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客观全面看待增量配网试点政策

国际电力网  来源:中国电力企业管理  作者:谷峰  日期:2018-04-04
  2015年中发9号文提出, 按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求,探索社会资本投资配电业务的有效途径。要求逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务,鼓励以混合所有制方式发展配电业务。截至今年3月,9号文出台已经三年,我国的增量配网试点工作仍然处在起步阶段。回顾三年来增量配网试点的相关实践,可以看到增量配网试点政策的出台明显遵循了问题导向,行业对增量配网的本质认识更加深入,增量配网试点仍然存在亟待开展的工作。
 
  一、增量配网试点政策的初衷
 
  增量配网试点政策出台是基于对我国电力工业发展阶段的判断,着力解决现实问题是增量配网试点政策出台的初衷,增量配网试点政策能够发挥以下五个方面的作用:
 
  一是调整电网投资重点。2012年以来,我国电力工业摆脱了供应紧张的局面,在努力解决电力供应紧张的过程中,我国电力工业形成了“重发轻供不管用(户)”的习惯。发电容量增长和输电容量与输电线路里程增长,是供应能力提高的直接表现,在改革开放四十年里发电和输电是电力投资的重中之重。用于电能分配的配电网环节相对不是投资的重点。从电力系统发展的一般规律来看,成熟电网配电环节投资与输电环节投资比例,应当大于1:1。在实际工作中,我国输电网投资要远高于配电网投资。在电力供应平衡之后,第三产业和居民用电增长迅速,对配网投资提出了更高的要求。与此同时,以电动汽车、电采暖为代表的电能替代政策出台,以及将配电网作为平台的分布式发电、多能互补等新业态,要求配网在安全可靠基础上,具备更高的灵活性和智能性。因此,调整电网投资重点是电力工业发展新阶段的必然要求。电网企业的投资习惯具有一定惯性,为加快调整过程国家通过出台增量配网政策,明确地给出了调整电网投资重点的信号,有助于尽快实现电网投资重点转向配电环节。
 
  二是推动电网投资多元化。电网是具有一定自然垄断性质的行业,但是并不意味着电网必须一家投资、建设、运营。具有自然垄断性质的行业需要的是统一规划,按照共同规则运营,只允许某一主体独家投资和经营不利于多方筹集资金。从这个角度看,开放配网环节多元化投资与1985年多家投资办(发)电并无本质区别。同时,改革开放以来,国家为配电网建设出台了财政、金融等多种优惠政策,甚至大量直接注资(资产划拨)电网企业,一方面“大水漫灌”的投资方式对国家造成了较为沉重的财政压力,投资精准性不足,投资的不充分、不平衡矛盾突出;另外一方面单一投资主体远离配网使用者的集中投资决策方式,并不能及时响应当地配网使用者或当地政府个性化要求,对资金使用的有效性大打折扣。通过引入多元化的配网投资者,不但可以增加电网投资的来源,而且多元化的投资主体必然就近与当地配网使用者加强联系,主动满足新业态对配网的新要求,而不再简单的以“4个9、3个9”1评价电网投资,而是以“用户够用、用户满意”为标准促使投资效率提高。
 
  三是促进电网统一规划制度落地。统一规划是确保电网安全和运行效率的基石,但是统一规划并不一定与单一投资主体的企业诉求完全重合。一旦单一的投资主体与两级政府之间对规划方案有不同意见,往往使统一规划难以落地。即使规划方案出台,单一投资主体对于存在分歧的项目可以采用减缓投资速度的方式,最终使政府的统一规划权无法得到执行或屡屡妥协,近年来屡见不鲜的电网项目规划争议就是这一问题较为突出的表现,这也是行业内戏称“规划”有时候像“鬼话”的主要原因之一。一旦电网投资多元化后,统一规划权的落实就有了依托,因为采用多个主体争取同一电网项目的建设权、运营权方式,“你不干就我上”会成为电网规划落地的常态。
 
  四是提高现有电网的运行效率。自然垄断行业并非不存在竞争,“人管人累死人,制度管人管灵魂”,与其加强超越现有能力的政府监管,不如让不同的电网投资者和运营者进行“比较竞争”。“比较竞争”这一监管手段的运用,已经在发电领域得到了非常成功的实践。2002年厂网分开以来,市场机制并未建设起来,但是这并未影响发电企业努力提高投资效率和运营效率,究其原因就是多元投资主体背景下“比较竞争”发挥了作用。通过“比较竞争”,我国的发电行业以每年新增一个英国总装机的速度满足了我国社会经济发展对电力的需求,在燃料价格大幅上涨而电价涨幅不足的情况下,通过提高效率降低单位千瓦容量造价近一半,实现了发电企业的发展壮大和全员劳动生产率的大幅提升。因此,通过增量配网投资主体多元化促使存量电网企业进行“比较竞争”,保持其活力,促使其健康发展。
 
  五是解决用户配电网监管的“灯下黑”问题。几十年以来,由于电力工业发展的重点在批发侧,用户配电网问题已经让行业内很多人视而不见,成了习惯。例如,部分省份有着数量众多的“合表用户”,甚至数量还在持续增加;部分省物价部门还对合表用户给出了低于国家目录电价的“优惠政策”2,部分供电合同中还有按比例分割合表用户电量3的内容。究其原因就是所谓“合表”之后存在非电网企业产权的“用户投资存量配电网”。这些“用户投资存量配电网”建设标准不一、运行安全规范不同,最让人忧心忡忡的是其以用户的形态处在监管范围之外,从事电力业务却无电力业务许可,从事电力业务的经济和技术能力外界无从得知。更有甚者还拥有容量很大的电源容量,已经不仅仅是用户电网的概念,变成了独立的用户电力系统。原来解决这类问题的办法,一般是要求用户向电网企业移交用户电网资产,但是资产估价、技术标准等问题往往无法达成一致,成效始终不理想。既然无法消除用户电网,可借增量配网试点政策的东风,一次性将这些用户配电网转正成为真正的电网企业,甚至发配售一体电力企业,纳入统一的规划、统一的监管。

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  二、清晰认识增量配网企业的权利和义务
 
  分析清楚增量配网试点政策出台要解决的问题,可以看到增量配网就是公用电网,在性质上与传统地方电网并无区别,从电网的性质来说与输配一体的电网也无区别4。增量配网作为公用电网,传统电网企业拥有的权利增量配网一样天然的拥有,而电网应当承担的责任也不能缺少分毫。从各省试点工作情况来看,增量配网试点是新生事物,原有的法律法规规章文件都是针对单一电网投资主体设计,因此增量配网企业需要平等享有的权利和承担的义务,还有原有规章规定的一定障碍。从大的方面来看,增量配网企业与其他电网企业应平等享有共同的权利包括:
 
  网网互联权。增量配网与其他电网的连接,既不是作为用户的接入,也不是所谓的下级电网与上级电网相连,严格意义上讲是“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。目前,国家有关部门尚未出台针对电网之间并网互联经济权利和义务的具体规定,界定增量配网与其他电网连接是“网网互联”,对增量配网的合理权益意义重大。例如,如果作为用户接入,那么用户自身是何电压等级,就应使用什么电压等级的输配电价;如果作为电网互联,则应用联网工程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电压等级,而非目前存量用户的规模和电压等级,同时联网电压等级作为增量配网企业收取输配电价对应的电压等级。再例如,现行输配电价核定容量费均按电力用户接入考虑,而网网互联并不收取容量费,这是输配电价核定下一阶段亟需考虑的问题。同时,增量配网之间也可能存在并网互联问题,今后以协议方式互联的情形可能越来越多,迫切需要国家出台不同投资主体的电网互联技术规范,提高并网互联谈判效率,避免不同投资主体的电网互联出现以技术壁垒为借口的障碍。
 
  调度运行权。对于电量规模达到一定程度,特别是接入就地平衡电源较多的增量配网,有权利获得配网的调度运行权和配网内电源的发电调度权。从技术发展趋势来看,依托增量配网的分布式能源、多能互补项目会越来越多,部分规模较大的增量配网会模糊负荷侧和发电侧的界限,以有源负荷的形式存在,成为配电电力系统,随着储能技术的进步和成本降低,大部分增量配网逐渐会具备“总体电量净受入,部分时段卖电力”的能力。当系统容量达到一定程度,需要设立调度机构,由于产权多元化,协议调度也可以作为一种选择5。从国外实践来看协议调度和统一调度并无本质上的优劣分别,虽然我国电力调度管理采用的是统一调度制度,是否可以探讨在增量配网层面上允许协议调度。不论是在统一调度框架内允许增量配网设立调度机构,还是允许采用协议调度方式由增量配网设立调度机构,随着增量配网试点工作的铺开,相应的调度规章规则应对增量配网的调度运行权予以考虑。
 
  电源接入权。我国电网执行的是电力电量分层分区平衡制度,增量配网作为公用电网应享有就地平衡电源的接入权。在增量配网试点的实践过程中,一直有一种声音“接入了增量配网的电源就是自备厂”。这是一种误解,增量配网既然是公用电网,接入增量配网的电源实际上就是公用性质的电源。我国厂网分开政策的核心是拥有输电网的企业不能拥有在输电网范围内平衡的电源,保证批发市场交易的公平,环形输电网只能为全部连接在输电网上的电源共用。能够连接在配电网上的电源从电力电量平衡上来讲主要在配电网内部进行平衡,少量电量和部分时段电力参与网间平衡,基本不涉及输电网上电源的竞争,配电网拥有电源对批发市场的公平性影响有限。因此,增量配网接入电源问题,实质上按照现行的规章,由电力主管部门同意,并明确其在增量配网内部平衡即可。
 
  市场交易权。配电网只是电能分配的通道,获得交易权是配电网内用户购买电能的首要条件。这个交易权包括四个层次,一是包括接入增量配网的用户通过增量配网和与之连接的其他电网购买批发市场中发电主体电能的权利,二是接入增量配网的电源有意愿者参与批发市场的权利,三是增量配网企业代理优先购电用户和非优先购电用户参与批发市场的权利,四是增量配网内部电力用户与电源之间交易的权利。
 
  此外,涉及到农网投资的增量配网,还应与其他电网企业一样享有作为农网资本金的中央预算内资金,并且可以使用电价附加中的农网基金进行还贷。
 
  当然,增量配网享有公用电网权利的同时应当承担相同的义务,首先增量配网要承担普遍服务义务与兜底供电义务,由于供电营业区按照地理位置划分,增量配网要承担覆盖区域内无议价能力用户的普遍服务义务,电力市场启动后对于不在市场中购电也不委托售电公司购电的用户,增量配网企业要承担按照国家核价兜底售电的义务;其次增量配网企业要承担网内可再生能源发电的补贴发放义务,推动接入增量配网的可再生能源发电发展;再次增量配网企业要承担电网公平开放义务,为用户和可再生能源企业接网提供便利,并为网内电源与用户的电力交易提供便利6;最后增量配网企业要为委托其结算的电力用户和电源企业提供结算服务。

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  三、推动增量配网试点亟需开展的工作
 
  三年的实践积累,让投资主体和监管者对增量配网试点的目的和增量配网的性质,都有了更为深刻而清晰的认识。探路者的苦辣酸甜,实际上已经标注出了亟需开展的工作。
 
  一是加快修章立制。修改电力法为首的法律法规,明确增量配网公用电网性质,赋予其在具备前置条件的情况下,具有网网互联、建立调度机构、接入电源、参与交易、享受国家财金政策等方面的权利。同时,明确增量配网应当承担的一般性电网义务。避免大量的增量配网项目“合乎文件不合法”的尴尬处境。
 
  二是明确今后新增配网项目均以增量配网方式确定业主。增量配网试点是要为我国的配电网投资寻求一条可持续、可复制的道路,因此应明确今后所有新增配网项目均应按照增量配网试点的相关要求,进行业主招标,确定运营方。对于不能单独成网的配网项目7,仍然可以以招标方式确定业主,但不独立成网运行,与原有电网投资主体按照投资分享组成电网所获得的收益。
 
  三是推动增量配网试点项目细分类型。增量配网项目根据提供服务的不同可分为提供配电服务、提供配售电服务和提供发配售电服务三种类型,如果配合分布式供电、智慧微网、多能互补项目,分类还会更多。细分类型给予不同的监管政策对于项目业主制定不同的盈利模式至关重要,例如,对于单纯提供配电服务的投资主体必然要依靠国家核定配电价格经营发展,对于集成了发配售一体化的增量配网,则可采用核定其终端用户最高电价+核定其最高配电价格的方式,由其采用灵活的回报方式,再不必惊讶于投资主体提出的配电业务投资低回报率,甚至负回报率概念。
 
  四是限期存量用户网“转正”。对于存量的以“合表用户”或拥有自备电源用户为代表的大量存量用户网给予一定期限强制“转正”。对于符合国家要求的直接给予电力业务许可证,纳入电力监管范畴,对于尚不具备条件但有提升调整空间的,给予业主一定的观察期,对于不具备条件也无提升调整空间的,可将其用户网强行纳入试点,引入新的增量配网投资者,存量资产经评估以股份形式计入新的增量配网企业。
 
  五是加快推动电力现货市场建设。批发市场(电力现货市场)是增量配网顺利运营的上游,无论如何,只有作为上游的批发市场放水,作为下游的增量配网才有水喝。增量配网只有拥有了公平的电力来源才能正常生存发展,否则增量配网将逐步演变为原来吃趸售电价的地方电网,失去增量配网试点的意义。并且,通过电力现货市场建设形成时序电价,可以为增量配网推开分布式发电、智慧微网和多能互补的大门,进一步推动增量配网发挥新业态集成平台的作用,网、源、荷、储真正组成智慧电力系统的钥匙就是上游的电力现货市场。
 
  六是深入研究输、配电价分开核定。随着增量配网试点数量的增多,增量配网投资者将对输配电价核定提出更高的要求,输配一体化电网企业输、配业务之间的交叉补贴是增量配网业主难以接受的现实。对于监管部门来说,按照输配一体核价无法直接对比配电企业之间的经营水平和能力,“比较竞争”的作用会大打折扣。因此,在增量配网试点加速扩围的同时,输、配电价分别核定需纳入议事日程。
 
  七是加强监管。增量配网试点起步阶段也是一个“交学费”的阶段,优质的增量配网企业固然能够带来优化的红利,劣质的增量配网企业或抱有投机心理从事增量配网投资的企业,也容易将国家好的政策变为伤害用户利益的“利器”,因此,起步阶段就应重视配套相应监管政策,防止劣币逐良币、“一颗老鼠屎弄坏一锅汤”的情况出现。
 
  增量配网试点政策是我国经济发展转换新动力,电力工业迎接新业态阶段的重要政策,需要客观全面地看待,遇到问题解决问题,以“钉钉子精神”持之以恒、坚定不移地推进。假以时日,一定能够在全行业的努力下,为我国电力工业的新发展作出贡献。
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