中国储能网讯：一、前言：

增量配电业务试点已经快到第四批了，《关于进一步推进增量配电业务改革的通知(征求意见稿)》的下发，体现了监管部门对于放开增量配电业务的决心和信心，有越来越多的社会主体对增量配电业务产生了兴趣，这里我们不妨对民营企业(特别是大中型民营上市公司)参与增量配电业务做一下SWOT分析。

二、SWOT分析

SWOT分析图如下：

(一)优势

1、部分大中型的民营上市公司具备较好的社会信誉及融资能力，在第一批试点项目中我们发现了不少民营上市公司的身影，这说明地方政府在市场化确定业主过程中，充分考虑了民营资本参与增量配网试点的诉求，也对部分民营企业的信誉和投资能力做出肯定。

2、民营企业具备较强的执行力，未来在市场化服务的方面具备较高的灵活性，如果能建立起以运营绩效为导向的激励机制，民营企业在配网运营和增值服务方面是有较大优势的。

3、本地化的园区客户资源，不少民营企业在当地一般具有较好的客户关系和产业链渠道，参与增量配网有属地化的资源优势。

4、部分民营企业本身就在新能源、电气设备制造、电力工程与服务、能源装备、咨询设计服务等领域进行布局，未来参与增量配网具有产业链协同优势。

(二)劣势

1、大部分民营企业没有接触过增量配电业务，对相关的业务范围、业务体系和业务管理缺乏必要的经验，比如增量配电业务涉及到配网建设、运行检修、电力营销、配网调度、综合能源服务等相关专业领域中的前面几个，由于之前一直是电网企业负责，相关的人才和技术储备大多在电网，民营企业缺乏这方面的资源积累。

2、对配售电业务的熟悉程度不高，特别是对增量配电业务、市场化售电业务这些因电改带来的新兴业务，很多民营企业受制于原先的业务思维和思考方式，理解不到位，容易带来两种极端情况，一种是过于乐观，觉得这些业务很快就能够赚大钱，前景良好，导致盲目投入;另一种是过于悲观，觉得这原来都是垄断企业的天下，自己不可能参与。

3、民营企业由于融资成本、业绩增长等方面的压力，对项目回报率、回收期、风险管控等方面要求较高。而增量配电业务的基础部分——配网建设运营是一个长周期中低回报的业务，不少民营企业对此存在较大顾虑。

(三)机会

1、未来3-5年，在配电网投资建设领域还是存在相当大的投资机会的，个人判断至少是数千亿级别的体量。

2、部分存量配电网，特别是企业内部园区的配电网，具备存量转增量的机会，这些优质资产价值有待重新发现和评估。

3、基于增量配电网，可以在基础服务(配网运营)的基础上，拓展到售电、增值服务、分布式投资等衍生业务，远期还包括微电网、多能互补、需求侧、虚拟电厂等大量智能化业务。

4、随着光伏、智能一次设备、微电网、大数据、现代信息通信技术、储能等技术的不断发展和成熟，配电网本身具备较大的技术进步可能，带来投资效率和回报的增加。

(四)风险

1、增量配电业务中，管制类业务——配电网建设运营，属于基础设施建设投资项目，对于完全新建的配电网来说，投资回收期很长、收益期很长，相对投资数额较大。这对民营企业来说是一个巨大的风险。

2、项目运营风险高，责任重大。配网基础运营服务是一项公共服务，要满足监管部门的供电服务质量和水平的要求，对于发生供电责任事故的运营方，会有相关的惩罚措施，从赔偿、罚款到扣减准许收入，直至退出运营。所以需要构建相应的运营能力体系来保障服务质量水平。

3、增量配电业务的开放，会面对来自电网公司和其他国有主体的竞争，民营企业需做好谋划和应对。

4、目前增量配电业务处于市场化初期，在政策落地和执行层面存在较大的不确定性，比如规划、配电价格、市场准入、电网接入、运营等方面，这些不确定性将直接关系到项目的收益和风险。

三、基于SWOT分析的对策研究

综合上述的SWOT分析，个人认为在以下四个方面，民营企业应做好增量配电业务相关的战略规划和战术应对：

(一)项目选择和评估

1、审慎研判投资项目，建立项目风险评估机制，严格风险控制和对技术经济性的测算分析。

2、项目择优，注重挖掘存量项目，特别是企业园区配电网或者具备成网条件的，具有35kV/110kV变电站的存量配电网。

3、建立多层次、多渠道的融资体系，比如联合成立投资基金、ABS等。

4、积极做好政策研究和跟踪，在项目前期就开始介入，并与能源监管部门、地方政府、产业园区管委会等政府部门进行密切沟通，发挥当地的影响力，推动政策落地。

(二)项目规划与实施

1、积极参与项目规划，严格把握项目计划和投资建设进度，控制项目实施风险。

2、在项目规划和设计阶段做好质量/成本/效益的多目标最优平衡，特别是在负荷预测、技术标准、设备选型、系统可靠性、供电服务能力等方面应做好评判和控制，在满足基础运营服务的基础上，控制投资成本。

3、与电网企业、国有企业和其他民营企业形成合作或者合资关系，降低项目门槛和投资风险，并且在资本合作层面上掌握一定的主动权，特别是增值业务和市场化方面应积极争取。

(三)项目运营和市场化业务拓展

1、选择灵活的运营机制。对于管制类业务(电力营销、电力运检、调度)，可以采取委托运营或者合资成立运营公司的方式进行运营，对于市场化业务(售电、电力服务、分布式、能效)等，则民营企业应发挥市场机制灵活的优势，力争掌握业务主动权。

2、积极拓展市场化业务。在项目初期就开始布局市场化业务，比如电力服务、分布式、节能与能效服务、多能互补等。这些不受电改政策影响或者影响较小的，但是对未来市场化具备重要价值的业务，应该进行优先布局，深挖客户价值，形成初始化的综合能源服务能力。

3、在运营过程中应做好风险评估与管控，特别是安全生产相关的业务。可以与保险机构合作探索相关新的保险产品。

4、跟踪和布局售电业务，对于已开放售电公司注册的省市应积极注册售电公司，同时利用前期开展的综合能源服务业务提升客户粘性。

(四)新技术应用

1、在规划设计阶段，从技术经济性的角度出发，充分考虑分布式能源、储能和微电网的布局需求，提高配网的主动性和抗风险能力。

2、充分应用物联网、通信和信息技术，构建配网运营管理系统和综合能源服务云平台，提升服务效率和运营能力。

四、总结

民营企业参与增量配电业务，应做到冷静研判、努力争取、积极发现、落地为先、价值导向、利润说话。从第一批的试点情况看，已经有一些民营企业虽然积极参与，但由于种种原因无法取得预期进展，业务无法顺利开展，后续设想的各种增量业务也没有足够话语权。这充分说明在市场化初期，开展配电业务的风险和难度，需要民营企业以足够的耐心、信心和专业知识经验去进行应对。

当然更重要的是，大多数民营企业是制造业，而综合能源服务是服务业，从制造业到服务业的转型，IBM在郭士纳的带领下转了10年才做到大象跳舞，可见其难度之大，不亚于脱胎换骨，民营企业必须对此有极端清醒的认识，切不可把增量配电或者售电当作一个权宜的业务来做。

未来是光明的，前途是曲折的，与各位共勉!（来源：鱼眼看电改 

附：地方电网和增量配电网配电价格核定是难中之难

我国实施的输配电价改革，以2014年下半年在深圳开展试点为启动标志，实施时间早在“中发9号文”印发之前，足见其作为电力体制改革核心和龙头的显赫地位。从开展试点到省级输配电价改革实现全覆盖，再到如今《区域电网输电价格定价办法(试行)》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》3份文件同时出台，对输配电价体系实现了全覆盖，该领域改革的每一步进展，都牵动着有关行业主体的敏感神经，引发各路媒体的强烈关注。本文立足于新闻第二落点，与读者分享了上述3份文件中的几个兴趣点，并就有关媒体的观点表达了不同的看法。

近期，国家发展改革委在其官方网站发布关于印发《区域电网输电价格定价办法(试行)》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》的通知，并以附件形式公布了上述3份文件(以下简称“两办法一意见”)。

各路媒体也就这3份文件进行了大量报道。笔者梳理发现，媒体报道形式多样，内容丰富，各有侧重，有的突出于信息传播，有的偏重于政策解读，有的热衷于技术分析，总之，有时效的、有观点的、有深度的，都已经被说遍了。笔者只好捡个漏儿，从边角料入手，找寻几处还算值得关注的点分享给广大读者。由于专业能力所限，文中难免有不准确、不到位的地方，欢迎“拍砖”。

低电压等级工商户也能享受更低的配电价

一般情况下，用电电压等级越高的用户(本节主要指“工商业用户”)对应输配电价(销售电价)越低，等电量情况下承担的“过网费”(电费)越低。然而，这样的惯例将在此后一定范围内被打破。

在“两办法一意见”中，确切地说是在《关于地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》中，开展就近交易时，用户仅支付所使用电压等级的配电价格，不承担上一电压等级的输配电价的提法，成为3份文件中令人激动的兴奋点。这就意味着，有些电力交易可以根据实际占用配电网资源的多少来核算“过网费”(配电价)，能够整整省去一大截。

相信大家都有这样的一贯认知，若想获得更优惠的到户电价或者输配电价，就应该尽可能地提升自己的用电电压等级。根据各省陆续公布的2017~2019年首个监管周期输配电价可以发现，除了按“大工业”和“一般工商业”用电性质区分外，用电电压等级越高，输配电价越低。比如，以一般工商业用电输配电价比较高的湖北省为例，该省不足1千伏、1~10千伏、35千伏电压等级用户，其输配电价分别为0.4862元/千瓦时、0.4662元/千瓦时、0.4462元/千瓦时;再以大工业用电输配电价比较高的上海市为例，该市1~10千伏、35千伏、110千伏、220千伏电压等级用户，其输配电价分别为0.2782元/千瓦时、0.2298元/千瓦时、0.1874元/千瓦时、0.1874元/千瓦时。

之所以用电电压等级越高输配电价越低，是因为在传统电网的发、输、配、用过程中，电压等级依次经历一个从升压输电到渐次降压配电的过程，用户接入的电压等级越高，意味着越少占用降压环节、越少占用电网资源，反之，则意味着占用了更多的降压环节、占用了更多的电网资源;况且，电压等级越高，意味着为整个电网贡献了更低的线损。因此说，电压等级越高，电价则越低。

而有关文件的出台，则动摇了“用电电压等级越高，输配电价越低”的政策根基。

除了在《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》中有类似内容之外，相关表述在比“两办法一意见”更早出台的《国家发展改革委和国家能源局关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》中也出现过，如：分布式发电市场化交易“过网费”的核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。该《通知》还强调，在“过网费”核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。

按上述《通知》的要求计算，根据“2017~2019年广东电网各价区输配电价表”标定的价格，一家地处珠三角地区的10千伏一般工商业用户，在与同配网内的分布式发电商开展市场化交易时，其所承担的“过网费”=0.3299元/千瓦时(其接入电压等级对应的省级电网公共网络的输配电价)-0.3049元/千瓦时(假设其参与的分布式发电市场化交易所涉最高电压等级为110千伏的输配电价)=0.0250元/千瓦时。可以说非常非常便宜。

不过，也不必高兴得过头。因为，这还不是一个普遍存在。

分布式发电直接交易和可再生能源发电项目直接交易的电量与全国市场化交易总量相比，不过是九牛一毛，带来的优惠也并非决定性的。就笔者看来，对可再生能源和分布式能源在市场化交易方面执行特殊的“过网费”政策，一方面是基于就近提供电力配送服务所消耗的具体电网成本考量;而更重要的一方面则是，通过将用户对输配电价的优惠体验与购买可再生能源电力绑定在一起，找到了除直接补贴之外的又一条扶持分布式能源和可再生能源发展的有效途径。此举一定有利于尽快实现光伏补贴退坡和平价上网——关键在这儿。

当然，输配电成本并不能仅仅通过累加所有交易方占用电网资源的多少来计算，因为电网除了承担输配电功能外，还有保障电网安全、提供系统备用等功能，这些都无法通过市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离等体现出来，所以还需要执行一定的成本分摊政策。

但无论如何吧，根据所消耗配电网资源的多少来核算配电价格仍然是电力市场化改革取得的一项进步。市场化改革前，发电企业无法直接面对客户，统购统销的电网企业才是真正的卖电方。在用户眼中，电网无论规模有多大、覆盖范围有多广，也不过就是一个“电源点”。实施电力市场化交易之前，买卖双方只需要关注流过关口的电量多少，再根据固定的销售电价来计费，而无需关注电是从哪家电厂发出来的，电在传输途中经过了哪些线路、传输了多远的距离等等，输配电成本也仅仅是按照不同用电性质和电压等级被“涮火锅”般平摊到每一千瓦时的电量中。当前这种情况仍广泛存在于各省级电网。随着改革的推进，电网企业越来越向电能传输配送商的角色转变，其所获得收益的多少，取决于其提供电能输配服务的多少，以及其输送和保障能力稳定与否。因此说，改革，不但让电能的商品属性得到越来越充分的发挥，也会让电网设施(输配电设施)的商品属性逐渐显现出来，促使传统电网企业更加注重成本管理并提高服务质量。

地方电网和增量配电网配电价格核定是难中之难

既然“两办法一意见”是关于输配电定价的文件，那么其重心肯定在价格的制定与调整方面。

业界都很清楚，本轮电力体制改革的核心是电价改革。而作为电价改革的关键一环，输配电价改革则是电价改革的重点和难点所在。

输配电定价即是新一轮电力体制改革方案规定的“管住中间、放开两头”体制架构中“管住中间”的工作任务。既然是“中间”，就势必连接着“两头”，也关系到“两头”，况且有时候还存在“中间”与“两头”界限模糊的地带，这就让输配电定价过程变得更加复杂。

输配电定价牵扯到方方面面，需要考虑传统电网企业、增量配电网运营商、地方电网企业和用户等等市场主体的利益，同时还需要考虑用户的用电性质、电压等级以及占用电网资源多少等等因素。

此外，输配电定价与输配电成本核算更是息息相关，需要开展电网企业的输配电成本监审，难点在于核减与输配电不相关、不合理的费用。据报道，2015年以来国家发展改革委共核减费用约1200亿元，其中核减32个省级电网的准许收入约480亿元。

尤其困难的是，由于地方电网的存在以及增量配电业务的放开(这即是“中间”与“两头”界限模糊的地带)，导致在配电侧出现了不同的投资运营主体，因此，还要在已经核定出的省级电网输配电价当中，再分割出一部分给地方电网和增量配电网(“两办法一意见”中称为“配电网”)。需要分割出的这部分电价(配电网配电价格)在《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》中已有规定：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。核定配电价格时，应充分考虑本地区上网电价、省级电网输配电价、趸售电价、销售电价等现行电价，并结合地区经济发展需求、交叉补贴等情况，合理选取定价参数。该《意见》同时规定，用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价。

“应充分考虑……并结合……合理选取定价参数。”看明白了么?文件中说了这么多，看得笔者头都大了，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。

因此可以说，输配电价改革难，而地方电网和增量配电网配电价格定价更是难中之难。既然没有具体可行的办法，就要看各省级物价主管部门合理、公平切分蛋糕的能力和水平了。下刀的位置有无数个，但只有一个位置是准确的，一刀下去，要不偏不倚。否则，就会一边哭鼻子，一边偷着乐。各省价格主管部门表示，压力山大!

定期调整机制确保价格精确反映输配电成本

在“两办法一意见”中，除了对有关输配电价定价办法或者意见作出阐述之外，都不约而同地设定了价格定期调整机制，并且暂定监管周期为3年。同时，“两办法一意见”还给出了在监管周期内调价的多种前提条件，诸如，国家重大政策调整、发生重大自然灾害、不可抗力等因素造成的成本重大变化;监管周期内新增输配电工程投资、输电量变化较大，等等。

其实笔者认为，既然是“核定价格”，那么价格必然出自政府的有形之手。而如何才能让非市场化的定价做到科学、合理且精准，各省价格主管部门只有一个办法，那就是根据情况变化进行动态调整。

即使没有出现文件中所列的调价前提条件，笔者认为价格调整也是必需的。因为，电力行业是产量密集型行业，电能动辄以万亿的数量计算，包括输配电价在内的各类涉电价格必须精确到小数点后四位，如2017~2019年湖北省35千伏一般工商业用户输配电价为0.4462元/千瓦时。我们都知道，1元=10角=100分=1000厘=10000毫，精确到小数点后四位，就意味着精确到了“毫”。没错，“毫厘必争”说的就是电力交易，买卖各方比在菜市场砍价的大妈们还要“计较”。因为输配电价仅仅是一个基数，实际结算时，往往需要上亿、上万亿的乘积。比如，2017年我国市场化交易电量预计达1.6万亿千瓦时，如果输配电价每增减0.0001元/千瓦时，“过网费”就会相应增减1.6亿元;如果输配电价每增减0.001元/千瓦时，“过网费”就会相应增减16亿元;如果输配电价每增减0.01元/千瓦时，“过网费”就会相应增减160亿元;以此类推，敢情这就是所谓的“失之毫厘，谬以千里”吧。

再说了，谁能保证基于成本监审的输配电价核定工作能够百分百的精确，尤其是初次核定出的输配电价就更不可能太精确。所以，适时的价格调整是必需的，也是难免的，但最终是为了让输配电价越来越贴近其价值，越来越能准确反映电网运营商所付出的输配电成本，为进一步推动电力市场化改革扫清障碍。

说输配电价改革全面完成为时尚早

除了关注“两办法一意见”本身之外，笔者对媒体关于这3份文件的报道也比较感兴趣。

前不久，有媒体报道称：“两办法一意见”的出台，标志着输配电价改革成为自“9号文”下发以来首个全面完成的专项改革任务。大致意思是，作为一个专项改革任务的输配电价改革已经全面完成了。对此，笔者在感叹3份文件的出台展现出重大意义的同时，又觉得此种判断未免有些过于主观了。在此，咱不妨费点口舌，掰扯一下。

首先说，各类输配电定价“办法”或“意见”的出台，并不等同于各类输配电价的出台，比如，国家发展改革委于2016年12月22日即出台了《省级电网输配电价定价办法(试行)》，但到现在尚有黑龙江、蒙东和新疆仍然没有出台各自省级电网输配电价的情况。而“两办法一意见”才刚刚出台，要是等到区域电网输电价、跨省跨区专项工程输电价、地方电网和增量配电网配电价全部出台，料定会需要更长的时间。既然各地的各类输配电价都还没有出台，又怎好说输配电价改革专项任务全面完成了呢?

退一步讲，即使未来省级电网输配电价、区域电网输电价、跨省跨区专项工程输电价、地方电网和增量配电网配电价全部出台后，是否就能说输配电价改革成为“9号文”下发以来首个全面完成的专项改革任务呢?其实也不能这么说。虽然输配电价改革试点启动时间早于“9号文”的印发时间，但“9号文”一经印发，输配电价改革便被纳入电力体制改革的整体框架中，而且应该说，输配电价改革本身就是电力体制改革整体的一部分。比如，在“9号文”第一项“近期推进电力体制改革的重点任务”——“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”中，就要求“单独核定输配电价”。电力体制改革是一项系统工程，在新一轮改革方案中，无论是在“三放开、一独立、三强化”的总体思路中，还是在“管住中间、放开两头”的体制架构中所体现出来的改革各环节，均彼此关联、互相作用，是电力体制改革整体的有机组成部分，必须要协调推进。在改革整体没有取得决定性胜利之前，没有理由说在某个环节全面完成了“专项改革任务”。

其实，新一轮电力体制改革尽管确定了总体思路和体制架构，甚至具备了相关配套文件作为“施工图”，但改革各环节的推进仍然是一个摸着石头过河的过程，许多细节都需要反复校正、不断调整，又怎能轻言“完工”。否则，区域电网输电价格定价办法、跨省跨区专项工程输电价格定价办法以及省级电网输配电价定价办法的文件名称后面又何必都加“试行”二字。另外，《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》之所以叫“意见”，而不像前两份文件那样叫“办法”，也可以理解为在国家层面还没有拿出一个可以直接参照执行的文件，仍停留在参考“意见”阶段，需要地方进一步探索的空间还很大，不可能在短期内完成。

相对于某些报道的乐观和冒进，而有些说法则显得客观、冷静了许多。国家发展改革委相关负责人在接受媒体采访时表示，此次“两办法一意见”的出台，标志着国家对输配电价领域完成了全面监管，管住了电力市场的中间环节，促进发电企业和电力用户直接现货交易，对输配电价体系实现了全覆盖。

看到了吗，“对输配电价体系实现了全覆盖”和“输配电价改革任务全面完成”，这两种表述的背后可是隐含着相当不同的逻辑的，又怎能轻易划上等号。(来源：中国电力新闻网 )