“不知道还能撑多久。”近日，谈及增量配网改革的前景，很多增量配网业主向记者大倒苦水。
电网由输电线路和配电线路组成，前者是将电能从发电侧输送至变电站，相当于“动脉血管”，后者将电能从变电站输送至用户端，类似“毛细血管”。电改“9号文”一经发布，电力市场化“哨声”吹响，增量配电一度备受资本热捧。然而，肩负提升电网效率重任的“鲶鱼”，非但未达到预期，如今反而广遭诟病：“增量配电改革难道要热热闹闹开幕，冷冷清清收场？”
记者了解到，当前困扰增量配网改革的诸多问题中，最核心的问题在于价格机制，而其焦点又集中在“基本电费”上，即增量配网与省级电网公司如何结算？增量配网是否需要缴纳基本电费？输配价格分开何时能实现？
“并非急功近利想赚快钱，
而是全行业面临‘夭折’风险”
华北电力大学国家能源发展战略研究院11月发布的《2020年增量配电发展研究白皮书》显示，四年来，全国分五批次明确了459个试点，在前四批404个试点中，只有202个试点确定招标方式、250个试点确定业主、118个试点公布股比、150个试点确定供电范围、138个试点取得电力业务许可证（供电类）。增量配电改革试点进展缓慢。
2016年11月，辽宁大连市“瓦房店市增量配电业务改革试点”纳入首批试点项目。2017年，民营企业辽宁绿源配售电有限公司（以下简称“辽宁绿源”）获得该试点建设运营权。
辽宁绿源董事长陈建告诉记者：“项目迄今已累计投入近4亿元，应该说是举全公司之力响应改革号召。如今项目建成了，却因增量配电网和电网企业的结算问题，处于完全停滞状态。园区内4家中资企业、一家外资企业等着用电，增量配电承担保底供电的社会责任也打了‘折扣’。”
地方国资控股的增量配电项目也备受压力。西北地区某增量配电业主感叹：“我们是存量项目‘转正’而来，迈过一道坎紧接着又来一道，按目前增量配电价格机制，全行业面临‘夭折’风险。”
“电网属于长期投资，如果单从配电价格角度考核配电网的投资收益，那么即使是电网企业的新建项目，前几年也难盈利。”北京先见能源咨询有限公司董事长彭立斌表示。
对此，大部分接受采访的增量配电业主一致认为，他们并非急功近利想赚快钱，一旦不盈利就“哭穷”，而是想改变当前的窘境，首要的就是解决增量配电与省级电网的结算问题。
“增量配网到底是网还是用户？
基本电费到底该如何缴纳？”
增量配网与省级电网结算，基本电费是重要组成部分。重庆市配售电行业协会秘书长陈曦介绍，在我国的电价制度中，主要针对大工业用户实施两部制电价。其中，一部分是基本电费，用于分摊部分固定成本，相当于安装电话的“座机费”，另一部分为电度电费。
对于目前基本电费的缴纳方式，国家发改委2017年底印发的《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》（以下简称《意见》）就明确，“配电网可根据实际情况，自主选择‘分类结算’或‘综合结算’与省级电网企业结算。”
北京先见能源咨询有限公司副总裁沈贤义表示，当前已正式运营的增量配网和省级电网多以“综合结算”为准，即把增量配电网看作用户；部分地区采用“分类结算”方式，但各地出台的配电价格机制中缺少具体配套措施，暴露出诸多问题，如居民和农业用电没有价差、基本电费收费超过大工业用电等。
那么，增量配网该如何缴纳基本电费？“按常理，用户将基本电费给增量配网企业，再由增量配网与省级电网结算。由于两者均投资了部分电力设施，基本电费的收益由双方共同分成。但大部分政府文件并未明确基本电费的分摊机制。实际执行中，大量增量配电网企业不得不将收到的基本电费悉数上缴。”陈曦说。
业内人士认为，基本电费的两种结算方式，一个把配网当用户，一个暴露诸多短板。但不管哪种结算方式，鲜有地方政府出台明确政策，导致现行缴纳方式下的增量配网经营雪上加霜。
北京鑫诺律师事务所律师展曙光告诉记者：“部分试点地区，园区内配电设施80%由业主自己筹建的，也要全部缴纳基本电费。以新疆2021至2022年大工业输配电价为例，假设配电网220千伏进线，35千伏出线到用户。经测算，若输电网全额缴纳基本电费，配网每售出一度电则亏损0.013元/千瓦时。”
“输配电价分开核算提上日程，
增量配网改革才能有实质进展”
上述《意见》明确了“配电网与省级电网具有平等的市场主体地位”，那省级电网企业是如何缴纳基本电费的？
对此，展曙光介绍：“交叉补贴导致输配电价格变化，在电网内部输配不分的情况下，内部收支调整‘肉烂在锅里’，其整体收入没有实质影响。但增量配网成本是清晰的，仍然采取老一套，明显会出现各种‘水土不服’。”
除了提升电网企业效率，增量配网还肩负着自下而上推动电网成本监审的使命。华东地区一位增量配电业主告诉记者：“从实践结果看，试点项目并没有倒逼输配电价分开核算的‘能量’，还需要国家层面自上而下统筹，将试点项目作为辅助，否则现行政策只是‘隔靴搔痒’，不能改变当前停滞不前的局面。”
据记者了解，除省级电网外，还有很多地方电网，即趸售电价区，也面临法律地位不明确的问题。上述西北地区增量配电业主表示：“因接入电源受阻，趸售区发展也受限。增量配网现状远不及趸售区，大家都急切盼望《公平开放电网管理办法》及《网间结算管理办法》出台，还增量配网、趸售区公平的法律地位。”
该业主直言，增量配网改革不畅，一定程度上影响了政府招商引资和新能源消纳。“相比输配分开‘高难度动作’，增量配网接入电源相对容易，尤其接入新能源对缓解弃风弃光、达到‘碳中和’目标具有重要意义。所谓‘招商引资’，即产业项目在供电营业区内落地，带动经济和社会发展。不论什么电都接不进配网，自然也没有用户愿意入驻。增量配网发展的两头都被‘堵’住了，确实很难！”
改革政策要打准“七寸”
自2016年《有序放开配电网业务管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)发布以来，增量配电改革拉开帷幕已近四年。期间，国家发改委、国家能源局分五批次共明确了459个试点，引来各路资本。前四批试点中，仅一半确定招标方式，仅三成取得电力业务许可证，真正落地的项目少之又少。对此，不少人开始唱衰增量配电，称其为此轮电改的“鸡肋”；也有人感叹，被资本热捧的增量配网面对电源难接入，通了电又要赔钱供电的窘境，如何才能服务和抓住用户？
近年来，国家先后下发20多份文件推进增量配电改革，但进展依然缓慢。可以说，政策虽多，却未真正打到增量配电改革的“七寸”，即价格机制。
按照输配一体核价，配电企业的经营水平和能力无法真实体现，因此在增量配网试点加速扩围的同时，应将输、配电价分别核定纳入议事日程。而目前，地方政府对“基本电费”含糊其辞，市场主体在争论扯皮，监管部门对输配电价分开核算也并无着墨。对市场而言，需要以独立、合理的输配电价格为地基，明确增量配网与省级电网具有平等的市场主体地位，以此摆脱增量配电被当作“大用户”的尴尬，并释放真正的改革红利。
电网属于长期重资产投资，投资增量配电并非各路资本的“智商税”，也不是急功近利赚快钱，而是看准了增量配网的长期潜力，在电改和混改“双重光环”加持下，打造具有竞争力的新兴能源企业，培育新的市场力量。
增量配网试点政策的初衷，在于提高现有电网的运行效率，是我国电力工业发展新阶段的必然要求。当下，我国第三产业和居民用电增长迅速，以电动汽车为代表的电能替代方兴未艾，而且将配电网作为平台的分布式发电、多能互补等新业态也要求配网在安全可靠基础上，具备更高的灵活性和智能性。很明显，增量配电改革是助力新业态发展的一剂“良方”。
打蛇打七寸，挖树先挖根。增量配网试点政策是我国经济发展转换新动力、电力工业转归新业态的重要政策，要以“钉钉子精神”持之以恒、坚定不移地持续推进，尤其要盯准“七寸”对症下药，切记隔靴搔痒、因噎废食。
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