增量配电业务改革进展及问题与对策研究-第2页-北极星售电网

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三

主要商业模式及市场潜力分析

商业模式分析

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。

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。

市场潜力分析

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。

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。

四

存在的问题

截至目前，增量配电业务改革试点基本实现地级市以上全覆盖，有效激发了社会资本投资增量配电项目的积极性，但是不少地区仍存在落地情况较差、试点工作推进不力等问题。矛盾主要集中在供电区域划分、存量资产处置、配网工程接入、电网公司控股、配电价格核定、电力交易市场运行等方面，具体分析如下：

各方利益诉求难以达成一致

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。

配电价格机制不完善，输配电价结构不合理

目前，增量配电网没有预期的盈利空间。首先，输配电价定价缺乏细则，不能适应增量配电改革需要。诸如增量配电网如何确定定价机制、如何进行价格测算、是否需要缴纳基本电费或者应该如何缴纳、综合线损率如何体现在增量配网中、高可靠性费用如何收取等问题大部分都未明确，结算模式和结算路径没有理顺。输配电价核定、成本监审和具体配套措施中尚存在一定的问题和不足。

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。

试点项目上报审批不规范

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。

政策法规及标准尚不完善，监管不到位

目前，相关政策法规、标准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。

项目本身的先天不足

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。

五

发展建议

增量配电试点项目加速落地还需更多的体制机制、政策保障，以及投资企业寻找解决方案，具体如下：

坚持地方政府主导，与电网协商共赢

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。

完善配电价格机制，调整输配电价结构

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。

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。

控制项目审批节奏，规范项目上报和审批管理

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。

细化各项政策措施，建立完善各种保障机制

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、可靠性等标准，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。

严格执行改革政策，加强事中事后监管

建立完善的监管体系，加大监管力度，保障试点工作有序规范开展，避免地方对增量配电试点项目电价和企业经营的不合理干预。增量配网的价格规制、行为监管、质量监管等应是前置条件，改革更应着眼于使增量配网改革收益如何传递到电力用户，实现以“管住中间，放开两头”的方式来促进配电网发展。建议推进电网企业考核制度改革，调整电网考核指标或者目标值，比如当前阶段，可以将配网试点项目推进情况，作为省级电网主要领导考核指标之一。使电网企业放手支持电改、参与电改，促进整个社会用电成本的降低和电力设施运营效率的提高。

严格把关项目本身质量，提高项目收益

选择合适的投资主体，设置合理的股权结构，建立明确的退出机制。政府遴选配网项目投资主体时，应要求投资主体有长远的眼光，有一定的资金实力和良好的现金流，最好有丰富的电力运营经验和足够的电力管理及技术人员。在初期，禁止基金、自然人、纯财务投资人的进入。股权结构上，尽量有单一绝对控制股东。对于利用新的垄断地位攫取不合理利润、服务质量差、运营质量差的企业，需要有明确的退出及罚责机制，避免出现机会主义的投资者。避免炒作套利，甚至做夹层公司套利。退出只能以项目已完成投资、项目现值和评估值最小值退出，政府以拍卖或投标的形式重新选择投资者。其次，努力提高配网项目综合收益。一方面，增量配电网企业应积极采取灵活的价格策略，探索新的经营模式，同时，利用配网对用户天然的粘性，积极开展用户增值服务，提高项目综合收益。