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在電改和混改“雙重光環”加持下，試點雖然引來各路資本躍躍欲試，但試點項目落地卻并不順利。在推行已近4年的首批105個試點中，就有12個項目迄今仍未確定業主、23個確定業主但未劃定供電區域、28個已完成前置程序但仍未開工建設。與此同時，各方關于配電價格機制、市場地位認定等政策與規則爭議不斷，一度被“萬億藍海”吸引的資本也漸漸失去熱情，甚至有業內人士稱：“難道增量配電改革要熱熱鬧鬧開場，冷冷清清收場？”
究竟哪里出了問題？
增量配電網原則上是指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)等區域電網。增量配電除完全新建的項目之外，也包括大量原先的存量用戶網，天津泰達電力有限公司的增量配電項目即是由這種存量網“轉正”而來，并作為第一批增量配電試點項目之一，于2018年成功申領了電力業務許可證（供電類）。
“2019年公司代理32家企業首次以獨立售電公司身份參與電力市場化交易，為客戶節省電費支出4000萬元，真正把改革紅利釋放給終端用戶，但是由于輸配電價差僅為0.028元，根本不足以覆蓋成本。”該公司相關負責人指出，“輸配電價是配電網公司的主營業務收入，不能覆蓋成本，勢必影響增量配電網企業的生存問題。”
“日子很難過。以前還好，現在越來越虧。”華東地區同樣存量“轉正”的某增量配電項目業主方某說，“目前，我們與省級電網之間仍采用躉售結算，經歷一般工商業電價連續降低之后，出現購銷價格倒掛問題。”
不同于上述兩家由存量“轉正”企業的先易后難，對于純增量配電網而言，項目甫一開始就面臨著價格和成本的巨大壓力。
2019年4月，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印發的《京津冀增量配電業務改革試點調研報告》（以下簡稱《報告》）顯示，以現行定價方式運行的增量配電企業難以獲得合理收益。
據了解，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。以《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。
不同地區的增量配電試點項目，為何都面臨著相似的價格問題？
2017年底，國家發改委印發了《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》（以下簡稱《意見》），明確“準許成本加合理收益”是增量配電網定價方式的基礎。隨后的兩年多時間里，部分省區據此相繼出臺了當地的配電價格機制。
記者了解到，在各地已出臺的配電價格機制中，除了個別地區明確選擇“準許收入法”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。
在北京先見能源咨詢有限公司副總裁沈賢義看來，各地目前并未考慮配電價格的形成機制。“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，根本不能算作一種定價方法,對增量配電業務改革缺乏實際指導意義。”
沈賢義告訴記者，要將價差作為配電價格的上限需要一個前提條件，那就是電壓等級間的價差需要反映實際成本。然而，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價差普遍過低，這個前提條件在大部分省區都得不到滿足。
北京鑫諾律師事務所律師展曙光舉例說，假設平均輸配電成本為0.15元/千瓦時，220千伏及以上真實的輸電成本為0.05元/千瓦時，10千伏配電成本為0.25元/千瓦時，增量配電所獲輸配電價差為0.20元/千瓦時；在高電壓補貼低電壓0.08元/千瓦時的情況下，220千伏輸電費變成0.13元/千瓦時，10千伏配電費變成0.17元/千瓦時，220千伏到10千伏的輸配電價差減少為0.04元/千瓦時。“交叉補貼導致輸配電價格變化，在輸、配不分的情況下，可以由經營輸配電業務的省級電網企業進行內部收支調整，‘肉爛在鍋里’；但在輸、配分開核算的情況下，價差縮小意味著能夠獲得的配電費也會減少。”
針對輸配電價銜接問題，《意見》提出，不同電壓等級輸配電價與實際成本差異過大的，省級價格主管部門可根據實際情況，向國務院價格主管部門申請調整省級電網輸配電價結構。“但這個解決方案基本上不具備可操作性，這幾年還沒有任何一個省區據此對省級電網輸配電價結構作出調整。”沈賢義說。
除了缺少合理配電價格機制外，增量配電網與省級電網之間的結算問題也尤為突出，各方對于配電網企業市場地位的理解，也在業內引發了廣泛爭論。
“現在很多地方都把增量配網當成用戶對待，要求配電網企業按照電壓等級繳納價差。從權利義務匹配的角度來說，這其實是非常不公平的。”展曙光說，配電網運營商與電力用戶二者承擔的法律責任完全不同，“作為用戶，是要享受電網提供的服務；而配電網建設運營是要去投入設備、運維隊伍，承擔保底供電，為用戶去提供服務的。”
對于這一問題，《意見》明確，配電網與省級電網之間的結算電價，按現行省級電網相應電壓等級輸配電價執行。展曙光認為，這條政策正是導致了目前各地配電網市場地位“低下”的重要原因之一。
而同樣在此附件中，又明確提出“配電網與省級電網具有平等的市場主體地位”。但多位受訪人士透露，配電網企業在結算中已經被當做電力用戶要求繳納價差，所謂平等地位，根本無從體現。
“目前增量配電項目的營商環境和法律地位都不具備電網特征，最多也就是介于大用戶和轉供電之間，一邊要承擔社會對電網企業的責任和義務，一邊卻不具備正常運營電網的企業環境，這類配售電公司的運營難以為繼是可想而知的。”中國能源研究會能源政策研究中心特約研究員彭立斌指出。
“實際上，現在反映在價格方面的所有問題，都是機制設計上存在的問題。”某不愿具名的業內專家直言，“比如說，如何定位增量配電項目？地方政府就應該將其直接看做是在自己行政區劃內的另外一張電網，如果按照這個邏輯制定規則，許多問題就可以簡化。”
“增量配電改革開啟后，一部分增量配電投資者看中的是配電網資源，及用戶資源背后潛在的售電等業務的盈利能力。”中國社會科學院財經戰略研究院副研究員馮永晟指出，“從一開始的頂層設計上，其地位就沒有得到明確，這也導致各方對于增量配電改革的具體理解產生了差別。”
華東電力設計院智慧能源室主任吳俊宏認為，目前省級輸配電價難以反映各個電壓等級的真實成本，是目前增量配電價格機制難以形成的根源。“相較于省級電網，對增量配網進行成本監審的優勢在于，由于其規模相對較小，各類成本相對更加清晰。因此，現階段不妨將‘準許成本加合理收益’優先應用于增量配電網。”
“不同背景的投資者也有不同的出發點。有的人就拿它當個副業，但也有的把身家性命都放在這了。”上述天津泰達電力有限公司負責人說，希望有關部門能夠更多地關心增量配電項目的發展，“現在不少項目已經拿了‘出生證’，其生存空間也應該得到保障。不然最后小孩子營養不良，還是大人的責任。”
