贾豫：增量配电改革行百里者半九十

增量配电改革行百里者半九十

（来源：微信公众号“配售电研究中心”文 | 贾豫 中国能源研究会 理事中国能源研究会配售电研究中心 副主任 专家委员会委员 榆林电力投资有限责任公司 总经理）

2015年3月15日中共中央 国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）文件，我国新一轮电力体制改革全面启动，依循“放开两头、管住中间”的体制架构，售电侧改革、输配电价改革、增量配电改革等改革任务全面启动，增量配电改革由于其对于电网行业体制的特殊性和敏感性，被行业内外重点关注、寄予厚望。自2016年11月至2020年8月，国家发展改革委、国家能源局陆续公布5批次459个增量配电业务改革试点，截至2021年末，国家能源局派出机构共向213个增量配电改革试点颁发了《电力业务许可证（供电类）》，试点取证率40%。六年来的增量配电改革实践，一方面成果与成绩斐然，另一方面，困难与挑战重重。取得的改革成果与改革预期成效间还有明显差距，与市场主体和社会各界的普遍期待还存在着显著落差，改革过程中暴露出的热点、难点、堵点问题久拖不决，浪费了宝贵的行政和社会资源，制约和阻碍了改革试点的落地运营，严重挫伤了社会资本积极参与增量配电改革的信心和动力，影响了改革成效的显现。

作为在基层一线参与改革试点实践落地的亲历者，其中的酸甜苦辣、五味杂陈难以言表。当前制约和阻碍增量配电改革工作的根本症结在于未能尊重和落实市场主体的基本合法权益，具体而言，为增量配网企业的经营权、发展权、收益权。

一是经营权，依据《电力法》“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”的原则以及国家相关政策、法规、文件的要求，在新的市场主体取得《电力业务许可证（供电类）》后，原有供电主体不应在相同区域内再开展供电业务，同时，国家相关文件也已经明确了存量电力资产的处置方式。然而，在实践中，出于种种原因，部分区域的原有供电主体对存量电力资产处置及存量客户移交消极拖沓，或以种种理由推诿扯皮。一些地方还存在原有供电主体明知供电营业区域已划归新的市场主体，依然在新的市场主体获批的供电营业区域内开展经营活动，导致一些改革试点区域内出现新、老供电主体交叠经营，交叉供电、重复建设和资产利用率低、电力客户无所适从的局面，这不仅给电网的安全稳定运营造成了安全风险和不利影响，也从事实上侵害了新的市场主体的合法经营权益，挑战了国家法规、政策的严肃性和权威性。

二是发展权，增量配网与互联电网间的公平开放接入、网间互联互通，网间双向交易等环节虽有国家明文规定，但在实施过程中依然屡见玻璃墙、旋转门。增量配网与互联电网间的公平开放接入、网间互联互通、网间双向交易是确保电网安全稳定运行、电力客户可靠供应、电力市场建设的基础，其中的藩篱应予以推倒破除。有网无源乃无水之渠。作为同等地位的市场主体，增量配电网目前未能获得公平接入电源的权利。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》（中发〔2021〕36号）文件，第五部分“加快构建清洁低碳安全高效能源体系”第十三条“深化能源体制机制改革”中明确提出：“推进电网体制改革，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位”。下一步，期待国家部委尽快明确增量配电网接入以新能源为主的电源及其他形式的电源种类、容量规模等相关细则。这不仅是市场主体及行业各界的普遍期待，也是直接影响和制约着增量配网能否良性运营的关键环节。

三是收益权，配电价格形成机制是推动增量配电改革中分歧最大的焦点，更是阻碍增量配网实现良性运营的关键堵点。六年来的改革实践证明，配电价格形成机制已经成为改革推进的关键“梗阻”。2020年12月，14家增量配网企业联名向国家发改委、国家能源局递交《关于进一步完善落实增量配电业务改革政策的八条建议》，建议国家发改委修订完善配电价格形成机制，理顺配电网与互联电网间的交易结算规则。近年来，部分省份也结合本省改革实际情况针对性的对配电价格形成机制进行了大胆创新探索，对增量配电改革起到了积极推动作用。例如：2020年3月河南省发改委对省内增量配网与省级电网间基本电费结算给予国网公司收取60%、增量配网收取40%的改革支持举措。2019年6月贵州省发改委下发文件明确“配电网支付给省级电网的基本电费统一折算为0.032元每千瓦时”。这些创新举措不仅支持了增量配电改革的推进，也为国家修订完善配电价格机制提供了宝贵的参考经验。增量配网作为与互联电网拥有同等地位的市场主体，彼此间的网间交易结算不适用电网企业与电力客户间的电费电价交易结算机制，目前的配电价格体系无法真实反映市场主体的投资成本，遑论合理收益，难以实现“准许成本+合理收益”的投资回报机制，不仅对现阶段已经落地运行的增量配电改革试点的合理收益无法体现，也不可能对增量社会资本进入配售电领域起到激励作用，国家部委应尽快研究完善配电价格形成机制。

实现“碳达峰、碳中和”是党中央做出的重大战略决策，构建以新能源为主体的新型电力系统是电力行业落实“双碳”目标的重要路径和抓手。完整准确全面贯彻新发展理念，理解与把握新发展理念与深化电力体制改革之间的必然联系尤为重要。参与本轮电改六年来深切感受到，实践电力体制改革离不开对电力行业的情怀和理想主义，也离不开对我国电力工业发展的充分全面了解和区域社会经济发展需求的紧密联系、更离不开科学客观、严谨审慎、因地制宜和循序渐进的思考逻辑与解决方案。就如何以新发展理念持续深入推动增量配电改革提出三点建议：

一、构建新型电力系统需要对传统电网网架结构和运营机理进行根本性变革

“双碳”背景下的新型电力系统中电源装机结构、功能定位、价格机制、商业模式出现了根本性变化。从源侧看，非水可再生能源机组成为电量主力机组，化石能源机组成为容量支撑主力机组，可再生能源间歇性波动性的电源特性，电网的网架形态必然需要做出适应性改变；从网侧看，随着大规模可再生能源的接入，为确保网架安全稳定经济运行，减少系统调峰压力，优化机组组合、实现分层分区平衡、网架规模的边界需要重新科学规划，与此同时，高比例电力电子穿透下，数字电网成为新型电力系统的底层支撑；从荷侧看，分布式电源的高比例渗透，网与荷的能量流、信息流从单向潮流演变为双向潮流交换，从保供应为主“电从远方来”的电力生产、流通、消费模式正在向以绿色、经济、高效为特征“能从身边来，不足的远方来”的“源网荷储一体、综合能源供应”的能源生产、流通、消费模式转变。伴随着荷侧消费需求的变化，单一能源供应主体正在演变为综合能源供应主体，电、热、汽等能源供应主体间的行业边界正在加快模糊消融。在荷侧逐渐形成，源网荷储一体、综合能源互补供应、数字信息技术作为底层支撑的能源互联网。传统交流同步大型电网网架将演变为区域骨干电网与局域、微电网互联互通、双向能量交换的网架形态。传统电网的调度、交易、发展、建设、营销、设备等运营机理必然需要做出适应性改变与调整。从此角度而言，源网荷储一体化、多能互补综合能源供应的配电网与省级、区域电网，网间互联融合发展是未来能源生产、流通、消费的重要网架发展形式。已经落地运营的增量配电改革试点是构建以用户为中心的新型配售电体系，探索以新能源为主的新型电力系统特别是新型配电系统的理想试验田。

二、明确顶层体制机制设计、完善配套政策文件体系、落实市场主体地位，探索不对称监管

增量配电改革推行的六年来，有效激发了社会主体踊跃参与的动力，但却未能在顶层设计中明确界定同属公共电网的省级电网、区域电网、增量配网在电力工业发展中的功能定位与区别联系。导致在配电价格形成机制、电源公平接入、网间互联互通、调度交易结算、网间信息公开、配电区域划分、存量资产处置、存量客户移交等热点、焦点、难点问题上认识不一纠缠不清。国家部委虽陆续出台多达二十余个政策文件，然而，改革试点的推进依然不及预期举步维艰。这其中，既有原有市场主体在习惯、利益、心态、责任等方面的担忧与阻力；也有受限于历史条件下，顶层体制机制设计的模糊，制订相关配套政策文件中的缺憾；也有试点项目申报时的不够科学严谨，受疫情及经济发展新常态下产业结构调整，负荷发展不及预期的困难和挑战；也有参与者对电网行业运营发展缺乏全面准确了解，对改革的艰巨性、复杂性、系统性、渐进性研判不足，寄予了不够客观的期望和预期；同时，职能管理部门、监督监管机构在关键环节和难点问题上还需坚持有为担当、加大创新支持等多重因素。

省级电网、区域电网、增量配网同属公共电网，享有平等的法律市场主体地位和权利，承担同等并带有区别的社会责任义务。这一点在国家相关部委、监管机构、地方政府的政策文件中早已明确。在新发展理念指导下，建议在下一步工作中重点考虑明确相关市场主体地位，界定市场主体的功能定位及区别联系。明确相关主体的经营权、发展权、收益权涵盖的基本权益；尽快修订完善已出台的相关政策文件，形成完备科学的政策体系，鼓励各省因地制宜先行先试探索创新改革举措，助力改革试点落地运营；探索包括不对称监管在内的督导监督方式，指导帮扶市场主体尽快实现良性平稳运营，早日释放改革成果，以新发展理念构建新型电力系统，助力“双碳”目标的实现。

三、提高政治站位，贯彻落实国家改革举措，正确理解与准确把握市场主体间的功能定位与区别联系

进一步深化电力体制改革是党中央、国务院做出的重大战略决策部署，是解决制约电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题，促进电力行业又好又快发展，推动结构转型和产业升级的重要举措，贯彻落实国家决策部署，准确把握行业发展演变规律，提高站位统一认识，凝聚共识形成合力，摒弃零和博弈思维，开展建设性务实合作，是对新发展理念的最好践行。增量配网与省级、区域骨干电网功能定位不同、运营机理不同、价格形成机制不同。增量配网不是省级、区域电网的替代、颠覆、革命者，而是补充、完善、探索者。彼此之间的功能定位、使命责任既有紧密联系又存在着本质的区别差异。省级骨干电网是保供应、兜底服务的“压舱石”，增量配网是实现最佳颗粒度、经济、高新、绿色能源耦合供应的“助推器”。类似于新能源开发中的集中式与分布式项目，电力市场化交易中的中长期交易与现货、辅助服务市场交易。两者之间目标方向一致、功能定位不同，不应狭隘和局限的站在利益对立和调整再分配的角度去理解认识彼此的科学性、必要性和合理性。

任何改革都不可能一蹴而就，道阻且长，行则将至，这既是改革的规律，也是世间万物的发展规律。以发展的眼光看待发展的问题，我们今天面临的困难和分歧必将会得到有效的解决。生活之所以精彩是源于丰富的多样性，时代和社会发展唯一不变的就是变化。在大时代面前任何组织和个体不过是沧海一粟。四十四年前我们提出了“实践是检验真理的唯一标准”的口号。四十四年来通过改革开放激发了社会各类主体的创新发展动力，极大的释放了生产力。流通体制改革、邮电体制改革、金融体制改革、医疗体制改革、教育体制改革、住房体制改革等当年改革的“硬骨头”，今天都已经成为惠及我们生活的改革成果。电力行业的前两轮体制改革经历了“省为实体、集资办电、政企分开、厂网分家”，实现了“用上电”的成果，今天的“放开两头、管住中间”必将实现“用好电”的愿景。

参与增量配电改革的六年来，经历了质疑嘲讽艰辛坎坷，也收获了关心爱护鼓励帮助。每当看到参与建设的配电网能够为千家万户、工商企业带来光明，能够为地方社会经济发展做出贡献，过往所有的委屈辛酸都化为由衷的欣慰和荣幸。增量配电改革六年来取得的宝贵成果是国家部委、各级政府、地方职能部门和市场主体及社会各界共同努力的结果。成果来之不易，理应倍加珍惜，行百里者半九十，船到中流更奋楫。期待国家部委能够尽快对增量配电改革面临的挑战和困难予以认真研究，也期盼着这些问题能够尽快得到妥善解决。祝愿我国的电力工业发展不断超越再创佳绩，祝福我们伟大的祖国国运昌盛、国泰民安！