2020年有著不平凡的開局——國家電網公司突然換帥，湖北省武漢市等地陸續發生新型冠狀病毒感染的肺炎疫情，在舉全國之力抗擊疫情的同時，電力行業主動作為，除保障重點場所可靠用電、積極捐款捐物以外，也為企業及時復產復工營造良好的供用電服務環境。
疫情突然，電力行業安全持續高效生產為穩定社會民生、保障經濟不間斷發展作出了突出貢獻，也為打贏抗擊疫情的全民阻擊戰奠定扎實基礎和信心。
盡管疫情結束的具體時間還未可知，但在未來保障宏觀經濟高效運行，扶植實體經濟快速恢復，電力行業還要肩負更重的使命。
疫情當下，需要的是冷靜的思考和沉著的應對，唯有精準施策，才能實現高效重建。對于企業用能成本，除了繼續降低企業使用電力的成本，還需要對于獲得電力的成本進行有效甄別。增量配電改革既為優化營商環境提供更多比較競爭的樣本，也為完善輸配環節監管提供標尺。
電力企業抗擊疫情是一項長期戰役。如何在彰顯社會責任的同時，實現自身發展和經濟效益的雙贏，是對于所有行業，特別是公共事業型企業將要面臨的重大挑戰。為此，本期推送特選取《中國電力企業管理》（上旬刊）2019年12期封面文章——《增量配電改革辨得失》，希望在火熱的“電力戰疫”中添加一份冷思考。
（來源：微信公眾號“電聯新媒” 作者：陳敏曦）
正如電力體制改革的初衷——體現市場配置資源的關鍵作用，有效激發市場活力，才能實現用戶享有服務、企業獲得合理收益、政府高效監管的深度轉型和有效行業治理。
入冬了。
與氣溫一同跌入冰點的，還有第5批增量配電改革試點申報的熱度。
增量配電改革試水3年，404個試點項目或初戰告捷，或不了了之，大多數蟄伏不前。
盡管在“電改”與“混改”的雙重光環加持下，增量配電改革著實撬開了社會資本合法投資、建設、運營配電網的大門，理論上也有配售電業務、綜合能源服務等諸多商業模式和新興業態可供掘金。然而，入圍的“選手們”或高估了電力重資產投資的回報周期，或低估了電力產業內外部因素交織的復雜程度。
復刻自然壟斷行業的盈利模式并非易事。在嵌入實體經濟方方面面的社會神經末梢上“動刀子”，勢必涉及到責任、利益、習慣，甚至是情感。
牽動的固有利益有多大，化解矛盾的難度就有多大。當對改革的理解和利益訴求無法統一之時，社會資本“抱團取暖”卻“越抱越冷”，則顯得并不突兀。
01
初戰告捷
多成于固有且清晰的利益格局
曾有業內人士在第二輪試點申報數量明顯下滑時大膽預測，“增量配電走不過第3批”；也有業內人士在第一輪降低一般工商業電價10%時就曾斷言，“增量配電在第4批就此打住”。
然而，盡管磕磕絆絆，增量配電改革試點還是艱難挺進第五批申報流程。
這其中，有地方政府“要回”電力運行主導權和指揮權的“雄心”，也有社會資本對增量配電網隱形市場價值的默認與“野心”，更為重要的，是兩部委在3年中連續下發80余份相關文件，為持續推進這項前無古人的創新改革舉措彰顯的恒心。
根據中國能源研究會中小配電企業發展戰略研究中心發布的數據顯示，自2016年11月27日第一批試點名單公布，至2019年10月，兩部委共批復試點項目404個，其間退出或取消試點項目24個，試點項目覆蓋31個省（區、市）。目前已有202個項目完成規劃編制，233個項目完成業主優選，130個項目確定供電范圍，106個試點項目取得電力業務許可證（供電類），75家業主單位注冊成為售電公司。河南、新疆、廣西及江蘇四個省（區）以數量優勢和主營業務的活躍程度躋身改革大潮的第一梯隊。
巧合的是，剩余380個試點項目的數量，與我國地級市的數量相差無幾，但與實現“全國地級以上城市全覆蓋，逐漸向縣域延伸”的預期目標相比，現實情況卻略顯寂寥。
按照相關文件要求，原則上應于2019年6月底建成投運的第一批106個申報試點項目中，北京、天津、浙江、四川、寧夏等地區仍有12個項目未確定業主，內蒙古、吉林、黑龍江等地區仍有23個項目未劃定供電區域，其中涉及的11個項目已申請退出。第二批、第三批試點項目中，半數試點完成規劃編制、業主確定等前期準備工作，截至2019年初取得電力業務許可證的試點不足20%，建成投運的增量配電項目（不含存量轉試點項目）僅有5個，其余大部分項目陷入半停滯狀態。
盡管兩部委從2018年年中開始對各地開展了督導調研、約談等一系列工作，并相繼建立了“試點進展情況每月通報制度”和“直接聯系項目定期直報制度”，然而，這些措施都未能真正轉圜增量配電改革進展緩慢的窘境。
“上面的太陽挺大，但是我們下面感覺不到熱度。”某手握5個增量配電項目的業主告訴記者，“闖過了存量資產處置、區域劃分這些關卡，現在試點項目的核準和接入異常艱難。這其中很大的原因是由于增量配電項目的前期電網規劃不夠規范，導致項目實際落地之后與規劃出現較大出入，很多先天缺陷后期很難矯正；正是由于這些項目沒有電網企業控股或參股，項目推進過程中涉及到各個環節的信息對中小配電企業都不透明，造成了我們在做接入系統，包括規劃的過程中不能掌握第一手資料，后續需要反復審核，導致接入系統無限期延后，這與園區企業希望我們能及早供電發生沖突。”
在前三批申報試點中不難發現，各地區申報方不約而同地將目光聚焦于需要新規劃、新投資的新建配網項目上。這其中不排除某些試點省份將試點項目當作一般性投資盲目上報，也有部分地方主管部門在批復文件中僅對項目名稱、配電區域進行了批復，造成后續項目推進困難、甚至流標、投資方退出等情況。
然而，任何新建增量配電項目在區域劃分、電源接入上都難以避免地與傳統電網企業發生直接利益沖突，即便是彼此各不相干的區域，電網公司作為企業也有不斷擴張經營區域的戰略本能。而在理論上可行的前置審核關口，通過充分論證以避免后期諸多爭議的做法，又是否適用于由利益相關方為主導，進行配網規劃的現實？
與四處碰壁的新建增量配電項目形成巨大反差的，是存量轉增量試點項目的輕裝上陣。“與其把過多精力糾葛于細枝末節當中，不如讓具備條件的試點先跑起來”，儼然成為從艱難的改革實踐中提煉出的業界共識。
“對于存量轉增量的項目，大都是歷史沿革經營區內的配電經營單位，實際業主基本確定，投資界面相對清晰，搖擺不定的因素比較少，與傳統電網企業的爭議也比較少，相對來說比較容易能夠完成試點任務。”某存量轉增量配電試點項目業主告訴記者。
事實上，由于特定的歷史背景和社會經濟原因，目前我國配電領域的運營主體并不單一。陜西、湖南、四川、廣西等省（區）由地方供電企業管理的縣級及以下配電網比例仍然很大，全國沒有上劃省級及以上電網企業管理的躉售縣、自發自供的既有用戶側配電網比比皆是。而這些長期執行配電業務的用戶側存量資產，除部分承擔了社會責任和交叉補貼外，個別項目還接入了百萬機組，成為實質上的用戶側電力系統，但其法律地位仍是轉供主體，業務管理模式也相對固化、或欠缺規范。
“與其讓這些存量電力系統游走于監管之外，不如借增量配網改革的機會讓其‘轉正’，正式納入監管范疇。讓在路上的項目先跑起來，既不違背改革初衷，也能積累經驗，推動后續改革朝著更科學、更合理的方向發展。”業內人士說。
從第四批試點項目的名單中不難看出，以甘肅酒泉核技術產業園等84個項目為代表的大型企業產業園區、礦區、港區轉制增量配電網已成為主流趨勢。存量配電網除了具有清晰利益格局和固有生存模式外，還可以巧妙回避純增量配電網招商引資、負荷電量增長與配電網投資構成的“雞與蛋”的困局；更為重要的是，通過行業規范化的監管，利用市場化的手段將長期沉淀于用戶側的存量資產盤活，以配電末端的改革為契機，推動長期游離于電網之外的用戶側電力系統營商環境的改善，進而降低制造業用能成本。
“目前，增量配電試點還處于萌芽階段，多數地方政府會統籌考慮面對增量配網與電網企業的態度；也有很多聲音不斷質疑社會資本的專業性，認為專業的事應該交給專業的人來做。”某存量項目業主告訴記者，“隨著增量配電試點業務的推進，勢必有一批中小配網企業做大做強，成為一股不可忽視的力量，獲得地方政府的信任和電網企業的尊重。而如何在兼顧市場的前提下完成既定的改革目標，不單單是社會資本參與的問題，而是全行業的行為。”
不可否認，高準入門檻的配電業務存在天然的“從業天塹”，而戰略層面的確定性與實踐層面的弱操作性，使404個試點項目如散落在全國各地的棱鏡一般，折射出各利益相關方帶有明顯地區特性的心態及策略；改革熱情的“退燒”，各方的冷靜與謹慎，也淋漓盡致地演繹出了改革的困惑與艱辛。
對地方政府而言，電網從弱到強的過程，見證了地方經濟發展壯大的歷程，特別是在部分以電力為基礎性產業的省份，地方政府出于對省內經濟發展的顧慮，倚重和拿捏的尺度搖擺不定并不難以理解；從電網企業的角度來看，其長期以來為地方、國家承擔了大量的社會責任，而無論是繼續發揮規模效益，還是出于同質化競爭的排他性，選擇“戰略防守”也在企業合理的發展邏輯之中；從社會資本參與改革的角度出發，作為電力體制改革引入的新生事物，與原有主體相比，往往存在技術、成本及規模等劣勢，與此同時還要肩負起激活電網企業“狼性”的重任，其所面對的改革推進周期，與利益的調整再分配，注定是漫長且殘酷的。
三年的時間，于主體的培育，于改革的過程都不算不長，在三年中，所有改革的參與者不可謂不“竭盡全力”，但似乎還沒能通過增量配電改革的探索，摸索出企業與市場、壟斷與競爭的邊界。
誠然，鮮有當局者可以超脫出眼前局部和微觀利益，那么不如換個視角來統觀行業發展走向——不論是考慮傳統電網企業的投資承受能力，還是著眼于大電網與配電網在功能定位、運營效率的區分與統籌，抑或是中央與地方屬地化管理的職責與分工，投資主體多元化和市場化都將是未來的大勢所趨。
而由引入標尺性競爭的改革內涵，延伸至搞活地方經濟、降低企業用能成本的外延，對于多元化市場主體利益的兼顧，以及對于傳統體制賦予電網企業強大壟斷資源的約束，在一定程度上決定了增量配電改革還能走多遠。
想必，成為試點只是第一步，真正落地運營才是成敗的關鍵。
02
裹足不前
多羈絆于投資回報的窗口期
和任何企業的發展邏輯無異，社會資本參與增量配電改革，關注盈利性是再正常不過的事情了。而在當初寄希望于對標對表傳統電網企業配電業務回報率的社會資本，在實操階段卻發現，僅靠不到幾分錢的配電價差作為利潤，無限期地拉長了投資回報的窗口期。
“上個月和電網企業結算電費72萬元，從區域內用戶收上來的電費只有37萬元，現在電費倒掛，我們是供一度賠一度。”某新建增量配電項目業主告訴記者，“目前我們都是以大工業用戶的價格與電網進行結算，但是園區內還要承擔科研、農灌等保底性供電。現在項目處于建設期，最高運行效率只有12%，如果經濟環境沒有大的改觀，接下來連生存都是個問題。”
在主營業務上的虧損，“出身”不同的存量配電項目也有相同的境遇。“在沒有‘轉正’之前，我們以大用戶的身份從電網購電，對園區內用戶有自主定價權，可以通過小范圍的交叉補貼進行平衡并實現盈利。而在‘轉正’之后實行了同網同價，但是配網的建設和運行模式、服務標準還沿襲了降價之前的內容，對于提供高可靠性和優質服務的高成本投入，卻沒有區別電價進行回收，只靠不到3分錢的配電價差難以為繼，目前公司處于虧損狀態。”
無論是“高買低賣”形成“供一度賠一度”的電費倒掛，還是“出讓”自主定價權導致“轉正之日即虧損之時”的處境，在當前困擾增量配電項目主營業務盈利性的諸多問題背后，矛盾的焦點直指基本電費的繳納。
為解決這一問題，在這場由地方政府作為主要推手的改革中，18個先行先試的省份依據國家發改委《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》，在究竟是一部制還是兩部制，究竟是“按需”還是“從容”的結算方式上作出了大膽嘗試。
其中，云南、貴州兩省出臺的基本電費繳納方式并沒有糾結于輸配電投資，而是直接核定了明確的價格上限，基本電費也由原來的全額繳納進階至“從量繳納”，有效避免了增量配電網前期因負荷率低造成的虧損，同時，也可以減少存量配電網內具有生產周期性企業、負荷波動大的企業因負荷倒切產生的額外支出。但是兩省出臺的政策卻都回避掉了容量電價的電壓等級區分問題，依然保持了“一口價”。
在中部地區，河南省的設想十分清晰，創造性提出“按照輸配電投資比例分享基本電費”的方案，但在實際操作中的落地效果還有待觀察；四川省的規則則更加直接且明確——增量配電網作為配電企業，享有配電網企業的權力和義務，無需向上級電網企業繳納基本電費和高可靠性供電費，進一步體現了配電企業的貢獻。
不過，全國其他地區對于改革的推動力度，或需遵從于當地經濟社會發展環境，或需權衡不同政務環境下各方的利益訴求與倚重，改革的步調并不一致。
不約而同地，增量配電項目業主們紛紛將目光聚焦于“園區整體參與市場化交易”的政策利好上來，寄希望通過網間結算的方式，合理規避爭議過于集中的基本電費，同時通過市場化電價形成機制，以“打包電量”的形式與電網公司進行結算，適當降低購電成本。
但是，以網間結算作為突破口的折中路線，難度并不亞于基本電費“分成”思路的“單刀直入”，幾乎所有的拿到配售電營業牌照的項目業主，只能按照交易中心的既定路線，代理區域內部分用戶以直購電的形式參與到市場化交易中，因為“園區整體參與交易”的利益換手，同樣繞不開各方對文件理解的差異，以及電力市場環境、相關交易規則的隱形壁壘。
事實上，無論是糾結于網間結算1:1與1：多的復雜關系，還是膠著于重復收費或是結算模式，技術層面頻繁“過招”的背后，是增量配電項目業主極力主張的網間平等關系。
盡管國家相關部委在近期發布的《電網公平開放監管辦法》等相關文件中，都明確界定了增量配電網“屬于公用電網范疇”，其性質與傳統地方電網并無區別。然而，究竟是“電網”還是“用戶”，這個看似不大的問題卻困擾著很多增量配電試點的項目業主——因為身份的確認，還意味著增量配網與大電網之間調度關系、結算關系等一系列改變的開始。
業內人士告訴記者，首先，現行輸配電價核定的目錄電價、容量電費均是按照電力用戶接入考慮，而網網互聯并不需要收取容量電費，現行的結算機制與配電業務與大電網之間網間結算的邏輯并不一致。其次，如果作為電網互聯，則應用聯網工程的概念去考慮互聯問題，更多參考增量配網企業的規劃和發展意愿決定聯網的電壓等級，而非以目前存量用戶的規模和電壓等級接入，同時應以聯網電壓等級作為增量配網企業收取輸配電價的依據。最后，隨著增量配網形式的多元，依托增量配網的分布式能源、多能互補等元素會越來越豐富，部分電量規模較大的增量配網會逐漸模糊負荷側和發電側的界限，以有源負荷的形式存在，這也需要與之配套的配網調度運行權、配網內電源的發電調度權，以及相應的市場交易權。
顯然，如果認定為“不同電網之間的互聯”，雙方應以并網協議的方式清晰界定雙方的權利和義務。但目前國家相關的法律法規、規章文件都是針對單一電網投資主體而設計，相關部門尚未出臺針對增量配網與大電網之間并聯互聯經濟權利和義務的指導性文件，來有效界定“網網互聯”的合理權益，因而也導致了大量增量配網項目“合乎文件不合法”的尷尬處境。
“復刻大電網的配電運營模式并不簡單，對于增量配電項目來說，大多數中小配電企業都不具備正常運營電網的企業發展環境。”項目業主告訴記者，“以基本維系生存的價差利潤倒逼輔助增值業務的開展，確實存在上千億的想象空間，但配電網每年的基礎設施維護和建設投入，以及固定資產折舊等可觀的費用，在現階段如果不能依靠配電業務回收成本，而將重心放在輔助增值業務之上，對于增量配電項目業主來說，運營的難度可想而知。”
身份未明，前途未卜——或將“被用戶化”“被供電局化”，最終淪為“一小部分社會資本參與配網建設”的結局，恰恰暗指了此項改革之所以“不被看好”的原因。
反觀本輪電力體制改革的核心要義，對于電網企業而言，以輸配電價作為主營業務收入是本次電改“管住中間”的具體體現，而大電網與增量配電業務的網間利益分割邊界，以及配網投資、負荷是否計入大電網輸配電價核定時的準許成本，則預示著截然不同的效果和結局。
項目業主向記者坦言，“現在很多人把我們稱為電改先鋒，其實剛開始我們也沒有想過這個項目會走這么遠，但是從一個企業的角度來說，要有一定的收益來保證項目的存活。現在國家倡導降低企業的用能成本，我們也很想參與進來，以現在的情況，基本上斷了增量配電網以后的發展前景，我們又哪里來的底氣和實力給用戶降價呢？”
畢竟，“放開兩邊”，不單單體現在市場化改革中通過上游發電側競爭釋放的改革紅利。
03
再出發
離不開思想的統一和體制機制的松綁
增量配電改革從懵懂到萌發，有人飽含理想，有人看重利益，也有對于電網“破碎化”的質疑和徒增改革成本的焦慮。當各方矛盾難以調和時，不如退回到改革的原點，從用戶的獲得感出發，來重新審視效率與效益的邊界。
從宏觀層面來看，無論是電力市場化改革，還是投資體制變革，都是憑借生產關系的調整，來實現市場在資源配置中的決定性作用，以及更好地發揮政府作用。從中觀層面來看，以市場化的手段實現企業用能成本的降低，正是從9號文印發以來所有改革參與者致力于和共勉之的方向。從微觀的角度分析，降低企業用能成本，既包含降低使用電力的價格，也囊括獲得電力的成本，通過兩個層次疊加效應，降低地方經濟發展的能源使用總成本，激發市場活力。
值得欣喜的是，通過3年不斷豐富市場投資主體的實踐，增量配電改革在促進提升電網服務水平和經營效率等方面，不可謂沒有實現階段性的目標。
以接電成本和響應速度來看，為了應對多元投資主體在配電側的市場競爭，防止更多電網投資以外的配電網出現，傳統電網企業對于園區配網項目建設的響應速度大幅提升。從降低獲得電力的成本來看，一方面，之前由政府和企業投資，并有可能無償移交電網企業的“紅線”以外的電力設施，通過引入社會資本的力量進行投資和盤活，進一步減輕了企業和地方在接入成本上的負擔；與此同時，部分地區通過“放管服”改革，將低壓用戶界定到200千伏安以下，減少用戶相應的配變投資，甚至還逐漸出現了傳統電網企業對用戶側投資延伸至企業“紅線”內的案例。
但僅僅以此來判別和衡量改革的成敗，顯然有些過于樂觀和中庸——增量配電改革的初衷并不是一項單純以吸引社會資本解決電網投資不足問題的改革舉措。“通過特許經營獲得輸配電網的外部信息，進一步從價格審批向成本監審轉變，探索形成電網準入退出、投資運營，再到服務質量與價格掛鉤的閉環監管機制”，已經成為業內對于此項改革達成目標的共識。
事實上，在省級輸配電價第一輪監管周期中，就曾暴露出缺乏電網設備利用率和投資效率的判別依據、且電價過于復雜化的弊端。電網的投資規模、成本高低，以及投資效率都直接影響輸配電價水平，最終關系到用戶參與市場交易后對用電成本的感受，稍有遺漏，市場競爭帶來的紅利就會被抵消甚至反噬；在沒有相應基準作為衡量標準的情況下，大部分省份只能參照省級電網提供的資料進行研判。同時，目前大部分省份核定的輸配電價中，在低電壓等級配網的價格空間不足也與未來電網投資重點向配網轉移相左。
從對已形成的價格進行監管，向未發生的投資合理性進行甄別，顯然，增量配電改革正在不斷推動電網成本監審的精細化，但這一方面需要人力、物力等大量的監管成本投入，另一方面，還有很多現實問題需要逐一厘清，比如業界較為模糊的輸電網與配電網的精確定義，再比如在我國已長期實施多年的交叉補貼政策。
電網領域研究人士告訴記者，如果從輸配分開的角度，先不論切分的確切電壓等級，單純按照現行省級電力公司供電局層面向下切分，就會導致每一個供電局將自身的價格、成本、地區間的交叉補貼體現出來，這也就意味著越窮的地方價格越高，越富的地方價格越低，而這樣的情況一定不是省級政府部門愿意看到的，省級電網之所以實行統一的輸配電價，就是希望實現貧富間的幫扶。如果把配電環節電壓等級差加大，必然意味著居民和農業電價的上漲，這樣于用戶、于國家、于現階段的社會經濟發展水平，都是難以接受和承受的。
從2005年以來，電網企業逐漸加大中西部地區電網建設、農網改造、扶貧、政策專項等經濟效益甚微的投資；同時，近幾年工業園區、高新科技園區等電網建設雖按照規劃完成，但由于經濟形勢影響以及去產能政策的實施，部分用戶用電量沒有達到當初規劃用電量，而這些沉沒成本也計入了輸配電價。這不僅是輸配電價成本監審的問題，也是全社會內外部因素相互交織的共同影響。
兩權相害時往往取其輕。但是對于監管部門來說，按照現行省級輸配電價核定配電價格，無法直接對比配電企業之間的經營水平和能力，“比較競爭”的作用會因此大打折扣；同時隨著增量配網試點不斷擴圍，改革參與者對配電價格結構與成本監審體系重新調整的呼聲愈加強烈。難道當真要等到“政府下決心把交叉補貼解決，增量配網的春天才真正來臨”？
辦法應該比問題多。在國家《關于制定地方電網和增量配電網價格指導意見》中，明確規定“不同電壓等級輸配電價與實際成本差異過大，省級價格主管部門可根據實際情況，向國務院價格主管部門申請調整省級電網輸配電價結構。”今年年初兩部委下發的《關于進一步推進增量配電業務改革的通知》也明確了增量配網企業在保證配電區域內用戶平均配電價格不高于核定配電價格水平的情況下，可以采取靈活的價格策略，探索新的經營模式。這些政策無疑為各地增量配網項目電價的制定提供了更多操作空間。
在近期國家能源局發布的電價監管報告中，曾在同一起跑線上的蒙西和蒙東電網，用電側的度電價差已經達到保守估計的9分錢。在同樣的資源稟賦，同樣地廣人稀，存在交叉補貼的蒙西電網，用戶側的電價水平遠遠低于全國其他省份。盡管其中可能存在區域特性難以復制，但是蒙西的案例為為政者跳出工程思維模式下技術層面的掣肘，從行業發展的角度看待監管體系變革，以及中央和地方責權、事權分工的探討提供了值得深刻剖析的范本。
曾有業內人士感慨，今日的沖撞與迂回，仿佛回到了上一輪發電側放開前的那一個個不眠夜。
由多元化投資主體引入的改革風暴，注定是制度化、市場化的新一輪認知更新——以配電末端為沃土，培育好專業化、市場化的配電主體和用戶能源服務主體，才能更好地孕育用戶側專業化的服務市場和能源互聯的新業態。
對于增量配電改革的羈絆，不可操之過急，也不可置之不理，遵從行業發展的客觀規律，才能更好地發揮混合所有制改革的預期效果，兼顧市場主體利益與用戶獲得感之間的平衡。
因為這項改革，并不是以傳承為主的修修補補，也不是以顛覆為主的大刀闊斧，而是一場以實現用戶享有服務、企業獲得合理收益、政府實現有效監管為前提，關乎電網生態模式、行業治理方式的深度轉型的持續之旅。