自2016年以來，國內增量配電業務改革已開展四批試點，基本實現地級以上城市全覆蓋，極大調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，取得實質性進展不足兩成。本文重點歸納總結增量配電網改革進展及特點、增量配電政策，深入分析配電網輸配電價及投資前景、主要商業模式及市場潛力，針對目前增量配電網改革步伐緩慢的現狀，找出其存在的主要問題，并提出相應的發展建議，為目前開展增量配電的企業及管理者提供參考。

一、增量配電業務進展及特點分析

1.增量配電試點項目進展情況

增量配電業務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務改革試點項目頒布以來，國家發展改革委、國家能源局分四批在全國范圍內開展了404個增量配電網試點項目，已基本實現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（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企業在改革關鍵問題、關鍵環節上認識不到位，與中央改革精神存在偏差，配售電業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域劃分、接入系統等環節受到電網企業阻撓，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、河北滄州臨港經濟技術開發區、山西太原工業新區、福建寧德灣塢-漳灣工業園區、新疆生產建設兵團第十三師增量配電業務試點等5個增量項目已建成投產。但尚有12個項目未確定業主，23個確定業主但未劃定供電區域，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個試點項目確定業主，13個取得電力業務許可證，8個開工建設。

?2019年上半年最新進展情況：據不完全統計，《寧夏石嘴山高新技術產業開發區增量配電改革試點區域配電網規劃（2019-2025）》獲批；江蘇南京市江北新區配售電有限公司、甘肅金塔新奧金能能源電力發展有限公司、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、湖南東江湖大數據產業園電力有限公司、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主全部確定，福建首批增量配電試點項目全部獲得電力業務許可證。

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

按照國家發展改革委、國家能源局2019年3月發布的《增量配電業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，至今尚未確定業主、劃定供電區域的，應于3個月內完成相關工作，并盡快組織開工建設。第二、三批試點項目應于2019年5月底前確定業主、劃定供電區域，7月底前開工建設。6月底前仍未取得明顯進展的，國家發展改革委、國家能源局將對相關地區和單位開展約談。試點進展嚴重滯后的省（區、市）原則上不得繼續申報后續增量配電業務試點。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，后續試點項目的推進將更加順利。在總結前三批試點經驗的基礎上，第四批試點的通知提出了一些要求，明確了多項措施，如明確要求電網企業要積極支持試點項目落地，加強合作，加快辦理電網投資建設、資產評估、股東意見、并網接入、供電服務等手續，切實支持增量配電業務改革，以及提出過程管控、第三方評估、建立聯系點、開展培訓等措施，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，增量配電業務改革試點的推進正在不斷加速。截至2019年6月底，國家發展改革委、國家能源局共發布四批試點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向內陸、西北等地區轉移。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：一種是各市縣的產業集聚區，另外一種是各種礦區（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

從試點分布的區域類型看，絕大多數集中于各地的工業園、經濟（技術）開發區、產業園區、礦區。這些區域電力消耗量大，有大量的電力需求，是拉動各地經濟的增長點；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，以電網或地方投資平臺控股為主，民營企業控股或參與為輔。投資主體主要有電網企業、地方政府或國有企業、電網上下游客戶以及其他社會資本，但絕大多數由電網或地方政府控股。以第一批增量配電業務改革試點項目為例，前61個項目確定的項目業主中，非電網企業控股的試點項目數量達到38個。

從商業價值來看，后續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，盡管大多數人稱增量配電業務不賺錢，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量上看，進入增量配電市場的勁頭并未減弱。

從配電網資產特點看，存量配電資產轉增量的項目大大增加，較純增量項目更易快速見成效。大型企業產業園區轉型增量配電網已經勢不可擋，如第四批試點中的山西霍州煤電、晉煤集團、遼寧撫順礦區、上海外高橋港區、河南中原油田、平煤神馬集團、鶴壁礦區、廣西來賓合山煤礦、重能投松藻配電網、陜西黃陵礦區、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，既省去了招標環節、直接確定業主，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驗的積累，后續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，國家發展改革委、國家能源局發布了《有序開放配電網業務管理辦法》，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業務管理辦法、增量配電網業務改革試點、增量配電管理、增量配電成本監審和價格管理等，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，并占據兩個“全國首個”席位，分別為：第一個省級增量配電網技術規范綱要——《江蘇省配電網業務放開技術規范綱要》和全國首個增量配電網供電服務規范——《江蘇增量配電網供電服務規范（征求意見稿）》。四川省的政策力度最大，四川省發文明確提出，國網不得控股、無需繳納基本電費和供電費、獲批兩月內確定業主、項目核準后電網企業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，存在業主確定、區域劃分、存量資產處置、配網工程接入、電網公司控股、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整和完善。從目前政策引導來看，國家發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；要求電網提高政治站位，不控股；更好進行供電區域和資產劃分；更快辦理電力業務許可證供電類（供電類）降低增量配電網項目開發過程中的隱形成本；總結前三批增量配電網試點落地難的癥結，對第四批試點項目的面積、供電量和投資規模等都提出了明確要求。

②增量配電網價格政策分析

在增量配電業務改革試點政策中，增量配電網價格可謂是最核心的政策，這直接關系到企業商業模式的形成。雖然早在2017年國家就出臺了《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》，但并沒有給出具體可執行的配電網配電價格定價辦法，只是給出了一個帶有原則性、方向性的指導意見。文件明確規定，省級價格主管部門應根據本省情況，充分征求有關企業和社會意見后，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（福建、浙江、天津、河南、四川等）正式印發了增量配電網的配電價格機制，還有部分省區（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配電價格機制的省份，規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與省級電網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，明確規定，增量配電網試點國網不得控股，且無需繳納基本電費和供電費。山東則創造性的提出“折扣系數”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，規定增量配電網基本電費按照3.2分/千瓦時收取。該方案使得企業投資增量配網的營收有所保障，而此前其他省份的政策對增量配網的商業模式沒有太明顯作用。預計該文件將實質性地推動貴州省內多個增量配電業務改革試點項目的落地，還將為其它省區解決類似問題提供參考借鑒。

二、增量配電網電價及投資前景分析

目前，覆蓋全國32個省（市、區）的首期輸配電價核定工作已經完成，華北、華東、華中、東北、西北區域電網輸電價格已經公布。截至2019年7月，全國除西藏外，其他省（市、區）已全部完成本年度第二次一般工商業降電價，7月1日執行的輸配電價表，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展改革委官網找到外，其他省（市、區）均已發布了最新的輸配電價，具體見附件表2。《關于制定地方電網和增量配電網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共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價執行”。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，這里我們對各省（市、區）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。

1.一般工商業及大工業輸配電價分析

①一般工商業輸配電價分析

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準不統一，有的采用單一制和兩部制分類，有的采用工商業和大工業分類，甚至有的按照變壓器容量分類，在此將部分省份的工商業電價按照單一制電價進行統計對比分析，具體見圖3。

圖3：全國各省（市、區）工商業用戶不滿1kV電壓等級輸配電價對比

從已經公布的輸配電價數據上看，我國輸配電價區域差異較大。經過幾輪降電價后，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。蒙東地區不滿1kV的輸配電價最高，達到0.5071元/千瓦時，遠超其他地區。冀北、山西、云南及西北地區等處于全國較低水平，價格均在0.15元/千瓦時以下。

從兩網所轄區域看，南網管轄區域內，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，整體來看南網的輸配電價水平普遍高于國網。

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

圖4：全國各省（市、區）其他電壓等級工商業輸配電價

②大工業不同電壓等級輸配電價分析

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

由于各省（市、區）輸配電價制定的標準差異較大，有的按照一般工商業和大工業用戶分類，有的按照單一制電價和兩部制電價分類，這里將大工業電價均按照兩部制電價進行大致對比，各省市區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：全國各省（市、區）大工業用電不同電壓等級輸配電價

（注：上海、黑龍江、甘肅數據為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）

從區域分布看，大工業電價水平整體呈現東高西低。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，根據所在區域不同，可能接入不同電壓等級的配電網，也將產生多個輸配電價差。例如10kV電壓等級的用戶，在不同區域，有可能接入35kV電壓等級的配電網，也有可能接入110kV電壓等級的配電網，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。

關于增量配電網的投資價值，主要考慮的內容：一是規劃設計和成本；二是安全質量和風險；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用戶每個電壓等級價差，這里統計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，但由于數據難以獲取，在此只將三個電壓等級價差的平均數作為平均價差，進行簡單對比），具體如表1。

表1：大工業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間，意味著投資價值也處于三個區間：

（1）高投資價值區間，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省（市、區）；

（3）較低投資價值區間，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、吉林等省（市、區）。

按照不同電價等級價差來看，處于高投資價值區間的省份如下：

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，即省級電網的上一電壓等級與同電壓等級輸配電價差作為依據，若企業僅靠賺取價差獲取收益，則增量配電網投資根本不具備盈利性。

當然決定增量配電網投資的因素很多，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、甘寧地區線損率較低。線損率越低，也就意味著增量配電網投資的盈利空間越大。

圖6：全國各省（市、區）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費用，配電網投資存在一定風險，需增加更多的增值服務，以及好的商業模式，才可能具備盈利空間。

三、主要商業模式及市場潛力分析

1.商業模式分析

當前增量配電網主要有五類參與者，主要的商業模式主要為基礎服務、售電業務以及增值服務。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，鮮有開展增值服務的案例，而且還未達到如文件描述的通過收取配電服務費獲得營收。

①增量配電的主要參與者

在分析增量配電業務的商業模式之前，首先應該捋清增量配電業務的主要參與者，在該市場中承擔何種角色，將決定其主要盈利點及適合其自身發展的商業模式。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，一方面拓展發電以外的業務，借電力改革紅利進入電網領域，另一方面擁有電網業務的企業尋找機會發展壯大自己。

第二類參與者是已有相當規模存量資產在運營服務的企業，借改革機遇獲得電力業務許可證（供電類），將供電服務合法合理化。

第三類參與者主要是電網設計、工程施工總包和設備供應商等，參與增量配電網主要是為了產業鏈其它環節創造業務增值點。

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

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和能源互聯網領域。

上述參與者基本都已成功進入增量配電網市場，他們的利益尋求點不止靠輸配電價來回收投資，而是試圖在產業鏈其他環節帶來價值，實現長短結合獲取收益。

②增量配電的商業模式

增量配電網的收益，具體可從收取配電網“過網費”、配電網容量費、購售電、增值服務（如能效管理服務、綜合能源服務、合同能源管理、配售電工程總包服務、減容工程服務、外線建設服務、運維服務等）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，鮮有開展增值服務的案例。當然，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、電力現貨市場交易等政策的不斷完善，增量配電運營的商業模式也將逐步形成。增量配電網運營商業模式主要有以下幾種：

一是基礎服務，收取配電網“過網費”、容量費等。服務內容包括但不限于：投建、運營、調度、維護、建設與改造配電網絡；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、開具發票和催繳欠款等服務；公開配網運行信息、承擔電力統計工作；保護電力設施、防竊電；代收、代付政府性基金、交叉補貼、新能源補貼、保底供電服務等。

二是售電業務。據統計結果顯示：在第一批最早確認業主的61家增量配電網業務改革試點項目中，有20家業主自身或資本參與方具備售電公司資質，占到已確認業主項目總數的32.79%。在售電業務中，售電公司可以與電力用戶協商確定電力的市場交易價格，并可以不受配電區域限制進行購電。對于擁有配電網運營權的售電公司，具備條件的要將配電業務和競爭性售電業務分開核算。

三是增值服務。服務內容包括但不限于為用戶提供用電規劃、智能用電、節能增效、合同能源管理服務、用電設備運維；用戶多種能源優化組合方案，提供發電、供熱、供冷、供氣、供水等智能化綜合能源服務；提供減容工程服務、外線建設服務等工程服務。

增量配網的放開可以激活更多新的商業模式，例如電力設備廠商可以借助增量配網項目的投建與改造，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備收入，還將新增電力工程總包收入。電力設備廠商還可利用自身生產經驗開拓后端運維＋數據增值服務，該市場有望快速規范化并產生更多盈利點。配網運營商可對客戶收取配電及用電費用，實現配售一體化運營等。

2.市場潛力分析

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

據統計，我國現有347家國家級工業園區，1167家省級工業園區，假設國家級工業園區年平均用電量為20億千瓦時，省級工業園區用電量為5億千瓦時，則全國工業園區年用電量為12775億千瓦時。大工業用戶接入的配電網平均輸配電價約0.1412元/千瓦時，則擁有配電網運營權的電網企業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，增量配電業務改革試點基本實現地級市以上全覆蓋，有效激發了社會資本投資增量配電項目的積極性，但是不少地區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域劃分、存量資產處置、配網工程接入、電網公司控股、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，配電網資產和用戶尚未形成規模效應。在改革實施過程中，有些地方政府投資平臺與電網企業都想控股，有些地方政府給投資方提出帶產業、降電價等過高要求，有些項目在現階段的低收益（甚至持續虧損）預期無法吸引投資方，導致合理的配電價格機制無法落實，試點項目的配電網投資難以通過電價疏導，項目經營困難。電網企業與增量配電網業主也存在利益博弈關系。目前已建成的增量配電網試點工程大部分由電網企業控股或參股，前320個增量配電網試點中，電網企業未參與的項目少有取得實質進展的。在政府、電網和用戶配電資產互相交織的情況下，由于各方利益訴求的不同，各方資產如何參與遲遲難以達成一致意見，導致項目難以落地。

2.配電價格機制不完善，輸配電價結構不合理

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

其次，輸配電價結構不合理，導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的省級電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價執行。”而本輪電改核定的輸配電價，多數省市仍然存在輸配電價結構不合理的問題：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配電價格定價辦法，配電價格無法核定的情況下，導致配電價格基本沒有盈利空間，甚至部分配電網內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。雖然指導意見對配電網價格調整有特殊規定：“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實際情況，向國務院價格主管部門申請調整省級電網輸配電價結構”，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流標、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文件中，對項目名稱進行批復，沒有對規劃方案、配電區域劃分等內容進行明確，導致試點項目落地困難、試點范圍隨意更改、配電網重復規劃以及重復建設等不合理現象。這種局面容易造成當事各方采取策略性行為，像地方政府直接干預式推進、電網企業過度保守式阻礙，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.政策法規及標準尚不完善，監管不到位

目前，相關政策法規、標準在一定程度上存在不完善、不細致情況，突出體現是存量配電資產處置程序不明確，項目核準、接入方案、供電業務許可證辦理周期長，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，反映出電網企業對政府有權調整或確定供電范圍劃分的權力不認同，這背后的體制原因是政府對電網管理缺乏法規。由于所有權和經營權沒有實現清晰界定，沒有建立起完備的電網特許經營制度，尤其是沒有明確特許經營內涵里重要的退出機制，不僅有效的監管無從談起，甚至電網資產的所有者也失去了控制權，經營者成為了事實上的資產所有者。”與此同時，項目實施過程中，大量項目的配電網處于犬牙交錯，互相交織的多方產權狀態。這也從側面反映了我國配電網缺乏統一管理機制。

5.項目本身的先天不足

增量配電網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。部分試點項目質量不佳，招商引資未達預期，無法回收投資。在前三批320個已批復的項目中，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務改革試點的優勢。同時，對園區未來負荷增長估計不足，特別是新園區，招商引資不到位，園區入駐企業少或者慢，用電需求難以達到預期，不但影響本項目后續運營，也嚴重動搖了市場主體投資配網項目的信心。其次，增量配網投資主體遴選不當、企業股權結構過于分散，引起公司治理等問題與困難。引入并激發社會資本力量是本次增量配網改革目的之一，但部分省市在具體項目業主遴選時，存在兩方面問題：一是投資主體選擇不當，致使后續建設運營難以推進；二是引入的社會資本方過多，導致公司決策緩慢、股東意見難以統一、缺乏絕對控股方、項目進展難以符合地方經濟發展的要求等問題。

五、發展建議

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，以及投資企業尋找解決方案，具體如下：

1.堅持地方政府主導，與電網協商共贏

充分發揮地方政府的積極性，與電網公司合作共贏，調動各方積極性。兼顧電網企業發展空間，避免對電網企業生產經營造成過度沖擊。在具體實施層面，建議政府與電網企業，切實有效地拿出部分優質項目，比如要求電網企業列出年度配網投資計劃，由政府或電力監管部門組織進行項目篩選，并由社會資本進行投資，電網企業不參股或小比例參股。社會資本將此部分優質項目打造成配網示范性項目，探索配網投資、建設、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，調整輸配電價結構

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

調整省級輸配電價結構。在發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，而我國當前的情況則相反。2019年，國家將開展第二輪省級電網輸配電價的核定工作，在輸配電價結構不合理的地方，省級價格主管部門可根據當地實際情況，在避免終端用戶目錄電價倒掛的前提下，優化輸配電價的結構，報國務院價格主管部門審定，保證配電價格有一定的盈利空間，促進增量配網健康發展。如上海110kV和220kV電壓等級價格相同問題的調整，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整等。

3.控制項目審批節奏，規范項目上報和審批管理

截至目前已經出臺四批增量配網試點，速度有所加快，但是落實情況并不樂觀，需控制項目審批節奏。對試點項目進行全面評估，通過比選，總結推廣試點實施和配售電公司運營經驗，發揮典型引領作用。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和管理，避免出現“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

增量配電業務改革涉及內容復雜，需要建立完善配電網規劃、配電區域劃分、配電價格核定、并網互聯、調度、監管等一系列政策措施，特別是完善增量配電網價格機制，出臺適應各地區實際情況的增量配電網配電價格定價細則，需要統一配電網規劃、建設、并網、運行、服務、可靠性等標準，才能更好地落實推進。同時，細化存量資產處置程序，簡化相關審批程序；建立試點項目退出機制；完善爭議解決機制。

5.嚴格執行改革政策，加強事中事后監管

建立完善的監管體系，加大監管力度，保障試點工作有序規范開展，避免地方對增量配電試點項目電價和企業經營的不合理干預。增量配網的價格規制、行為監管、質量監管等應是前置條件，改革更應著眼于使增量配網改革收益如何傳遞到電力用戶，實現以“管住中間，放開兩頭”的方式來促進配電網發展。建議推進電網企業考核制度改革，調整電網考核指標或者目標值，比如當前階段，可以將配網試點項目推進情況，作為省級電網主要領導考核指標之一。使電網企業放手支持電改、參與電改，促進整個社會用電成本的降低和電力設施運營效率的提高。

6.嚴格把關項目本身質量，提高項目收益

選擇合適的投資主體，設置合理的股權結構，建立明確的退出機制。政府遴選配網項目投資主體時，應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金流，最好有豐富的電力運營經驗和足夠的電力管理及技術人員。在初期，禁止基金、自然人、純財務投資人的進入。股權結構上，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、服務質量差、運營質量差的企業，需要有明確的退出及罰責機制，避免出現機會主義的投資者。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、項目現值和評估值最小值退出，政府以拍賣或投標的形式重新選擇投資者。其次，努力提高配網項目綜合收益。一方面，增量配電網企業應積極采取靈活的價格策略，探索新的經營模式，同時，利用配網對用戶天然的粘性，積極開展用戶增值服務，提高項目綜合收益。