增量配电与竞争性电力市场
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。
增量配售的组织结构
在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。
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。
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人终端用户电价，而只能通过配电价格进人，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。
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人，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人。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人和控制增量配电，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。
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。
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人需求而言。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。
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人统一电力市场之内，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。
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人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。
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。
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人、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人，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Roland (2008)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。
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、电网接人、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，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，以免陷人技术问题的争夺战。
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，实行公平无歧视接人原则，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、价格调整纳人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，构建准人、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。
