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增量配电业务改革进展及问题与对策研究

能源情报研究中心 封红丽

1.基本实现地级市以上全覆盖，但取得实质性进展不足两成

自2016年11月第一批增量配电业务改革试点项目颁布以来，国家发展改革委、国家能源局分四批在全国范围内开展了404个增量配电网试点项目，已基本实现地级以上城市全覆盖。截至2019年1月31日，前三批试点中，仅有5个建成投产（占2%）、28个开工建设（占9%）。试点项目进展总体缓慢，一些地方政府和电网企业在改革关键问题、关键环节上认识不到位，与中央改革精神存在偏差，配售电业务向社会资本放开的要求未得到有效落实；一些试点项目在供电区域划分、接入系统等环节受到电网企业阻挠，迟迟难以落地。具体前三批试点项目进展情况如下：

•第一批试点项目进展情况：截至2019年1月31日，增量配电业务改革第一批106个试点项目（增量项目82个、存量项目24个）中，20个增量项目已开工建设，河北曹妃甸化学园区、河北沧州临港经济技术开发区、山西太原工业新区、福建宁德湾坞-漳湾工业园区、新疆生产建设兵团第十三师增量配电业务试点等5个增量项目已建成投产。但尚有12个项目未确定业主，23个确定业主但未划定供电区域，28个已完成前置程序但仍未开工建设，4个申请取消试点（全部为北京试点），见图1。

图1 第一批增量配电试点项目进展（截至2019年1月31日）

•第二、三批试点项目进展情况：增量配电业务改革第二、三批试点项目共计214个，分别于2017年11月、2018年4月和6月获得批复。截至2019年1月31日，仅62个试点项目确定业主，13个取得电力业务许可证，8个开工建设。

•2019年上半年最新进展情况：据不完全统计，《宁夏石嘴山高新技术产业开发区增量配电改革试点区域配电网规划（2019-2025）》获批；江苏南京市江北新区配售电有限公司、甘肃金塔新奥金能能源电力发展有限公司、陕煤集团旗下的陕西长安电力澄合配售电公司、河南润奥供电股份有限公司、河南郑州航空港兴港电力有限公司、河南嵩基售电有限公司、河南南阳中关村配售电有限责任公司、湖南东江湖大数据产业园电力有限公司、湖南白沙绿岛配售电有限公司等9个试点获得电力业务许可证（供电类）；重庆两江长兴电力有限公司投资建设的220千伏观音堂变电站、安徽众益售电公司投资兴建的110千伏兴盛变电站两个试点成功投运。至此，浙江、江苏、湖南首批增量配电项目业主全部确定，福建首批增量配电试点项目全部获得电力业务许可证。

2.在政府督促及配套措施的不断明确下，预计试点项目将取得新进展

按照国家发展改革委、国家能源局2019年3月发布的《增量配电业务改革试点项目进展情况通报（第二期）》，第一批试点项目原则上应于2019年6月底前建成投运，至今尚未确定业主、划定供电区域的，应于3个月内完成相关工作，并尽快组织开工建设。第二、三批试点项目应于2019年5月底前确定业主、划定供电区域，7月底前开工建设。6月底前仍未取得明显进展的，国家发展改革委、国家能源局将对相关地区和单位开展约谈。试点进展严重滞后的省（区、市）原则上不得继续申报后续增量配电业务试点。因此，2019年6月底前，前三批试点有了较大进展。

数据来源：国家发展改革委、国家能源局

图2 四批次增量配电试点分布情况

从试点分布的区域类型看，绝大多数集中于各地的工业园、经济（技术）开发区、产业园区、矿区。这些区域电力消耗量大，有大量的电力需求，是拉动各地经济的增长点；与此同时，用户用能方式多元化，具备形成综合用能增值服务的条件。

从投资主体来看，以电网或地方投资平台控股为主，民营企业控股或参与为辅。投资主体主要有电网企业、地方政府或国有企业、电网上下游客户以及其他社会资本，但绝大多数由电网或地方政府控股。以第一批增量配电业务改革试点项目为例，前61个项目确定的项目业主中，非电网企业控股的试点项目数量达到38个。

从商业价值来看，后续仍有大量社会资本竞相投入，反映出增量配电市场隐含了市场公认的潜在价值。自首批增量配电改革试点施行已两年有余，尽管大多数人称增量配电业务不赚钱，目前也尚无清晰的盈利模式，但从第四批试点推进速度和数量上看，进入增量配电市场的劲头并未减弱。

从配电网资产特点看，存量配电资产转增量的项目大大增加，较纯增量项目更易快速见成效。大型企业产业园区转型增量配电网已经势不可挡，如第四批试点中的山西霍州煤电、晋煤集团、辽宁抚顺矿区、上海外高桥港区、河南中原油田、平煤神马集团、鹤壁矿区、广西来宾合山煤矿、重能投松藻配电网、陕西黄陵矿区、新疆西北油田等。存量项目比纯增量项目在程序上操作相对简单，既省去了招标环节、直接确定业主，也更容易快速见成效。

2016年10月11日，国家发展改革委、国家能源局发布了《有序开放配电网业务管理办法》，之后，各部委、地方接连出台多个文件，推动了增量配电网相关工作的开展。国家层面的政策文件紧密相关的超过20个，主要涉及增量配电网业务管理办法、增量配电网业务改革试点、增量配电管理、增量配电成本监审和价格管理等，具体见附表1。

与此同时，各省也积极响应输配电试点建设，陆续推出相关政策。截至目前，各地出台的增量配电相关政策超30个。电力大省江苏出台的相关文件最多，并占据两个“全国首个”席位，分别为：第一个省级增量配电网技术规范纲要——《江苏省配电网业务放开技术规范纲要》和全国首个增量配电网供电服务规范——《江苏增量配电网供电服务规范（征求意见稿）》。四川省的政策力度最大，四川省发文明确提出，国网不得控股、无需缴纳基本电费和供电费、获批两月内确定业主、项目核准后电网企业必须按时提供施工电源等几点要求，直击增量配电改革痛点，有助于试点项目的顺利推进。

针对推进增量配电改革的过程中，存在业主确定、区域划分、存量资产处置、配网工程接入、电网公司控股、配电价格核定等问题，国家也在对相关政策机制进行不断的调整和完善。从目前政策引导来看，国家发展改革委和国家能源局有针对性地提出解决措施，包括：简化流程；要求电网提高政治站位，不控股；更好进行供电区域和资产划分；更快办理电力业务许可证供电类（供电类）降低增量配电网项目开发过程中的隐形成本；总结前三批增量配电网试点落地难的症结，对第四批试点项目的面积、供电量和投资规模等都提出了明确要求。

2.增量配电网价格政策分析

在增量配电业务改革试点政策中，增量配电网价格可谓是最核心的政策，这直接关系到企业商业模式的形成。虽然早在2017年国家就出台了《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，但并没有给出具体可执行的配电网配电价格定价办法，只是给出了一个带有原则性、方向性的指导意见。文件明确规定，省级价格主管部门应根据本省情况，充分征求有关企业和社会意见后，选择合适的配电价格定价方法。

在国家政策指导下，部分省区（福建、浙江、天津、河南、四川等）正式印发了增量配电网的配电价格机制，还有部分省区（海南、湖北、广西、云南、广东、山东等）公布了征求意见稿。福建是全国首个出台增量配电网配电价格机制的省份，规定配电价格通过招标形成，未通过招标形成实行的，实行最高限价管理。大部分省份都按照此种模式，基本都回避了增量配电价格中最核心的“增量配电网是否需要缴纳基本电费或应该如何缴纳、高可靠性费用如何收取等问题”。

不过，河南、四川、贵州在这一方面有了进一步的突破。在结算制度上，河南是全国首个明确增量配电网与省级电网结算的基本电价标准的省份，提出按照输配电投资比例来分享基本电费。尽管该方案的思路是正确的，但在实际操作中仍旧难以落地。四川的政策更加强有力，明确规定，增量配电网试点国网不得控股，且无需缴纳基本电费和供电费。山东则创造性的提出“折扣系数”概念，为配电价格招标明确了方法、路径，并明确了高可靠性费用收取。

由于输配电价的传递性，下一电压等级包含上一电压等级的价格，因此这里选择电压等级最低的不满1kV的输配电价，就能大致比较出各省在输配电价方面的总体水平。由于各省输配电价标准不统一，有的采用单一制和两部制分类，有的采用工商业和大工业分类，甚至有的按照变压器容量分类，在此将部分省份的工商业电价按照单一制电价进行统计对比分析，具体见图3。

图3 全国各省（市、区）工商业用户不满1kV电压等级输配电价对比

从已经公布的输配电价数据上看，我国输配电价区域差异较大。经过几轮降电价后，去年处于全国最高水平的北京输配电价得到明显降低，被蒙东和吉林赶超。蒙东地区不满1kV的输配电价最高，达到0.5071元/千瓦时，远超其他地区。冀北、山西、云南及西北地区等处于全国较低水平，价格均在0.15元/千瓦时以下。

从两网所辖区域看，南网管辖区域内，除云南、广东外，贵州、广西、海南三省的输配电价都超过了0.3元/千瓦时，整体来看南网的输配电价水平普遍高于国网。

其中，1～10kV、35kV和110kV电压等级的工商业输配电价，如图4所示。

图4 全国各省（市、区）其他电压等级工商业输配电价

2.大工业不同电压等级输配电价分析

下面我们重点对增量配电网里占比较大的大工业用户（专线用户）的配电价格进行分析。本文只分析增量配电网，因此这里只对220kV及以下的电压等级的大工业配电价格进行分析。

由于各省（市、区）输配电价制定的标准差异较大，有的按照一般工商业和大工业用户分类，有的按照单一制电价和两部制电价分类，这里将大工业电价均按照两部制电价进行大致对比，各省市区1～10kV、35kV、110kV、220kV电压等级的输配电价如图5所示。这里35kV电压等级基本可以代表整个输配电价走势。

图5 全国各省（市、区）大工业用电不同电压等级输配电价

（注：上海、黑龙江、甘肃数据为2017年9月公布电价，未查到最新电价，因此可能与实际有一定差别；新疆未查到110kV及以上电压等级电价）

从区域分布看，大工业电价水平整体呈现东高西低。电压等级在1~10kV的输配电价排名前三的分别是上海、广西和和浙江，最低的为蒙西、山西和青海；35kV的输配电价最高的分别为上海、新疆和江苏，最低为蒙西、青海和山西；110kV的输配电价最高的为上海、江苏和河南，最低为云南、山西和新疆；220kV的输配电价最高的为上海、天津和河南，最低为云南、青海、新疆。

由于不同电压等级用户，根据所在区域不同，可能接入不同电压等级的配电网，也将产生多个输配电价差。例如10kV电压等级的用户，在不同区域，有可能接入35kV电压等级的配电网，也有可能接入110kV电压等级的配电网，价差也将有多种可能。这里为了举例说明，如何判断不同省份配电网的投资价值，只是简单将相邻电压等级价差做了简要分析，即相邻电压等级的价差=本电压等级电价-上一电压等级电价，为投资者提供决策参考。在实际操作中，要具体情况具体分析。

关于增量配电网的投资价值，主要考虑的内容：一是规划设计和成本；二是安全质量和风险；三是投资回收。投资回收主要包括三个方面：一是过网电量；二是核定的输配电价；三是中长期的回报率。就未来3～5年而言，主要看电量和电价。因此，电价是关系到增量配电网投资价值的核心因素。

各电压等级增量配电价差越大，越有利于投资，盈利性越好。这里我们重点分析一下大工业用户每个电压等级价差，这里统计1～10kV、35kV、110kV分别与其上一等级电压的价差，以及不同电价等级的平均价差（原则上应按照各电压等级在该省用电量比例作为权重系数，但由于数据难以获取，在此只将三个电压等级价差的平均数作为平均价差，进行简单对比），具体如表1。

表1 大工业不同电压等级价差情况（单位：元/千瓦时）

（1）高投资价值区间，平均价差在0.03元/千瓦时，包括广西、云南、贵州、青海、四川、上海6省市；

（2）中间投资价值区间，平均价差在0.02元/千瓦时，包括湖南、蒙东、宁夏、海南、福建和山西6省（市、区）；

（3）较低投资价值区间，平均价差在0.02元/千瓦时以下，包括浙江、湖北、重庆、甘肃、广东、北京、吉林等省（市、区）。

按照不同电价等级价差来看，处于高投资价值区间的省份如下：

1~10kV电压等级价差最大的当属广西，价差高达0.1459元/千瓦时，远超其他省份各电压等级价差。价差在0.03元/千瓦时以上的省份，还包括海南、上海、贵州、宁夏、山西、浙江。

35kV电压等级价差最大的为云南，价差在0.0762元/千瓦时。价差在0.03元/千瓦时以上的省份，还包括蒙东、上海、贵州、四川、甘肃。

110kV电压等级价差最大的为青海，价差为0.0823元/千瓦时，超过0.03元/千瓦时的仅此一个省份。该电压等级的价差比其他低电压等级价差相对较小。投资价值相对较高的还包括广东、湖南、宁夏、福建。

值得注意的是，上海110kV和广东35kV电压等级的配电价差均为零。如果按照国家层面的指导意见，即省级电网的上一电压等级与同电压等级输配电价差作为依据，若企业仅靠赚取价差获取收益，则增量配电网投资根本不具备盈利性。

当然决定增量配电网投资的因素很多，不仅要考虑电价，还要考虑许多其他因素，包括线损率、容量费、需量费等其他因素。基本电价分按最大需量计费和按变压器容量计费两种方式。从基本电价的情况来看，北京最高，天津最低，具体见图6。从线损率来看，河南、湖南、蒙东的线损率最高，均超过了8%，而用电量大省江浙一带、甘宁地区线损率较低。线损率越低，也就意味着增量配电网投资的盈利空间越大。

当前增量配电网主要有五类参与者，主要的商业模式主要为基础服务、售电业务以及增值服务。然而，目前我国增量配电运营模式还比较单一，从已运行的存量配电项目看，运营模式较传统，鲜有开展增值服务的案例，而且还未达到如文件描述的通过收取配电服务费获得营收。

1.增量配电的主要参与者

在分析增量配电业务的商业模式之前，首先应该捋清增量配电业务的主要参与者，在该市场中承担何种角色，将决定其主要盈利点及适合其自身发展的商业模式。目前市场上主要有五大参与者，具体如下：

第一类参与者多以能源电力央企为主，一方面拓展发电以外的业务，借电力改革红利进入电网领域，另一方面拥有电网业务的企业寻找机会发展壮大自己。

第二类参与者是已有相当规模存量资产在运营服务的企业，借改革机遇获得电力业务许可证（供电类），将供电服务合法合理化。

第三类参与者主要是电网设计、工程施工总包和设备供应商等，参与增量配电网主要是为了产业链其它环节创造业务增值点。

第四类参与者主要是之前就从事非电能源服务的，如供水、供热、供气，以“综合能源服务”的概念进入电力服务。

第五类参与者是各路资本和基金，借助资本之力进入综合能源服务和能源互联网领域。

上述参与者基本都已成功进入增量配电网市场，他们的利益寻求点不止靠输配电价来回收投资，而是试图在产业链其他环节带来价值，实现长短结合获取收益。

2.增量配电的商业模式

增量配电网的收益，具体可从收取配电网“过网费”、配电网容量费、购售电、增值服务（如能效管理服务、综合能源服务、合同能源管理、配售电工程总包服务、减容工程服务、外线建设服务、运维服务等）收益等几个方面来获得。

然而，目前我国增量配电运营模式还比较单一，鲜有开展增值服务的案例。当然，主要原因在于大部分省份配电价格还未及时核定，市场化购电途径还不够充分。

随着各省配电价格机制、电力现货市场交易等政策的不断完善，增量配电运营的商业模式也将逐步形成。增量配电网运营商业模式主要有以下几种：

一是基础服务，收取配电网“过网费”、容量费等。服务内容包括但不限于：投建、运营、调度、维护、建设与改造配电网络；用户用电的无歧视报装、接入和增容；提供用户计量、抄表、收费、开具发票和催缴欠款等服务；公开配网运行信息、承担电力统计工作；保护电力设施、防窃电；代收、代付政府性基金、交叉补贴、新能源补贴、保底供电服务等。

二是售电业务。据统计结果显示：在第一批最早确认业主的61家增量配电网业务改革试点项目中，有20家业主自身或资本参与方具备售电公司资质，占到已确认业主项目总数的32.79%。在售电业务中，售电公司可以与电力用户协商确定电力的市场交易价格，并可以不受配电区域限制进行购电。对于拥有配电网运营权的售电公司，具备条件的要将配电业务和竞争性售电业务分开核算。

三是增值服务。服务内容包括但不限于为用户提供用电规划、智能用电、节能增效、合同能源管理服务、用电设备运维；用户多种能源优化组合方案，提供发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务；提供减容工程服务、外线建设服务等工程服务。

资料显示，目前，中国配网投资占电网投资的比重仅为53.55%，而发达国家这一比例稳定在60%以上。根据国家能源局此前发布的《配电网建设改造行动计划（2015-2020年）》，2015年至2020年，全国配电网建设改造投资不低于2万亿元，“十三五”期间累计投资不低于1.7万亿元。

尽快出台配电价格定价办法。配电价格核定前，只能按照省级电网输配电价差确定配电价格，这种方式会导致很多问题，比如：没有真正反映配网投资运营成本，部分配电网难以收回投资，部分条件较好的存量配电网获得过多的收益；难以激励配电企业降低损耗；也无法支撑配电企业制定更合理的配电价格套餐等。省级价格主管部门需要将《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》中的原则细化成明确的、可操作的步骤，结合各省市实际，出台各省市的增量配网配电价格定价办法。

参考文献：