业内人士告诉记者，首先，现行输配电价核定的目录电价、容量电费均是按照电力用户接入考虑，而网网互联并不需要收取容量电费，现行的结算机制与配电业务与大电网之间网间结算的逻辑并不一致。其次，如果作为电网互联，则应用联网工程的概念去考虑互联问题，更多参考增量配网企业的规划和发展意愿决定联网的电压等级，而非以目前存量用户的规模和电压等级接入，同时应以联网电压等级作为增量配网企业收取输配电价的依据。最后，随着增量配网形式的多元，依托增量配网的分布式能源、多能互补等元素会越来越丰富，部分电量规模较大的增量配网会逐渐模糊负荷侧和发电侧的界限，以有源负荷的形式存在，这也需要与之配套的配网调度运行权、配网内电源的发电调度权，以及相应的市场交易权。

显然，如果认定为“不同电网之间的互联”，双方应以并网协议的方式清晰界定双方的权利和义务。但目前国家相关的法律法规、规章文件都是针对单一电网投资主体而设计，相关部门尚未出台针对增量配网与大电网之间并联互联经济权利和义务的指导性文件，来有效界定“网网互联”的合理权益，因而也导致了大量增量配网项目“合乎文件不合法”的尴尬处境。

“复刻大电网的配电运营模式并不简单，对于增量配电项目来说，大多数中小配电企业都不具备正常运营电网的企业发展环境。”项目业主告诉记者，“以基本维系生存的价差利润倒逼辅助增值业务的开展，确实存在上千亿的想象空间，但配电网每年的基础设施维护和建设投入，以及固定资产折旧等可观的费用，在现阶段如果不能依靠配电业务回收成本，而将重心放在辅助增值业务之上，对于增量配电项目业主来说，运营的难度可想而知。”

身份未明，前途未卜——或将“被用户化”“被供电局化”，最终沦为“一小部分社会资本参与配网建设”的结局，恰恰暗指了此项改革之所以“不被看好”的原因。

反观本轮电力体制改革的核心要义，对于电网企业而言，以输配电价作为主营业务收入是本次电改“管住中间”的具体体现，而大电网与增量配电业务的网间利益分割边界，以及配网投资、负荷是否计入大电网输配电价核定时的准许成本，则预示着截然不同的效果和结局。

项目业主向记者坦言，“现在很多人把我们称为电改先锋，其实刚开始我们也没有想过这个项目会走这么远，但是从一个企业的角度来说，要有一定的收益来保证项目的存活。现在国家倡导降低企业的用能成本，我们也很想参与进来，以现在的情况，基本上断了增量配电网以后的发展前景，我们又哪里来的底气和实力给用户降价呢？”

毕竟，“放开两边”，不单单体现在市场化改革中通过上游发电侧竞争释放的改革红利。

再出发

离不开思想的统一和体制机制的松绑

增量配电改革从懵懂到萌发，有人饱含理想，有人看重利益，也有对于电网“破碎化”的质疑和徒增改革成本的焦虑。当各方矛盾难以调和时，不如退回到改革的原点，从用户的获得感出发，来重新审视效率与效益的边界。

从宏观层面来看，无论是电力市场化改革，还是投资体制变革，都是凭借生产关系的调整，来实现市场在资源配置中的决定性作用，以及更好地发挥政府作用。从中观层面来看，以市场化的手段实现企业用能成本的降低，正是从9号文印发以来所有改革参与者致力于和共勉之的方向。从微观的角度分析，降低企业用能成本，既包含降低使用电力的价格，也囊括获得电力的成本，通过两个层次叠加效应，降低地方经济发展的能源使用总成本，激发市场活力。

值得欣喜的是，通过3年不断丰富市场投资主体的实践，增量配电改革在促进提升电网服务水平和经营效率等方面，不可谓没有实现阶段性的目标。

以接电成本和响应速度来看，为了应对多元投资主体在配电侧的市场竞争，防止更多电网投资以外的配电网出现，传统电网企业对于园区配网项目建设的响应速度大幅提升。从降低获得电力的成本来看，一方面，之前由政府和企业投资，并有可能无偿移交电网企业的“红线”以外的电力设施，通过引入社会资本的力量进行投资和盘活，进一步减轻了企业和地方在接入成本上的负担；与此同时，部分地区通过“放管服”改革，将低压用户界定到200千伏安以下，减少用户相应的配变投资，甚至还逐渐出现了传统电网企业对用户侧投资延伸至企业“红线”内的案例。

但仅仅以此来判别和衡量改革的成败，显然有些过于乐观和中庸——增量配电改革的初衷并不是一项单纯以吸引社会资本解决电网投资不足问题的改革举措。“通过特许经营获得输配电网的外部信息，进一步从价格审批向成本监审转变，探索形成电网准入退出、投资运营，再到服务质量与价格挂钩的闭环监管机制”，已经成为业内对于此项改革达成目标的共识。

事实上，在省级输配电价第一轮监管周期中，就曾暴露出缺乏电网设备利用率和投资效率的判别依据、且电价过于复杂化的弊端。电网的投资规模、成本高低，以及投资效率都直接影响输配电价水平，最终关系到用户参与市场交易后对用电成本的感受，稍有遗漏，市场竞争带来的红利就会被抵消甚至反噬；在没有相应基准作为衡量标准的情况下，大部分省份只能参照省级电网提供的资料进行研判。同时，目前大部分省份核定的输配电价中，在低电压等级配网的价格空间不足也与未来电网投资重点向配网转移相左。

从对已形成的价格进行监管，向未发生的投资合理性进行甄别，显然，增量配电改革正在不断推动电网成本监审的精细化，但这一方面需要人力、物力等大量的监管成本投入，另一方面，还有很多现实问题需要逐一厘清，比如业界较为模糊的输电网与配电网的精确定义，再比如在我国已长期实施多年的交叉补贴政策。

电网领域研究人士告诉记者，如果从输配分开的角度，先不论切分的确切电压等级，单纯按照现行省级电力公司供电局层面向下切分，就会导致每一个供电局将自身的价格、成本、地区间的交叉补贴体现出来，这也就意味着越穷的地方价格越高，越富的地方价格越低，而这样的情况一定不是省级政府部门愿意看到的，省级电网之所以实行统一的输配电价，就是希望实现贫富间的帮扶。如果把配电环节电压等级差加大，必然意味着居民和农业电价的上涨，这样于用户、于国家、于现阶段的社会经济发展水平，都是难以接受和承受的。

从2005年以来，电网企业逐渐加大中西部地区电网建设、农网改造、扶贫、政策专项等经济效益甚微的投资；同时，近几年工业园区、高新科技园区等电网建设虽按照规划完成，但由于经济形势影响以及去产能政策的实施，部分用户用电量没有达到当初规划用电量，而这些沉没成本也计入了输配电价。这不仅是输配电价成本监审的问题，也是全社会内外部因素相互交织的共同影响。

两权相害时往往取其轻。但是对于监管部门来说，按照现行省级输配电价核定配电价格，无法直接对比配电企业之间的经营水平和能力，“比较竞争”的作用会因此大打折扣；同时随着增量配网试点不断扩围，改革参与者对配电价格结构与成本监审体系重新调整的呼声愈加强烈。难道当真要等到“政府下决心把交叉补贴解决，增量配网的春天才真正来临”？

办法应该比问题多。在国家《关于制定地方电网和增量配电网价格指导意见》中，明确规定“不同电压等级输配电价与实际成本差异过大，省级价格主管部门可根据实际情况，向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构。”今年年初两部委下发的《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》也明确了增量配网企业在保证配电区域内用户平均配电价格不高于核定配电价格水平的情况下，可以采取灵活的价格策略，探索新的经营模式。这些政策无疑为各地增量配网项目电价的制定提供了更多操作空间。

在近期国家能源局发布的电价监管报告中，曾在同一起跑线上的蒙西和蒙东电网，用电侧的度电价差已经达到保守估计的9分钱。在同样的资源禀赋，同样地广人稀，存在交叉补贴的蒙西电网，用户侧的电价水平远远低于全国其他省份。尽管其中可能存在区域特性难以复制，但是蒙西的案例为为政者跳出工程思维模式下技术层面的掣肘，从行业发展的角度看待监管体系变革，以及中央和地方责权、事权分工的探讨提供了值得深刻剖析的范本。

曾有业内人士感慨，今日的冲撞与迂回，仿佛回到了上一轮发电侧放开前的那一个个不眠夜。

由多元化投资主体引入的改革风暴，注定是制度化、市场化的新一轮认知更新——以配电末端为沃土，培育好专业化、市场化的配电主体和用户能源服务主体，才能更好地孕育用户侧专业化的服务市场和能源互联的新业态。

对于增量配电改革的羁绊，不可操之过急，也不可置之不理，遵从行业发展的客观规律，才能更好地发挥混合所有制改革的预期效果，兼顾市场主体利益与用户获得感之间的平衡。

因为这项改革，并不是以传承为主的修修补补，也不是以颠覆为主的大刀阔斧，而是一场以实现用户享有服务、企业获得合理收益、政府实现有效监管为前提，关乎电网生态模式、行业治理方式的深度转型的持续之旅。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年12期，作者系本刊记者

作者：陈敏曦 来源：中国电力企业管理 责任编辑：jianping