增量配电网改革的探索研究

孙翔

天津泰达电子工程有限公司  天津市  300457

摘要：增量配电网业务改革作为新一轮电力体制改革的重要任务，是推动社会资本进入电网竞争环节的重要突破口。基于此，本文就增量配电网改革进行了研究。

关键词；增量配电网；改革；研究

引言

增量配电网是指拥有配电网运营权的配售电公司向用户供给电能，并依法经营的配电网，原则上指110kV 及以下电压等级电网和220( 330) kV 及以下电压等级工业园区( 经济开发区) 等局域电网。

1增量配电网业务进展

增量配电网业务改革试点项目主要集中于负荷相对集中的园区。增量配电网主要以园区型项目为主，主要集中于各地的工业园区、产业园区、经济技术开发区、高新技术开发区、矿区，其中大多数属于国家级新区、重点工业园区、跨境经济合作区、保税区等，包括新建的园区以及现有园区扩建。这些区域大用户居多，电力需求量大，远景用电量大，配电网投资规模大，是拉动地方经济的增长点。优质用户集群更易形成配售电公司，推进增量配电网项目建设运营。存量配电项目若参与增量配电改革，需符合地方政府经济发展规划且是已经得到批复的工业园区( 经济开发区) 、产业园区等项目。

2存在的问题

（一）地方政府与电网企业干预企业经营

增量配电项目具有前期投入大、建设周期长、投资回收期慢等特点，目前试点项目大多处于起步阶段，配电网资产和用户尚未形成规模效应。在改革实施过程中，有些地方政府投资平台与电网企业都想控股，有些地方政府给投资方提出带产业、降电价等过高要求，有些项目在现阶段的低收益（甚至持续亏损）预期无法吸引投资方，导致合理的配电价格机制无法落实，试点项目的配电网投资难以通过电价疏导，项目经营困难。电网企业与增量配电网业主也存在利益博弈关系。

（二）配电价格机制不完善，输配电价结构不合理

目前，增量配电网没有预期的盈利空间。首先，输配电价定价缺乏细则，不能适应增量配电改革需要。诸如增量配电网如何确定定价机制、如何进行价格测算、是否需要缴纳基本电费或者应该如何缴纳、综合线损率如何体现在增量配网中、高可靠性费用如何收取等问题大部分都未明确，结算模式和结算路径没有理顺。输配电价核定、成本监审和具体配套措施中尚存在一定的问题和不足。

（三）试点项目上报审批不规范

许多地方的增量配电项目存在仓促上马或停滞不前问题，不利于整体改革的推进。一方面，一些地方对改革政策理解不到位，把改革试点项目当做一般性投资项目盲目上报，项目论证不充分，造成项目在实施过程中出现流标、意向投资方退出、推进困难等情况；另一方面，在一些国家主管部门项目批复文件中，对项目名称进行批复，没有对规划方案、配电区域划分等内容进行明确，导致试点项目落地困难、试点范围随意更改、配电网重复规划以及重复建设等不合理现象。这种局面容易造成当事各方采取策略性行为，像地方政府直接干预式推进、电网企业过度保守式阻碍，以及投资主体的不合理进入动机，如采取“为被收购而进入”策略等。

（四）项目本身的先天不足

增量配电网试点项目具有初期投资大、融资难、投资回报低、周期长的特点，项目盈利性差。部分试点项目质量不佳，招商引资未达预期，无法回收投资。在前三批320个已批复的项目中，有很多试点项目，特别是第二批和第三批项目中，从占地面积、用电负荷上难以看到开展增量配电业务改革试点的优势。同时，对园区未来负荷增长估计不足，特别是新园区，招商引资不到位，园区入驻企业少或者慢，用电需求难以达到预期，不但影响本项目后续运营，也严重动摇了市场主体投资配网项目的信心。其次，增量配网投资主体遴选不当、企业股权结构过于分散，引起公司治理等问题与困难。引入并激发社会资本力量是本次增量配网改革目的之一，但部分省市在具体项目业主遴选时，存在两方面问题：一是投资主体选择不当，致使后续建设运营难以推进；二是引入的社会资本方过多，导致公司决策缓慢、股东意见难以统一、缺乏绝对控股方、项目进展难以符合地方经济发展的要求等问题。

五、增量配电网改革建议

增量配电试点项目加速落地还需更多的体制机制、政策保障，以及投资企业寻找解决方案。

（一）坚持地方政府主导，与电网协商共赢

充分发挥地方政府的积极性，与电网公司合作共赢，调动各方积极性。兼顾电网企业发展空间，避免对电网企业生产经营造成过度冲击。在具体实施层面，建议政府与电网企业，切实有效地拿出部分优质项目，比如要求电网企业列出年度配网投资计划，由政府或电力监管部门组织进行项目筛选，并由社会资本进行投资，电网企业不参股或小比例参股。社会资本将此部分优质项目打造成配网示范性项目，探索配网投资、建设、运营典型方式，供其他试点项目借鉴参考。

（二）完善配电价格机制，调整输配电价结构

尽快出台配电价格定价办法。配电价格核定前，只能按照省级电网输配电价差确定配电价格，这种方式会导致很多问题，比如：没有真正反映配网投资运营成本，部分配电网难以收回投资，部分条件较好的存量配电网获得过多的收益；难以激励配电企业降低损耗；也无法支撑配电企业制定更合理的配电价格套餐等。省级价格主管部门需要将《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》中的原则细化成明确的、可操作的步骤，结合各省市实际，出台各省市的增量配网配电价格定价办法。调整省级输配电价结构。在发达国家的终端电价中，输电费和配电费的比例一般在1∶3至1∶5范围，而我国当前的情况则相反。2019年，国家将开展第二轮省级电网输配电价的核定工作，在输配电价结构不合理的地方，省级价格主管部门可根据当地实际情况，在避免终端用户目录电价倒挂的前提下，优化输配电价的结构，报国务院价格主管部门审定，保证配电价格有一定的盈利空间，促进增量配网健康发展。如上海110千伏和220千伏电压等级价格相同问题的调整，山东、河南、河北同电压等级两部制电价高于单一制电价的调整等。

（三）控制项目审批节奏，规范项目上报和审批管理

截至目前已经出台四批增量配网试点，速度有所加快，但是落实情况并不乐观，需控制项目审批节奏。对试点项目进行全面评估，通过比选，总结推广试点实施和配售电公司运营经验，发挥典型引领作用。对试点项目中暴露出的共性问题开展深入研究，有针对性提出解决措施，解决项目落地问题。加强对项目申报文件的引导和管理，避免出现“项目先天不足”的问题。

（四）严格执行改革政策，加强事中事后监管

建立完善的监管体系，加大监管力度，保障试点工作有序规范开展，避免地方对增量配电试点项目电价和企业经营的不合理干预。增量配网的价格规制、行为监管、质量监管等应是前置条件，改革更应着眼于使增量配网改革收益如何传递到电力用户，实现以“管住中间，放开两头”的方式来促进配电网发展。建议推进电网企业考核制度改革，调整电网考核指标或者目标值，比如当前阶段，可以将配网试点项目推进情况，作为省级电网主要领导考核指标之一。使电网企业放手支持电改、参与电改，促进整个社会用电成本的降低和电力设施运营效率的提高。

（五）实现“双碳”目标，电力行业要先行

电力行业是国家实现“双碳”目标的关键行业，不仅仅是自己要达峰，而且要支撑全社会尽早达峰，电力行业要有自己的角色担当。为了实现“双碳”目标，能源行业要进行低碳转型，全社会要实现电气化，无疑会对电力的碳排放提出更高的要求。因此，电力行业要制定明确的减碳减排目标；构建以新能源为主体的新型电力系统，推动发电清洁化；提高终端用能电气化、零碳化；创新碳管理机制；研发新兴技术，要通过技术的创新去实现碳达峰和碳减排，确保国家“双碳”目标的实现。

4结束语

努力提高配网项目综合收益。一方面，增量配电网企业应积极采取灵活的价格策略，探索新的经营模式，同时，利用配网对用户天然的粘性，积极开展用户增值服务，提高项目综合收益。增量配电业务改革作为新一轮电力体制改革的重要任务，是推动社会资本进入电网竞争环节的重要突破口。

参考文献：

[1]徐溢,沈晶晶.增量配电网改革的探索研究[J].今日财富(中国知识产权),2019(12):214.

[2]谢磊,傅纪年,唐珊.增量配电业务试点的混合所有制改革探索与实践[J].大众用电,2018,32(10):3-5.