第二批增量配电试点数量、分布省份均有所减少！ 明年上半年地级以上城市将全覆盖

国家发改委、国际能源局还提出要明确区域划分，避免重复建设和交叉供电。同时，试点项目涉及的增量配电网应与公用电网相连，不得孤网运行。禁止将公用电厂转为自备电厂。试点区域内的电力用户应当承担国家规定的政府性基金及附加和政策性交叉补贴，由配电公司代收、省级电网企业代缴。对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的电力用户，不得以试点名义变相对其提供优惠电价和电费补贴。

我国的电力改革在细化方向上已逐渐明确，2017进入攻坚阶段。相比已有的发电售电利益博弈的艰难，明显在新增量配电以及新兴的电力市场化交易细化方向上，改革更容易把步子迈得大一点，快一点，因此国家在不断出政策鼓励电力的市场化交易以及增量配网的试点工作。

那么，该如何正确打开增量配电?

增量配电投资业务放开，是本轮电力体制改革最受关注的环节之一。

与售电放开有本质区别：增量配电和售电放开同为新一轮电力体制改革的重要环节，却有着本质性的不同。售电属于可竞争环节，售电侧放开重在引入竞争，释放市场主体活力;而配电网属于自然垄断环节，具有显著的规模经济性和范围经济性，独家经营要比多家经营成本更低、效率更高，因此增量配电开放重在引入社会资本，促进配电网建设发展、提高其运营效率。

本轮电力体制改革在方案设计上充分考虑了电力行业发、输、配、售四个环节的不同经济技术特性，9号文提出“放开两头，监管中间”，即放开发电、售电两竞争性环节，对于中间环节的输配电，仍在政府严格监管下独家经营。配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》也明确规定，“同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权”，也就是说，配售电业务放开以后，同一个区域甚至可以引入几百家售电公司同时竞争，但只能有一家配电网运营商，依然是垄断经营。

市场主体怎样才能正式成为项目业主?

首先要符合准入条件。符合条件的市场主体依据规划向地方政府能源管理部门申请作为增量配电网项目的业主。地方政府能源管理部门应当通过招标等市场化机制公开、公平、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议。项目业主完成可行性论证并获得所有支持性文件，具备核准条件后向地方政府能源管理部门申请项目核准。地方政府能源管理部门按照核准权限核准项目，国家能源局派出机构向项目业主颁发电力业务许可证(供电类)或赋予相应业务资质，不得附加其他前置条件。

增量配电业务改革的项目结构清楚吗?

《有序放开配电网业务管理办法》第七条规定：符合条件的市场主体依据规划向地方政府能源管理部门申请作为增量配电网项目的业主。地方政府能源管理部门应当通过招标等市场化机制公开、公平、公正优选确定项目业主……

什么是项目业主?售电公司准入退出条件限制的是项目业主吗?这个问题涉及到增量配网的项目结构问题，在各地发布增量配网优选方案中竟然是不同的。

一、优选对象是项目股东，还是增量配网的运营实体(项目公司)?

出于税收、合资要求、业主退出便利性等考虑，由投资人在当地设立项目公司的结构为大多数项目所采用。投资人中选以后，可在当地设立具有独立法人地位的运营实体—通常称为“项目公司”。可见，具有什么样的运营实体，是由什么样的投资人决定的;优选的应该是投资人，而不是运营增量配网的实体。简单的说，投资人是“魂”，运营主体是“壳”。

但由于《有序放开配电网业务管理办法》规定要求优选的是“项目业主”，很多地方把优选对象弄成了运营实体(项目公司)。海南省设定的项目结构下图所示。按照该项目结构，投资人得先在海南设立项目公司，然后参加优选。

安徽宁国河沥园区增量配电业务招标优选的就是拟成立公司(项目公司)51%的股权，出资3060万元---该项目招标优选的就是项目股东。

建议：投资人应在了解清楚项目结构的前提下参与增量配网改革，进而根据项目结构决定申请项目核准主体，分配资源(如现金、人员)，安排交易路径。

二、售电公司准入退出要求限制的是项目股东，还是运营主体?

可以明确的是，《售电公司准入与退出管理办法》要求的资产总额、注册资本、人员、场所等准入要求，均针对的是运营主体-售电公司;该办法本身对售电公司的股东并没有限制性准入要求。项目股东可以设置一定的限制性要求，但不应该套用售电公司的准入条件。否则，可能涉嫌违反《招投标法》第18条“不得以不合理的条件限制或者排斥潜在投标人”的规定。

江西崇仁工业园区增量配电网项目明确招的是投资人，《江苏省增量配电业务改革试点实施细则》把优选条件搬到了招标对象身上，混淆了股东与项目公司的区别。

如何评价增量配电网的经济可行性?

增量配电网是一个电网，它不同于单个的发输变项目。在评价经济可行性过程中，计算项目投资除考虑新建部分投资外，还需要特别关注存量资产的处置问题，可采取折旧的方式计入新建投资;此外，增量配电网的建设是一个长期的过程，项目投资往往是分年投入，分布于配电网的整个运营期，我们在编制项目投资现金流量表时，一般将运营期确定为20年，对于运营期内不同年份投资在计算期最后一年以回收资产余值的方式进行处理。

此外，增量配电网是包含源-网-荷的电网，项目业主除了投资建设配电网以外，还会考虑投资建设一定的分布式电源，并开展售电业务等服务，因此衡量投资增量配电网的收益，不会仅仅计算配电网部分的收益，会将投资分布式电源的发电收益、配电网的配电收益和售电收益统筹考虑计算其收益，也就需要分别计算上网电价、配电电价和用电电价，落实到具体项目时，市场主体最关心的是用电电价，用电电价的高低直接决定了项目市场竞争力和的盈利能力，项目业主要在保证基本收益的情况下，尽可能地降低用电电价。

按照增量配电网运营者的定位，市场主体除为网内用户提供供电服务外，还可有偿为用户提供各类增值服务，包括发电、供热、供冷、供气、供水等综合能源服务，增量配电网经济可行性评价指标应由上述各种服务的收益共同决定。因此，在评价项目经济可行性过程中，对市场主体提供增值服务而产生的现金流入和现金流出同样应一并纳入项目投资现金流量表中。

增量配电过网费的核定标准如何确定?

分析：《有序放开增量配电业务管理办法》指出：增量配电区域的配电价格由所在省(区、市)价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。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。

《关于云南增量配售电业务改革有关问题的复函》中进一步明确：以云南电网输配电价的相关规定为例，如增加配电网接入110千伏变电站的10千伏出线端，应执行10千伏输配电价，即0.1692元/千瓦时;若接入110千伏变电站的高压侧，则应执行110千伏输配电价，即0.07元/千瓦时。

但实际操作中存在如接入同一电压等级的不同接入点，导致增量配电的建设成本差异较大，但在现有办法下能享受的配电价格相同等类似矛盾，需立足节约社会综合成本的角度，与电网公司协商接入方案，国家能源主管部门也需尽快出台增量配电配网费核定办法或细则，指导地方政府核定增量配电网过网费，解决类似矛盾。

如何保证用户可靠用电，避免重复投资

1、加强统筹规划，源头控制。《有序放开增量配电业务管理办法》中特别提出：增量配电网络应符合省级配电网规划，保证增量配电网业务符合国家电力发展战略、产业政策和市场主体对电能配送的要求。统一的配网规划规避了配电网无序建设、重复建设等造成的配电资产利用效率低下和投资浪费的问题。

2、遵守规范标准，履行业务。《有序放开增量配电业务管理办法》中要求：社会资本投资增量配电网业务并负责运营管理，应遵守国家有关技术规范标准，在获取合理投资收益同时，履行安全可靠供电、保底供电和社会普遍服务等义务。但增量配电网并网及运营的标准规范还需进一步细化和明确，建议国家尽快出台增量配网并网、调度、运行、建设、竣工验收等标准。

3、投资运营分离，专业运营。符合准入条件的项目业主，可以只拥有投资收益权，配电网运营权可委托电网企业或符合条件的售电公司，自主签订委托协议，建议不具备配电网运维能力的主体，可以将运营权委托给电网企业及具备相应能力的其他配售电公司进行运营。

4、明确退出机制，电网兜底。《售电公司准入与退出管理办法》中明确：拥有配电网运营权的售电公司申请自愿退出时，应妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由电网企业接收并提供保底供电服务。

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