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增量配网改革在2017年中突然发力。2017年7月20日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《关于请报送第二批增量配电业务改革试点项目的通知》。
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<P> 增量配网改革在2017年中突然发力。</P> <P> 2017年7月20日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《关于请报送第二批增量配电业务改革试点项目的通知》。</P> <P> 2017年的增量配电改革迎来了“第二春”——从2016年底第一批试点名单公布后的沉寂，到2017年中大规模业主招标拉开序幕，再到11月30日国家发改委、国家能源局发布《关于加快推进增量配电业务改革试点的通知》，要求每个省（区、市）至少要有1-2个试点项目，实现地级以上城市全覆盖。</P> <P> 2017年12月22日，国家发改委主任何立峰在全国发展改革会议上明确，2018年要以直接交易和增量配电市场化为重点深化电力体制改革。作为唯一与电力直接交易平列提及的具体举措，增量配电市场化于电力体制改革中的意义可见一斑。</P> <P> 这半年推进的速度、广度、深度，即使是已落定的项目业主对此也有些吃惊。eo记者回溯了2017年增量配网改革的几个节点，在支持和质疑的双重奏下，改革推进过程中诸多关键问题和答案正在浮出水面。</P> <P> <STRONG>7月：业主“争夺战”</STRONG></P> <P> 2017年7月20日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《关于请报送第二批增量配电业务改革试点项目的通知》，设定了“930”这条“死线”，并指出除属于电网企业以外的其他企业投资、建设和运营的存量配电网外，新增配电网项目应按照《招标投标法》及其《实施条例》的有关规定，一律通过招标等市场化机制优选确定项目业主。</P> <P> eo曾了解到，招标过程一波三折，出现原本需要由市级能源主管部门组织的，县政府却在未与省市沟通的情况下挂出公告；部分省份采用邀标形式，只希望省级能源投资平台参与等状况。</P> <P> 不少省份对选定业主这件事着实为难，而重庆的尝试一时间备受关注。</P> <P> 2017年8月10日，重庆市增量配电试点项目业主市场化优选方案在北京通过验收，提出PPP模式在增量配电领域的实施路径、业主授权获特许经营及政府依法多途径监管、引入准入竞争及建立退出机制等遴选项目业主的多项创新。</P> <P> 2017年8月22日的《国家电力体制改革专题会议纪要》中再次围绕项目业主做出指示：第一，地方政府不得指定项目业主，要通过招投标等竞争性方式；第二，电网企业要积极参与竞争，但应当采取与社会资本合作的方式。第一批试点项目中电网企业控股、参股的项目不得超过50%，原则上不搞绝对控股。</P> <P> 随后，业界对此展开了系列解读，包括“不得超过50%”指的是项目数量，“绝对控股”有51%和66.7%两种判定标准等等。在增量配网这场“战役”中，电网企业已不可避免地成为“不对称监管的对象”。</P> <P> 一位股比已经落定的项目相关主管告诉eo，从项目角度看，人力、建设、运营加在一起其实压力不小；从业务角度看，配电售电并重也并非易事，因而并不完全排斥电网参与，但又担忧一旦“松口”就失去了话语权。</P> <P> 公开信息显示，截至9月30日，106家第一批增量配电试点中，共有57家确定项目业主，占到总数的54%；其中非电网企业参与的试点达到36家。</P> <P> 业主名单基本确定后，多位业内人士感叹，竞争过程是残酷的：谈判时冷场、拍桌、情绪激动时有发生；实在无法被列入国家级试点的项目就在省区层面“低调”推进；确定股比的时间前后可能长达数年……</P> <P> <STRONG>9月：区划、价格、接入，三个“老大难”</STRONG></P> <P> 2017年11月3日电力体制改革专题会上，国家发改委副主任连维良提到，开展增量配电业务试点是一项创新性很强的工作，第一批增量配电业务改革试点取得了明显成效，但也出现一些突出问题，包括试点范围划分存在较大分歧；增量配电价格机制和核定方法尚未明确；增量配电网接入公共电网存在一定障碍等。</P> <P> 自2016年10月国家发改委、国家能源局发布《有序放开配电网业务管理办法》以后，区划、价格、接入就渐渐成为萦绕试点项目长达一年的关键问题。</P> <P> 据公开报道，2017年9月8日，国家能源资质中心在北京组织召开了《增量配电业务配电区域划分实施办法》讨论会，重点对讨论稿中涉及配电区域划分原则、争议与处理等关键性问题进行了深入的研究、讨论，力争编制合理的实施办法，为派出机构颁发电力业务许可证（供电类）给予政策性指导。</P> <P> 根据2018年1月初最终公布的《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》），配电网项目分为两类，招标与非招标方式，后者价格确定可以选择准许收入法、最高限价法和标尺竞争法中的一种或几种方法。</P> <P> 《指导意见》中还写到“以尽可能低的价格为用户提供优质配电服务”，对于有多个潜在投资者的项目会不会因为竞争而经历价格战？投资收益能否真正得到保障？</P> <P> 而最让业主忐忑的还是增量配网背后的交叉补贴与普遍服务等“地雷”。一位项目业主告诉eo，增量配网的价格构成及其复杂，心理真没底。</P> <P> 此外，《指导意见》提到，在配电网与省级电网接入点，由省级电网专为配电网建设变电站的，省级价格主管部门可探索核定由配电网承担的接入费用，并适当调整配电网与省级电网之间的结算电价。</P> <P> eo记者曾报道过，多位业内人士指出，目前业主都希望增量配网的投资界面能够最大限度地延伸以求获得更大的价格空间——220千伏变电站的建设权几乎成了一种必争资源，而这可能导致“高才低用”，过度超前投资。</P> <P> <STRONG>10月：剪不断的分布式发电市场化交易</STRONG></P> <P> 任何一个专项改革都不是孤立存在的。</P> <P> 2017年10月31日，国家发改委和国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源【2017】1901号)。有人认为分布式体量太小，难成规模；有人则认为它可能是售电之外，搅动市场的又一条“鲶鱼”。</P> <P> 根据该文件，分布式发电参与市场化交易的其中一种模式是电网企业（含增量配网）按照规定收取“过网费”，业内人士分析，这将直接影响增量配网的营收。同时，由于电网规划超前于分布式发电项目准入，当区域电网大规模接入分布式发电时，将间接增加增量配电网冗余投资，电力电量平衡也将影响到配电价格的核定。</P> <P> 另一方面，根据相关政策文件，区域内分布式发电项目，由电网企业支付国家度电补贴，由于可能生能源电费补贴往往滞后，将严重影响增量配网运营商的资金流。采用配网代收，省级电网代缴可再生能源补贴的模式，将进一步影响资金运作。</P> <P> 有业内人士建议，考虑到分布式发电就近消纳的原则及电网实际建设进度，负荷匹配情况，应该先行先试，开展小规模、不同形式的分布式发电试点项目，先验证项目是否可消纳，是否安全，是否经济。</P> <P> 另外，参考增量配电试点项目业主招标及配电价格形成模式，针对分布式发电项目，也考虑采用对应的竞争方式确定分布式发电业主单位，降低区域的综合用能成本。</P> <P> 无论是增量配网，还是分布式发电市场化交易，都是新生事物。与其各行其道，不如联合探索，提前避免将来各自推进可能发生的矛盾冲突，寻找双赢的结果。</P> <P> <STRONG> 11月：迎来“井喷式”增长</STRONG></P> <P> 第一批增量配网试点从申报到批复，再到业主确认前后经历了约一年的时间，而第二批试点从8月申报到11月名单出炉仅用了三个月，第三批试点申报则明显扩大了数量范围。</P> <P> 突然加速被理解为打破僵局、寻求突破的途径，当然也引发了诸多讨论：</P> <P> <STRONG>存量和增量的区隔还会存在吗？</STRONG></P> <P> 2017年11月3日的电力体制改革专题会上，国家发改委体改司王强巡视员建议，将增量配电业务改革试点与混合所有制改革相结合，鼓励电网企业将存量配电资产拿出来，引入社会资本参股，组成混合所有制企业建设运营。国家发改委副主任连维良指出，结合增量配电业务改革扩大电力领域的混改试点，要组织推进一批混合所有制改革和电力体制改革相结合的增量配电业务试点项目，即多种经济成分、多种所有制共同参与的增量配电业务改革试点，每个省（区、市）至少要有1-2个。</P> <P> 2017年11月9日，根据重庆市发改委官网，市能源局电力处会同万盛经开区发展改革局、重庆能投售电公司等对9月关停的南桐电厂进行调研，建议：尊重历史沿革和实际发展情况，结合增量配电业务改革试点，抓紧编制南桐电网发展规划，探索配电网存量资产开展增量配电业务试点的具体方式和路径。</P> <P> <STRONG>“拉专线”到底行不行？</STRONG></P> <P> 初时，国家发改委、国家能源局在给重庆、广东、新疆建设兵团、江西、吉林、浙江、河北、福建、黑龙江、江苏10个省区的电改试点方案复函中则明确要求坚持平等竞争的原则，即发电企业通过投资建设专用线路等形式向用户直接供电的，应当符合规划，履行社会责任，按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。</P> <P> 2017年2月22日国家发改委副主任连维良在云南电改现场会上首次指出，有序放开配售电业务不等于可以拉专线，不等于可以搞自备电厂，不等于可以搞局域网。</P> <P> 业界对此解读为：禁止已经接入大电网的既有电源拉专线到增量配网，刚刚发布的《指导意见》也明确：配电网区域内不得以常规机组“拉专线”的方式向用户直接供电。但对于企业自备机组，却未在增量配网相关文件中给予明确指引。</P> <P> 能否在给予增量配网和省级电网平等市场主体地位的同时，保证其承担社会责任，“网间”无歧视开放，防止形成配售垄断，可能成为此次改革成败的关键。</P> <P> <STRONG>“两权分离”是否大势所趋？</STRONG></P> <P> 在增量配电改革正式开启之前，就有“早鸟儿”酝酿园区售电。在业界对配网放开事宜尚未形成概念之时，有业内人士就提出“所有权与运营权”分离的构想，即混合所有制企业所有，电网企业运营。</P> <P> 《有序放开配电网业务管理办法》中提到，符合准入条件的项目业主，可以只拥有投资收益权，配电网运营权可委托电网企业或符合条件的售电公司，自主签订委托协议。</P> <P> 业内人士坦言，随着第三批试点名单的确定，全国将有几百个增量配网试点，而不是所有投资者都愿意自己运营的，尤其是社会资本。</P> <P> “有的只是作为资本运作项目，期待可观的收益而已，同时由于缺乏先例，运营细节的落地存在难度，因此‘两权分离’的可行性、优劣势等是下一步要着重关注的。”</P> <P> 未来：监管机制和信用体系缺一不可</P> <P> 先说监管。既然享有与电网企业同等的权利，就需要履行与电网相同的义务，接受相同力度的监管，随着价格机制的不断完善，逃避应缴纳的交叉补贴、基金等以换取电价优势的项目就不会取得合法地位，反过来想，这也给大部分增量配网项目业主创造了公平的投资经营环境。</P> <P> 再说信用体系。根据相关文件，拥有配网运营权的售电公司拥有电费结算权。而一位独立第三方售电企业的负责人曾告诉eo记者，用户电费缴交的状况可能并不理想，这对企业现金流将产生最直接的影响。</P> <P> 改革初期，项目尚未成型，配套机制也还未完善，但潜在投资者正在逐渐认识到，配电业务所需投资甚大，回报则未必丰厚。</P>