增量配电试点闯关：微利或亏损成普遍现象，社会资本热情骤降

理想很丰满，现实很骨感。以此来形容近年来参与增量配电改革试点的各路社会资本的心情，再贴切不过。作为新一轮电改的突破口和最大亮点之一，增量配电改革为社会资本打开了合法投资、建设、运营配电网的大门。由于配网属稀缺资源、盈利及商业模式想象空间大，增量配电业务的试点申报一度炙手可热。然而，改革行至第五个年头，社会资本对增量配电的投资热情已直线下降，跌入冰点。

增量配电网原则上指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）等局域电网，不涉及220千伏及以上输电网建设。配电业务放开之初，就被寄予了打破过去电网企业统购统销的垄断局面、形成多元化售电主体、推进电力市场化、拉动社会投资等目的。

从2016年11月首批试点名单公布到2019年10月第五批申报通知下发，国家发改委、国家能源局在三年时间里分四批总共批复了404个试点，其间取消24个。据澎湃新闻记者了解，剩下的380个项目生存状况也不容乐观：闯过了存量资产处置、区域划分等关卡之后，由于价格、电源接入、规划与建设等方面的隐形约束红线，增量配电试点的投资回报周期成了镜花水月。“供一度赔一度”、因几分钱的输配电价差陷入微利、仅保本甚至亏损已成普遍现象。

以澎湃新闻（www.thepaper.cn）近日了解到的位于东部某省份的10余家增量配电网试点项目（涵盖已投运和尚未投运）现状为例，绝大多数存在收益不稳定、电价倒挂的问题，国网控股的项目亦是如此。疫情袭来更是令多个项目的用户增长和项目推进雪上加霜。即便是用户结构理想、负荷增长快的增量配电试点项目，也陷入了“供得多亏得更厉害”的怪圈。无法盈利、亏损经营直接导致增量配网业主单位承压，失去投资积极性。

上述有违改革释放红利初衷的现象为何出现？多家业主和业内分析人士将问题指向电价环节。

配电价格形成机制缺失，增量配电网蛰伏不前

现阶段各地增量配电网配电定价方法基本都参照了《国家发展改革委关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》（发改价格规〔2017〕2269号）。该《指导意见》在明确配电网与省级电网具有平等的市场主体地位的同时提出，“配电网区域内电力用户的用电价格，由上网电价或市场交易电价、上一级电网输配电价、配电网配电价格、政府性基金及附加组成。用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价。 ”

上述定价机制不乏争议。比如北京先见能源咨询有限公司联合创始人、副总裁沈贤义曾撰文提出，在各地已出台的配电价格机制中，除了广东省明确选择“准许收入法“之外，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，完全没有考虑配电价格的形成机制，也不管价差是否足够配电网企业收回合理成本（或者是否获得了超额利润）。“其中部分省区还给这种做法冠以‘最高限价法’的名称。实际上，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’，缺少配电价格形成机制，根本不能算作一种定价方法。”

由于配电价格形成机制缺失，已投入运营的增量配电网和省级电网之间的主流结算方式是综合电价结算，也即把增量配电网视为大工业电力用户，执行电网与用户之间、而非网与网之间的结算方法。

这一点引发了更大的争议，业主们和不少学者认为，增量配电和省级电网之间应该是“网与网”的平等关系。

原因在于，配电网是公共电网，承担电能的配送功能，运营者持有《电力业务许可证》（供电类），在法定区域内从事电网投资、电力供应的公共服务，按“准许成本加合理收益”原则获取收益，其权利义务受《电力法》等法律的保护。从上述定位而言，配电网与不承担公共电网投资义务、只享受电网服务的一般“电力用户”有本质区别。

这种各界对增量配网身份的不同理解，令一家在东北地区持有多个增量配电项目的业主陷入尴尬。

该业主反映，其公司在其中一个项目上自主投资4亿多元建设了配电网，为省级电网500千伏以下的输配电线路投资节省了大量成本。但问题是，由于配电价格特别是与省级电网的结算价格无法确定，若将配电网作为用户与省级电网结算，则配电网必然巨亏、无法生存。“如果只是作为用户，何须承担如此高的投资成本？”现实处境令他十分不解。

中国能源报援引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2019年4月印发的《京津冀增量配电业务改革试点调研报告》称，以该《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。

业内人士认为，以差价作为配电价格的上限需要一个前提条件，即电压等级间的差价需要反映实际成本。但这一前提条件在当前大部分省区都不满足：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差价普遍过低。实际配电成本核定困难，未考虑分布式电源、季节性负荷对配电价格的影响，配电费中交叉补贴问题无法单方面解决等问题已令增量配电改革蛰伏不前。

电改律师团队向国家发改委提议：完善配电价格

澎湃新闻了解到，针对增量配电网的配电价格问题，北京市鑫诺律师事务所展曙光律师团队拟定的《关于尽快修订完善<关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见>的意见建议》（下称《意见建议》），已于7月下旬正式提交至国家发改委。按照《重大行政决策程序暂行条例》的规定，公民、法人或者其他组织认为重大行政决策及其实施存在问题的，可以向决策机关或者决策执行单位提出意见建议。

展曙光律师团队曾为国内十多个增量配电业务试点项目的业主优选、公司组建、经营协议签订、存量资产处置、区域划分等法律服务。在谈及增量配电项目的生存性危机时，展曙光对澎湃新闻记者表示，目前的增量配电项目特别是新建增量配电项目的项目生产状态不理想的占大多数，属于普遍现象。

“特别是受疫情影响，不少配电网区域内都出现了计划投资产业项目推后或取消的情况，对配电网负荷产生较大影响。存量配电项目的情况要好一些，但也有项目出现了负荷下降的现象，在国家不断下调电价的压力下，盈利呈现下滑趋势，微利或保本经营者居多，有的也出现了亏损。”他介绍说。

谈及拟定提交《意见建议》的动机时，展曙光称，其团队一直在参与增量配电试点项目的实践工作，最近越来越感觉到配电价格特别是配电网与电网企业之间的结算价格，已经成为束缚改革的紧箍咒。“一方面，随着改革的深入，越来越多的配电项目即将投入运营，遇到价格难题的项目日渐增多，由个别现象上升为普遍现象；另一方面，为克服疫情影响，国家正大力推行新基建，需要进一步调动各方面包括社会资本的投资积极性，但受价格等因素的影响，社会资本投资配电的积极性正在消退，这显然不符合中央的要求。为此，我们团队依据《重大行政决策程序暂行条例》向发改委提出了意见建议，希望能引起发改委的重视，早日予以解决。”

据介绍，该律师团队在上述《意见建议》中提出，现行增量配电网的配电价格存在的典型问题包括：

一是《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》的结算制度将配电网作为一般“电力用户”，与国家发改委出台的其他政策文件相矛盾，有侵犯配电网经营者合法权益之嫌。配电网是电网，是依法取得《电力业务许可证》（供电类）并从事供电业务的配电网企业，与享受电力服务的一般用户有本质差别，但《指导意见》却将其当成相同电压等级的用户，这显然是不妥当的；

二是《指导意见》采用的结算依据是《省级电网输配电价定价办法》，但该《办法》适用于一般用户而不适用于配电网，采用的结算依据不当，有适用法律错误之嫌；

三是由于交叉补贴的存在，输配电价不能反映真实的输配成本结构，且容量电费并未按电压等级核定，因此，《指导意见》将省级电网输配电价作为结算标准有损配电网的合法权益。

的确，中国错综复杂的电价结构，导致配电价格的厘定并不容易。展曙光认为，理想的配电定价模式，是配电网承担共用输电网的成本，不承担其他配电网的成本。但该做法的基础是反映真实输、配成本的输电价与配电价，需要输电与配电分开核算，与之对应的最理想的电网体制是彻底的输、配分开。但遗憾的是，输配分开尚未明确列为新一轮电改的选项。

还原电力真实成本的背后交织缠绕着多个层次的新旧问题。其中之一是我国长期实施的交叉补贴政策，对输配电价核算提出了挑战。增量配电改革在国内并无先例可循，属于极富创新性和挑战性的改革任务。在交叉补贴完全取消前，增量配电改革推进过程中的症结有解吗？

“我们理解，在改革时期，新旧问题并存是一种正常现象，比如，交叉补贴本身就是需要解决的问题，2015年发布的中发9号文明确要求，‘妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴’，基本解决思路就是‘暗补’改为‘明补’。但遗憾的是，5年多了，在交叉补贴问题的解决上乏善可陈。那么，我们是不是一定要等交叉补贴解决之后再开展其他改革呢？显然不能，需要创造性地以改革的方法解决改革中的问题。”展曙光对澎湃新闻说道。

政策层面并不是没有提出过配电价格灵活调整的操作空间。

比如上文中曾提及的2017年国家发改委《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，明确规定了“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”。

2019年初两部门《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》再度明确，鼓励各地结合本地实际采用招标定价法、准许收入法、最高限价法、标尺竞争法等方法核定独立配电价格。支持增量配电网企业在保证配电区域内用户平均配电价格不高于核定的配电价格水平情况下，采取灵活的价格策略，探索新的经营模式。

不过，目前各地尚没有进行输配电价结构调整的案例。

地方政府、电网企业与增量配电主体如何平衡？

不容忽视的是，配电价格的改革还牵涉到大电网企业与增量配电网利益平衡等问题。

按照现行省级输配电价核定配电价格，增量配电业主的投资积极性很受打击，但也不可否认，电网企业承担了更大范围内的社会责任与兜底服务。有电网领域人士认为，省级电网之所以实行统一的输配电价，是希望实现贫富间的帮扶。如果把配电环节电压等级差加大，会导致居民和农业电价的上涨。

也有业内人士提出，电网央企以投资建设运营电网为核心业务，关系着国民经济命脉和国家能源安全。它既受国务院国资委管理，又是行业改革的对象。国资管理要考核其经济指标，行业改革要求其回归公益属性。在我国用电量增速趋缓，一般工商业平均电价连降，以及政府性基金与附加、增值税率大幅降低背景下，电网央企身处国资管理要求与电改要求之间，也面临困惑和无奈。

改革过程中的困惑和不易、各方观点的僵持不下，种种纠结和难解可以在此引用中国电力企业管理《增量配电改革辨得失》报道中的一段话来概括：

“对地方政府而言，电网从弱到强的过程，见证了地方经济发展壮大的历程，特别是在部分以电力为基础性产业的省份，地方政府出于对省内经济发展的顾虑，倚重和拿捏的尺度摇摆不定并不难以理解；从电网企业的角度来看，其长期以来为地方、国家承担了大量的社会责任，而无论是继续发挥规模效益，还是出于同质化竞争的排他性，选择‘战略防守’也在企业合理的发展逻辑之中；从社会资本参与改革的角度出发，作为电力体制改革引入的新生事物，与原有主体相比，往往存在技术、成本及规模等劣势，与此同时还要肩负起激活电网企业‘狼性’的重任，其所面对的改革推进周期，与利益的调整再分配，注定是漫长且残酷的。”

展曙光对澎湃新闻坦言，电网企业确实承担了更大范围内的社会责任与兜底服务，甚至还有人说电网企业承担了财政部的部分职能。这确实是一个需要解决的问题。办法其实早就在讨论之中了，比如建立普遍服务基金，将交叉补贴由“暗补”改为“明补”等等；同时，增量配电网也要承担合理的交叉补贴，如果承担了普遍服务义务的，也要享受基金补贴。“因此，我们理解，改革是利益调整，但这种调整不能有违公平性，不能违反权利与义务相一致的原则，而是更加透明化、阳光化，更有效率、更加公平。”

据介绍，其团队在《意见建议》中结合现有规定并结合改革实践提出了过渡性方案：

一是明确增量配电网与省级电网是网网互联关系，双方之间的结算、联网、调度等均按网网互联的原则处理；

二是参照《区域电网输电价格定价办法》（发改价格规〔2020〕100号）规定的区域电网间输电价格确定的原则和方法，制定增量配电网与省级共用输电网络输电价格的定价办法，核定合理的输电价格；

三是鉴于输电价格的核定需要一定周期和条件，为解燃眉之急、保障增量配电业务改革的顺利进行，在核定工作完成之前，实行阶段性过渡政策，具体可根据《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》（发改价格〔2009〕2474号）中“送电省（区、市）电网企业的输电价格（含损耗）原则上不得超过每千瓦时3分钱”的规定，确定配电网向省级电网支付的过网费为每千瓦时不超3分钱；四是为保障省级电网的合法权益，因执行前述过渡性政策造成省级电网准许收入和输配电价变化的，按照《省级电网输配电价定价办法》在不同监管周期平滑处理，或根据国家政策调整。

“以上方案以有效政策为依据，充分考虑了电力行业的实践和各主体包括电网企业的利益，我们认为可以作为过渡性解决方案。”展曙光称。

他同时建议，增量配电业务网是弱小的新生主体，与既有的强大电网企业之间是竞争关系，而且在区域划分、公网接入、输电网络等多方面受制于电网企业，这种情况下，应该参照电信等其他行业市场开放之初的做法，对新进入的弱小主体予以扶持，对原有的强大主体予以限制。

针对部分业内人士对增量配电网增多会形成“小垄断”的担忧，展曙光认为，很多试点项目都采用了特许经营模式，一方面通过竞争性准入选择经营者，另一方面通过特许经营合同对期限、权利义务、违约责任等进行明确约定，让经营者获得经营权的同时，承担法定义务和约定义务，如果不能履约，就要接受处罚，严重者甚至要被剥夺特许经营权。除采用有别于传统授权经营模式的特许经营模式外，还要加强市场监管。“市场监管不见得什么都管，从实践情况来看，我们建议重点保障用户的选择权，让用户来制约配电网经营者。”

增量配电改革已经到了考验地方政府和能源主管部门政策创新及科学监管能力的最关键时刻。