文|唐荣梅唐
2022年3月25日，《中共中央国务院关于加快建设全国统一市场的意见》指出，要维护统一公平竞争体系，坚持平等公平对待各类市场主体，加快营造稳定公平透明可预期的营商环境。
业内有几个纠结的问题:
首先是维护统一的公平竞争体系。有这样的制度吗？如果不是，是如何形成的？公平竞争制度一旦形成，如何保证这一制度的实施？
二是各类市场主体一视同仁。在没有立法的情况下，政策如何保证一视同仁，平等对待？
三是推进电网体制改革。为什么电网变了？怎么改？什么先来？
之前发表的《权力的战争④:欧洲互联互通模式，他山之石是否可取？权力战争⑤:欧洲分裂体制，“三公”市场的核心？》和《权力的战争⑥:保护用户权益，“三公”市场的初心？》，详细介绍了欧洲统一市场体系。
参考成功的跨境电力市场模式和可视为双碳绿色发展典范的欧洲统一市场体系，本文以增量配电网改革为例，继续探讨行业内的几大问题。
增量配电网改革，政策集约配电
根据2015年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》要求，2016年10月，国家发改委、国家能源局发布《有序放开配电网业务管理办法》，鼓励社会资本投资建设运营增量配电网，通过竞争创新为用户提供安全、方便、快捷的供电服务。
2017年12月，国家发改委发布《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，为各省市制定增量配电网配电价格机制提供了原则性指导。
目前增量配电网是指以工业园区为主的地方电网，电压等级可以是110kV或220及以下。根据省级配电网规划，增量配电网建设不能与省级配电网规划冲突，避免配电设施重复建设和交叉供电。因此，增量配电网不属于省级输配电网，而是地方电网，是由省级配电网供电的“特殊大用户”。
2021年以来，国家和各省市针对增量配网的政策陆续推进。
2021年2月，国家发改委、能源局发布《关于推进电源、电网、负荷、存储一体化和多能互补发展的指导意见》，鼓励社会资本等各类投资主体投资增量配电项目，发展电源、电网、负荷、存储一体化的绿色电源园区建设。
随后，河南、陕西、内蒙古、辽宁、甘肃、安徽、河北、浙江等地相继出台地方政策，鼓励在工业负荷重、新能源条件好的地区结合增量配电网发展源、载、储一体化绿色电源园区，为增量配电网建设发展探索新路径、提供新思路。
内蒙古出台首个增量配电网改革文件，明确了增量配电网的定位和七项权利，明确指出增量配电网企业享有区域配电网规划调整相关权利、市场交易权、电力接入权、结算权、调度权、计量管理权和自主决策权。广西也发文要求进一步明确增量配电网企业的定位，享受配电网企业的权利和义务，不视为电力用户。
山西能源监管办发布增量配电网企业电力接入裁定书称，增量配电网享有公平接入电网的权利，电网企业不得拒绝或拖延，必须在规定时间内完成变电站并网送电。
增量配电网试点，社会各界积极响应
目前，除地方国网电力公司和南方电网外的所有现有配网资产均可视为增量配网业务。也就是说，除电网企业现有资产外，拥有配网现有资产的企业，包括高新园区、经济技术开发区、地方电网和批发县配网，均可向当地政府能源管理部门提出申请，获准开展配网业务。符合售电公司准入条件的，经批准后也可以开展售电业务。
增量配电网申请一般需要经过以下八个步骤:项目规划、业主确定、项目审批、项目建设、公网接入、价格核定、牌照申请、配电运行等。
自2016年开展增量配电网试点以来，已公布5批459家增量配电网试点单位，其中河南39家、云南29家、山东27家，分布逐渐从沿海地区向内陆和西北地区转移。其类型主要包括纯增量型、存量增量混合型和存量对增量型。增量主要是各省市县的产业集聚区，存量是各矿区现有的配网资产。
增量配电网投资主体主要来自电网企业、国有发电企业、地方电力公司、高新园区和经济技术开发区、分布式能源和微电网业主、供水、供热、供气等公共服务行业等。，且民间资本投资主体比例不高。
由于没有拆分制度和要求，现有的增量配电网可以参与售电运营，售电公司有四种模式:配电一体化、售电一体化、配电一体化、独立售电。拥有配网资产的售电公司可以依托配网资产增加用户粘性，衍生出能效监测、节能改造、需求侧管理、金融资本服务等。在电力销售服务的基础上。当然，目前的能源服务市场还没有形成，大部分还处于企业发展规划阶段。
综合配电公司可以收取配电费、容量电费、高可靠性供电费，还可以提供电力运维、节能等综合能源服务商，可以规模化盈利。事实上，新增的配电网企业经营困难多，成功案例少。
配电网试点项目一般难以操作。
增量配电网面临的挑战和困难主要有:配电网供电区域划分困难、接入公共电网、跨区输电、新能源消纳平衡、增量配电网价格机制、增量配电网与省级电网结算等。对增量配网业务开放，各路资本初期信心满满，如今牢骚满腹，投资渐冷。
大部分省市配电网价格政策照搬《指导意见》中的部分条款，回避了增量配电网试点普遍面临的挑战和困难，缺乏解决问题的切实措施。
特别是增量配电网与省电网的结算主要采用“综合结算”方式，即增量配电网被视为工业用电大户，不等于省电网。一些“分类结算”方式缺乏具体的配套措施，价格机制问题没有得到有效解决。比如居民用电和农业用电没有差价，省级电网输配电价缺乏高电压等级，一般工商业电价，基本电费基数超过大工业用电。
根据《指导意见》要求，各省市出台的价格机制限制了配电价格不能超过省级电网输配电价的电压等级差。但以差价作为配电价格上限的必要条件是，电压等级间的差价需要反映实际成本。事实上，电压等级之间存在严重的交叉补贴，各省电网输配电价与电压等级之差普遍过低，大部分省份无法满足必要条件。
在这个必要条件上，《指导意见》提出了解决方案:“不同电压等级输配电价与实际成本差异过大的，省级价格主管部门可以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。”但这一思路不具备可操作性，至今没有一个省市提交调整方案。
这些现存的困难使得绝大多数增量配电网项目无法收回投资并继续运营。社会资本投资配电网建设和运营的积极性大大降低，增量配电改革难以推进。
除了电网企业控制的增量配电项目，还有少数盈利项目。这些盈利项目有一个共同点:一是必须得到地方政府的大力支持；二是存量配电网改造为增量配电网，投资主体明确，供电范围清晰，有现成的用户和负荷；第三，还有其他配套产业和一定的技术支持。
配网试点难度大，近期可能难以缓解。
针对新型配电网试点中操作难的问题，业内专家提出了多种解决方案。
近日，北京信诺律师事务所、新疆生产建设兵团电力集团有限公司、重庆配电电力行业协会、郑州航航空港兴港电力有限公司等30家公司，，联合向国家发改委、国家能源局提交《关于尽快出台过渡性措施理顺输配电价结构解决增量配电网发展堵点的建议》。
这些建议概述如下:
合理划分中央和地方相关部门输配电定价权归属，按照“准许成本加合理收益”的原则制定电网输配电价，明确增量配电价定价规则；
理顺省级电网输配电价结构，各电压等级输配电价必须反映实际成本，明确各电压等级之间的交叉补贴；
适当降低增量配电网向省级电网支付的输配电费，缓解当前增量配电网普遍财务亏损和运营困难；
制定支持增量配电网消纳可再生能源等分布式能源的办法和措施，鼓励各类可调电源接入增量配电网，以增量配电网为平台推进分布式电力市场交易，提高可再生电力就近消纳比例；
鼓励配电企业增加相关投入，提高供电质量和服务水平，在配电价格机制中设计激励监管措施；
制定相关措施，制止和处罚相关部门的不作为，以及电网企业对增量配电网互联的消极抵制甚至直接拒绝；
大家纠结的是，增量配网改革的初衷是很好的。为什么政策难以实施？为什么困难解决不了？以上建议短期看是有希望的，但长期看能治标治本吗？
新配电网改革取得积极成效
增量配电网改革，虽然期初响应者很多，但各地试点都遇到了类似的问题和不可避免的困难，盈利者寥寥无几。尽管如此，这次改革还是产生了意想不到的积极效果，尤其是改变了行业的传统思维。
匹配可以基本上被分开。《国务院关于印发2002年电力体制改革方案的通知》可以概括为16字方针，即“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。电改经历了“厂网分开、主辅分离”，由于种种原因止步于“输配分开”。2015年电改9号文未涉及“输配分开”，而是鼓励社会资本有序投资运营增量配电网，促进配电网建设发展，提高配电网运营效率。
对“输配分开”持否定态度的原因有很多，比如重要基础设施必须由央企全资拥有的理论；遇到重大风险和危机时，只有央企才能承担应急责任；在电价扭曲的情况下，只有央企才能承担社会责任；配电主体多元化会导致管理难度加大，成本提高，供电安全失控。
新的配电网改革刷新了行业的概念。输配实质性分离并没有影响供电安全，管理成本也会下降，让电力消费者享受到更好的服务和价格优惠。
分销主体可以多样化。经过五轮试点审批、试点推广，459个试点增量配电项目，包括电网企业、地方国企和部分民资投资。从安全性、专业性、价格、服务等方面来看，民资并不是业界担心的洪水猛兽，国资也可能会露出垄断者的“丑”。
增量配电网改革推动社会资本进入电力垄断领域，为国有垄断企业改革积累宝贵经验。
网络可以更加智能。一方面，新增配网企业需要匹配相应的技术力量和专业团队才能获得电力业务许可资质；另一方面，新的配电网需要更专业的服务和智能管理，以获得电力客户的更多认可。正因如此，社会化企业，尤其是民营资本，广泛应用数字化技术和智能化平台，构建“配电微网生态系统”，彻底改变人工运维模式，让电力用户拥有完全不同的体验。
电费可以打折。电力用户不仅享受更好的服务，还享受电价的折扣或优惠。与原有配电网相比，新型配电网企业更关注用户的服务质量和需求响应，更愿意降低用户的用电成本。
建立三个公共市场需要制度革命。
参考权力战⑥:用户权益保护，“三公”市场初心？关于电网模式的划分，我国电网体系目前正处于从电力模式3即输电+配电+售电+各种辅助产业的独家电价差模式向电力模式4即输电+配电+售电+交易机构+各种辅助产业+增量配电+售电的渠道模式过渡阶段。在几乎所有的区域电力市场中，“电力模式3”和“电力模式4”两种模式并存。
因此，增量配电网的改革和试点在主体不对等、竞争不公平的制度环境下应运而生。试图通过增量配网改革实现市场主体平等和公平竞争制度，是缘木求鱼，刻舟求剑。
欧洲互联电网的经验表明，没有电网体制的全面改革和基础法律制度的重建，市场主体不可能自动平等，公平竞争体系不可能自发形成。
《大市场意见》明确要求，维护统一公平竞争体系，平等对待各类市场主体，营造稳定、公平、透明、可预期的营商环境。
而全国统一的电力能源市场尚未建成，即使是增量配电网范围内的小微市场也难以为继。根源在于电力市场没有公平竞争制度，各类主体平等竞争没有法律依据。因此，没有现成的制度可以维护，也没有平等竞争的法律基础可以坚持。
因此，为了促进全国统一的电力和能源市场，我们必须首先实施习近平总书记在能源“四次革命”中提出的“制度革命”。“革命”的内容可能包括:
不是维护，而是重建电力市场的公平竞争体系，类似于欧洲能源市场的基本法，即第三集团能源法案；
不是创造，而是重新创造各类市场主体平等对待、平等竞争的法律基础，类似于欧洲互联电网参与国需要重新建立一套符合欧盟“第三组能源法”的法律法规法令和政策体系；
电网的体制改革，如果只是在现有的模式下进行修改、打补丁、零敲碎打，短期内可能有治标的效果，但长期来看并不能治本，甚至会导致更多的问题和困难。
