文 | 汤雨 王玉凤 赵荣美 王进

2021年9月22日，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，明确需要深化能源体制机制改革，包括：全面推进电力市场化改革，加快培育发展配售电环节独立市场主体，推进电网体制改革，明确以消纳可再生能源为主的增量配网、微电网和分布式电源的市场主体地位。

2022年3月25日，中共中央、国务院《关于加快建设全国统一大市场的意见》（下称《大市场意见》）指出，要维护统一的公平竞争制度，坚持对各类市场主体一视同仁、平等对待，并加快营造稳定、公平、透明、可预期的营商环境。

业界比较纠结的问题有几项：

一是维护统一的公平竞争制度。是否有这样的制度？如果没有，如何形成？一旦形成了公平竞争制度，如何保障这一制度的贯彻执行？

二是各类市场主体一视同仁。在立法缺失的情况下，政策如何保障一视同仁，平等对待？

三是推进电网体制改革。电网体制为何改？如何改？何为先？

此前发布的《电力大战④：欧洲互联模式，他山之石可取？》、《电力大战⑤：欧洲分拆制度，“三公”市场之核心？》及《电力大战⑥：用户权益保护，“三公”市场之初心？》，详细介绍了欧洲统一市场体系。

参照比较成功的电力跨境市场模式、以及堪称双碳及绿色发展表率的欧洲统一市场体系，现以增量配网改革为例，继续探讨业界比较纠结的几大问题。

增量配网改革，政策密集下发

按照2015年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（下称“电改9号文”）要求，2016年10月，国家发改委、国家能源局发布了《有序放开配电网业务管理办法》，鼓励社会资本投资、建设、运营增量配网，通过竞争创新，为用户提供安全、方便、快捷的供电服务。

2017年12月，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》（下称《指导意见》），为各省市区制定增量配网配电价格机制提供了原则性的指导。

目前，增量配网是指以工业园区为主的局域电网，其电压等级可以是110kV或220（330kV）及以下，按照省级配网规划，增量配网的建设不能与省级配网规划出现冲突，避免配电设施的重复建设及交叉供电。所以，增量配网不属于省级输配电网，而是局域电网，是省级配网供应的一个“特殊大用户”（一个具有配售电网的用户）。

2021年以来，国家及各省市区对于增量配网的政策陆续推进。

2021年2月，国家发改委、能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，鼓励社会资本等各类投资主体投资增量配网项目，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。

随之，河南、陕西、内蒙古、辽宁、甘肃、安徽、河北、浙江等地先后出台地方政策，鼓励在工业负荷大、新能源条件好的地区结合增量配网开展源网荷储一体化绿色供电园区，为增量配网的建设发展探索新路径、提供新思路。

内蒙古发布第一个增量配网改革文件，明确了增量配网定位及七大权利，明确指出增量配网企业享有：区域配网规划及调整相关权利（包括参与权、规划知情权及建议权）、市场交易权、电源接入权、结算权、调度权、计量管理权和独立决策权。广西也发文要求进一步明确增量配网企业定位，享有配网企业的权利和义务，不应视为电力用户。

山西能监办发布增量配网企业电源接入裁决表示，增量配网享有公平接入电网权利，电网企业不得拒绝和拖延，必须在规定时间内完成变电站的并网送电。

增量配网试点，各界积极响应

目前，除当地国网电力公司及南网以外的存量配网资产均可视为增量配网业务。也就是说，除电网企业存量资产外，拥有配网存量资产的企业，包括高新园区、经济技术开发区、地方电网及趸售县配网，可向地方政府能源管理部门申请并获准开展配网业务，符合售电公司准入条件的，经过准入审批，还可开展售电业务。

增量配网申请一般需经过以下八个步骤：项目规划、业主确定、项目核准、项目建设、公网接入、价格核定、许可申请、配电运营等。

自2016年增量配网试点开始，已公布五批次增量配网459家试点单位，其中，河南39家、云南29家、山东27家，分布逐渐由沿海地区向内陆、西北等地区转移。其类型主要有纯增量型、存量增量混合型、存量转增量型。增量主要为各省市县的产业集聚区，存量则是各种矿区（包括煤矿、铝矿、油田、煤化工等）现有配网资产。

增量配网投资主体主要来自电网企业、国有发电企业、地方电力公司、高新园区和经济技术开发区、分布式能源和微电网业主、供水供热供气等公共服务行业等，民间资本投资主体占比不高。

由于没有分拆制度和要求，现有增量配网可参与售电经营，售电公司有发配售一体、发售一体、配售一体、独立售电四种模式。拥有配网资产的售电公司可以依托配网资产，增加用户黏性，在售电服务基础上，衍生能效监测、节能改造、需求侧管理、金融资本服务等。当然，当前能源服务市场尚未形成，大都还停留在企业发展规划文案阶段。

发配售一体化公司，可以收取配网费、容量电费、高可靠性供电收费，还可以提供电力运维、节能综合能源服务商，按理可以大规模实现盈利。事实上，新增配网企业经营困难重重，成功案例不多。

配网试点项目，普遍经营困难

增量配网的挑战和困难主要在：配网供应区域划分难、公共电网接入难、跨区电源输送难、新能源并网消纳平衡难、增量配网价格机制难、增量配网与省级电网结算难等。对增量配网业务开放，各路资本初期信心满满、趋之若鹜，现在牢骚满腹，投资趋冷。

大部分省市区配网价格政策照搬了《指导意见》中的一些条款，回避了增量配网试点项目普遍面临的挑战和困难，缺乏解决问题的实际措施。

特别是，增量配网和省级电网之间的结算主要采取“综合结算”方式，即增量配网看作一个大工业电力用户，与省级电网不是平等关系。部分地区“分类结算”方式缺少具体配套措施，价格机制问题未能有效解决，如居民和农业用电没有价差、省级电网输配电价缺少高电压等级一般工商业用电价格、基本电费的收费基数超过大工业用电等。

按照《指导意见》要求，各省市区出台的价格机制都限制了配电价格不能超过省级电网输配电价的电压等级间差价，但将差价作为配电价格上限的必要条件是电压等级间的差价需要反映实际成本。事实上，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，必要条件在大部分省区无法满足。

就这一必要条件，《指导意见》提出了解决思路，“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”，但这一思路不具备可操作性，至今尚没有任何一个省市区提交过调整方案。

现有这些困难让绝大多数增量配网项目无法回收投资并持续经营，社会资本投资配网建设和运营的积极性大降，增量配电改革难以推进。

除电网企业控股的增量配网项目外，尚有少数项目能够盈利，这些盈利项目有一些共同点：一是必须得到地方政府的大力支持；二是存量配网转制增量配网，其投资主体清晰、供电范围明确、拥有现成的用户和负荷；三是有其他产业配套和一定的技术支撑。

配网试点艰难，近期或难缓解

就新增配网试点中出现的经营艰难等问题，行业专家提出各种解决方案。

近期，30家单位包括北京市鑫诺律师事务所、新疆生产建设兵团电力集团有限责任公司、重庆市配售电行业协会、郑州航空港兴港电力有限公司等，向国家发改委、国家能源局联名提交《关于尽快出台理顺输配电价结构的过渡性措施，解决增量配电网发展堵点的建议》。

这些建议归纳起来，包括：

（一）合理划分中央和地方政府相关部门关于输配电价定价权的归属，按照“准许成本加合理收益”原则制定电网输配价格，明细增量配网配电价格的定价规则；

（二）理顺省级电网输配电价结构，各电压等级的输配电价须反映实际成本，厘清各电压等级之间的交叉补贴情况；

（三）适当降低增量配网向省级电网缴纳的输配电费，缓解增量配网当前普遍的财务亏损和经营困难；

（四）制定并出台支持增量配网消纳可再生能源等分布式能源的办法和措施，鼓励各类可调节电源接入增量配网，并以增量配网为平台推动分布式电力市场交易，提高可再生电力就近消纳比例；

（五）激励配电企业增加相关投入，提升供电质量和服务水平，在配电价格机制中设计激励性监管措施等；

（六）制定相关办法，制止并处罚相关部门的不作为，以及电网企业对增量配网互联接入的消极抵制、甚至直接拒绝等违规行为；

大家纠结的是，增量配网改革初衷很好，政策为什么难以落地？困难为什么无法解决？以上的建议短期内看好，但究竟能否治标，长期能否治本？

新增配网改革，收获正面效应

增量配网改革，虽然期初响应者众，但是各地试点都碰到类似的问题和绕不过的困难，盈利者寥寥。尽管如此，这一改革也产生意想不到的正面效应，特别是改变了业界的传统思维。

（一）输配可以实质性分开。2002年《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（电改5号文），可概括为十六字方针，即“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。电力改革经历了“厂网分开、主辅分离”，因各种原因，止步于“输配分开”。2015年，电改9号文没有涉及“输配分开”，但鼓励社会资本有序投资、运营增量配网，促进配网建设发展，提高配网运营效率。

对“输配分开”持消极态度的理由很多，如重要基础设施必须中央企业独资论；碰到重大风险和危机，只有中央企业能担当紧急责任；电力价格扭曲情况下，只有中央企业能承担社会责任；配网主体多元化会导致管理难度加大、成本上升及供电安全失控等。

新增配网改革刷新了业界的观念，输配实质性分开没有影响电力供应安全，管理成本还会下降，电力消费者可以享受到更好服务和价格优惠。

（二）配网主体可以多元化。经过5轮的试点审批、试点和推进，459家试点增量配网项目，既有电网企业，也有地方国有企业，还有一些民营资本投资。在安全、专业、价格、服务等方面，民营资本不是业界担心的洪水猛兽，国家资本也可能表现出垄断者的“丑陋”。

增量配网改革推动社会资本进入电力垄断领域，为国有垄断企业改革积累了宝贵经验。

（三）配网可以更加智慧化。一方面，新增配网企业需要配比相应的技术力量和专业团队才能获得电力业务许可证资格；另一方面，新增配网需要更加专业化的服务和智慧化的管理，才能获得用电客户更多的认同。为此，社会化企业，特别是民营资本，广泛应用数字化技术和智慧化平台，打造“配电微网生态圈”，彻底改变人工运维模式，让电力用户有完全不同的体验。

（四）用电成本可以有优惠。电力用户不但享受到更好的服务，还能享受到电价的打折或优惠。相比原有配网，新增配网企业更加关注用户的服务质量和需求响应，也更有意愿降低用户的用电成本。

打造三公市场，需要体制革命

参考《电力大战⑥：用户权益保护，“三公”市场之初心？》对电网模式的划分，当前中国电网体制正处于“电力模式三”即“输电+配电+售电+各种辅业”独家经营“电价差”模式向“电力模式四”即“输电+配电+售电+交易机构+各种辅业”+增量配网+增量售电的“通道”模式过渡阶段。在几乎所有的区域电力市场，“电力模式三”与“电力模式四”两种模式并存。

因此，增量配网改革与试点是在主体不平等、竞争不公平的制度环境中诞生出来的，试图通过增量配网改革实现市场主体平等和公平竞争制度，则是缘木求鱼、刻舟求剑。

欧洲互联电网经验表明，没有电网体制全面性的改革和基本法律制度的重建，市场主体不可能自动平等，公平竞争制度也不可能自发形成。

《大市场意见》明确要求，要维护统一的公平竞争制度，坚持对各类市场主体一视同仁、平等对待，并加快营造稳定、公平、透明、可预期的营商环境。

但是，电力能源全国统一市场尚未建成，甚至一个增量配网范围内的小微市场都难以为继。根源在于，电力市场中尚没有公平竞争制度，更没有各类主体平等竞争的法律基础，所以，没有现成的制度可以维护，也没有平等竞争的法律基础可以坚持。

因此，全国电力能源统一市场的推进，首先必须落实习近平总书记关于能源“四个革命”中的“体制革命”，“革命”的内容或应包括：

（一）不是维护，而是重建电力市场公平竞争制度，类似欧洲能源市场的基本法，即《第三组能源法案》；

（二）不是营造，而是重新打造各类市场主体一视同仁、平等竞争的法律基础，类似于欧洲互联电网参与国需要重新制定一套符合欧盟《第三组能源法案》的法律、法规、法令和政策体系；

（三）电网体制改革，如果仅仅在现有模式下修修改改、打打补丁、头痛医头、脚痛医脚，短期内或有治标之效，长期内却治不了本，甚至会衍生出更多的问题和困难。

（本文经作者授权发布，仅代表作者观点。作者单位为国合洲际能源咨询院。该机构专注于石油、天然气、煤炭、电力、可再生能源及气候变化等相关领域的深度研究、评估和咨询。）