自2016年以來，國內(nèi)增量配電業(yè)務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。

 

（來源：微信公眾號“能源研究俱樂部”ID：nyqbyj 作者：封紅麗 ）

 

 

01增量配電試點項目進展情況

 

1.基本實現(xiàn)地級市以上全覆蓋，但取得實質(zhì)性進展不足兩成

 

自2016年11月第一批增量配電業(yè)務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（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)在改革關鍵問題、關鍵環(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，河北曹妃甸化學園區(qū)、河北滄州臨港經(jīng)濟技術開發(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)建設兵團第十三師增量配電業(yè)務試點等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，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。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)務許可證，8個開工建設。

 

•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、河南南陽中關村配售電有限責任公司、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)務許可證（供電類）；重慶兩江長興電力有限公司投資建設的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)務許可證。

 

2.在政府督促及配套措施的不斷明確下，預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，應于3個月內(nèi)完成相關工作，并盡快組織開工建設。第二、三批試點項目應于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。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地區(qū)和單位開展約談。試點進展嚴重滯后的省（區(qū)、市）原則上不得繼續(xù)申報后續(xù)增量配電業(yè)務試點。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。在總結前三批試點經(jīng)驗的基礎上，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、資產(chǎn)評估、股東意見、并網(wǎng)接入、供電服務等手續(xù)，切實支持增量配電業(yè)務改革，以及提出過程管控、第三方評估、建立聯(lián)系點、開展培訓等措施，這些都比較實用。

 

 

從試點公布時間上看，增量配電業(yè)務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。

 

數(shù)據(jù)來源：國家發(fā)展改革委、國家能源局

 

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）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。

 

 

 

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)相關工作的開展。國家層面的政策文件緊密相關的超過20個，主要涉及增量配電網(wǎng)業(yè)務管理辦法、增量配電網(wǎng)業(yè)務改革試點、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，各省也積極響應輸配電試點建設，陸續(xù)推出相關政策。截至目前，各地出臺的增量配電相關政策超30個。電力大省江蘇出臺的相關文件最多，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)技術規(guī)范綱要——《江蘇省配電網(wǎng)業(yè)務放開技術規(guī)范綱要》和全國首個增量配電網(wǎng)供電服務規(guī)范——《江蘇增量配電網(wǎng)供電服務規(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，國家也在對相關政策機制進行不斷的調(diào)整和完善。從目前政策引導來看，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；總結前三批增量配電網(wǎng)試點落地難的癥結，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。

 

 

在增量配電業(yè)務改革試點政策中，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《關于制定地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)配電價格的指導意見》，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、方向性的指導意見。文件明確規(guī)定，省級價格主管部門應根據(jù)本省情況，充分征求有關企業(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形成，未通過招標形成實行的，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)結算的基本電價標準的省份，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。

 

 

目前，覆蓋全國32個省（市、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，其他省（市、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?、區(qū)）均已發(fā)布了最新的輸配電價，具體見附件表2。《關于制定地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)配電價格的指導意見》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的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價扣減該配電網(wǎng)接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價執(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小^(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。

 

 

 

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準不統(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 全國各省（市、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

 

 

 

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)）輸配電價制定的標準差異較大，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準差異很大：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。

 

 

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)劃設計和成本；二是安全質(zhì)量和風險；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（原則上應按照各電壓等級在該省用電量比例作為權重系數(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小^(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。基本電價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 全國各省（市、區(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)投資存在一定風險，需增加更多的增值服務，以及好的商業(yè)模式，才可能具備盈利空間。