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2016年，在电力过剩加剧的形势下，电力体制改革风起云涌，地方电力体制综合改革和有关业务改革试点方案纷纷推出，但总体上还是雷声大雨点小。配电网业务改革方案迟至2016年第四季度推出，比其它电力体制改革配套文件晚了将近一年。但这位“迟到者”却释放出电网输配分开、产权制度改革及监管改革的重大信号。
监管改革决定成败 衡量配电网业务改革成败，关键是看能否促进配电网建设发展，提高配电网运营效率，提高供电质量和服务质量，降低用户购电成本。配电网业务改革面临极大的失败风险，关键在监管体制机制改革。 第一，市场环境系统性改革是配电网业务改革成败的关键。 根据改革安排，政府有关部门应该承担主要责任，这些部门应该切实转变观念，提高专业水平，系统地重建配电网市场主体的市场环境，建立健全廉洁高效监管机构。监管制度改革的核心是建立市场化的配电网价格形成机制及配电网绩效激励机制；同时，分开竞争和非竞争性业务，建立监管会计等有关信息披露、报送制度，引入社会监督，有效解决信息不对称问题。 切实加强市场主体培育。对配电网建设和运营市场主体，在金融、财政、税收、工商、技术、人力等方面给予大力政策支持，对短板专业要加强指导、培训，逐步使其具有与电网相抗衡的各种资源。 第二，科学确定配电网价格空间有利于促进电网健康发展。 配电网价格空间过大过小都不利于健康发展。电价空间的科学合理划分，有利于发挥价格的引导作用，促进电力特别是电网内部协调发展。在确定配电网价格空间时，应该围绕电力客户需求，依据现状和发展规划，有利于分布式电源发展，着眼于配电网智能发展，充分考虑劳动密集、科技密集等因素。 第三，正确认识配电网业务开放导致的同网不同价矛盾。 这是其中一项政策风险。由于增量配电网业务的竞争性，同一价区电网的配电网可能由不同市场主体投资、运营，从而导致价格差异，使终端同一类用户用电价格不同，即同网不同价。同时，同一价区电网不同配电网市场主体，也可能是县级供电公司。 这一改革政策实施的结果，与1998年我国对农村电网实行“两改一同价”（“改革农村电网管理体制，改造农村电网，实现城乡用电通网同价”）的结果相反。那时地方县一级电网由中央电网代管，经过股份制改造后改为直管。但国务院办公厅于2013年1月23日发布的《能源发展“十二五”规划》要求，2015年将全面实施新一轮农村电网改造升级，实现城乡各类用电同网同价。这些矛盾需要政策协调。 第四，放开配电网业务政策中的折中规定影响改革效果。 这是改革方案不完备性风险。《有序放开配电网业务管理办法》允许“电网企业控股增量配电网拥有其运营权”，“鼓励电网企业与社会资本通过股权合作等方式成立产权多元化公司经营配电网”。这一规定可能在电网“一股独大”作用下，沿用电网原有的管理模式，难以提高配电网运营效率，甚至可能产生配电网市场主体的非公平竞争。此外，办法还允许配电网市场主体调度与运营一体化，此措施仍受制于电网原有模式，不利于调度与电网分离的深度改革等，应该在试点改革中探索、修正。 （作者系华能技术经济研究院市场研究室主任）
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