存量资产处置“卡壳”，增量配电陷入“拉锯战”

世界上最长最难走的路往往是“套路”。

“现在‘卡壳’了，存量资产的处置无法落地，配电区域难以确定，距离电力业务许可证还有一段路要走。”一位参与增量配电项目的业内人士介绍进度时说：“究其源头，已经不是电力一家的事。”

按照国家发改委、国家能源局此前发布的《有序放开配电网业务管理办法》，增量配电业务项目管理流程大致有8个步骤——项目规划、业主确定、项目核准、项目建设、公网接入、价格核定、许可申请、配电运营。

截至目前，部分增量配网项目的相关各方已经跌跌撞撞地走过了项目规划、业主确定、项目核准等步骤，但距离做成项目的标志——获得电力业务许可证(供电类)，还有一段距离。

据相关主管部门介绍，即便是在全国增量配电业务试点获批数量最多的河南省，22个试点项目中，也还没有一个成功“领证”。

刺刀见红，生死攸关。增量配电业务改革可能是本轮电力体制改革启动以来，新旧秩序之间展开的最深入的一场“拉锯战”。

竞争来了

2016年底，随着国家第一批增量配电业务改革试点名单出炉，配网遇到了它的转折点——管制业务正式迎来竞争。

据了解，本轮电改开始前，电网企业对这105个增量配网项目中的部分项目就曾做过规划。

以河南某项目为例，五年前时正值电网公司推进县域配电网规划典型工作，据相关业内人士介绍，当时华中地区的唯一试点就在这个区域中。该版规划建设标准属A+序列，可以说是“顶配”。

“此前的配电网规划是集省、市、县三级力量完成的。”上述业内人士回忆：“但因为这个片区涉及多个县级供电单位，加上2015年前后相关政府对该区域发展的推动加速，配套电网建设还是显得有些慢了。”

2016年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》(下称《通知》)，首批增量配电业务改革试点名单出炉，该区域正式成为试点。

此时，除电网公司外，新的配网投资主体出现了。2017年初，由地方国有投资集团主导，央企发电集团参与的配售电公司筹备组成立。

与此同时，多位业内人士透露，首批增量配网业务试点来临前后，整个区域的电网建设速度明显加快，仅在2017年3月，电网公司投资的5座变电站就通过了省发改委的审批。

“可供给该区域电力的变电站达到12座。”知情人士透露。

配电公司一边也没有停下脚步——2017年中，以地方国企控股，中央发电企业和社会资本共同出资的配电公司完成工商注册。

几乎是在同一时间段，国务院办公厅发布《关于印发全国深化简政放权放管结合优化服务改革电视电话会议重点任务分工方案的通知》(国办发【2017】57号)，河南省人民政府办公厅随后出台5个专项工作方案。变电站项目的核准权下放了。地市发改部门批复了配电公司拟投资建设的8座变电站。

据参与项目的业内人士解释，按照核准部门的效力来说，省发改委高于地市发改部门;按照时间来说，后者批复时间更新，但“放管服”政策前的审批也在有效期内，并未作废。

两者的竞争逐渐白热化，而此时配电公司尚未正式成为该增量配电业务试点的业主。

实际上，在增量配网首批试点申报过程中，不少项目已确定了意向投资主体，但2016年底国家发改委、国家能源局发布的《通知》要求，坚持公平开放，不得指定投资主体。试点项目应当向符合条件的市场主体公平开放，通过招标等市场化方式公开、公平、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议。鼓励电网企业与社会资本通过股权合作等方式成立产权多元化公司参与竞争。

只是，通过市场化方式确定配网投资主体还未有先例，直到2017年4月，地处西南的重庆才开了先河。

据eo记者此前报道，重庆市能源局招标专业团队编制增量配电业务试点业主市场化优选方案，这一咨询项目提出了PPP模式在增量配电领域的实施路径、业主依授权获特许经营及政府依法多途径监管、引入准入竞争及建立退出机制等。首先，市场化方式采用竞争性磋商;其次，评选的目标包括价格折扣、服务质量等承诺;最后，优选过程的各种承诺与政府监管挂钩。

随后，全国多个地区都采用了类似方式确定增量配网项目业主。

从全国来看，部分地区采用竞争性磋商方式确定业主会在招标文件中明确要求降低某个单项或综合成本。但有业内人士认为，如果以价格为唯一衡量标准，配电公司其实很难和拥有规模优势的电网企业竞争。

“投标文件中，我们常常会承诺在用户报装、扩容等服务上比电网缩减时间或降低费用。”一位参与过增量配网业务业主投标的业内人士解释。

2018年1月3日，国务院总理李克强在2018年首次国务院常务会议的首个议题——部署进一步优化营商环境中指出，按照党的十九大和中央经济工作会议精神，改革创新体制机制，进一步优化营商环境，是建设现代化经济体系、促进高质量发展的重要基础，也是政府提供公共服务的重要内容。

近日，全国各地电网公司对用户办电流程、接电成本等都做了不同程度地优化和降低。

“即使不是竞争，起码也存在比较。”上述人士说。

在地方政府看来，增量配电网改革的红利体现在两个方面，一是通过竞争来优化地方营商环境，二是克服信息不对称问题，有利于政府提升对电网的监管能力。

2017年下半年，配电公司收到中标通知，与相关政府正式签署增量配电业务试点特许经营项目特许经营协议。

但与其他已经正式引入特许经营的行业不同，取得特许经营权并非增量配网的终点。

一位配售电业务相关负责人指出，原本特许经营权对企业来说就足够有吸引力了，增量配电业务的合法性则是由无固定期限的电力业务许可证(供电类)决定的，更加体现了其资源稀缺性。

产权“卡壳”

就在重庆采用市场化方式优选业主时，时任河南省电力公司领导与相关增量配网项目所在的政府领导就配网问题也进行了沟通。据了解，与其他地区推进增量配电业务的情况相似，当时双方在区划与股权问题上未能达成一致意见。

早在申报试点时，各方对试点区域范围就有所分歧。这片区域里存在电网公司投资的变电站等资产，属于电网存量资产。

一位资深业内人士曾说，电力发展这么多年，要想找到一块完完全全空白的地方基本不可能，如何妥善处理存量与增量的关系并不是某个试点的问题，而是推进增量配电业务改革的共性问题。

2018年3月13日，国家发改委、国家能源局印发《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》(下称《实施办法》)。文件指出，配电区域原则上应按照地理范围或行政区域划分，具有清晰的边界，避免出现重复建设、交叉供电、普遍服务和保底供电服务无法落实等情况。遇到存量配电网资产，也提出了入股、出售、置换、租赁等处置方式。

采用入股方式，即电网企业对其投资的存量资产进行清产核资、评估作价，并折价入股至项目公司，以实物出资的方式成为项目公司股东，这是目前障碍较小的一种选择，却又涉及谁来拥有项目控制权。

“谁控股意味着谁将主导当下及未来的配网规划与建设。”一位从事增量配网业务的业内人士指出。

2017年7月12日，国家发改委副主任、国家能源局副局长主持召开的电力体制改革专题会上对各地增量配电业务试点工作提出针对性要求：第一，地方政府不得指定项目业主;第二，电网企业要积极参与竞争，但应当采取与社会资本合作的方式，第一批试点项目中电网企业控股、参股项目不得超过50%，原则上不搞绝对控股，第二批试点可以不限制，按照招投标等方式确定项目业主。

据国家电网报报道，国网2018年第二季度工作会议指出，要积极促进增量配电改革。坚持宜控则控、宜参则参、宜放则放的原则，积极做好试点工作，探索形成可复制、可推广、可持续的运营管理模式。

虽然围绕股份配比的谈判在各地都不是一蹴而就的，电网企业和配电公司都希望获得控股权，但部分配电公司最终还是选择了与电网合作。

2018年1月17日，国网重庆市电力公司与重庆两江长兴电力有限公司签署合作协议，双方各持股50%，在重庆两江新区工业开发区共同组建新型配售电企业，这也是目前重庆最大的从事增量配电业务的混合所有制企业。

重庆两江新区工业开发区作为国家售电侧改革试点区域，其增量配电业务也跻身全国首批105个增量配电业务改革试点项目，试点范围为两江新区的水土、龙兴和鱼复三个工业园区。

北京市鑫诺律师事务所合伙人展曙光曾撰文评价，该方式符合电改精神，解决了电网企业存量资产参与试点项目的问题，为改革政策文件倡导和鼓励。同时，电网企业参股项目公司，电网企业的权益也得到了保障。

只是，非电网企业真的无法“独立”成为增量配电投资运营主体吗?

据eo记者了解，目前出售、置换这两种方式都难以落地。

电网存量资产属国有资产，不仅省市一级电力公司没有相应处置权，国家电网也不曾有过处置先例，会否涉及国有资产流失等问题横亘在前，需向国务院国有资产监督管理委员会请示。

如何给资产定价也是重要议题。据相关业内人士介绍，使用不同的计算方法认定公允价值将得出不同的结果。如果认定为动产，其估值要按照固定投资+可期收益计算;如果认定为不动产，则按照年限计算折旧。同时，处置一般有期限限制，而事实经营却一直在延续。

而租赁方式指的是，电网企业将其投资的配电设施以固定或相对固定的费用租赁给项目业主，经营所获收益归项目业主。据eo记者了解，这被从事配网业务的业内人士广泛认为是“最谈不拢”的候选方法。

展曙光认为，租赁从法律角度无任何障碍，但在运营管理方面却可能存在较多细节需要解决。比如，资产的维护管理义务、升级改造义务等需要进一步明确，改造资产与原资产混同时的权属问题也需要界定，等等。

多位业内人士指出，本轮电改最大的特点可以说是充分调动了地方政府的积极性，但增量配网改革目前已涉及产权问题，而资产处置已不仅仅关乎地方，也不仅仅关乎电力。

2018年5月12日，原国务院发展研究中心党组书记、副主任陈清泰在当代经济学基金会和中国人民大学国家发展与战略研究院联合主办的第四届思想中国论坛上发表演讲时指出，国资委国有资产管理形式的其中一个特点是，国有产权基本上不具有流动性，有进有退的调整和功能转换很难实质性展开。

陈清泰说：“当前在国家有需要非公经济不愿意进入或者不准进入的那些领域，也包括一些天然垄断行业，涉及国家安全的某些重要公共服务领域，以国有资本投资实现政府特定的公共目标，这种功能可能在一段时间还不可少。但是在市场起决定作用的情况下，政策性功能应该限定在某些市场失灵的领域，并经过充分论证和法定程序列出负面清单。”

根据《实施办法》的规定，地方相关主管部门应在配电网规划、项目论证、项目业主确定、项目核准(备案)等环节明确具有清晰地理边界的配电区域，出具配电区域划分意见，并抄送国家能源局派出监管机构。

而配电区域划分意见应载明配电区域的地理范围、划分界限及产权分界点等信息，并附配电区域地理平面图、电网分布图等说明文件。

已满足其他许可条件，但未取得配电区域划分意见的，国家能源局派出监管机构参考企业间自主达成的配电区域划分协议等材料，在电力业务许可证(供电类)中载明配电区域。

“现在像走入了死胡同。”

存量资产的处置无法落地，部分增量配电项目离电力业务许可证(供电类)还差一份配电区域划分意见。

一些推进增量配电业务的非电网企业业内人士说，实在无法妥善处置存量资产，就只能“绕开”，即在配电区域划分时“剔除”存量资产所涉范围。但这样一来，增量配电区域就可能缩小。

“配电网的价值并不在‘过网费’差价，而是其公用事业服务的角色和体量。”一位从事配网业务的业内人士指出：“如果体量太小，不仅存活困难，而且也会失去样本参考价值。”

即使非电网企业配电项目业主获准投建变电站及相关线路，实际操作中难以彻底“绕开”大电网。业内人士介绍，配网建设是需要一定前置条件的，作为竞争对手的电网不共享，就无法获取诸如网络潮流、容载比、路由等诸多接入大网所需的信息。

有配电业主打了个比方：“一个是按八车道标准建的，另一个是四车道，两者怎么衔接?这在将来可能涉及电网安全稳定运行。”

此外，非电网公司配电业主对将来能否享受公平调度缺乏信任，电网企业对清晰划分责任也曾有过担心。

配电价格方面，虽然国家发改委在2017年底就印发了《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，但执行层面同样涉及诸多未解细节。

例如，省级输配电价核定中已经包含了全社会居民的交叉补贴，如果配电试点区域有居民用户，这部分交叉补贴是否应考虑返还项目业主;《指导意见》中提到综合结算法，不区分增量配网性质，以大工业两部制电价与大电网结算，区域中其他类型用户怎么办;如果按照分类结算，电网计量表计必须安装到每一类用户处，配网数据就自然共享了。

2018年被业内普遍称为增量配网的“井喷之年”。5月，国家发改委政策研究室副主任兼新闻发言人在新闻发布会上表示，近期，国家发改委还将批复第三批第二批次增量配电业务改革试点。截至4月底，已批复292个增量配电业务试点，第一批、第二批试点正在加快推进。2017年以来，也有诸多改革配套文件密集出台。

据悉，在2018年5月11日召开的中国能源研究会中小配电企业发展战略研究中心成立大会上，业内人士建议加强政策宣贯，总结试点经验，抓紧完善配套政策。

“没有一场改革是容易的，中间一定会遇到很多不可预知的障碍。”一位增量配网业内人士感叹。

处于探路阶段的增量配电业务改革任重而道远。