自2016年以來，國內(nèi)增量配電業(yè)務(wù)改革已開展四批試點，基本實現(xiàn)地級以上城市全覆蓋，極大調(diào)動了各地投資積極性。但總體來看，前三批試點項目進展相對緩慢，取得實質(zhì)性進展不足兩成。本文重點歸納總結(jié)增量配電網(wǎng)改革進展及特點、增量配電政策，深入分析配電網(wǎng)輸配電價及投資前景、主要商業(yè)模式及市場潛力，針對目前增量配電網(wǎng)改革步伐緩慢的現(xiàn)狀，找出其存在的主要問題，并提出相應(yīng)的發(fā)展建議，為目前開展增量配電的企業(yè)及管理者提供參考。

一、增量配電業(yè)務(wù)進展及特點分析

1.增量配電試點項目進展情況

增量配電業(yè)務(wù)改革進展及問題與對策研究

自2016年11月第一批增量配電業(yè)務(wù)改革試點項目頒布以來，國家發(fā)展改革委、國家能源局分四批在全國范圍內(nèi)開展了404個增量配電網(wǎng)試點項目，已基本實現(xiàn)地級以上城市全覆蓋。截至2019年1月31日，前三批試點中，僅有5個建成投產(chǎn)（占2%）、28個開工建設(shè)（占9%）。試點項目進展總體緩慢，一些地方政府和電網(wǎng)企業(yè)在改革關(guān)鍵問題、關(guān)鍵環(huán)節(jié)上認識不到位，與中央改革精神存在偏差，配售電業(yè)務(wù)向社會資本放開的要求未得到有效落實；一些試點項目在供電區(qū)域劃分、接入系統(tǒng)等環(huán)節(jié)受到電網(wǎng)企業(yè)阻撓，遲遲難以落地。具體前三批試點項目進展情況如下：

?第一批試點項目進展情況：截至2019年1月31日，增量配電業(yè)務(wù)改革第一批106個試點項目（增量項目82個、存量項目24個）中，20個增量項目已開工建設(shè)，河北曹妃甸化學(xué)園區(qū)、河北滄州臨港經(jīng)濟技術(shù)開發(fā)區(qū)、山西太原工業(yè)新區(qū)、福建寧德灣塢-漳灣工業(yè)園區(qū)、新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團第十三師增量配電業(yè)務(wù)試點等5個增量項目已建成投產(chǎn)。但尚有12個項目未確定業(yè)主，23個確定業(yè)主但未劃定供電區(qū)域，28個已完成前置程序但仍未開工建設(shè)，4個申請取消試點（全部為北京試點），見圖1。

圖1：第一批增量配電試點項目進展（截至2019年1月31日）

?第二、三批試點項目進展情況：增量配電業(yè)務(wù)改革第二、三批試點項目共計214個，分別于2017年11月、2018年4月和6月獲得批復(fù)。截至2019年1月31日，僅62個試點項目確定業(yè)主，13個取得電力業(yè)務(wù)許可證，8個開工建設(shè)。

?2019年上半年最新進展情況：據(jù)不完全統(tǒng)計，《寧夏石嘴山高新技術(shù)產(chǎn)業(yè)開發(fā)區(qū)增量配電改革試點區(qū)域配電網(wǎng)規(guī)劃（2019-2025）》獲批；江蘇南京市江北新區(qū)配售電有限公司、甘肅金塔新奧金能能源電力發(fā)展有限公司、陜煤集團旗下的陜西長安電力澄合配售電公司、河南潤奧供電股份有限公司、河南鄭州航空港興港電力有限公司、河南嵩基售電有限公司、河南南陽中關(guān)村配售電有限責(zé)任公司、湖南東江湖大數(shù)據(jù)產(chǎn)業(yè)園電力有限公司、湖南白沙綠島配售電有限公司等9個試點獲得電力業(yè)務(wù)許可證（供電類）；重慶兩江長興電力有限公司投資建設(shè)的220千伏觀音堂變電站、安徽眾益售電公司投資興建的110千伏興盛變電站兩個試點成功投運。至此，浙江、江蘇、湖南首批增量配電項目業(yè)主全部確定，福建首批增量配電試點項目全部獲得電力業(yè)務(wù)許可證。

②在政府督促及配套措施的不斷明確下，預(yù)計試點項目將取得新進展

按照國家發(fā)展改革委、國家能源局2019年3月發(fā)布的《增量配電業(yè)務(wù)改革試點項目進展情況通報（第二期）》，第一批試點項目原則上應(yīng)于2019年6月底前建成投運，至今尚未確定業(yè)主、劃定供電區(qū)域的，應(yīng)于3個月內(nèi)完成相關(guān)工作，并盡快組織開工建設(shè)。第二、三批試點項目應(yīng)于2019年5月底前確定業(yè)主、劃定供電區(qū)域，7月底前開工建設(shè)。6月底前仍未取得明顯進展的，國家發(fā)展改革委、國家能源局將對相關(guān)地區(qū)和單位開展約談。試點進展嚴(yán)重滯后的?。▍^(qū)、市）原則上不得繼續(xù)申報后續(xù)增量配電業(yè)務(wù)試點。因此，2019年6月底前，前三批試點有了較大進展。

此外，隨著配套督促措施更加明確，后續(xù)試點項目的推進將更加順利。在總結(jié)前三批試點經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，第四批試點的通知提出了一些要求，明確了多項措施，如明確要求電網(wǎng)企業(yè)要積極支持試點項目落地，加強合作，加快辦理電網(wǎng)投資建設(shè)、資產(chǎn)評估、股東意見、并網(wǎng)接入、供電服務(wù)等手續(xù)，切實支持增量配電業(yè)務(wù)改革，以及提出過程管控、第三方評估、建立聯(lián)系點、開展培訓(xùn)等措施，這些都比較實用。

2.增量配電試點項目特點分析

從試點公布時間上看，增量配電業(yè)務(wù)改革試點的推進正在不斷加速。截至2019年6月底，國家發(fā)展改革委、國家能源局共發(fā)布四批試點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。各批次公布的時間分別為：2016年11月、2017年11月、2018年4月、2018年6月、2019年6月，發(fā)布周期從一年減至半年，明顯提速。

從試點分布的省份來看，試點分布逐漸由沿海地區(qū)向內(nèi)陸、西北等地區(qū)轉(zhuǎn)移。河南試點最多為30家，排名第二的為甘肅（24家），第三為河北（21家），山西和陜西并列第四（20家），山東和廣西并列第五（19家），具體見圖2。河南在第一、二、四批次中申請試點均居首位。從其申請的試點特點分析，主要分為兩種類型：一種是各市縣的產(chǎn)業(yè)集聚區(qū)，另外一種是各種礦區(qū)（包括煤礦、鋁礦、油田、煤化工等）。從政策機制和價格機制上較其他省份并無明顯優(yōu)勢，究其可能的原因：一是河南積極響應(yīng)國家改革政策的力度比較大。二是希望通過增量配電網(wǎng)能夠降低電價，便于地方招商引資。

圖2：四批次增量配電試點分布情況

從試點分布的區(qū)域類型看，絕大多數(shù)集中于各地的工業(yè)園、經(jīng)濟（技術(shù)）開發(fā)區(qū)、產(chǎn)業(yè)園區(qū)、礦區(qū)。這些區(qū)域電力消耗量大，有大量的電力需求，是拉動各地經(jīng)濟的增長點；與此同時，用戶用能方式多元化，具備形成綜合用能增值服務(wù)的條件。

從投資主體來看，以電網(wǎng)或地方投資平臺控股為主，民營企業(yè)控股或參與為輔。投資主體主要有電網(wǎng)企業(yè)、地方政府或國有企業(yè)、電網(wǎng)上下游客戶以及其他社會資本，但絕大多數(shù)由電網(wǎng)或地方政府控股。以第一批增量配電業(yè)務(wù)改革試點項目為例，前61個項目確定的項目業(yè)主中，非電網(wǎng)企業(yè)控股的試點項目數(shù)量達到38個。

從商業(yè)價值來看，后續(xù)仍有大量社會資本競相投入，反映出增量配電市場隱含了市場公認的潛在價值。自首批增量配電改革試點施行已兩年有余，盡管大多數(shù)人稱增量配電業(yè)務(wù)不賺錢，目前也尚無清晰的盈利模式，但從第四批試點推進速度和數(shù)量上看，進入增量配電市場的勁頭并未減弱。

從配電網(wǎng)資產(chǎn)特點看，存量配電資產(chǎn)轉(zhuǎn)增量的項目大大增加，較純增量項目更易快速見成效。大型企業(yè)產(chǎn)業(yè)園區(qū)轉(zhuǎn)型增量配電網(wǎng)已經(jīng)勢不可擋，如第四批試點中的山西霍州煤電、晉煤集團、遼寧撫順礦區(qū)、上海外高橋港區(qū)、河南中原油田、平煤神馬集團、鶴壁礦區(qū)、廣西來賓合山煤礦、重能投松藻配電網(wǎng)、陜西黃陵礦區(qū)、新疆西北油田等。存量項目比純增量項目在程序上操作相對簡單，既省去了招標(biāo)環(huán)節(jié)、直接確定業(yè)主，也更容易快速見成效。

總體而言，隨著增量配電配套政策的不斷完善，增量配電試點申請要求更加明確。隨著配電區(qū)域劃分、電壓等級等爭議難題的逐步解決，增量配電試點市場主體不斷試水以及實踐經(jīng)驗的積累，后續(xù)增量配電試點的推進速度較前三批試點的推進速度將更快。

3.增量配電政策進展分析

①增量配電改革整體政策分析

2016年10月11日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《有序開放配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理辦法》，之后，各部委、地方接連出臺多個文件，推動了增量配電網(wǎng)相關(guān)工作的開展。國家層面的政策文件緊密相關(guān)的超過20個，主要涉及增量配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理辦法、增量配電網(wǎng)業(yè)務(wù)改革試點、增量配電管理、增量配電成本監(jiān)審和價格管理等，具體見附表1。

與此同時，各省也積極響應(yīng)輸配電試點建設(shè)，陸續(xù)推出相關(guān)政策。截至目前，各地出臺的增量配電相關(guān)政策超30個。電力大省江蘇出臺的相關(guān)文件最多，并占據(jù)兩個“全國首個”席位，分別為：第一個省級增量配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)范綱要——《江蘇省配電網(wǎng)業(yè)務(wù)放開技術(shù)規(guī)范綱要》和全國首個增量配電網(wǎng)供電服務(wù)規(guī)范——《江蘇增量配電網(wǎng)供電服務(wù)規(guī)范（征求意見稿）》。四川省的政策力度最大，四川省發(fā)文明確提出，國網(wǎng)不得控股、無需繳納基本電費和供電費、獲批兩月內(nèi)確定業(yè)主、項目核準(zhǔn)后電網(wǎng)企業(yè)必須按時提供施工電源等幾點要求，直擊增量配電改革痛點，有助于試點項目的順利推進。

針對推進增量配電改革的過程中，存在業(yè)主確定、區(qū)域劃分、存量資產(chǎn)處置、配網(wǎng)工程接入、電網(wǎng)公司控股、配電價格核定等問題，國家也在對相關(guān)政策機制進行不斷的調(diào)整和完善。從目前政策引導(dǎo)來看，國家發(fā)展改革委和國家能源局有針對性地提出解決措施，包括：簡化流程；要求電網(wǎng)提高政治站位，不控股；更好進行供電區(qū)域和資產(chǎn)劃分；更快辦理電力業(yè)務(wù)許可證供電類（供電類）降低增量配電網(wǎng)項目開發(fā)過程中的隱形成本；總結(jié)前三批增量配電網(wǎng)試點落地難的癥結(jié)，對第四批試點項目的面積、供電量和投資規(guī)模等都提出了明確要求。

②增量配電網(wǎng)價格政策分析

在增量配電業(yè)務(wù)改革試點政策中，增量配電網(wǎng)價格可謂是最核心的政策，這直接關(guān)系到企業(yè)商業(yè)模式的形成。雖然早在2017年國家就出臺了《關(guān)于制定地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)配電價格的指導(dǎo)意見》，但并沒有給出具體可執(zhí)行的配電網(wǎng)配電價格定價辦法，只是給出了一個帶有原則性、方向性的指導(dǎo)意見。文件明確規(guī)定，省級價格主管部門應(yīng)根據(jù)本省情況，充分征求有關(guān)企業(yè)和社會意見后，選擇合適的配電價格定價方法。

在國家政策指導(dǎo)下，部分省區(qū)（福建、浙江、天津、河南、四川等）正式印發(fā)了增量配電網(wǎng)的配電價格機制，還有部分省區(qū)（海南、湖北、廣西、云南、廣東、山東等）公布了征求意見稿。福建是全國首個出臺增量配電網(wǎng)配電價格機制的省份，規(guī)定配電價格通過招標(biāo)形成，未通過招標(biāo)形成實行的，實行最高限價管理。大部分省份都按照此種模式，基本都回避了增量配電價格中最核心的“增量配電網(wǎng)是否需要繳納基本電費或應(yīng)該如何繳納、高可靠性費用如何收取等問題”。

不過，河南、四川、貴州在這一方面有了進一步的突破。在結(jié)算制度上，河南是全國首個明確增量配電網(wǎng)與省級電網(wǎng)結(jié)算的基本電價標(biāo)準(zhǔn)的省份，提出按照輸配電投資比例來分享基本電費。盡管該方案的思路是正確的，但在實際操作中仍舊難以落地。四川的政策更加強有力，明確規(guī)定，增量配電網(wǎng)試點國網(wǎng)不得控股，且無需繳納基本電費和供電費。山東則創(chuàng)造性的提出“折扣系數(shù)”概念，為配電價格招標(biāo)明確了方法、路徑，并明確了高可靠性費用收取。

截至目前，貴州的政策最為積極，首次提出了更加明確且易于操作的方案，規(guī)定增量配電網(wǎng)基本電費按照3.2分/千瓦時收取。該方案使得企業(yè)投資增量配網(wǎng)的營收有所保障，而此前其他省份的政策對增量配網(wǎng)的商業(yè)模式?jīng)]有太明顯作用。預(yù)計該文件將實質(zhì)性地推動貴州省內(nèi)多個增量配電業(yè)務(wù)改革試點項目的落地，還將為其它省區(qū)解決類似問題提供參考借鑒。

二、增量配電網(wǎng)電價及投資前景分析

目前，覆蓋全國32個?。ㄊ?、區(qū)）的首期輸配電價核定工作已經(jīng)完成，華北、華東、華中、東北、西北區(qū)域電網(wǎng)輸電價格已經(jīng)公布。截至2019年7月，全國除西藏外，其他?。ㄊ?、區(qū)）已全部完成本年度第二次一般工商業(yè)降電價，7月1日執(zhí)行的輸配電價表，除上海（表中上海最新輸配電價為2018年9月）和甘肅未能在其各自的發(fā)展改革委官網(wǎng)找到外，其他?。ㄊ小^(qū)）均已發(fā)布了最新的輸配電價，具體見附件表2。《關(guān)于制定地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)配電價格的指導(dǎo)意見》指出，“配電價格核定前，暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價扣減該配電網(wǎng)接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價執(zhí)行”。輸配電價，特別是不同電壓等級的價差將直接決定增量配電試點投資的盈利性，這里我們對各?。ㄊ?、區(qū)）輸配電價進行梳理，并進一步分析輸配電價對投資前景的影響。

1.一般工商業(yè)及大工業(yè)輸配電價分析

①一般工商業(yè)輸配電價分析

由于輸配電價的傳遞性，下一電壓等級包含上一電壓等級的價格，因此這里選擇電壓等級最低的不滿1kV的輸配電價，就能大致比較出各省在輸配電價方面的總體水平。由于各省輸配電價標(biāo)準(zhǔn)不統(tǒng)一，有的采用單一制和兩部制分類，有的采用工商業(yè)和大工業(yè)分類，甚至有的按照變壓器容量分類，在此將部分省份的工商業(yè)電價按照單一制電價進行統(tǒng)計對比分析，具體見圖3。

圖3：全國各?。ㄊ?、區(qū)）工商業(yè)用戶不滿1kV電壓等級輸配電價對比

從已經(jīng)公布的輸配電價數(shù)據(jù)上看，我國輸配電價區(qū)域差異較大。經(jīng)過幾輪降電價后，去年處于全國最高水平的北京輸配電價得到明顯降低，被蒙東和吉林趕超。蒙東地區(qū)不滿1kV的輸配電價最高，達到0.5071元/千瓦時，遠超其他地區(qū)。冀北、山西、云南及西北地區(qū)等處于全國較低水平，價格均在0.15元/千瓦時以下。

從兩網(wǎng)所轄區(qū)域看，南網(wǎng)管轄區(qū)域內(nèi)，除云南、廣東外，貴州、廣西、海南三省的輸配電價都超過了0.3元/千瓦時，整體來看南網(wǎng)的輸配電價水平普遍高于國網(wǎng)。

其中，1～10kV、35kV和110kV電壓等級的工商業(yè)輸配電價，如圖4所示。

圖4：全國各?。ㄊ?、區(qū)）其他電壓等級工商業(yè)輸配電價

②大工業(yè)不同電壓等級輸配電價分析

下面我們重點對增量配電網(wǎng)里占比較大的大工業(yè)用戶（專線用戶）的配電價格進行分析。本文只分析增量配電網(wǎng)，因此這里只對220kV及以下的電壓等級的大工業(yè)配電價格進行分析。

由于各?。ㄊ?、區(qū)）輸配電價制定的標(biāo)準(zhǔn)差異較大，有的按照一般工商業(yè)和大工業(yè)用戶分類，有的按照單一制電價和兩部制電價分類，這里將大工業(yè)電價均按照兩部制電價進行大致對比，各省市區(qū)1～10kV、35kV、110kV、220kV電壓等級的輸配電價如圖5所示。這里35kV電壓等級基本可以代表整個輸配電價走勢。

圖5：全國各?。ㄊ?、區(qū)）大工業(yè)用電不同電壓等級輸配電價

（注：上海、黑龍江、甘肅數(shù)據(jù)為2017年9月公布電價，未查到最新電價，因此可能與實際有一定差別；新疆未查到110kV及以上電壓等級電價）

從區(qū)域分布看，大工業(yè)電價水平整體呈現(xiàn)東高西低。電壓等級在1~10kV的輸配電價排名前三的分別是上海、廣西和和浙江，最低的為蒙西、山西和青海；35kV的輸配電價最高的分別為上海、新疆和江蘇，最低為蒙西、青海和山西；110kV的輸配電價最高的為上海、江蘇和河南，最低為云南、山西和新疆；220kV的輸配電價最高的為上海、天津和河南，最低為云南、青海、新疆。

值得注意的是，各省輸配電價制定標(biāo)準(zhǔn)差異很大：有些省份同一電壓等級單一制電價要比兩部制電價低，如河北、河南、山東、福建，這意味著若大工業(yè)客戶可選擇采用單一制電價更有利；有些省份兩個電壓等級的電價相同，如上海和廣東，若按電壓價差核算，根本無投資回報率。

2.大工業(yè)用戶各電壓等級價差及投資前景分析

由于不同電壓等級用戶，根據(jù)所在區(qū)域不同，可能接入不同電壓等級的配電網(wǎng)，也將產(chǎn)生多個輸配電價差。例如10kV電壓等級的用戶，在不同區(qū)域，有可能接入35kV電壓等級的配電網(wǎng)，也有可能接入110kV電壓等級的配電網(wǎng)，價差也將有多種可能。這里為了舉例說明，如何判斷不同省份配電網(wǎng)的投資價值，只是簡單將相鄰電壓等級價差做了簡要分析，即相鄰電壓等級的價差=本電壓等級電價-上一電壓等級電價，為投資者提供決策參考。在實際操作中，要具體情況具體分析。

關(guān)于增量配電網(wǎng)的投資價值，主要考慮的內(nèi)容：一是規(guī)劃設(shè)計和成本；二是安全質(zhì)量和風(fēng)險；三是投資回收。投資回收主要包括三個方面：一是過網(wǎng)電量；二是核定的輸配電價；三是中長期的回報率。就未來3～5年而言，主要看電量和電價。因此，電價是關(guān)系到增量配電網(wǎng)投資價值的核心因素。

各電壓等級增量配電價差越大，越有利于投資，盈利性越好。這里我們重點分析一下大工業(yè)用戶每個電壓等級價差，這里統(tǒng)計1～10kV、35kV、110kV分別與其上一等級電壓的價差，以及不同電價等級的平均價差（原則上應(yīng)按照各電壓等級在該省用電量比例作為權(quán)重系數(shù)，但由于數(shù)據(jù)難以獲取，在此只將三個電壓等級價差的平均數(shù)作為平均價差，進行簡單對比），具體如表1。

表1：大工業(yè)不同電壓等級價差情況（單位：元/千瓦時）

從投資的角度分析，上述平均價差等級可以分為三個區(qū)間，意味著投資價值也處于三個區(qū)間：

（1）高投資價值區(qū)間，平均價差在0.03元/千瓦時，包括廣西、云南、貴州、青海、四川、上海6省市；

（2）中間投資價值區(qū)間，平均價差在0.02元/千瓦時，包括湖南、蒙東、寧夏、海南、福建和山西6?。ㄊ小^(qū)）；

（3）較低投資價值區(qū)間，平均價差在0.02元/千瓦時以下，包括浙江、湖北、重慶、甘肅、廣東、北京、吉林等?。ㄊ?、區(qū)）。

按照不同電價等級價差來看，處于高投資價值區(qū)間的省份如下：

1~10kV電壓等級價差最大的當(dāng)屬廣西，價差高達0.1459元/千瓦時，遠超其他省份各電壓等級價差。價差在0.03元/千瓦時以上的省份，還包括海南、上海、貴州、寧夏、山西、浙江。

35kV電壓等級價差最大的為云南，價差在0.0762元/千瓦時。價差在0.03元/千瓦時以上的省份，還包括蒙東、上海、貴州、四川、甘肅。

110kV電壓等級價差最大的為青海，價差為0.0823元/千瓦時，超過0.03元/千瓦時的僅此一個省份。該電壓等級的價差比其他低電壓等級價差相對較小。投資價值相對較高的還包括廣東、湖南、寧夏、福建。

值得注意的是，上海110kV和廣東35kV電壓等級的配電價差均為零。如果按照國家層面的指導(dǎo)意見，即省級電網(wǎng)的上一電壓等級與同電壓等級輸配電價差作為依據(jù)，若企業(yè)僅靠賺取價差獲取收益，則增量配電網(wǎng)投資根本不具備盈利性。

當(dāng)然決定增量配電網(wǎng)投資的因素很多，不僅要考慮電價，還要考慮許多其他因素，包括線損率、容量費、需量費等其他因素?；倦妰r分按最大需量計費和按變壓器容量計費兩種方式。從基本電價的情況來看，北京最高，天津最低，具體見圖6。從線損率來看，河南、湖南、蒙東的線損率最高，均超過了8%，而用電量大省江浙一帶、甘寧地區(qū)線損率較低。線損率越低，也就意味著增量配電網(wǎng)投資的盈利空間越大。

圖6：全國各?。ㄊ小^(qū)）基本電價及線損率情況

目前來看，如果僅僅依靠收取配電網(wǎng)費用，配電網(wǎng)投資存在一定風(fēng)險，需增加更多的增值服務(wù)，以及好的商業(yè)模式，才可能具備盈利空間。

三、主要商業(yè)模式及市場潛力分析

1.商業(yè)模式分析

當(dāng)前增量配電網(wǎng)主要有五類參與者，主要的商業(yè)模式主要為基礎(chǔ)服務(wù)、售電業(yè)務(wù)以及增值服務(wù)。然而，目前我國增量配電運營模式還比較單一，從已運行的存量配電項目看，運營模式較傳統(tǒng)，鮮有開展增值服務(wù)的案例，而且還未達到如文件描述的通過收取配電服務(wù)費獲得營收。

①增量配電的主要參與者

在分析增量配電業(yè)務(wù)的商業(yè)模式之前，首先應(yīng)該捋清增量配電業(yè)務(wù)的主要參與者，在該市場中承擔(dān)何種角色，將決定其主要盈利點及適合其自身發(fā)展的商業(yè)模式。目前市場上主要有五大參與者，具體如下：

第一類參與者多以能源電力央企為主，一方面拓展發(fā)電以外的業(yè)務(wù)，借電力改革紅利進入電網(wǎng)領(lǐng)域，另一方面擁有電網(wǎng)業(yè)務(wù)的企業(yè)尋找機會發(fā)展壯大自己。

第二類參與者是已有相當(dāng)規(guī)模存量資產(chǎn)在運營服務(wù)的企業(yè)，借改革機遇獲得電力業(yè)務(wù)許可證（供電類），將供電服務(wù)合法合理化。

第三類參與者主要是電網(wǎng)設(shè)計、工程施工總包和設(shè)備供應(yīng)商等，參與增量配電網(wǎng)主要是為了產(chǎn)業(yè)鏈其它環(huán)節(jié)創(chuàng)造業(yè)務(wù)增值點。

第四類參與者主要是之前就從事非電能源服務(wù)的，如供水、供熱、供氣，以“綜合能源服務(wù)”的概念進入電力服務(wù)。

第五類參與者是各路資本和基金，借助資本之力進入綜合能源服務(wù)和能源互聯(lián)網(wǎng)領(lǐng)域。

上述參與者基本都已成功進入增量配電網(wǎng)市場，他們的利益尋求點不止靠輸配電價來回收投資，而是試圖在產(chǎn)業(yè)鏈其他環(huán)節(jié)帶來價值，實現(xiàn)長短結(jié)合獲取收益。

②增量配電的商業(yè)模式

增量配電網(wǎng)的收益，具體可從收取配電網(wǎng)“過網(wǎng)費”、配電網(wǎng)容量費、購售電、增值服務(wù)（如能效管理服務(wù)、綜合能源服務(wù)、合同能源管理、配售電工程總包服務(wù)、減容工程服務(wù)、外線建設(shè)服務(wù)、運維服務(wù)等）收益等幾個方面來獲得。

然而，目前我國增量配電運營模式還比較單一，鮮有開展增值服務(wù)的案例。當(dāng)然，主要原因在于大部分省份配電價格還未及時核定，市場化購電途徑還不夠充分。

隨著各省配電價格機制、電力現(xiàn)貨市場交易等政策的不斷完善，增量配電運營的商業(yè)模式也將逐步形成。增量配電網(wǎng)運營商業(yè)模式主要有以下幾種：

一是基礎(chǔ)服務(wù)，收取配電網(wǎng)“過網(wǎng)費”、容量費等。服務(wù)內(nèi)容包括但不限于：投建、運營、調(diào)度、維護、建設(shè)與改造配電網(wǎng)絡(luò)；用戶用電的無歧視報裝、接入和增容；提供用戶計量、抄表、收費、開具發(fā)票和催繳欠款等服務(wù)；公開配網(wǎng)運行信息、承擔(dān)電力統(tǒng)計工作；保護電力設(shè)施、防竊電；代收、代付政府性基金、交叉補貼、新能源補貼、保底供電服務(wù)等。

二是售電業(yè)務(wù)。據(jù)統(tǒng)計結(jié)果顯示：在第一批最早確認業(yè)主的61家增量配電網(wǎng)業(yè)務(wù)改革試點項目中，有20家業(yè)主自身或資本參與方具備售電公司資質(zhì)，占到已確認業(yè)主項目總數(shù)的32.79%。在售電業(yè)務(wù)中，售電公司可以與電力用戶協(xié)商確定電力的市場交易價格，并可以不受配電區(qū)域限制進行購電。對于擁有配電網(wǎng)運營權(quán)的售電公司，具備條件的要將配電業(yè)務(wù)和競爭性售電業(yè)務(wù)分開核算。

三是增值服務(wù)。服務(wù)內(nèi)容包括但不限于為用戶提供用電規(guī)劃、智能用電、節(jié)能增效、合同能源管理服務(wù)、用電設(shè)備運維；用戶多種能源優(yōu)化組合方案，提供發(fā)電、供熱、供冷、供氣、供水等智能化綜合能源服務(wù)；提供減容工程服務(wù)、外線建設(shè)服務(wù)等工程服務(wù)。

增量配網(wǎng)的放開可以激活更多新的商業(yè)模式，例如電力設(shè)備廠商可以借助增量配網(wǎng)項目的投建與改造，升級為工程總承包商，這樣其所獲得的收入將不再只是低毛利率的設(shè)備收入，還將新增電力工程總包收入。電力設(shè)備廠商還可利用自身生產(chǎn)經(jīng)驗開拓后端運維＋數(shù)據(jù)增值服務(wù)，該市場有望快速規(guī)范化并產(chǎn)生更多盈利點。配網(wǎng)運營商可對客戶收取配電及用電費用，實現(xiàn)配售一體化運營等。

2.市場潛力分析

資料顯示，目前，中國配網(wǎng)投資占電網(wǎng)投資的比重僅為53.55%，而發(fā)達國家這一比例穩(wěn)定在60%以上。根據(jù)國家能源局此前發(fā)布的《配電網(wǎng)建設(shè)改造行動計劃（2015-2020年）》，2015年至2020年，全國配電網(wǎng)建設(shè)改造投資不低于2萬億元，“十三五”期間累計投資不低于1.7萬億元。

據(jù)統(tǒng)計，我國現(xiàn)有347家國家級工業(yè)園區(qū)，1167家省級工業(yè)園區(qū)，假設(shè)國家級工業(yè)園區(qū)年平均用電量為20億千瓦時，省級工業(yè)園區(qū)用電量為5億千瓦時，則全國工業(yè)園區(qū)年用電量為12775億千瓦時。大工業(yè)用戶接入的配電網(wǎng)平均輸配電價約0.1412元/千瓦時，則擁有配電網(wǎng)運營權(quán)的電網(wǎng)企業(yè)和售電公司年輸配電價收入達1803億元。因此，未來增量配電網(wǎng)還有很大的市場增長空間。

四、存在的問題

截至目前，增量配電業(yè)務(wù)改革試點基本實現(xiàn)地級市以上全覆蓋，有效激發(fā)了社會資本投資增量配電項目的積極性，但是不少地區(qū)仍存在落地情況較差、試點工作推進不力等問題。矛盾主要集中在供電區(qū)域劃分、存量資產(chǎn)處置、配網(wǎng)工程接入、電網(wǎng)公司控股、配電價格核定、電力交易市場運行等方面，具體分析如下：

1.各方利益訴求難以達成一致

增量配電項目具有前期投入大、建設(shè)周期長、投資回收期慢等特點，目前試點項目大多處于起步階段，配電網(wǎng)資產(chǎn)和用戶尚未形成規(guī)模效應(yīng)。在改革實施過程中，有些地方政府投資平臺與電網(wǎng)企業(yè)都想控股，有些地方政府給投資方提出帶產(chǎn)業(yè)、降電價等過高要求，有些項目在現(xiàn)階段的低收益（甚至持續(xù)虧損）預(yù)期無法吸引投資方，導(dǎo)致合理的配電價格機制無法落實，試點項目的配電網(wǎng)投資難以通過電價疏導(dǎo)，項目經(jīng)營困難。電網(wǎng)企業(yè)與增量配電網(wǎng)業(yè)主也存在利益博弈關(guān)系。目前已建成的增量配電網(wǎng)試點工程大部分由電網(wǎng)企業(yè)控股或參股，前320個增量配電網(wǎng)試點中，電網(wǎng)企業(yè)未參與的項目少有取得實質(zhì)進展的。在政府、電網(wǎng)和用戶配電資產(chǎn)互相交織的情況下，由于各方利益訴求的不同，各方資產(chǎn)如何參與遲遲難以達成一致意見，導(dǎo)致項目難以落地。

2.配電價格機制不完善，輸配電價結(jié)構(gòu)不合理

目前，增量配電網(wǎng)沒有預(yù)期的盈利空間。首先，輸配電價定價缺乏細則，不能適應(yīng)增量配電改革需要。諸如增量配電網(wǎng)如何確定定價機制、如何進行價格測算、是否需要繳納基本電費或者應(yīng)該如何繳納、綜合線損率如何體現(xiàn)在增量配網(wǎng)中、高可靠性費用如何收取等問題大部分都未明確，結(jié)算模式和結(jié)算路徑?jīng)]有理順。輸配電價核定、成本監(jiān)審和具體配套措施中尚存在一定的問題和不足。

其次，輸配電價結(jié)構(gòu)不合理，導(dǎo)致配電價格基本沒有盈利空間。文件明確提出：“配電價格核定前，暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價扣減該配電網(wǎng)接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價執(zhí)行?！倍据嗠姼暮硕ǖ妮斉潆妰r，多數(shù)省市仍然存在輸配電價結(jié)構(gòu)不合理的問題：220千伏以下電壓等級間價差過小，在地方政府尚未出臺增量配網(wǎng)配電價格定價辦法，配電價格無法核定的情況下，導(dǎo)致配電價格基本沒有盈利空間，甚至部分配電網(wǎng)內(nèi)沒有電壓等級差而無法收取配電費，如上海110kV和220kV的電價相同。雖然指導(dǎo)意見對配電網(wǎng)價格調(diào)整有特殊規(guī)定：“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(jù)實際情況，向國務(wù)院價格主管部門申請調(diào)整省級電網(wǎng)輸配電價結(jié)構(gòu)”，但實際操作起來比較困難，且耗時很長。

3.試點項目上報審批不規(guī)范

許多地方的增量配電項目存在倉促上馬或停滯不前問題，不利于整體改革的推進。一方面，一些地方對改革政策理解不到位，把改革試點項目當(dāng)做一般性投資項目盲目上報，項目論證不充分，造成項目在實施過程中出現(xiàn)流標(biāo)、意向投資方退出、推進困難等情況；另一方面，在一些地方主管部門項目批復(fù)文件中，對項目名稱進行批復(fù)，沒有對規(guī)劃方案、配電區(qū)域劃分等內(nèi)容進行明確，導(dǎo)致試點項目落地困難、試點范圍隨意更改、配電網(wǎng)重復(fù)規(guī)劃以及重復(fù)建設(shè)等不合理現(xiàn)象。這種局面容易造成當(dāng)事各方采取策略性行為，像地方政府直接干預(yù)式推進、電網(wǎng)企業(yè)過度保守式阻礙，以及投資主體的不合理進入動機，如采取“為被收購而進入”策略等。

4.政策法規(guī)及標(biāo)準(zhǔn)尚不完善，監(jiān)管不到位

目前，相關(guān)政策法規(guī)、標(biāo)準(zhǔn)在一定程度上存在不完善、不細致情況，突出體現(xiàn)是存量配電資產(chǎn)處置程序不明確，項目核準(zhǔn)、接入方案、供電業(yè)務(wù)許可證辦理周期長，制約了項目推進的進度。雖然近兩年國家密集出臺政策，但是實操方面的政策尚未落地，如輸配電價政策。某地方能源局官員時在接受采訪時認為：“增量配電試點艱難推進，反映出電網(wǎng)企業(yè)對政府有權(quán)調(diào)整或確定供電范圍劃分的權(quán)力不認同，這背后的體制原因是政府對電網(wǎng)管理缺乏法規(guī)。由于所有權(quán)和經(jīng)營權(quán)沒有實現(xiàn)清晰界定，沒有建立起完備的電網(wǎng)特許經(jīng)營制度，尤其是沒有明確特許經(jīng)營內(nèi)涵里重要的退出機制，不僅有效的監(jiān)管無從談起，甚至電網(wǎng)資產(chǎn)的所有者也失去了控制權(quán)，經(jīng)營者成為了事實上的資產(chǎn)所有者。”與此同時，項目實施過程中，大量項目的配電網(wǎng)處于犬牙交錯，互相交織的多方產(chǎn)權(quán)狀態(tài)。這也從側(cè)面反映了我國配電網(wǎng)缺乏統(tǒng)一管理機制。

5.項目本身的先天不足

增量配電網(wǎng)試點項目具有初期投資大、融資難、投資回報低、周期長的特點，項目盈利性差。部分試點項目質(zhì)量不佳，招商引資未達預(yù)期，無法回收投資。在前三批320個已批復(fù)的項目中，有很多試點項目，特別是第二批和第三批項目中，從占地面積、用電負荷上難以看到開展增量配電業(yè)務(wù)改革試點的優(yōu)勢。同時，對園區(qū)未來負荷增長估計不足，特別是新園區(qū)，招商引資不到位，園區(qū)入駐企業(yè)少或者慢，用電需求難以達到預(yù)期，不但影響本項目后續(xù)運營，也嚴(yán)重動搖了市場主體投資配網(wǎng)項目的信心。其次，增量配網(wǎng)投資主體遴選不當(dāng)、企業(yè)股權(quán)結(jié)構(gòu)過于分散，引起公司治理等問題與困難。引入并激發(fā)社會資本力量是本次增量配網(wǎng)改革目的之一，但部分省市在具體項目業(yè)主遴選時，存在兩方面問題：一是投資主體選擇不當(dāng)，致使后續(xù)建設(shè)運營難以推進；二是引入的社會資本方過多，導(dǎo)致公司決策緩慢、股東意見難以統(tǒng)一、缺乏絕對控股方、項目進展難以符合地方經(jīng)濟發(fā)展的要求等問題。

五、發(fā)展建議

增量配電試點項目加速落地還需更多的體制機制、政策保障，以及投資企業(yè)尋找解決方案，具體如下：

1.堅持地方政府主導(dǎo)，與電網(wǎng)協(xié)商共贏

充分發(fā)揮地方政府的積極性，與電網(wǎng)公司合作共贏，調(diào)動各方積極性。兼顧電網(wǎng)企業(yè)發(fā)展空間，避免對電網(wǎng)企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營造成過度沖擊。在具體實施層面，建議政府與電網(wǎng)企業(yè)，切實有效地拿出部分優(yōu)質(zhì)項目，比如要求電網(wǎng)企業(yè)列出年度配網(wǎng)投資計劃，由政府或電力監(jiān)管部門組織進行項目篩選，并由社會資本進行投資，電網(wǎng)企業(yè)不參股或小比例參股。社會資本將此部分優(yōu)質(zhì)項目打造成配網(wǎng)示范性項目，探索配網(wǎng)投資、建設(shè)、運營典型方式，供其他試點項目借鑒參考。

2.完善配電價格機制，調(diào)整輸配電價結(jié)構(gòu)

盡快出臺配電價格定價辦法。配電價格核定前，只能按照省級電網(wǎng)輸配電價差確定配電價格，這種方式會導(dǎo)致很多問題，比如：沒有真正反映配網(wǎng)投資運營成本，部分配電網(wǎng)難以收回投資，部分條件較好的存量配電網(wǎng)獲得過多的收益；難以激勵配電企業(yè)降低損耗；也無法支撐配電企業(yè)制定更合理的配電價格套餐等。省級價格主管部門需要將《關(guān)于制定地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)配電價格的指導(dǎo)意見》中的原則細化成明確的、可操作的步驟，結(jié)合各省市實際，出臺各省市的增量配網(wǎng)配電價格定價辦法。

調(diào)整省級輸配電價結(jié)構(gòu)。在發(fā)達國家的終端電價中，輸電費和配電費的比例一般在1∶3至1∶5范圍，而我國當(dāng)前的情況則相反。2019年，國家將開展第二輪省級電網(wǎng)輸配電價的核定工作，在輸配電價結(jié)構(gòu)不合理的地方，省級價格主管部門可根據(jù)當(dāng)?shù)貙嶋H情況，在避免終端用戶目錄電價倒掛的前提下，優(yōu)化輸配電價的結(jié)構(gòu)，報國務(wù)院價格主管部門審定，保證配電價格有一定的盈利空間，促進增量配網(wǎng)健康發(fā)展。如上海110kV和220kV電壓等級價格相同問題的調(diào)整，山東、河南、河北同電壓等級兩部制電價高于單一制電價的調(diào)整等。

3.控制項目審批節(jié)奏，規(guī)范項目上報和審批管理

截至目前已經(jīng)出臺四批增量配網(wǎng)試點，速度有所加快，但是落實情況并不樂觀，需控制項目審批節(jié)奏。對試點項目進行全面評估，通過比選，總結(jié)推廣試點實施和配售電公司運營經(jīng)驗，發(fā)揮典型引領(lǐng)作用。對試點項目中暴露出的共性問題開展深入研究，有針對性提出解決措施，解決項目落地問題。加強對項目申報文件的引導(dǎo)和管理，避免出現(xiàn)“項目先天不足”的問題。

4.細化各項政策措施，建立完善各種保障機制

增量配電業(yè)務(wù)改革涉及內(nèi)容復(fù)雜，需要建立完善配電網(wǎng)規(guī)劃、配電區(qū)域劃分、配電價格核定、并網(wǎng)互聯(lián)、調(diào)度、監(jiān)管等一系列政策措施，特別是完善增量配電網(wǎng)價格機制，出臺適應(yīng)各地區(qū)實際情況的增量配電網(wǎng)配電價格定價細則，需要統(tǒng)一配電網(wǎng)規(guī)劃、建設(shè)、并網(wǎng)、運行、服務(wù)、可靠性等標(biāo)準(zhǔn)，才能更好地落實推進。同時，細化存量資產(chǎn)處置程序，簡化相關(guān)審批程序；建立試點項目退出機制；完善爭議解決機制。

5.嚴(yán)格執(zhí)行改革政策，加強事中事后監(jiān)管

建立完善的監(jiān)管體系，加大監(jiān)管力度，保障試點工作有序規(guī)范開展，避免地方對增量配電試點項目電價和企業(yè)經(jīng)營的不合理干預(yù)。增量配網(wǎng)的價格規(guī)制、行為監(jiān)管、質(zhì)量監(jiān)管等應(yīng)是前置條件，改革更應(yīng)著眼于使增量配網(wǎng)改革收益如何傳遞到電力用戶，實現(xiàn)以“管住中間，放開兩頭”的方式來促進配電網(wǎng)發(fā)展。建議推進電網(wǎng)企業(yè)考核制度改革，調(diào)整電網(wǎng)考核指標(biāo)或者目標(biāo)值，比如當(dāng)前階段，可以將配網(wǎng)試點項目推進情況，作為省級電網(wǎng)主要領(lǐng)導(dǎo)考核指標(biāo)之一。使電網(wǎng)企業(yè)放手支持電改、參與電改，促進整個社會用電成本的降低和電力設(shè)施運營效率的提高。

6.嚴(yán)格把關(guān)項目本身質(zhì)量，提高項目收益

選擇合適的投資主體，設(shè)置合理的股權(quán)結(jié)構(gòu)，建立明確的退出機制。政府遴選配網(wǎng)項目投資主體時，應(yīng)要求投資主體有長遠的眼光，有一定的資金實力和良好的現(xiàn)金流，最好有豐富的電力運營經(jīng)驗和足夠的電力管理及技術(shù)人員。在初期，禁止基金、自然人、純財務(wù)投資人的進入。股權(quán)結(jié)構(gòu)上，盡量有單一絕對控制股東。對于利用新的壟斷地位攫取不合理利潤、服務(wù)質(zhì)量差、運營質(zhì)量差的企業(yè)，需要有明確的退出及罰責(zé)機制，避免出現(xiàn)機會主義的投資者。避免炒作套利，甚至做夾層公司套利。退出只能以項目已完成投資、項目現(xiàn)值和評估值最小值退出，政府以拍賣或投標(biāo)的形式重新選擇投資者。其次，努力提高配網(wǎng)項目綜合收益。一方面，增量配電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)積極采取靈活的價格策略，探索新的經(jīng)營模式，同時，利用配網(wǎng)對用戶天然的粘性，積極開展用戶增值服務(wù)，提高項目綜合收益。