自2016年以来，国内增量配电业务改革已开展四批试点，基本实现地级以上城市全覆盖，极大调动了各地投资积极性。但总体来看，前三批试点项目进展相对缓慢，取得实质性进展不足两成。本文重点归纳总结增量配电网改革进展及特点、增量配电政策，深入分析配电网输配电价及投资前景、主要商业模式及市场潜力，针对目前增量配电网改革步伐缓慢的现状，找出其存在的主要问题，并提出相应的发展建议，为目前开展增量配电的企业及管理者提供参考。

一、增量配电业务进展及特点分析

1.增量配电试点项目进展情况

增量配电业务改革进展及问题与对策研究

自2016年11月第一批增量配电业务改革试点项目颁布以来，国家发展改革委、国家能源局分四批在全国范围内开展了404个增量配电网试点项目，已基本实现地级以上城市全覆盖。截至2019年1月31日，前三批试点中，仅有5个建成投产（占2%）、28个开工建设（占9%）。试点项目进展总体缓慢，一些地方政府和电网企业在改革关键问题、关键环节上认识不到位，与中央改革精神存在偏差，配售电业务向社会资本放开的要求未得到有效落实；一些试点项目在供电区域划分、接入系统等环节受到电网企业阻挠，迟迟难以落地。具体前三批试点项目进展情况如下：

•第一批试点项目进展情况：截至2019年1月31日，增量配电业务改革第一批106个试点项目（增量项目82个、存量项目24个）中，20个增量项目已开工建设，河北曹妃甸化学园区、河北沧州临港经济技术开发区、山西太原工业新区、福建宁德湾坞-漳湾工业园区、新疆生产建设兵团第十三师增量配电业务试点等5个增量项目已建成投产。但尚有12个项目未确定业主，23个确定业主但未划定供电区域，28个已完成前置程序但仍未开工建设，4个申请取消试点（全部为北京试点），见图1。

图1：第一批增量配电试点项目进展（截至2019年1月31日）

•第二、三批试点项目进展情况：增量配电业务改革第二、三批试点项目共计214个，分别于2017年11月、2018年4月和6月获得批复。截至2019年1月31日，仅62个试点项目确定业主，13个取得电力业务许可证，8个开工建设。

•2019年上半年最新进展情况：据不完全统计，《宁夏石嘴山高新技术产业开发区增量配电改革试点区域配电网规划（2019-2025）》获批；江苏南京市江北新区配售电有限公司、甘肃金塔新奥金能能源电力发展有限公司、陕煤集团旗下的陕西长安电力澄合配售电公司、河南润奥供电股份有限公司、河南郑州航空港兴港电力有限公司、河南嵩基售电有限公司、河南南阳中关村配售电有限责任公司、湖南东江湖大数据产业园电力有限公司、湖南白沙绿岛配售电有限公司等9个试点获得电力业务许可证（供电类）；重庆两江长兴电力有限公司投资建设的220千伏观音堂变电站、安徽众益售电公司投资兴建的110千伏兴盛变电站两个试点成功投运。至此，浙江、江苏、湖南首批增量配电项目业主全部确定，福建首批增量配电试点项目全部获得电力业务许可证。

②在政府督促及配套措施的不断明确下，预计试点项目将取得新进展

按照国家发展改革委、国家能源局2019年3月发布的《增量配电业务改革试点项目进展情况通报（第二期）》，第一批试点项目原则上应于2019年6月底前建成投运，至今尚未确定业主、划定供电区域的，应于3个月内完成相关工作，并尽快组织开工建设。第二、三批试点项目应于2019年5月底前确定业主、划定供电区域，7月底前开工建设。6月底前仍未取得明显进展的，国家发展改革委、国家能源局将对相关地区和单位开展约谈。试点进展严重滞后的省（区、市）原则上不得继续申报后续增量配电业务试点。因此，2019年6月底前，前三批试点有了较大进展。

此外，随着配套督促措施更加明确，后续试点项目的推进将更加顺利。在总结前三批试点经验的基础上，第四批试点的通知提出了一些要求，明确了多项措施，如明确要求电网企业要积极支持试点项目落地，加强合作，加快办理电网投资建设、资产评估、股东意见、并网接入、供电服务等手续，切实支持增量配电业务改革，以及提出过程管控、第三方评估、建立联系点、开展培训等措施，这些都比较实用。

2.增量配电试点项目特点分析

从试点公布时间上看，增量配电业务改革试点的推进正在不断加速。截至2019年6月底，国家发展改革委、国家能源局共发布四批试点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。各批次公布的时间分别为：2016年11月、2017年11月、2018年4月、2018年6月、2019年6月，发布周期从一年减至半年，明显提速。

从试点分布的省份来看，试点分布逐渐由沿海地区向内陆、西北等地区转移。河南试点最多为30家，排名第二的为甘肃（24家），第三为河北（21家），山西和陕西并列第四（20家），山东和广西并列第五（19家），具体见图2。河南在第一、二、四批次中申请试点均居首位。从其申请的试点特点分析，主要分为两种类型：一种是各市县的产业集聚区，另外一种是各种矿区（包括煤矿、铝矿、油田、煤化工等）。从政策机制和价格机制上较其他省份并无明显优势，究其可能的原因：一是河南积极响应国家改革政策的力度比较大。二是希望通过增量配电网能够降低电价，便于地方招商引资。

图2：四批次增量配电试点分布情况

从试点分布的区域类型看，绝大多数集中于各地的工业园、经济（技术）开发区、产业园区、矿区。这些区域电力消耗量大，有大量的电力需求，是拉动各地经济的增长点；与此同时，用户用能方式多元化，具备形成综合用能增值服务的条件。

从投资主体来看，以电网或地方投资平台控股为主，民营企业控股或参与为辅。投资主体主要有电网企业、地方政府或国有企业、电网上下游客户以及其他社会资本，但绝大多数由电网或地方政府控股。以第一批增量配电业务改革试点项目为例，前61个项目确定的项目业主中，非电网企业控股的试点项目数量达到38个。

从商业价值来看，后续仍有大量社会资本竞相投入，反映出增量配电市场隐含了市场公认的潜在价值。自首批增量配电改革试点施行已两年有余，尽管大多数人称增量配电业务不赚钱，目前也尚无清晰的盈利模式，但从第四批试点推进速度和数量上看，进入增量配电市场的劲头并未减弱。

从配电网资产特点看，存量配电资产转增量的项目大大增加，较纯增量项目更易快速见成效。大型企业产业园区转型增量配电网已经势不可挡，如第四批试点中的山西霍州煤电、晋煤集团、辽宁抚顺矿区、上海外高桥港区、河南中原油田、平煤神马集团、鹤壁矿区、广西来宾合山煤矿、重能投松藻配电网、陕西黄陵矿区、新疆西北油田等。存量项目比纯增量项目在程序上操作相对简单，既省去了招标环节、直接确定业主，也更容易快速见成效。

总体而言，随着增量配电配套政策的不断完善，增量配电试点申请要求更加明确。随着配电区域划分、电压等级等争议难题的逐步解决，增量配电试点市场主体不断试水以及实践经验的积累，后续增量配电试点的推进速度较前三批试点的推进速度将更快。

3.增量配电政策进展分析

①增量配电改革整体政策分析

2016年10月11日，国家发展改革委、国家能源局发布了《有序开放配电网业务管理办法》，之后，各部委、地方接连出台多个文件，推动了增量配电网相关工作的开展。国家层面的政策文件紧密相关的超过20个，主要涉及增量配电网业务管理办法、增量配电网业务改革试点、增量配电管理、增量配电成本监审和价格管理等，具体见附表1。

与此同时，各省也积极响应输配电试点建设，陆续推出相关政策。截至目前，各地出台的增量配电相关政策超30个。电力大省江苏出台的相关文件最多，并占据两个“全国首个”席位，分别为：第一个省级增量配电网技术规范纲要——《江苏省配电网业务放开技术规范纲要》和全国首个增量配电网供电服务规范——《江苏增量配电网供电服务规范（征求意见稿）》。四川省的政策力度最大，四川省发文明确提出，国网不得控股、无需缴纳基本电费和供电费、获批两月内确定业主、项目核准后电网企业必须按时提供施工电源等几点要求，直击增量配电改革痛点，有助于试点项目的顺利推进。

针对推进增量配电改革的过程中，存在业主确定、区域划分、存量资产处置、配网工程接入、电网公司控股、配电价格核定等问题，国家也在对相关政策机制进行不断的调整和完善。从目前政策引导来看，国家发展改革委和国家能源局有针对性地提出解决措施，包括：简化流程；要求电网提高政治站位，不控股；更好进行供电区域和资产划分；更快办理电力业务许可证供电类（供电类）降低增量配电网项目开发过程中的隐形成本；总结前三批增量配电网试点落地难的症结，对第四批试点项目的面积、供电量和投资规模等都提出了明确要求。

②增量配电网价格政策分析

在增量配电业务改革试点政策中，增量配电网价格可谓是最核心的政策，这直接关系到企业商业模式的形成。虽然早在2017年国家就出台了《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，但并没有给出具体可执行的配电网配电价格定价办法，只是给出了一个带有原则性、方向性的指导意见。文件明确规定，省级价格主管部门应根据本省情况，充分征求有关企业和社会意见后，选择合适的配电价格定价方法。

在国家政策指导下，部分省区（福建、浙江、天津、河南、四川等）正式印发了增量配电网的配电价格机制，还有部分省区（海南、湖北、广西、云南、广东、山东等）公布了征求意见稿。福建是全国首个出台增量配电网配电价格机制的省份，规定配电价格通过招标形成，未通过招标形成实行的，实行最高限价管理。大部分省份都按照此种模式，基本都回避了增量配电价格中最核心的“增量配电网是否需要缴纳基本电费或应该如何缴纳、高可靠性费用如何收取等问题”。

不过，河南、四川、贵州在这一方面有了进一步的突破。在结算制度上，河南是全国首个明确增量配电网与省级电网结算的基本电价标准的省份，提出按照输配电投资比例来分享基本电费。尽管该方案的思路是正确的，但在实际操作中仍旧难以落地。四川的政策更加强有力，明确规定，增量配电网试点国网不得控股，且无需缴纳基本电费和供电费。山东则创造性的提出“折扣系数”概念，为配电价格招标明确了方法、路径，并明确了高可靠性费用收取。

截至目前，贵州的政策最为积极，首次提出了更加明确且易于操作的方案，规定增量配电网基本电费按照3.2分/千瓦时收取。该方案使得企业投资增量配网的营收有所保障，而此前其他省份的政策对增量配网的商业模式没有太明显作用。预计该文件将实质性地推动贵州省内多个增量配电业务改革试点项目的落地，还将为其它省区解决类似问题提供参考借鉴。

二、增量配电网电价及投资前景分析

目前，覆盖全国32个省（市、区）的首期输配电价核定工作已经完成，华北、华东、华中、东北、西北区域电网输电价格已经公布。截至2019年7月，全国除西藏外，其他省（市、区）已全部完成本年度第二次一般工商业降电价，7月1日执行的输配电价表，除上海（表中上海最新输配电价为2018年9月）和甘肃未能在其各自的发展改革委官网找到外，其他省（市、区）均已发布了最新的输配电价，具体见附件表2。《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》指出，“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”。输配电价，特别是不同电压等级的价差将直接决定增量配电试点投资的盈利性，这里我们对各省（市、区）输配电价进行梳理，并进一步分析输配电价对投资前景的影响。

1.一般工商业及大工业输配电价分析

①一般工商业输配电价分析

由于输配电价的传递性，下一电压等级包含上一电压等级的价格，因此这里选择电压等级最低的不满1kV的输配电价，就能大致比较出各省在输配电价方面的总体水平。由于各省输配电价标准不统一，有的采用单一制和两部制分类，有的采用工商业和大工业分类，甚至有的按照变压器容量分类，在此将部分省份的工商业电价按照单一制电价进行统计对比分析，具体见图3。

图3：全国各省（市、区）工商业用户不满1kV电压等级输配电价对比

从已经公布的输配电价数据上看，我国输配电价区域差异较大。经过几轮降电价后，去年处于全国最高水平的北京输配电价得到明显降低，被蒙东和吉林赶超。蒙东地区不满1kV的输配电价最高，达到0.5071元/千瓦时，远超其他地区。冀北、山西、云南及西北地区等处于全国较低水平，价格均在0.15元/千瓦时以下。

从两网所辖区域看，南网管辖区域内，除云南、广东外，贵州、广西、海南三省的输配电价都超过了0.3元/千瓦时，整体来看南网的输配电价水平普遍高于国网。

其中，1～10kV、35kV和110kV电压等级的工商业输配电价，如图4所示。

图4：全国各省（市、区）其他电压等级工商业输配电价

②大工业不同电压等级输配电价分析

下面我们重点对增量配电网里占比较大的大工业用户（专线用户）的配电价格进行分析。本文只分析增量配电网，因此这里只对220kV及以下的电压等级的大工业配电价格进行分析。

由于各省（市、区）输配电价制定的标准差异较大，有的按照一般工商业和大工业用户分类，有的按照单一制电价和两部制电价分类，这里将大工业电价均按照两部制电价进行大致对比，各省市区1～10kV、35kV、110kV、220kV电压等级的输配电价如图5所示。这里35kV电压等级基本可以代表整个输配电价走势。

图5：全国各省（市、区）大工业用电不同电压等级输配电价

（注：上海、黑龙江、甘肃数据为2017年9月公布电价，未查到最新电价，因此可能与实际有一定差别；新疆未查到110kV及以上电压等级电价）

从区域分布看，大工业电价水平整体呈现东高西低。电压等级在1~10kV的输配电价排名前三的分别是上海、广西和和浙江，最低的为蒙西、山西和青海；35kV的输配电价最高的分别为上海、新疆和江苏，最低为蒙西、青海和山西；110kV的输配电价最高的为上海、江苏和河南，最低为云南、山西和新疆；220kV的输配电价最高的为上海、天津和河南，最低为云南、青海、新疆。

值得注意的是，各省输配电价制定标准差异很大：有些省份同一电压等级单一制电价要比两部制电价低，如河北、河南、山东、福建，这意味着若大工业客户可选择采用单一制电价更有利；有些省份两个电压等级的电价相同，如上海和广东，若按电压价差核算，根本无投资回报率。

2.大工业用户各电压等级价差及投资前景分析

由于不同电压等级用户，根据所在区域不同，可能接入不同电压等级的配电网，也将产生多个输配电价差。例如10kV电压等级的用户，在不同区域，有可能接入35kV电压等级的配电网，也有可能接入110kV电压等级的配电网，价差也将有多种可能。这里为了举例说明，如何判断不同省份配电网的投资价值，只是简单将相邻电压等级价差做了简要分析，即相邻电压等级的价差=本电压等级电价-上一电压等级电价，为投资者提供决策参考。在实际操作中，要具体情况具体分析。

关于增量配电网的投资价值，主要考虑的内容：一是规划设计和成本；二是安全质量和风险；三是投资回收。投资回收主要包括三个方面：一是过网电量；二是核定的输配电价；三是中长期的回报率。就未来3～5年而言，主要看电量和电价。因此，电价是关系到增量配电网投资价值的核心因素。

各电压等级增量配电价差越大，越有利于投资，盈利性越好。这里我们重点分析一下大工业用户每个电压等级价差，这里统计1～10kV、35kV、110kV分别与其上一等级电压的价差，以及不同电价等级的平均价差（原则上应按照各电压等级在该省用电量比例作为权重系数，但由于数据难以获取，在此只将三个电压等级价差的平均数作为平均价差，进行简单对比），具体如表1。

表1：大工业不同电压等级价差情况（单位：元/千瓦时）

从投资的角度分析，上述平均价差等级可以分为三个区间，意味着投资价值也处于三个区间：

（1）高投资价值区间，平均价差在0.03元/千瓦时，包括广西、云南、贵州、青海、四川、上海6省市；

（2）中间投资价值区间，平均价差在0.02元/千瓦时，包括湖南、蒙东、宁夏、海南、福建和山西6省（市、区）；

（3）较低投资价值区间，平均价差在0.02元/千瓦时以下，包括浙江、湖北、重庆、甘肃、广东、北京、吉林等省（市、区）。

按照不同电价等级价差来看，处于高投资价值区间的省份如下：

1~10kV电压等级价差最大的当属广西，价差高达0.1459元/千瓦时，远超其他省份各电压等级价差。价差在0.03元/千瓦时以上的省份，还包括海南、上海、贵州、宁夏、山西、浙江。

35kV电压等级价差最大的为云南，价差在0.0762元/千瓦时。价差在0.03元/千瓦时以上的省份，还包括蒙东、上海、贵州、四川、甘肃。

110kV电压等级价差最大的为青海，价差为0.0823元/千瓦时，超过0.03元/千瓦时的仅此一个省份。该电压等级的价差比其他低电压等级价差相对较小。投资价值相对较高的还包括广东、湖南、宁夏、福建。

值得注意的是，上海110kV和广东35kV电压等级的配电价差均为零。如果按照国家层面的指导意见，即省级电网的上一电压等级与同电压等级输配电价差作为依据，若企业仅靠赚取价差获取收益，则增量配电网投资根本不具备盈利性。

当然决定增量配电网投资的因素很多，不仅要考虑电价，还要考虑许多其他因素，包括线损率、容量费、需量费等其他因素。基本电价分按最大需量计费和按变压器容量计费两种方式。从基本电价的情况来看，北京最高，天津最低，具体见图6。从线损率来看，河南、湖南、蒙东的线损率最高，均超过了8%，而用电量大省江浙一带、甘宁地区线损率较低。线损率越低，也就意味着增量配电网投资的盈利空间越大。

图6：全国各省（市、区）基本电价及线损率情况

目前来看，如果仅仅依靠收取配电网费用，配电网投资存在一定风险，需增加更多的增值服务，以及好的商业模式，才可能具备盈利空间。

三、主要商业模式及市场潜力分析

1.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。

2.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：

1.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。

2.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。

3.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。

4.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。

5.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：

1.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。

2.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。

3.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。

4.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。

5.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。

6.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。