增量配电业务改革回顾与思考

增量配电业务改革作为电力体制改革的重要组成部分，自改革始就受到电力领域投资者的广泛关注，经过多年不断探索，增量配电业务改革已然取得了一定的成果，对配电网建设和运营效率的提高具有重要的促进意义。

本文对增量配电业务改革的历史发展进行了梳理，对改革中存在的问题及原因进行了分析，并围绕增量配电业务改革的发展趋势提出浅见和建议，以期增量配电业务的发展能够取得更进一步的突破。

随着社会经济发展水平不断地提高，用户用电需求也随之快速增长，社会对配电网建设的及时性、配电网结构的完善性以及供电能力的提升提出了更高的要求，传统电网企业未能及时满足多样化的用电需求，而社会资本规模庞大，对电力投资憧憬无限，放开社会资本进入增量配电网领域能够为配电网的建设提供充足资金，也能够为电力体制改革带来新的思想和活力，是促进配电网建设和运营效率提升的重要手段。

增量配电业务改革从2016年开始试点，发展至今已有7个年头，但总体来看进度较为缓慢，不及改革预期，有必要梳理增量配电业务改革中的主要问题，为改革的进一步平稳推进找准发力点。

一、增量配电业务改革背景及意义

2015年3月15日，中共中央、国务院在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号）》（以下简称“中发9号文”）中提出,“鼓励社会资本投资配电业务。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。

逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务”，增量配电业务改革开始逐步进入研究议程。2016年10月8日，国家发展改革委、国家能源局印发《有序放开配电网业务管理办法》（发改经体〔2016〕2120号），对增量配电业务的放开和项目管理运营给出了具体的管理办法，增量配电业务改革由此拉开序幕。

2017年11月30日，国家发展改革委印发《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〔2017〕2269号，以下简称“指导意见”），对地方电网和增量配电网配电价格的定价办法、调整机制和结算制度等作出详细说明，为增量配电业务改革发展中最为关切的问题提供了开创性的解决办法。

2019年1月15日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号），进一步对增量配电业务中项目业主确定、增量和存量范围、配电网规划以及投资建设运营作出明确规定，进一步促进增量配电网项目的平稳落地和快速发展。

作为电力体制改革的深化和延续，增量配电业务改革极大地吸引了社会资本的积极参与，投资者对增量配电业务的发展预期甚高，投资热情十分高涨，期望通过“跑马圈地”和供电业务的局部垄断特点来获得高额且稳定的经济利益。

回顾改革初衷，增量配电业务改革的意义主要有三个：

• 一是引导社会资本广泛参与配电网的投资和运营，促进配电网的快速建设发展，满足社会快速增长和种类繁多的用电需求；
• 二是在配电网运营领域引入竞争者，以专业化管理措施盘活大量沉淀的配电网资产，并通过市场竞争方式提高全社会配电网运营效率；
• 三是鼓励社会资本对增量配电业务进行拓展创新，丰富增值服务内容，提高终端用户能源管理水平。

二、增量配电业务改革现状及问题

从2016年国家启动增量配电业务试点改革以来，经过近6年多的努力发展，国家发改委和国家能源局先后完成五批次共483个试点项目的批复，其中因规划冲突等原因而被取消试点24个，实际公布试点项目459个（第五批之后的审批权限已下放至地方）。

各批次试点数量分别为：第一批94个，第二批88个，第三批114个，第四批84个，第五批79个，基本覆盖了所有地级以上的城市。

截至2022年11月，取得电力业务许可证（供电类）的试点项目有204个，其中第一批74个，第二批40个，第三批52个，第四批30个，第五批8个，取证率大致呈下降趋势。

从发展趋势上看，随着增量配电改革相关制度的不断完善和投资者对增量配电业务的不断深入了解，盲目参与的现象得到了一定程度的纠正，市场开始逐渐回归理性。

增量配电业务改革作为一项新生事物，极具创新性和挑战性，根本没有现成的模式可照搬复制，只能在各方的不断探索中前进。

目前增量配电网企业主要分为三种类型，即存量配电网资产转制形成企业、新建增量配电网资产的企业以及两者混合形成的增量配电网企业，规模较大的主要集中于各地的大矿区、产业园区等，实行配售一体化经营。

增量配电业务包括传统的配售电业务和新兴增值服务两大类，其中配售电业务包括配电线路及设备的安装和维护、电力销售，通过参与市场交易购买电力资源，先由省级大电网输送到增量配电网企业，增量配电网企业再通过自身配电网提供给终端用户，根据政府制定的输配电价和与用户协商确定的用电价格分别与省级电网企业、终端用户进行电费结算；

增值服务的内容则较为丰富，包括用户用电设备维护、设备节能改造、用电策略咨询、综合能源服务等，是增量配电网企业未来的主要发展空间，前景十分广阔。

虽然批准的试点项目数量足够多，覆盖范围足够广，但成功建成投运的项目毕竟占少数，其中因规划冲突等原因而被国家取消的试点24个，剩下459个试点项目，成功拿到电力业务许可证的有204个，占比44.44%，相当一部分试点项目尚未成功取得配电网运营资格，已运营项目也有相当部分举步维艰，增量配电业务改革从总体上来看并不顺利。

当前增量配电业务改革带来的问题和争议不断，当前急需总结已有试点项目的经验和教训，客观理性分析发展瓶颈，寻找推进改革的突破点，为增量配电业务改革事业的平稳健康发展指明前进道路。

目前增量配电业务改革困难重重，矛盾主要来自试点项目选取、配电价格和市场定位三个方面。

三、试点项目缺乏深入调研

根据《有序放开配电网业务管理办法》（发改经体〔2016〕2120号），增量配电业务项目管理流程主要分为8个步骤，即项目规划、业主确定、项目核准、项目建设、公网接入、价格核定、业务许可申请、配电运营，地方政府能源管理部门负责增量配电网项目管理，制定增量配电网项目管理的相关规章制度，做好项目建设过程中的指导和协调，根据需要开展项目验收和后评价。

改革之初的社会资本投资热情高涨，对配电网项目的建设较为重视，普遍认为改革就是政策红利的释放，只要前期“跑马圈地”建设配电网，后期便可借助局域垄断地位开展售电等其他业务，实现“坐地圈钱”的稳赢局面。

在盲目乐观的情绪下，可行性分析、市场环境分析、用户需求调研等重要的前期基础项目研究基本流于形式，缺乏长期运营策略，项目风险评估也不够充分，最终因为试点项目质量参差不齐，导致很多项目收益率不及预期而陷入困境，只能黯然退场。

在试点工作的推进过程中，部分项目由于前期负荷预测脱离实际、未与地方电网规划有效衔接、受电主体项目没有落地等原因，不再具备试点条件，已取消试点资格24个。

一些试点项目仅有产业规划，没有存量优质的大用户，后期的用电规模和用电结构十分不确定，投资风险很大，前期盲目投资导致投资成本无法收回。

四、配电价格缺乏广泛共识

配电价格是增量配电业务开展的核心问题，也是改革中争议最大的问题。根据《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〔2017〕2269号，以下简称“指导意见”），配电网企业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，而输配电价改革下的省级电网企业电力用户的用电价格，由上网电价或市场交易电价、相应电压等级的输配电价、政府性基金及附加组成，对比可发现，上网电价或市场交易电价、政府性基金及附加是两类电网企业电力用户用电价格的相同部分，配电网企业则将省级电网企业输配电价进一步分解为上一级电网输配电价和配电网配电价格。

由于上网电价或市场交易电价、政府性基金及附加相对独立清晰，没有太多争议，矛盾主要集中在上一级输配电价、配电网配电价格和电网企业相应电压等级的输配电价。

一方面，作为输配电价改革的补充和深化，现行增量配电网的配电价格在核定时必然充分考虑省级电网输配电价。《指导意见》明确要求“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”“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”，这意味着配电网企业配电价格不得高于省级电网企业相应电压等级之间的输配电价差。

《指导意见》对配电价格的约束是明显为了保障配电网企业电力用户的利益不受损，促进配电网企业优化生产经营管理，为电力用户降低用电成本。如果配电网企业的电力用户用电价格会高于省级电网企业的电力用户的用电价格，说明配电网企业并未给电力用户带来实际经济利益，增量配电改革的意义将受到严重质疑。

另一方面，在连续降低一般工商业电价和多轮输配电价成本监审的背景下，相应电压等级之间的输配电价差已经逐步缩小，增量配电企业的配电价格制定空间被大大压缩，甚至弥补不了一些增量配电网企业转供电的成本，导致很多增量配网企业的生存发展举步维艰。

也有观点认为交叉补贴等定价参数的处理导致省级电网企业相应电压等级之间的输配电价差并不能反映真实的配电成本，直接将其作为增量配电网企业配电价格上限的方法很不合理，会导致增量配电网企业的配电价格缺乏足够的定价空间，盈利能力受到极大压缩，制约增量配电网的快速发展。

五、市场运营缺乏清晰定位

改革催生的增量配电网企业到底应该是怎样的角色定位，这个问题直接关系到增量配电网存在的意义。

增量配电业务改革的初衷主要有三：

• 一是为了吸引社会资本投资从而加速配电网的建设，满足电力用户日益增长和种类繁多的用电需求；
• 二是通过引入市场竞争，促进配电网运营效率的提升；
• 三是引入社会资本拓展创新增量配电业务，丰富增值服务内容，提高终端用户能源管理水平。

其中，配电网的建设和运营是基础业务，但增量配电网企业仅仅做到这些远远不够，必须在新业务方面有所开拓，否则其生存和发展空间将十分受限，毕竟增值服务等新兴业务是增量配电网企业生存价值最重要的体现。

然而，目前来看，很少有企业涉及分布式新能源的消纳以及节能降耗等增值业务，绝大部分增量配电网企业的主要业务就是通过拥有的配电网向终端用户售电，仍仅仅停留于传统电网企业的建设运营配电网等基础业务，甚至不少增量配电网企业并未明显比传统电网企业更高效率地运营和管理配电网，这难免不让人重新思考增量配电业务改革的现实意义。

增量配电业务改革的初衷绝不是为了创造一个个局域垄断性的传统供电局，也无意回到以前配电网支离破碎的局面，提高配电网管理运营效率，创新终端用户能源管理才是增量配电业务改革的应有之义，增量配电网企业应当明确自身定位。

六、增量配电业务改革观点及建议

作为新生的事物，增量配电业务改革吸引了大量社会资本的关注和涌入，这将导致利益格局重塑，且改革涉及利益主体众多，也存在技术和管理上的难题，矛盾必然交错复杂，需要改革参与者各司其职，通力配合，只有对改革保持信心和耐心，不断总结经验和教训，才能凝聚共识，确保增量配电业务改革平稳有序推进，走出一条适合我国国情的增量配电业务的发展之路。

增量配电业务改革经历近7年的发展，国家陆续出台了一系列政策文件，大量试点项目已经陆续投入运营，体现出改革在边摸索边前进的特点，取得的成绩十分不易。

通过梳理目前试点项目普遍关注的焦点问题，项目选取、配电价格、市场定位仍然是需要特别注意的几大问题。

七、增量配电投资者需理性谨慎

经济要发展，电力需先行，电力工业是国民经济发展的能源基础，电力供应直接关系到企业可持续发展和人民生活水平的提高，增量配电业务作为局域垄断性的社会公共事业，必将受到政府监管约束，这也决定了其供电业务的投资回报率不可能长期保持较高水平，而是被约束在一个合理收益水平，如电网企业成本监审政策中的“准许成本+合理收益”约束方式。

如果增量配电网企业期望在监管薄弱的短期内套现，则更违背改革初衷，盲目投资扩产可能留下更多风险，反而浪费社会资源。

增量配电网的投资者作为改革中最重要的实践者之一，对改革抱有最大的期望，也面临实实在在的项目建设和运营压力，在确定业主阶段就应该明确，只有坚持长期发展战略才可能有出路：

一是要吃透增量配电改革相关政策，总结试点项目的经验和教训，对项目规划、建设、运营、发展等方面需有通盘考量，积极与政府、电网、用户等利益主体进行协调沟通，推动增量配电试点项目顺利建设验收并投入运营；

二是要坚持增量配电网长期运营战略，设定合理的投资回报率要求，摒弃急功近利赚快钱的思维，扎实做好试点项目的价值分析和风险评估，尤其关注用户需求变化、用户结构、负荷增长等关键因素，警惕盲目增资扩产，避免出现成本无法收回的结果。

八、配电价格机制需被广泛认可

根据《指导意见》的说明，现行配电价格上限为省级电网企业相应电压等级之间的输配电价差，这一点引来很多争议，交叉补贴确实掩盖了真实的配电成本，不少增量配电网业主普遍认为目前政策规定的配电价格不够合理，这是他们企业运营陷入困难的最根本原因。

如果追求制定最合理的配电价格，在最理想情况下，即不存在交叉补贴的情况下，输配完全分开并独立核算，从而可以获取最纯粹的输电价格和配电价格，但这种情况却非常不现实：

• 一是从电网安全高效稳定运行的角度来看，输电和配电业务高度相关，输配一体化管理更能发挥管理协同效应，若将原来统一的大电网拆分成一个个更小的输电网和配电网，支离破碎的电网体系将带来管理分散、机构冗余的问题，必将增加交易成本，既降低电网安全稳定运行效率，也增加电网运营管理成本；
• 二是交叉补贴是解决区域电网发展和经济发展不平衡的重要手段，如果立即取消交叉补贴，经济发展水平较低的区域及行业由于用电量较低，单位电量分摊的成本很可能更高，这进一步导致用电量下降和用电成本提高，形成恶性循环，最终结果很可能是贫富差距越来越大，而这并不是政策决策者和广大电力用户希望看到的结果。

考虑到公平竞争等现实情况，目前增量配电网的配电价格可以参考的定价机制其实就是省级电网相应电压等级之间的输配电价差，对于增量配电网企业认为的配电价格不合理问题，应当按照《指导意见》的具体说明处理，“增量配电网企业与省级电网企业结算的输配电价与实际成本差异过大的，可促请省级价格主管部门向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构”，价格主管部门需要根据核实的情况及时进行反馈。

一方面，价格主管部门以及政策制定者应该重视各利益主体的合理诉求，加强配电价格制定工作的协调力度,尤其要缓解交叉补贴对输配电价格的扭曲，如探索暗补改为明补的可行路径等。

另一方面，价格主管部门也必须坚持公平公正原则，理性客观看待改革中出现的问题，不随意搞特殊政策，防止市场参与者在出现困难时始终抱着“等、靠、要”的态度处理问题，使增量配电业务改革走样变味。

九、增量配电网企业需找准定位

增量配电改革之初，投资者“跑马圈地”的思想较重，但增量配电改革已经接近7年，相关政策文件也在不断完善，增量配电网企业应该明确自身定位，即怎样才能证明自己存在的价值。

关于增量配电网的长远发展，改革的最主要目的是促进配电网建设发展和提高配电运营效率，这也是对增量配电网企业最基础业务的要求，但增量配电网企业的生存发展空间绝不能仅仅是供电服务，做终端用户能源管理的创新者，向终端用户提供优质增值服务才更能证明增量配电网企业存在的意义。

传统电网企业的特点是资本、人力雄厚，电网管理经验丰富，但其企业管理制度较为僵硬，受到的约束较多，尤其在输配电价改革趋势下，出于成本监审的考虑，传统电网企业对新兴业务可能更加保守谨慎，因为与输配电业务无关的投资和成本很可能在成本监审阶段被剔除，导致资金无法回收。

相对而言，增量配电网企业则可以发挥社会资本在投资建设、制度灵活等方面的优势，创新增量配电业务盈利模式，拓展增值服务，提升客户的获得感，真正为增量配电业务改革的发展做出自己的贡献。

如果增量配电网企业仅仅停留于基础的配售电业务，始终不开辟新的增长空间，当传统电网企业建设配电网的速度、运营效率提升后，增量配电网企业的优势将荡然无存，生存必定愈发艰难，因此，拓展终端用户增值服务以及积极参与国家政策鼓励的新能源就近消纳工作将是增量配电网企业最可能的发展空间。

通过梳理近年来的政策文件，增量配电网企业的发展可以从三个方面进行突破：

• 一是要扎实传统配电业务基础，可以利用新技术、新制度等手段提高建设运营效率，不断降低配电成本，努力让自己的客户用上便宜的电、满意的电、放心的电，树立优质电力服务供应商的良好形象；
• 二是要提供优质的增值服务，以客户需求为导向，大胆探索和创新能源管理服务，如终端用户的用电规划、节能降耗、安全用电咨询、水电气冷热等综合能源服务等，为客户创造价值的同时增强客户黏性，真正开辟出一条增量配电网企业新的发展之路；
• 三是要助力分布式新能源消纳，积极响应国家“双碳”战略和新型电力系统建设，在工业用电负荷大、新能源条件好的条件下，加强分布式电源开发建设和就近消纳，推进源网荷储一体化绿色供电园区建设。