电源上，各省在政策理解上还存在着认识上的分歧。

在收益方面，目前试点仅能获得电压等级差产生的极差电价，未能客观反映增量配电企业在配电网投资建设运营维护过程中的真实成本，无法支撑增量配电企业良性发展，亟待尽快完善配电价格形成机制。所谓与省级电网享有平等法律市场主体地位的增量配电网项目业主，尚未能按照准许成本加合理收益的定价原则，获得企业生存发展的合理收益。

无论是从“增量”的起跑线切换到“存量”的赛道，还是借着综合能源服务的风口实现配售电业务的“出圈”，困扰增量配电改革众多入局者的“法律地位”，以及与地位相匹配的“责权利”主张，似乎已经成为4年来改革唯一不变的主题。试点陷入停滞，改革困于僵持，问题的产生又有多少权重应该归因于改革各方态度的“暧昧”？

事实上，无论是国家陆续下发的25份指导性政策文件，还是地方政府、相关企业的支持性政策，都在为增量配电改革释放明确且积极的信号。其中，2020年1月，国家发改委发布《省级电网输配电价定价办法》和《区域电网输配电价格定价办法》，两份文件分别从细化核价范围、优化电价结构；明确核价规则、改进核价方法等多个方面，对进一步理清输、配电价，优化营商环境，为社会资本参与增量配电业务实现商业化盈利奠定基础。3月24日，国家电网公司发布《进一步支持和推进增量配电业务改革的意见》文件，进一步细化、明确了改革的范围、方式、审批及合作对象；明确了对于已划定的配电区域内的存量电网资产，可通过资产入股、出售、产权置换、租赁等方式依法合规处置。所有试点项目可研批复和项目公司组建职责下放至省级公司，电网公司所属出资单位对配电公司股权投资额2亿元以下的投资事项全部由省级公司决策。与此同时，广东、宁夏、浙江等省也陆续发布地区性支持政策，明确鼓励增量配电网建设，河南省也在常规电源接入和电价结算规则等方面屡屡实现政策的突破。

“增量配电试点推进过程中出现的诸如区域划分、电网接入、存量资产等方面的诸多争议，本质上属于技术层面的问题，现有解决方式可能也是事半功倍。造成这种局面的根本原因在于增量配电项目没有从体制层面来设计改革政策，因而增量配电改革也未能有效体现体制改革的需求——目前增量配电改革并未能区分垄断与竞争环节，只是片面地强调了投资主体多元化的混改效果的理想假设，而忽略了增量配电在竞争性电力市场发展的内在要求。电力市场化改革赋予配电网改革的基本任务应该是构建针对配电网的新型交易关系，而非以投资思维延续传统体制。增量配电改革迫切需要监管体系处理自然垄断监管与市场竞争监管的关系，许多问题就会迎刃而解，增量配电改革的价值也会由此得以凸显。”业内人士告诉记者。

从起初对于电力——这一长期封闭且神秘的行业对于社会资本“红利释放”的憧憬和预期，到深陷于“城池之争”后回归平静与理性，在充斥着入局者们“做的很累”的抱怨声中，整体改革也似乎沦于“各方都不赢”的尴尬境地。显然，无论是政府部门在改革的前期准备，还是社会资本对投资风险的预判，各方在思想和行动上都没有做好充足的准备；无论是对于管制业务还是竞争性业务，在理解上的不足也造成了各方对于改革目标愿景的过分期待。

在此次年会上记者获悉，“从项目开发的客观需求出发，以及相关政策信号的释放，增量配电项目都需要逐步回归其作为常态化投资项目的初衷。常态化的实施路径很可能逐步取代国家级试点申报成为未来项目开发方式的主流。”

当下，正值疫后经济复苏与碳中和目标实现的关键时期，无论是以更好的营商环境支撑地方经济社会的发展，还是以能源本地化、高效利用践行绿色发展理念，抑或是在市场化改革的语境中倒逼监管创新，或许在增量配电改革“再出发”之前，重拾其在市场化改革中的内在逻辑，参与者们才能真正平添几分“相信相信的力量”的勇气。



本文刊载于《中国电力企业管理》2020年12期，作者系本刊记者