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独家 | 增量配电业务改革进展及问题与对策研究

时间：2020-10-26 来源：能源研究俱乐部 浏览：

自2016年以来，国内增量配电业务改革已开展四批试点，基本实现地级以上城市全覆盖，极大调动了各地投资积极性。但总体来看，前三批试点项目进展相对缓慢，取得实质性进展不足两成。本文重点归纳总结增量配电网改革进展及特点、增量配电政策，深入分析配电网输配电价及投资前景、主要商业模式及市场潜力，针对目前增量配电网改革步伐缓慢的现状，找出其存在的主要问题，并提出相应的发展建议，为目前开展增量配电的企业及管理者提供参考。

此外，随着配套督促措施更加明确，后续试点项目的推进将更加顺利。在总结前三批试点经验的基础上，第四批试点的通知提出了一些要求，明确了多项措施，如明确要求电网企业要积极支持试点项目落地，加强合作，加快办理电网投资建设、资产评估、股东意见、并网接入、供电服务等手续，切实支持增量配电业务改革，以及提出过程管控、第三方评估、建立联系点、开展培训等措施，这些都比较实用。

从试点公布时间上看，增量配电业务改革试点的推进正在不断加速。截至2019年6月底，国家发展改革委、国家能源局共发布四批试点404家。其中，第一批106家，第二批89家，第三批的第一批次97家、第二批次28家，第四批84家。各批次公布的时间分别为：2016年11月、2017年11月、2018年4月、2018年6月、2019年6月，发布周期从一年减至半年，明显提速。

总体而言，随着增量配电配套政策的不断完善，增量配电试点申请要求更加明确。随着配电区域划分、电压等级等争议难题的逐步解决，增量配电试点市场主体不断试水以及实践经验的积累，后续增量配电试点的推进速度较前三批试点的推进速度将更快。

截至目前，贵州的政策最为积极，首次提出了更加明确且易于操作的方案，规定增量配电网基本电费按照3.2分/千瓦时收取。该方案使得企业投资增量配网的营收有所保障，而此前其他省份的政策对增量配网的商业模式没有太明显作用。预计该文件将实质性地推动贵州省内多个增量配电业务改革试点项目的落地，还将为其它省区解决类似问题提供参考借鉴。

1.一般工商业输配电价分析

值得注意的是，各省输配电价制定raybet雷电竞电竞app下载地址 差异很大：有些省份同一电压等级单一制电价要比两部制电价低，如河北、河南、山东、福建，这意味着若大工业客户可选择采用单一制电价更有利；有些省份两个电压等级的电价相同，如上海和广东，若按电压价差核算，根本无投资回报率。

从投资的角度分析，上述平均价差等级可以分为三个区间，意味着投资价值也处于三个区间：

图6 全国各省（市、区）基本电价及线损率情况
目前来看，如果仅仅依靠收取配电网费用，配电网投资存在一定风险，需增加更多的增值服务，以及好的商业模式，才可能具备盈利空间。

增量配网的放开可以激活更多新的商业模式，例如电力设备厂商可以借助增量配网项目的投建与改造，升级为工程总承包商，这样其所获得的收入将不再只是低毛利率的设备收入，还将新增电力工程总包收入。电力设备厂商还可利用自身生产经验开拓后端运维＋数据增值服务，该市场有望快速规范化并产生更多盈利点。配网运营商可对客户收取配电及用电费用，实现配售一体化运营等。

据统计，我国现有347家国家级工业园区，1167家省级工业园区，假设国家级工业园区年平均用电量为20亿千瓦时，省级工业园区用电量为5亿千瓦时，则全国工业园区年用电量为12775亿千瓦时。大工业用户接入的配电网平均输配电价约0.1412元/千瓦时，则拥有配电网运营权的电网企业和售电公司年输配电价收入达1803亿元。因此，未来增量配电网还有很大的市场增长空间。

增量配电项目具有前期投入大、建设周期长、投资回收期慢等特点，目前试点项目大多处于起步阶段，配电网资产和用户尚未形成规模效应。在改革实施过程中，有些地方政府投资平台与电网企业都想控股，有些地方政府给投资方提出带产业、降电价等过高要求，有些项目在现阶段的低收益（甚至持续亏损）预期无法吸引投资方，导致合理的配电价格机制无法落实，试点项目的配电网投资难以通过电价疏导，项目经营困难。电网企业与增量配电网业主也存在利益博弈关系。目前已建成的增量配电网试点工程大部分由电网企业控股或参股，前320个增量配电网试点中，电网企业未参与的项目少有取得实质进展的。在政府、电网和用户配电资产互相交织的情况下，由于各方利益诉求的不同，各方资产如何参与迟迟难以达成一致意见，导致项目难以落地。

其次，输配电价结构不合理，导致配电价格基本没有盈利空间。文件明确提出：“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。”而本轮电改核定的输配电价，多数省市仍然存在输配电价结构不合理的问题：220千伏以下电压等级间价差过小，在地方政府尚未出台增量配网配电价格定价办法，配电价格无法核定的情况下，导致配电价格基本没有盈利空间，甚至部分配电网内没有电压等级差而无法收取配电费，如上海110kV和220kV的电价相同。虽然指导意见对配电网价格调整有特殊规定：“不同电压等级输配电价与实际成本差异过大的，省级价格主管部门可根据实际情况，向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构”，但实际操作起来比较困难，且耗时很长。

许多地方的增量配电项目存在仓促上马或停滞不前问题，不利于整体改革的推进。一方面，一些地方对改革政策理解不到位，把改革试点项目当做一般性投资项目盲目上报，项目论证不充分，造成项目在实施过程中出现流标、意向投资方退出、推进困难等情况；另一方面，在一些地方主管部门项目批复文件中，对项目名称进行批复，没有对规划方案、配电区域划分等内容进行明确，导致试点项目落地困难、试点范围随意更改、配电网重复规划以及重复建设等不合理现象。这种局面容易造成当事各方采取策略性行为，像地方政府直接干预式推进、电网企业过度保守式阻碍，以及投资主体的不合理进入动机，如采取“为被收购而进入”策略等。

目前，相关政策法规、raybet雷电竞电竞app下载地址 在一定程度上存在不完善、不细致情况，突出体现是存量配电资产处置程序不明确，项目核准、接入方案、供电业务许可证办理周期长，制约了项目推进的进度。虽然近两年国家密集出台政策，但是实操方面的政策尚未落地，如输配电价政策。某地方能源局官员时在接受采访时认为：“增量配电试点艰难推进，反映出电网企业对政府有权调整或确定供电范围划分的权力不认同，这背后的体制原因是政府对电网管理缺乏法规。由于所有权和经营权没有实现清晰界定，没有建立起完备的电网特许经营制度，尤其是没有明确特许经营内涵里重要的退出机制，不仅有效的监管无从谈起，甚至电网资产的所有者也失去了控制权，经营者成为了事实上的资产所有者。”与此同时，项目实施过程中，大量项目的配电网处于犬牙交错，互相交织的多方产权状态。这也从侧面反映了我国配电网缺乏统一管理机制。

增量配电网试点项目具有初期投资大、融资难、投资回报低、周期长的特点，项目盈利性差。部分试点项目质量不佳，招商引资未达预期，无法回收投资。在前三批320个已批复的项目中，有很多试点项目，特别是第二批和第三批项目中，从占地面积、用电负荷上难以看到开展增量配电业务改革试点的优势。同时，对园区未来负荷增长估计不足，特别是新园区，招商引资不到位，园区入驻企业少或者慢，用电需求难以达到预期，不但影响本项目后续运营，也严重动摇了市场主体投资配网项目的信心。其次，增量配网投资主体遴选不当、企业股权结构过于分散，引起公司治理等问题与困难。引入并激发社会资本力量是本次增量配网改革目的之一，但部分省市在具体项目业主遴选时，存在两方面问题：一是投资主体选择不当，致使后续建设运营难以推进；二是引入的社会资本方过多，导致公司决策缓慢、股东意见难以统一、缺乏绝对控股方、项目进展难以符合地方经济发展的要求等问题。

充分发挥地方政府的积极性，与电网公司合作共赢，调动各方积极性。兼顾电网企业发展空间，避免对电网企业生产经营造成过度冲击。在具体实施层面，建议政府与电网企业，切实有效地拿出部分优质项目，比如要求电网企业列出年度配网投资计划，由政府或电力监管部门组织进行项目筛选，并由社会资本进行投资，电网企业不参股或小比例参股。社会资本将此部分优质项目打造成配网示范性项目，探索配网投资、建设、运营典型方式，供其他试点项目借鉴参考。

调整省级输配电价结构。在发达国家的终端电价中，输电费和配电费的比例一般在1∶3至1∶5范围，而我国当前的情况则相反。2019年，国家将开展第二轮省级电网输配电价的核定工作，在输配电价结构不合理的地方，省级价格主管部门可根据当地实际情况，在避免终端用户目录电价倒挂的前提下，优化输配电价的结构，报国务院价格主管部门审定，保证配电价格有一定的盈利空间，促进增量配网健康发展。如上海110kV和220kV电压等级价格相同问题的调整，山东、河南、河北同电压等级两部制电价高于单一制电价的调整等。

截至目前已经出台四批增量配网试点，速度有所加快，但是落实情况并不乐观，需控制项目审批节奏。对试点项目进行全面评估，通过比选，总结推广试点实施和配售电公司运营经验，发挥典型引领作用。对试点项目中暴露出的共性问题开展深入研究，有针对性提出解决措施，解决项目落地问题。加强对项目申报文件的引导和管理，避免出现“项目先天不足”的问题。

增量配电业务改革涉及内容复杂，需要建立完善配电网规划、配电区域划分、配电价格核定、并网互联、调度、监管等一系列政策措施，特别是完善增量配电网价格机制，出台适应各地区实际情况的增量配电网配电价格定价细则，需要统一配电网规划、建设、并网、运行、服务、可靠性等raybet雷电竞电竞app下载地址 ，才能更好地落实推进。同时，细化存量资产处置程序，简化相关审批程序；建立试点项目退出机制；完善争议解决机制。

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