理想很豐滿，現實很骨感。以此來形容近年來參與增量配電改革試點的各路社會資本的心情，再貼切不過。作為新一輪電改的突破口和最大亮點之一，增量配電改革為社會資本打開了合法投資、建設、運營配電網的大門。由于配網屬稀缺資源、盈利及商業模式想象空間大，增量配電業務的試點申報一度炙手可熱。然而，改革行至第五個年頭，社會資本對增量配電的投資熱情已直線下降，跌入冰點。

增量配電網原則上指110千伏及以下電壓等級電網和220（330）千伏及以下電壓等級工業園區（經濟開發區）等局域電網，不涉及220千伏及以上輸電網建設。配電業務放開之初，就被寄予了打破過去電網企業統購統銷的壟斷局面、形成多元化售電主體、推進電力市場化、拉動社會投資等目的。

從2016年11月首批試點名單公布到2019年10月第五批申報通知下發，國家發改委、國家能源局在三年時間里分四批總共批復了404個試點，其間取消24個。據澎湃新聞記者了解，剩下的380個項目生存狀況也不容樂觀：闖過了存量資產處置、區域劃分等關卡之后，由于價格、電源接入、規劃與建設等方面的隱形約束紅線，增量配電試點的投資回報周期成了鏡花水月。“供一度賠一度”、因幾分錢的輸配電價差陷入微利、僅保本甚至虧損已成普遍現象。

以澎湃新聞近日了解到的位于東部某省份的10余家增量配電網試點項目（涵蓋已投運和尚未投運）現狀為例，絕大多數存在收益不穩定、電價倒掛的問題，國網控股的項目亦是如此。疫情襲來更是令多個項目的用戶增長和項目推進雪上加霜。即便是用戶結構理想、負荷增長快的增量配電試點項目，也陷入了“供得多虧得更厲害”的怪圈。無法盈利、虧損經營直接導致增量配網業主單位承壓，失去投資積極性。

上述有違改革釋放紅利初衷的現象為何出現？多家業主和業內分析人士將問題指向電價環節。

配電價格形成機制缺失，增量配電網蟄伏不前

現階段各地增量配電網配電定價方法基本都參照了《國家發展改革委關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》（發改價格規〔2017〕2269號）。該《指導意見》在明確配電網與省級電網具有平等的市場主體地位的同時提出，“配電網區域內電力用戶的用電價格，由上網電價或市場交易電價、上一級電網輸配電價、配電網配電價格、政府性基金及附加組成。用戶承擔的配電網配電價格與上一級電網輸配電價之和不得高于其直接接入相同電壓等級對應的現行省級電網輸配電價。 ”

上述定價機制不乏爭議。比如北京先見能源咨詢有限公司聯合創始人、副總裁沈賢義曾撰文提出，在各地已出臺的配電價格機制中，除了廣東省明確選擇“準許收入法“之外，大部分省區直接將省級電網輸配電價在電壓等級之間的價差作為配電價格的上限，完全沒有考慮配電價格的形成機制，也不管價差是否足夠配電網企業收回合理成本（或者是否獲得了超額利潤）。“其中部分省區還給這種做法冠以‘最高限價法’的名稱。實際上，省級電網輸配電價在電壓等級間的價差，只是一個邊界‘約束’，缺少配電價格形成機制，根本不能算作一種定價方法。”

由于配電價格形成機制缺失，已投入運營的增量配電網和省級電網之間的主流結算方式是綜合電價結算，也即把增量配電網視為大工業電力用戶，執行電網與用戶之間、而非網與網之間的結算方法。

這一點引發了更大的爭議，業主們和不少學者認為，增量配電和省級電網之間應該是“網與網”的平等關系。

原因在于，配電網是公共電網，承擔電能的配送功能，運營者持有《電力業務許可證》（供電類），在法定區域內從事電網投資、電力供應的公共服務，按“準許成本加合理收益”原則獲取收益，其權利義務受《電力法》等法律的保護。從上述定位而言，配電網與不承擔公共電網投資義務、只享受電網服務的一般“電力用戶”有本質區別。

這種各界對增量配網身份的不同理解，令一家在東北地區持有多個增量配電項目的業主陷入尷尬。

該業主反映，其公司在其中一個項目上自主投資4億多元建設了配電網，為省級電網500千伏以下的輸配電線路投資節省了大量成本。但問題是，由于配電價格特別是與省級電網的結算價格無法確定，若將配電網作為用戶與省級電網結算，則配電網必然巨虧、無法生存。“如果只是作為用戶，何須承擔如此高的投資成本？”現實處境令他十分不解。

中國能源報援引華北能源監管局聯合中國能源研究會中小配電企業發展戰略研究中心2019年4月印發的《京津冀增量配電業務改革試點調研報告》稱，以該《報告》中河北省目前執行的輸配電價為例，一般工商業用戶110千伏和1千伏價差為0.03元/千瓦時，220千伏和110千伏價差為0.005 元/千瓦時，上述兩個價差即為相關增量配電試點項目所能獲得的價格“天花板”。經《報告》測算，0.005元/千瓦時收益最多可以抵消110千伏電網的線損，諸如電網建設、運行維護、人員工資等剛性成本的覆蓋則無從談起。

業內人士認為，以差價作為配電價格的上限需要一個前提條件，即電壓等級間的差價需要反映實際成本。但這一前提條件在當前大部分省區都不滿足：由于電壓等級間存在嚴重的交叉補貼，省級電網輸配電價電壓等級間差價普遍過低。實際配電成本核定困難，未考慮分布式電源、季節性負荷對配電價格的影響，配電費中交叉補貼問題無法單方面解決等問題已令增量配電改革蟄伏不前。

電改律師團隊向國家發改委提議：完善配電價格

澎湃新聞了解到，針對增量配電網的配電價格問題，北京市鑫諾律師事務所展曙光律師團隊擬定的《關于盡快修訂完善<關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見>的意見建議》（下稱《意見建議》），已于7月下旬正式提交至國家發改委。按照《重大行政決策程序暫行條例》的規定，公民、法人或者其他組織認為重大行政決策及其實施存在問題的，可以向決策機關或者決策執行單位提出意見建議。

展曙光律師團隊曾為國內十多個增量配電業務試點項目的業主優選、公司組建、經營協議簽訂、存量資產處置、區域劃分等法律服務。在談及增量配電項目的生存性危機時，展曙光對澎湃新聞記者表示，目前的增量配電項目特別是新建增量配電項目的項目生產狀態不理想的占大多數，屬于普遍現象。

“特別是受疫情影響，不少配電網區域內都出現了計劃投資產業項目推后或取消的情況，對配電網負荷產生較大影響。存量配電項目的情況要好一些，但也有項目出現了負荷下降的現象，在國家不斷下調電價的壓力下，盈利呈現下滑趨勢，微利或保本經營者居多，有的也出現了虧損。”他介紹說。

談及擬定提交《意見建議》的動機時，展曙光稱，其團隊一直在參與增量配電試點項目的實踐工作，最近越來越感覺到配電價格特別是配電網與電網企業之間的結算價格，已經成為束縛改革的緊箍咒。“一方面，隨著改革的深入，越來越多的配電項目即將投入運營，遇到價格難題的項目日漸增多，由個別現象上升為普遍現象；另一方面，為克服疫情影響，國家正大力推行新基建，需要進一步調動各方面包括社會資本的投資積極性，但受價格等因素的影響，社會資本投資配電的積極性正在消退，這顯然不符合中央的要求。為此，我們團隊依據《重大行政決策程序暫行條例》向發改委提出了意見建議，希望能引起發改委的重視，早日予以解決。”

據介紹，該律師團隊在上述《意見建議》中提出，現行增量配電網的配電價格存在的典型問題包括：

一是《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》的結算制度將配電網作為一般“電力用戶”，與國家發改委出臺的其他政策文件相矛盾，有侵犯配電網經營者合法權益之嫌。配電網是電網，是依法取得《電力業務許可證》（供電類）并從事供電業務的配電網企業，與享受電力服務的一般用戶有本質差別，但《指導意見》卻將其當成相同電壓等級的用戶，這顯然是不妥當的；

二是《指導意見》采用的結算依據是《省級電網輸配電價定價辦法》，但該《辦法》適用于一般用戶而不適用于配電網，采用的結算依據不當，有適用法律錯誤之嫌；
三是由于交叉補貼的存在，輸配電價不能反映真實的輸配成本結構，且容量電費并未按電壓等級核定，因此，《指導意見》將省級電網輸配電價作為結算標準有損配電網的合法權益。

的確，中國錯綜復雜的電價結構，導致配電價格的厘定并不容易。展曙光認為，理想的配電定價模式，是配電網承擔共用輸電網的成本，不承擔其他配電網的成本。但該做法的基礎是反映真實輸、配成本的輸電價與配電價，需要輸電與配電分開核算，與之對應的最理想的電網體制是徹底的輸、配分開。但遺憾的是，輸配分開尚未明確列為新一輪電改的選項。

還原電力真實成本的背后交織纏繞著多個層次的新舊問題。其中之一是我國長期實施的交叉補貼政策，對輸配電價核算提出了挑戰。增量配電改革在國內并無先例可循，屬于極富創新性和挑戰性的改革任務。在交叉補貼完全取消前，增量配電改革推進過程中的癥結有解嗎？

“我們理解，在改革時期，新舊問題并存是一種正常現象，比如，交叉補貼本身就是需要解決的問題，2015年發布的中發9號文明確要求，‘妥善處理電價交叉補貼。結合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼’，基本解決思路就是‘暗補’改為‘明補’。但遺憾的是，5年多了，在交叉補貼問題的解決上乏善可陳。那么，我們是不是一定要等交叉補貼解決之后再開展其他改革呢？顯然不能，需要創造性地以改革的方法解決改革中的問題。”展曙光對澎湃新聞說道。