上一版
放大
缩小
全文复制
以取得电力业务许可证为例，目前获得许可证的业主100多家，仅占总数的1/4，配网业主的积极性日渐减弱。
增量配电改革由地方政府主导，省级政府与落地的市级政府等主管部门要深入了解相关业务。增量配网建设、运营权在项目业主手中，当然更要清楚哪些可为、哪些不可为。
继国家电网发布《进一步支持和推进业务增量配电业务改革的意见》，明确提出要支持、参与和推动增量配电改革后，南方能监局日前发文表示，加速推进增量配电业务改革，对18家试点项目业主核发电力业务许可证。此外，南方电网也于近日称，将在增量配电、售电等竞争性业务环节积极稳妥开展混改。同时，国家能源局于4月9日印发《关于贯彻落实“放管服”改革精神 优化电力业务许可管理有关事项的通知》，强调增量配电项目业主的合法经营权利。
作为新一轮电改的重要环节，增量配电改革五年来取得阶段性成果，但整体处于进展缓慢的状态，尤其增量配电模糊不清的定位，以及导致企业收益难保的价格机制广受诟病。业内人士认为，当下增量配电业务发展的关键，在于能保障其健康发展的长效机制。
试点项目总体进展缓慢
增量配电改革是新一轮电改的关键，曾被寄予厚望。国家先后下发相关政策文件20余个，批复四个批次试点共计404个。据统计，试点类型包括存量转增量、存量与增量交织、存量为主甚至完全新增，股权结构则为电网控股、地方政府或民营企业控股以及完全独资。
不过，增量配电业务在探索期显现出不少“症状”。国家发改委、国家能源局于2018年披露，试点项目进展总体缓慢，之后于2019年取消了24家试点。
国家能源局2019年4月印发的《京津冀增量配电业务改革试点调研报告》显示，唐山市某企业负责运营的园区10千伏配电网，购、售价差不足0.01元/千瓦时，考虑到电网建设、运行维护、人员工资等刚性成本，经测算，公司将面临长期亏损风险，承担国资部门监管考核的巨大压力。
唐山某企业并非孤例。中国能源研究会中小配电企业发展战略研究中心副秘书长姜庆国用“经营艰难”总结五年来增量配电业务的生存现状。“以取得电力业务许可证为例，目前获得许可证的业主100多家，仅占总数的1/4，配网业主的积极性日渐减弱。”
尽管增量配电在探索期节奏慢，但其在探索中取得了不少成效。华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏表示，电改五年来，试点批次出乎预料，它以牵一发而动全身之势全面推进电改进程。“推动了输配电价改革，加速了综合能源服务的创新发展，促进了电网企业服务水平和经营效率的提升，通过多批次试点积累了丰富的改革经验。”
现行价格机制缺乏实际指导意义
增量配电业务既是本轮电改最大亮点之一，也是争议最多的环节。国家发改委、国家能源局去年发力整改，缘何经营状况仍未见好转？
吴俊宏认为，增量配电最明显的短板在于不确定性风险造成社会资本对项目投资热情的消退。“不确定性风险包括配电价格、项目申报、监管机制等方面，其中最亟待解决的是增量配电业务合理的价格机制。”
对此，北京先见能源咨询有限公司联合创始人、副总裁沈贤义告诉记者：“目前已出台的大部分配电价格机制基本上只是照搬了《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》中的部分条款，回避了增量配电业务改革试点项目普遍面临的实际困难，对增量配电业务改革缺乏实际指导意义。”
但姜庆国认为，为增量配电业务“正名”才是当务之急。“目前来看，核算配网的成本太高，现阶段都是零和博弈。最亟待解决的难题表面上是生存问题，本质上则是执行层面对增量配网公用电网身份定位不清的问题。实际执行中，增量配网的购电权、结算权、配网规划参与权、调度权、电源接入权五个基本权力都打了折扣。”
企业创新之余政府助力不可或缺
增量配电业务下一步走势如何？吴俊宏认为，增量配电改革将继续推进，但关键在于保障其健康发展的长效机制，包括稳定可预期的政策机制、投资管理机制、监管机制等方面。“一套规范、稳定、配套的制度体系方能充分发挥相关主体的主观能动性并以此推动制度的正常运行，从而保障增量配电健康可持续发展。”
姜庆国对增量配电业务改革持乐观态度：“从国家电网公司2019年营收情况来看，国内输配电业务是可以盈利的。绝大部分增量配网的用户都以大工业用户为主，属于交叉补贴的贡献方。增量配电业务应在创新模式上下功夫，政策需理顺，但需要时间。”
那么，处于过渡期的企业该如何生存？吴俊宏认为，考虑到参与增量配电业务的主体较多，在降低终端电价的大背景下，企业要做好基本功，提高配电网投资、运营以及维护的效率，在保障供电安全的情况下尽量减少配电服务成本。
除了企业“自身硬”，姜庆国结合多年调研经验指出，政府助力不可或缺。“目前发展较好的增量配电企业，地方政府相关负责人和增量配网业主都要懂行，并配合紧密。增量配电改革由地方政府主导，省级政府与落地的市级政府等主管部门要深入了解相关业务。增量配网建设、运营权在项目业主手中，当然更要清楚哪些可为、哪些不可为。”
