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中国社会科学院工业经济研究所

增量配电改革与电力体制改革

2019年01月16日来源: 《中国能源》2018年12期    作者: 冯永晟 史丹

摘要: 增量配电改革是此轮电力体制改革的重要任务之一,但现实推进过程中面临种种困难。本文分析了增量配电改革在中国电力市场化改革进程中的体制改革内涵,结合理论、国际经验与现实改革进展,指出增量配电改革必须准确把握其与混合所有制改革、配售组织结构、电力市场建设与政府监管政策之间的关系。要避免扭曲增量配电投资激励,从体制机制层面健全增量配电的改革政策体系,为电网体制探索与电力市场建设提供有力支撑。

关键词: 增量配电改革;混合所有权;配售组织结构;电力市场;政府监管

基金项目: 国家自然科学基金重大招标项目“我国经济高质量发展与产业结构调整升级研究”(编号: 71841015);国家自然科学基金青年项目“通过结构重组、接入监管与定价机制改革构建中国售电侧市场的理论与实证研究”(编号: 71403288)。

 

1 引言

2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发9号文)推动的新一轮电力体制改革将增量配电网改革作为重点任务之一。改革两年来增量配电项目试点范围逐步扩大,国家发展和改革委员会与国家能源局已经累计批复三批共计320个增量配电试点项目。尽管政策文件频出,但相对于试点规模而言,实质推进效果却难尽如人意,各方利益主体在区域划分、招标方式、电网接入、存量资产等诸多问题上难以形成共识[1-6](黄李明等,2017;张绪刚、唐香玉,2018;谷峰,2018;观茶君,2018;甄彦,2018;李司陶、张素芳,2018)。20188~10月,国家发展和改革委员会针对增量配电改革进展情况开展了大范围的督导调研,地方政府和电网企业成为督导调研的主要对象。

造成这种局面的根本原因在于增量配电改革未能有效体现体制改革需求,因此,增量配电改革必须重视其在中国电力市场化改革进程中的体制改革价值。本文结合理论与国际经验,分析了中国增量配电改革与混合所有制和竞争性电力市场建设的关系,并提出了针对性的政策建议。

2 增量配电改革的体制改革含义

推动增量配电改革要理解增量配电网作为配网在电力系统中的地位与作用,以及配网体制对电力市场交易关系的深刻影响。

2.1 增量配电网同样具有全局性影响

从技术层面看,无论配网与公网的所有权关系如何,比如假设配网所有权高度分散,配网接入公网也同样会变成公网的负荷。配网负荷的变化会影响整个电力系统的运行,然而分散化的配网决策(甚至电源投资决策)并不会考虑其对电源侧和整个电力系统产生的外部性影响,而协调分散化决策能够产生显著的系统协作经济性。因此,合理地处理公网与配网之间的相互依赖关系,需要建立一种包括电源在内各类主体决策的系统性交易关系。

这种系统性交易关系在传统的一体化结构下,通过企业的内部层级控制实现;在竞争性市场结构下,则通过大量市场化交易取代内部层级控制。无论选择何种交易机制,只有实现系统层面的协作经济性,才能保障系统安全可靠、提高资源配置效率。因此,无论是配电网改革还是“增量配电网”改革,配电网改革都不是局部问题,而是涉及到系统短期运营,以及电源与电网投资的全局性问题。

如果忽略这种全局性影响,那么增量配网改革政策很难与电力体制改革的其他政策形成合力,或者无助于电网体制的探索,或者无助于电力市场的建设,最终制约增量配网改革的效果。

2.2 增量配电改革的体制改革价值

增量配电改革之所以选择“增量”改革方法,主要由于存量电网体制改革面临困难,原因包括成本收益分析不可行以及存量改革的风险,包括市场设计的不确定性以及改革过渡中的风险。但是这种困难仍不至于完全回避输配体制探索,因为电网体制是竞争性电力市场的关键,所以才选择“增量”的改革方法。这就是说,增量配电改革承担着电网体制改革和电力市场建设的任务。

这种体制探索的方向体现在两个方面,一是通过混改为电力市场创造新的市场主体;二是为电改探索新的市场化交易关系,替代传统的企业层级控制或计划配置机制。这两点与9号文确定的主要改革任务是一致的,只是增量配电因其局部性而囿于“增量配电”,忽视其应有的体制改革价值。

现有增量配电改革采取了一种基于普通项目投资的项目发展思路,使各方陷于“城池得失”的激烈争夺,结果自然是项目推进困难重重。从地方政府和社会资本角度,主要在于电网企业设置

壁垒;从电网企业角度,地方政府和社会资本引入低效投资,影响市场秩序和系统安全。电网企业指责地方政府推进不力而地方政府指责电网企业设置障碍,而种种表现的根源在于增量项目并没有从体制层面来设计改革政策。

实际上,类似争议在其他行业和领域并不鲜见,比如区域划分、互联接入等问题,在电话电信、互联网、运输等行业均普遍存在,只是在增量配电改革中,电力具有的特性使得利益争夺的标的物和表现形式有所差异。值得借鉴的是上述这些行业的市场化改革都早于和快于电力市场化改革,且均是通过坚定协调的市场化改革政策来化解种种现实利益冲突。

由于忽视增量配电改革的体制改革价值,单纯的项目成功并不代表增量配电改革取得成效。改革不能仅着眼于垄断租金的重新分配,更要改变传统的利益创造和分享机制。因此,增量配电改革要警惕政策效果扭曲的风险。

通过混合所有制吸引配电网的新型投资者,改变各类资本在配电网内的配置结构,前提是为资本的跨行业流动提供合理且稳定的投资预期。因市场结构的差异,这种预期或由市场价格信号提供,或由政府规制政策提供,但单纯混改本身无法提供准确激励。新增配电网企业能否形成合适的商业模式,也不是投资主体多元化本身所能解决的问题,同样也取决于有效的市场建设与政府规制。

总之,增量配电改革绝不仅仅是围绕增量配电项目的改革,而是以促进竞争性电力市场建设,推动电力体制改革而进行的深层体制探索。

3 增量配电与混合所有制

通过混合所有制实现配电网投资主体多元化、提高配电网运营效率是增量配电改革的直接目标之一。那么混合所有制能否有效实现这一目标,需要什么配套条件,是推进改革所必须回答的基本问题。

3.1 理论与国际经验

首先,为什么自然垄断行业要推进所有制改革?一般可以从产业组织、信息不对称和基于不完全契约的产权理论三个角度解释。第一,传统自然垄断行业内部各环节的技术经济特性出现变化,改变单一国有制有利于竞争性市场的构建;第二,所有制改革有利于解决政府与企业间的信息不对称问题,提高规制效率;第三,所有制改革有利于形成国企的有效治理结构,理顺政府与企业的激励关系[7-9]HuntShuttleworth1996LaffontTirole1993GrossmanHart1986等)。

其次,针对单一的国有垄断,为什么不实施私有化?理论和实践均已证明,私有化并非针对单一国有制的唯一方案。一方面,公有和私有并不是所有权非此即彼的选择;另一方面,私有化在提高经济效率和社会福利方面的作用是有条件的。私有化本身能否促进竞争的证据仍不稳健,大量实证研究表明,国外私有化浪潮之后的效率提升,很难直接归因于私有化。因此,混合所有制是兼顾国有和私有两方面优势的折衷且稳妥的所有制结果。

需要强调的是,尽管所有制改革是市场化改革进程中的重要内容,但所有制改革仅是提高效率和改善分配的必要而非充分条件。国有企业与私有企业之间存在着影响效率差异的因素,但要这些因素发挥作用,则需要相应的市场组织结构、市场竞争和政府规制来实现。尤其对垄断行业领域内的所有制改革而言,这些改革配套作用更是尤为重要,正如Newbery1999)所指出的,引入竞争才是网络型垄断产业实现所有制改革全部收益的关键。

如果没有市场结构,没有竞争与规制政策的支撑,那么所有制改革往往很难达到预期效果,甚至产生副作用。比如拉美、欧洲、中亚、南部非洲等地区在20世纪80年代及90年代就已经在许多地区配电环节引入社会资本,南亚、东亚、中东和北美也有案例。不过根据世界银行2009年对世界范围内社会资本参与电力公用事业(配电)的改革成效研究来看,社会资本的进入并未有效地提高配电投资水平和降低用户电价[11]Gassner等,2009)。当然,社会资本进入明显提高了配电运营效率,不过这与用户电价结合起来看,恰恰说明这种改革的收益存在分配不均的问题,消费者的福利并没有得到实质提升,单纯的所有制改革成为一种垄断租金的再分配。这种情况在发达国家也同样存在[12]Ludin2017)。

由于国有企业常处于垄断性行业中,所有制改革往往会面临一种风险,即改革结果仅仅是改变了垄断者的身份,从而陷入简单利益再分配的陷阱。在这种情况下,再高的企业效率也难以提高消费者的福利,而只会增加新垄断者的利润(Jomo2008)。要规避这种风险,最关键的改革思路是将所有制改革纳入市场化改革方案框架之内,通过有效的结构重组、市场竞争和政府规制来释放所有制改革的潜在红利。

3.2 中国增量配电改革

中国在通过混合所有制来实现增量配电投资主体多元化时,必须明确混改究竟会改变什么。根据9号文的精神,增量配电改革是售电侧放开框架下推进的,不过二者侧重点有所差异。售电侧放开是打破电网企业对电力用户的终端垄断,而增量配电改革则是打破电网企业对配电网投资运营的垄断。这种差异对于增量配电的直接改革效果有重要的影响。

目前增量配电改革并未区分垄断与竞争环节。这明显是受到了售电侧放开方式的影响,售电侧放开虽然将电网与零售之间做了初步的分离,但采用扩大准入,而不是结构分离的方式,从而导致增量配电改革中的配售结构关系并不清晰(从输配电价中也可体现出来)。

在网售不分的前提下,无论所有制如何,新增配电投资者都是区域内配电网的垄断者。垄断者身份发生了变化,并不等同于用户面临的垄断被打破了。混合所有制仅仅使得用户从面对单一大垄断者变为了面对多个小垄断者,在局部只是改变了垄断者的身份。

正如上所述,与国外许多地方的配电网改革一样,这会导致电力用户无法实质地、持久地获取改革红利,只是改变了传统体制下垄断租金在新投资者之间的重新分配。由于此轮电力体制改革伴随着国内外经济的复杂形势,地方希望降低用户电价,但目前的政策很难保证产生有效持久的降电价目标。

因此,增量配电网改革必须重视混改的条件性。片面强调混改促进投资主体多元化的效果是很难成立的理想假设。一方面,潜在投资者进入增量配电领域的激励被配售一体化的垄断租金扭曲,从而使投资者结构被扭曲,有效投资可能被挤出,而低效投资可能进入;配电网的动态运营效率也会被扭曲,因为难以防止潜在投资者在市场进入阶段利用售电利润补贴配电网业务,也难以防止在其进入市场后利用配电网垄断势力影响售电业务。另一方面,也促使有些地方政府或者以一般投资项目方式来推进增量配电改革,或者是动力不足,这就使增量配电改革的体制改革价值大打折扣。

实际上,现有增量配电的混改面临着单兵突进的风险,通过混改推进增量配电改革,在网售不分的结构下有两点结果需要重视: 第一,混改仅能改变用户面对的垄断者身份;第二,混改本身并不能确保电力用户因改革受益。投资主体的多元化本身具有扩大配电网投资、提高运营水平的潜力,但这种效果的实现条件同样是在构建竞争性电力市场的框架下引入有效的竞争和监管。

4 增量配电与竞争性电力市场

增量配电改革不因其“增量”方式而脱离电力市场化改革的大背景,其成效根本上取决于竞争性电力市场的内在要求,只有通过组织结构重组、电力市场设计和政府监管改革才能保证混改起到扩大投资、提高效率的作用,并使增量配电改革的收益真正惠及电力用户。

4.1 理论与国际经验

拥有配电网的企业参与市场交易是竞争性电力市场普遍现象。这类交易主体有的是历史上形成的,有的是市场化改革创造的。虽然配电网是连接电力用户的基础设施,但拥有配电网的企业的角色和功能却会因计划或市场而异。因此,电力市场化改革赋予配电网改革的基本任务应该是构建针对配电网的新型交易关系,而非延续传统体制。

在竞争性电力市场中,配电网与输电网一起均作为市场竞争的平台,因此防止拥有配电网的企业歧视接入用户(包括其他电网和接入配电网的各类主体),实现网络的公平无歧视接入,就成为市场化改革的关键一环。成熟的电力市场的改革做法中均包括了针对配电网的组织结构、市场设计和政府监管的内容。

比如美国的FERC888889法案要求所有电力公司必须公平无歧视地开放输电网,需要说明的是,由于法案针对的是发输配售一体化电力公司,所以开放输电网实际上也就等同于开放配电网,这是为了促进过网交易竞争,也为后来的批发市场奠定了基础。再比如欧盟的三次能源法案则专门针对拥有配电网的企业提出了结构分离的要求,当然分离模式存在多种选择。

在美国,典型的区域竞争性电力市场所选择的市场模式能够更直接地体现地区需求的差异化,同时美国各联邦普遍具有长期的地方规制传统和较强的规制能力,所以对拥有配电网企业的组织结构并没有普遍要求(当然也存在有要求的,如加州等)。在欧洲,由于所选择的市场模式需要避免一些国家中强大的一体化国有企业的限制竞争行为,维护市场秩序,所以在拥有配电网企业的组织结构上做了统一的规定,但也提供了一定的灵活性。

从国外成熟竞争性电力市场的做法看,对配电网环节的改革并没有限于“配电网”,而是着眼于配电网和配电网企业在电力市场中的地位和功能,以市场化改革为导向,将电网组织结构、竞争市场设计和政府监管结合起来,界定拥有配电网企业在电力市场中的义务和行为方式。成熟的电力市场改革中鲜有单纯以投资多元化为导向的增量改革政策,而且如上所述,发展中国家电力公司偏重所有制改革的政策也未能取得令人满意的效果。

4.2 中国增量配电改革

增量配电网改革要避免出现简单的利益再调整的问题,要发挥出混改的潜在效果,必须遵循构建竞争性电力市场的要求,从配售环节的组织结构、电力市场建设和专业监管角度形成融洽的政策体系。

4.2.1 增量配售的组织结构

9号文确定的体制架构下,“中间”部分不应因增量配电的“增量”性质而有异,“两头”部分也不应因此而减少。增量配电网改革必须明确增量配售的组织结构,而目前增量配电网改革并未明确清晰的结构分离原则。

4.2.1.1 增量配电改革保持了配售一体化

《有序放开配电网业务管理办法》(以下简称《办法》)规定配电网运营者在其配电区域内从事供电服务,即同时经营配电和售电。尽管《办法》从投资者身份角度还规定了售电公司如果拥有配电网运营权,具备条件的要将配电业务和竞争性售电业务分开核算;也要求了控股运营增量配电的电网企业分离其竞争性售电业务,但这两个规定均针对投资主体而言,并非针对增量配电范围,而且附加了模糊的条件。因此,现行政策推进的增量配电改革本质上默认了增量配售一体化的结构。

4.2.1.2 配售一体化偏离了售电侧放开的原则

配售一体化的默认结构,使得增量配电改革与售电侧放开之间面临了改革逻辑的协调难题。《关于推进售电侧改革的实施意见》、《有序放开配电网业务管理办法》、《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》等主要文件对用户电价的规定均将售电利润排除在外,未允许其作为独立部分计入终端用户电价,而只能通过配电价格进入,这一点实质地否定了增量配电范围实施售电放开的可能性。但另一方面,全国已有3000多家售电公司开展业务,其售电利润已经作为独立环节存在于电力价值链中。

此外,在主要文件对市场化交易电价的规定中,要求发电企业和售电公司与电力用户间的电价采用相同的电价构成。然而,发电企业与电力用户间的电价属于批发电价,而售电公司与电力用户间的电价则属于零售电价,性质截然不同。正确的逻辑应该是,发电企业与售电公司或电力用户间的电价适用相同的电价构成。对价格构成的规定混淆了批发与零售的性质差异,也是在回避增量配电的售电放开,保持配售一体化。

4.2.1.3 组织结构缺陷扭曲了增量配电投资激励

配售一体化会直接影响增量配电的投资激励。增量配电网作为自然垄断环节应该面对管制收益,而售电业务则面对电量交易收益。配售一体化使增量配网投资者同时面对两种收益的吸引,同时配售一体化也使得零售电价规制政策改革滞后,目录电价会使投资者获得相对更高的稳定售电收益。加之电力供求宽松的阶段性特征,低价电量资源更易获得。因此,增量配电的投资运营会面临超额利润预算。

超额利润预期有利于吸引资本进入,但副作用也不容小觑。首先,潜在投资者结构被扭曲,不具备必要技术管理实力的企业可能寻求进入;其次,难以保证新增配电企业的运营效率,抑制投资者的策略性行为,比如以售电交叉补贴配电网业务,使配电网投资运营实力表现得更具竞争性,同时掩盖事后的机会主义倾向,使用户面临更大的劫持风险。这构成了增量配电改革的现实隐患,改变垄断者的身份却缺乏针对其垄断性质的结构性改革,只改变垄断租金的分配方式,不会给消费者带来实质福利改善。最后,超额利润会刺激在位电网企业更积极地寻求进入和控制增量配电,而这又是地方政府和社会资本所不乐见的。

因此,增量配电的现有组织结构既是过度吸引投资的因素,也是制造阻力的因素。究其原因是增量配电改革政策并未充分考虑到电网体制和市场化交易对增量配电组织结构和定价政策的内在要求。就增量配电论增量配电,把增量配电作为投资项目推进,片面追求改变投资主体的身份,只会掩盖增量配电在体制改革方面的关键点。

4.2.2 增量配电与电力市场建设

增量配电改革的重点不在“增量”,而在“配电”,要以配电和配电企业在电力市场中的地位和作用为出发点,“增量”是改革的方法,不是目的。现有增量配电政策与电力市场建设存在脱节: 一是对配电网无歧视开放的理解仍不到位;二是并未遵循售电侧放开方向实质上是推进增量配电的售电侧放开。

4.2.2.1 增量配电要实现网络竞争中性

增量配电网作为增量区域内的关键基础设施,必须对所有市场主体公平无歧视开放。不过,《办法》规定的“向各类用户无歧视开放配电网络”仅针对用户的物理接入需求而言。无歧视开放配电网的真实含义,更应针对配电网在市场环境下的运营,因为这才是配网使用市场势力、抑制市场竞争的主要领域。无歧视开放配电网是为了防止配电网企业利用垄断势力实施歧视性行为,这些行为可能在售电价格、服务质量、检修计划、信息共享等方面偏向自身企业。因此需要相关规制政策予以保证增量配电实现网络竞争中性,但目前这方面仍存在政策空白。

4.2.2.2 增量配电区域要实施售电放开

增量配电范围内的市场不应偏离售电侧放开的路线。增量配电范围内售电侧放开有两种选择。一种是零售垄断,允许配电企业(或拥有配电网运营权的售电企业)垄断售电业务,但要接受零售价格规制;另一种是零售竞争,配电网范围内的电力用户自主选择售电公司,售电公司仍要接受定价水平和定价方式等的新型零售规制。

增量配电区域内的零售市场,是否与区域外零售市场形成统一市场,也是一个被忽略的重要问题。零售垄断下,增量配电改革形成的是统一电力市场之外的单独零售市场。但其上层框架,即售电放开则要求将增量配电区域纳入统一电力市场之内,这就意味着,区域内售电商可以竞争区域外用户,区域内售电商也可以竞争区域内用户。

增量配电不宜打造一个与售电侧市场隔离的局部售电市场,应推进售电侧放开。这一点至关重要,因为这种体制探索不仅是保障增量配电项目顺利推进的前提,同时也是在为广泛存在的存量局部电网问题提供体制改革的借鉴经验。

4.2.2.3 增量配电“试点”价值在于市场建设

由于历史原因中国存在许多地方电网、趸售县、转供区和自供区等局部电网形式,它们的性质、规模和特点各异,但一般都具有配电网。它们在发展过程中的许多问题同样会出现在增量配电中。因此,增量配电改革的体制探索对这类地区和企业的改革就会具有重要参照价值。

众多的存量局部电网,规模远大于320个增量项目;但增量配电项目承担的体制改革价值却远高于局部电网。理论和国际经验均表明,连接国别区域各异、所有制各异、规模各异、结构各异的配电企业的关键机制是竞争性电力市场。配电网因其区域异质性特征加上历史因素,在项目发展上必然面临着方方面面的问题,只有从体制层面上探索才能使增量配电试点经验具有推广价值,这恰是其作为“增量”“试点”的意义所在。

通过增量配电改革把电力用户更好地纳入统一电力市场范围内,使配电网受到有效的经济规制,那么增量配电改革才有可能助力中国电力市场中出现更多合格的新型主体。

4.2.3 增量配电的专业监管

增量配电面临着监管政策体系还不能有效地促进改革政策推进的问题。中国的国有企业不同于国外的国有企业,因此中国的国有企业在经过商业化改革阶段和公司改制后,其自然垄断行业治理对经济规制的要求则更为迫切。但目前针对自然垄断环节的经济规制政策仍不健全,这从输配电价政策的出台与实施效果也可见一斑。

4.2.3.1 增量配电改革面临专业监管挑战

售电侧放开框架下的增量配电改革涉及到自然垄断环节的配电网监管和市场化交易的竞争监管,相应监管政策的制定和实施需要监管政策和体制的创新,这些都是增量配电改革面临的挑战。

第一,缺乏针对电网的核心监管政策框架。增量配电改革仍缺乏准入、投资、价格、运营和服务质量的完整监管框架。现有监管政策重心在于推进多元主体的准入,但忽视了投资、价格、运营和服务质量监管政策对增量配电长期运营的作用。而且各专项监管政策也不完善,比如尽管电网环节已经有了独立输配价格,但其价格性质仍有偏差(网售价格),监管起点也不是投资成本信息的披露与审核,成本监审规范有待加强。整体而言,针对电网的价格监管政策仍不完备,没有形成从投资规划,到成本监审、价格核定、价格执行和价格调整的完整框架。增量配电价格政策仍停留在意见和原则层面。

第二,缺乏针对市场化交易的竞争规制政策框架。尽管增量配电改革在售电侧放开框架下推进,但售电侧放开的同时,政府并未实施相应的新型零售价格规制政策。售电侧放开并非简单地用零售侧市场化交易取代目录电价。零售侧市场配置效率取决于批发市场的效率;即便批发市场运行良好,电力用户的价格响应仍受技术因素、交易成本和执行能力的制约,所以即便实施零售竞争也会存在市场失灵。正因为如此,零售竞争必须以批发竞争和零售规制政策为前提。在中国,由于批发市场建设仍然滞后,但零售放开已走在前头,所以对零售规制的要求已经尤为迫切。由于仍缺乏新型零售规制政策,增量配电投资者面对着扭曲的收益激励,电量资源也难以实现有效的配置。

第三,现有政府监管体制尚难适应竞争性电力市场的要求。由于电网企业长期承担着电力计划配置的主要职能,分担了许多应由政府承担的职能,从而在一定程度上形成了政府服务于电网的局面,政府职能出现条块分割,且彼此间缺乏协调。当然,最关键的问题不在于条块分割,而在于分割的职能仍是面向传统的计划资源配置机制;各种职能没有协同地调整到市场化方向上,使监管体制难以形成明晰的改革思路。市场建设、价格改革、电网投资等关键监管内容的不协调在增量配电改革领域中表现得尤为明显。在这方面,中国电信监管体制值得借鉴,尽管电信监管职能分散于不同部门,但各种监管职能以推动电信市场的开放竞争为导向,形成比较有效的监管体制。

强调通过混改实现增量配电投资主体多元化,却忽略监管政策和监管体制的重要性,使得监管创新落后于项目推进,已成为增量配电改革面临种种困扰的直接原因。正如Roland2008)所言,在垄断色彩较重的行业内,妥善的监管是所有权改革不可或缺的关键补充。然而除少数地方改革实践者重视了对地方监管体制创新外,绝大多数的地区仍以推动项目落地为目标。可以说,转变政府部门的观念同样是一种挑战。

4.2.3.2 监管改革面临增量配电改革契机

尽管面临种种挑战,但增量配电改革也给电力监管政策和体制创新提供了绝佳的“试验田”。根据9号文的体制架构,加强科学监管是此轮改革的重点任务之一。但由于针对存量输配体制改革的方案仍处于“研究”阶段,因此增量配电改革就提供了弥足珍贵的实践探索机遇,而且增量配电改革的“增量”特征为政府监管创新提供了有利条件。

第一,增量配电体量相对较小,监管改革难度相对较小。可以围绕增量配电构建协调配电网准入、投资、价格、运营和服务质量等职能的科学监管框架。同时,配电网的央地事权界面划分相对简单,有利于理顺地方与中央的监管职能关系,提高政府决策效率。

第二,“增量”性质使得各类监管政策能够避免存量体制和历史条件的约束,有利于制定更加先进有效的监管政策。比如增量配电价格有条件跳出既有输配电价的政策框架,构建真正意义上的投资—成本—价格的“准许成本加合理收益”的价格规制政策,同时也更容易探索激励性监管政策。实际上,成熟的电力市场中激励性监管政策多施用在地方电力公司身上。

第三,增量配电改革的体制改革价值,迫切需要监管体系正确处理自然垄断监管与市场竞争监管的关系。传统的计划管理职能在市场化改革背景下,要形成针对自然垄断的监管,以及针对市场竞争的监管。理顺增量配售的组织结构,有利于探索政府监管职能的规范化,适应统一电力市场建设和维护市场竞争秩序的需要。

第四,增量性质有利于推进地方监管体制创新,理顺央地监管职能关系。长期以来,地方监管体制都是中央监管体制的“映像”,制约了地方根据地方实际、因地制宜的体制探索,比如,电源地区与负荷地区的监管重点肯定有所差异。此轮电力体制改革以省为实体的地方推进模式,所以地方有条件利用地方机构改革契机推进适应电力竞争的监管体制改革。

增量配电试点推进过程中出现了诸如区域划分、电网接入、存量资产、项目业主等方面诸多争议,但这个问题本质上属于技术层面的问题[14],现有解决方式也可能事倍功半。其深层根源恰在于监管政策和监管体制,换言之,理顺监管政策和监管体制,许多问题很可能会迎刃而解。

5 结论与政策建议

增量配电改革是此轮电力体制改革的重要组成部分,但现有增量项目试点的推进思路未能有效体现出其体制改革的价值,甚至还在一定程度上偏离了售电侧放开的路线。顺利地推进增量配电改革,以增量配电改革撬动深层体制改革,需要从所有制改革、配售组织结构、电力市场建设和政府监管等方面形成内在一致的改革框架。

第一,要准确把握增量配电改革的“体制”改革内涵,关注增量配电改革与电力体制改革的关系。明确增量配电在促进输配体制探索,推进竞争性电力市场交易机制和行业监管体制机制等方面的重要作用;明确以市场建设和监管改革促进增量配电改革的推进方向,避免就增量配电论增量配电,避免以项目投资思维代替体制改革思维,以免陷入技术问题的争夺战。

第二,要明确增量配售的组织结构,规定增量配电改革中自然垄断环节与竞争性售电环节的结构分离原则,提供多种分离模式选择,在保障灵活性的同时规定基本的财务分离模式。明确自然垄断环节企业承担的基本服务义务,接受地方政府的自然垄断监管;竞争性售电环节要实现结构独立,并尽量与地区电力市场融合,接受地方政府的零售价格监管。

第三,要推进增量配电区域售电业务与售电侧放开改革政策融合。在适宜推进第三方售电公司的区域内,政府要实施零售电价规制政策,规制售电公司的定价方式以及区域内外间的不合理电价差。在不适宜推进第三方售电公司的增量配电区域,政府要防止配电网环节垄断势力向售电侧的延伸,避免配售间的交叉补贴,改革目录电价制,实施新型政府规制定价。

第四,要加强自然垄断环节的经济监管。要明确新增配电网作为关键基础设施的定位,实行公平无歧视接入原则,向区域内所有用户和售电公司公平无歧视开放。要加快制定增量配电价格政策,在省级电网输配电价方法基础上创新监管方法和手段,将增量配电项目的投资规划、成本监审、价格核定、价格调整纳入地方配电价格监管框架之下,并探索实施激励性监管政策。要以增量配电改革为契机,推进垄断环节信息披露制度建设,为增量配电价格改革及输配电价改革和其他局部电网价格改革提供经验。

第五,要创新增量配电的监管政策和监管体制。从地方角度而言,要针对自然垄断配电网环节,构建准入、投资、价格、运营和服务质量完整监管框架,针对售电侧市场,要建立适应售电侧放开的竞争规制政策框架,并利用地方机构改革契机,理顺地方的电力管理监管体制。从国家角度而言,要为地方监管创新提供支持、创造条件,借鉴地方监管经验推进中央监管政策和体制的创新,适时推广增量配电所探索的创新经验,推进各类局部电网的改革,推进市场化交易进展。

总之,只有将增量配电改革与市场建设与政府监管密切结合起来,才能在混合所有制改革中为各类潜在投资者提供合理的投资预期,明确改革政策的方向和着力点,提高政府规制及政策的可信度,规范市场主体的行为方式,促进增量配电改革的顺利推进,并为输配体制改革和电力市场建设提供有力支撑。

 

参考文献

[1] 黄李明,杨素,屠俊明,等.增量配电业务改革试点关键问题[J].中国电力,2017,(07): 1-4.

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冯永晟, 中国社会科学院财经战略研究院,经济学博士,副研究员,中国成本研究会副秘书长,主要研究方向为产业经济学。

 

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