2016年，在电力过剩加剧的形势下，电力体制改革风起云涌，地方电力体制综合改革和有关业务改革试点方案纷纷推出，但总体上还是雷声大雨点小。配电网业务改革方案迟至2016年第四季度推出，比其它电力体制改革配套文件晚了将近一年。但这位“迟到者”却释放出电网输配分开、产权制度改革及监管改革的重大信号。
激烈博弈中强力推出
电改“9号文”明确，要“有序向社会资本放开配售电业务”，“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。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”。这实际上是实施输电和配电业务分开的重大信号。同时，要求“继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究”，暗示当时对包括输配分开在内的输配电体制改革存在争议。但是，输配电体制改革的“发令枪”已响，突破点聚焦在增量配电业务放开上。
值得关注的是，国家有关部门在制定电改配套文件过程中，在输配电体制改革方面明显存在激烈博弈。2015年11月26日，《国家发改委、国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体【2015】2752号）涉及至少9个国务院部委办局参与制定并经经济体制改革工作部级联席会议（电力专题）审议通过的6个电力体制改革配套文件，包括输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建、有序放开发用电计划、售电体制改革及燃煤自备电厂监督，唯独没有涉及配电业务。为何如此，值得玩味。
时隔近一年，2016年10月8日，“国家发改委、国家能源局关于印发《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》的通知（发改经体【2016】2120号）”发布，正式将有序放开配电网业务管理纳入电力体制改革配套文件。2016年11月27日，国家发改委、国家能源局印发了《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》（发改经体【2016】2580号），确定了第一批105个增量配电业务改革试点项目。2016年12月8日，国家能源局印发了《关于对拥有配电网运营权的售电公司颁发管理电力业务许可证（供电类）有关事项的通知》（国能资质【2016】353号），标志着配电网业务改革进入实质性操作阶段。
释放电网深度改革重大信号
第一，放开配电网业务，实际上是对增量电网实施输配网业务体制分离，可为存量电网输配网业务体制分离积累经验。
增量配电网业务可由社会资本控制，新的市场主体独立投资、建设、运营、核算，完全脱离了原来电网企业的控制，新的市场主体与电网企业是法人之间的经济关系，配电业务与输电业务在体制机制上完全分离。
这种彻底性的输配电体制分离，完全不同于曾经尝试的电网内部单独核定输配电成本、单独核算输配电业务。在原电网体制内实施相对独立的输配电业务分开很难，不能有效控制资源浪费和转移，摆脱不了原电网内外部环境，解决不了内部人控制问题和信息不对称问题，分辨不出配电网投资、运营效率的高低。
可以预期，增量配电网投资和运营效率的提升，必将进一步推动存量配电网投资和运营效率的提升，进而推动整个电网效率的提升。此外，配电业务的放开也可能加速电网输配电业务的体制性分离，甚至触发对输电网体制的改革。
第二，配电网向社会资本开放是电网产权制度改革的重大突破。
在此轮电力体制改革中，首次推出了电网产权制度改革措施。即产权向社会资本开放，这将实现产权多元化、民营化或私有化。
产权的多元化甚至民营化，是改革反对者的核心论据。他们认为，民营化会推高电价，在国家救灾等紧急状态下国有企业能更好发挥作用。但支持者却认为，产权向社会资本开放，恰恰能够改善企业治理结构，“促进配电网建设发展，提高配电网运营效率”。
所以，总体来讲，如果改革试点成功，存量电网资产产权多元化将为期不远。
根据《有序放开配电网业务管理办法》，配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。配电网业务是指对以下三个方面增量或存量配电网的投资、建设和运营：1、满足电力配送需要和规划要求的增量配电网；2、以混合所有制方式投资增容扩建的配电网；3、除电网企业以外的其他企业的存量配电网。
第三，有序放开配电网业务，实质上是全方位引入市场机制，必然倒逼电网监管体制加快改革。
这次配电网业务改革，不仅在投资（包括产权多元化）、建设、运营等环节引入市场竞争机制，而且还要推动政府加速配电网企业绩效、配电价格监管等方面改革进程。
一方面，根据《有序放开配电网业务管理办法》，“鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网”，对“拥有配电网运营权的售电公司”，“应创新运营机制和服务方式，以市场化、保底供电等多种形式向受托用户售电”。
但另一方面，监管体制改革显得更为重要。在项目管理方面，办法要求，“地方政府能源管理部门应当通过招标等市场化机制公开、公平、公正优选确定（增量配电网）项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议。”换言之，如何引入市场机制，提高办事效率，是政府需要继续解决的一个问题。
在运营方面，配电网运营者在其配电区域内从事供电服务，其核心内容应包括“向各类用户提供电力普遍服务。公开配电网络的运行、检修和供电质量、服务质量等信息”，“向市场主体提供配电服务、增值服务”，“向非市场主体提供保底供电服务”。实际上，在监管层面政府应该实施绩效激励监管，把供电质量、服务质量等配电业务质量与配电收入挂钩，这是政府监管改革的重要内容。
电价监管制度改革是监管制度改革最核心内容。根据《有序放开配电网业务管理办法》，“增量配电区域的配电价格由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发改委备案。配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。”
但现行成本加成定价方式并不利于促进企业提高投资和运营效率，也很难解决监管信息不对称问题。以监管期内价格限制、价格招标或对标定价为核心辅助绩效激励的综合定价方式，应是配电价格监管改革探索的方向；同时，应引入有效的社会公开监督，建立健全监管会计和监管审计制度。
监管改革决定成败
衡量配电网业务改革成败，关键是看能否促进配电网建设发展，提高配电网运营效率，提高供电质量和服务质量，降低用户购电成本。配电网业务改革面临极大的失败风险，关键在监管体制机制改革。
第一，市场环境系统性改革是配电网业务改革成败的关键。
根据改革安排，政府有关部门应该承担主要责任，这些部门应该切实转变观念，提高专业水平，系统地重建配电网市场主体的市场环境，建立健全廉洁高效监管机构。监管制度改革的核心是建立市场化的配电网价格形成机制及配电网绩效激励机制；同时，分开竞争和非竞争性业务，建立监管会计等有关信息披露、报送制度，引入社会监督，有效解决信息不对称问题。
切实加强市场主体培育。对配电网建设和运营市场主体，在金融、财政、税收、工商、技术、人力等方面给予大力政策支持，对短板专业要加强指导、培训，逐步使其具有与电网相抗衡的各种资源。
第二，科学确定配电网价格空间有利于促进电网健康发展。
配电网价格空间过大过小都不利于健康发展。电价空间的科学合理划分，有利于发挥价格的引导作用，促进电力特别是电网内部协调发展。在确定配电网价格空间时，应该围绕电力客户需求，依据现状和发展规划，有利于分布式电源发展，着眼于配电网智能发展，充分考虑劳动密集、科技密集等因素。
第三，正确认识配电网业务开放导致的同网不同价矛盾。
这是其中一项政策风险。由于增量配电网业务的竞争性，同一价区电网的配电网可能由不同市场主体投资、运营，从而导致价格差异，使终端同一类用户用电价格不同，即同网不同价。同时，同一价区电网不同配电网市场主体，也可能是县级供电公司。
这一改革政策实施的结果，与1998年我国对农村电网实行“两改一同价”（“改革农村电网管理体制，改造农村电网，实现城乡用电通网同价”）的结果相反。那时地方县一级电网由中央电网代管，经过股份制改造后改为直管。但国务院办公厅于2013年1月23日发布的《能源发展“十二五”规划》要求，2015年将全面实施新一轮农村电网改造升级，实现城乡各类用电同网同价。这些矛盾需要政策协调。
第四，放开配电网业务政策中的折中规定影响改革效果。
这是改革方案不完备性风险。《有序放开配电网业务管理办法》允许“电网企业控股增量配电网拥有其运营权”，“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经营配电网”。这一规定可能在电网“一股独大”作用下，沿用电网原有的管理模式，难以提高配电网运营效率，甚至可能产生配电网市场主体的非公平竞争。此外，办法还允许配电网市场主体调度与运营一体化，此措施仍受制于电网原有模式，不利于调度与电网分离的深度改革等，应该在试点改革中探索、修正。
（作者系华能技术经济研究院市场研究室主任）
