增量配电网的商业模式划分和探讨

2015年启动的新一轮电力体制改革已开展4个年头，作为身处改革前沿的实践者，能够参与这样一次能源行业的变革，体味电改中的酸甜苦辣，是一件幸运的事情。

依然记得2015年在公司的会议室，公司全体中高层人员学习贯彻中共中央和国务院联合发文的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文）。

“电网放开了，不但可以售电，社会资本可以投资电网建设运营了”这一概念犹如一剂强心针在能源行业掀起了大波澜。一时间，各种解读、研讨会、培训班络绎不绝，相关从业人员都在讨论电力体制改革、影响及未来的市场机会，都为能赶上这样的行业变革感到兴奋。

2015年底，9号文的6个配套文件发布，进一步为改革指明了方向。公司经过半年多的学习和准备，组织成立相关部门负责配售电事宜；拜访政府、园区、客户，寻求增量配电网合作机会；发起成立电改基金，投资增量配电网和综合能源；参与售电侧和配售电改革。

增量配电网既是入口也是平台

增量配电网在初期被归置在售电侧放开的领域中，被定义为第二类售电公司，即拥有配网运营权的售电公司。随着后来电改的深入，大众认知的不断更新，尤其是资本涌入的加持，打破电网垄断的“红利”预期，使得增量配电网逐渐成为改革的核心之一。

增量配电网成为了继售电之外的另一个入口，一方面是因为增量配电网天然的地理位置垄断和业务垄断，使之具有很好的平台价值；另一方面，无论是电网的投资、规划设计、建设、运营，还是综合能源服务涉及的概念，包括电、热、气、冷等商品，以及包括储能、分布式电源、微电网等技术或项目，还有电力大数据、电力金融服务，甚至更为“高大上”的新一代的配电物联网、区块链、能源互联网等，都纷纷与增量配电网结合到一起。

如果增量配电网是一只股票的话

如果把增量配电网也比喻为一只股票的话，那它是一个一波三折、目前正处于第二阶段上升期的一只大盘股。

第一阶段的第一波，关键词：“兴奋、裸奔和山穷水复疑无路”。2015年9号文提出了管住中间，放开两端和三个有序，其中之一就是“有序向社会资本放开配售电业务”。能够进入之前的垄断行业的垄断领域，引发了社会资本的无限遐想，所有的从业人员都感到“兴奋”。2015年底出台的6个配套文件，提出了“配网运营权”的概念和三类售电公司，明确了第二类拥有配电运营权的售电公司，就在那时我们开始全国的园区拜访沟通工作，向园区解读政策，洽谈合作，签订投资协议，成立公司。套用业内人士的话来说“一开始我们就在裸奔，在政策不明晰的情况下，业务却跑在了前面，我们成为了第一批吃螃蟹的人”。

2016年批复的第一批106家增量配电网试点以及之后发布的《有序放开配电业务管理办法》、《规范开展增量配电业务改革试点的通知》、《对拥有配电网运营权的售公司颁发管理力业务许可证(供电类)有关事项的通知》等文件，公布了关于增量配网的顶层设计，对有关重点任务进行部署。增量配电网在第一波中达到了最热的状态，但高潮之后往往是低谷，这一时期，由于各方仍然对政策文件存在争议，且相关实施办法与细则不够完善，第一批绝大多数试点处停滞状态，增量配电改革步履维艰。

第一阶段的第二波，关键词：“突围和群众运动”。自2017年中起，国家发改委、能源局主动出击开始对增量配电业务革热点问题作权威政策解读。下发文件对首批试点进行了积极调研并提出截止要求；及时公布了第二批试点名单；印发了配电价格核定的指导意见。笼罩在增量配电改革路上的迷雾渐散去，各参与主体信心日渐增强。

第一阶段第三波，关键词：“柳暗花明又一村”。进入2018年，国家发改委、能源局印发《增量配电业务区域划分实施办法》、《关于进一步推增量配电业务改革的通知(征求意见稿)》，直面改革实际问题，实事求是地提出解决方案。公布了第三批试点，基本实现全国地市覆盖。增量配电改革范围不断扩大，电力业务许可证（供电类）审批不断提速，增量配电网的可行性和实操性日益增强，整体形势步入佳境。尤其是2018年8月以来，国家发改委、国家能源局开展增量配电业务改革试点督导调研，对增量配电业务试点项目进展缓慢和问题突出地区进行约谈，并下发了《关于建立增量配电业务改革试点项目直接联系制度的通知》，选取12个重点试点项目作为直接联系项目，向国家发改委、国家能源局相关司局书面报告项目进展情况和存在的主要问题，提出意见建议。

第四批项目试点，标志增量配电网进入到了第二阶段。从第三批试点实现地市全覆盖开始，2018年下半年以来重量级的增量配电网政策不断发布，同时开始启动第四批项目试点，拓展至县级，标志增量配电网进入到了第二阶段。笔者在写此文时，国家发展改革委和国家能源局联合下发《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号），市场参与各方反响强烈。

增量配电网的商业模式划分和探讨

增量配电网是一个很复杂的事物，不管是从项目运作来说，还是从项目内容上来说。复杂，也就意味着项目的商业模式不是单一的，不像新能源项目一样好计算。

在早期涉足增量配电网业务领域时，从2015年园区拜访工作开始，我们的足迹遍布全国二十多个省市。从用户最初不懂、不了解，到认同，签订投资协议，组建公司；从第一批增量配电网试点到第三批增量配电网的试点；从项目前期接触、到项目业主招投标、建设、供电业务许可证申请等，最深刻的感受是，无论项目前期接触、谈判、做方案、签订协议、还是业主确定、配电区域划分、配电设施接入系统都会有各种问题，比如项目进展缓慢；电网企业要求控股；在供电区域划分、接入系统等环节遇到障碍等。

前三批320个试点增量配电网项目，有些项目的经济性不好或者达不到社会资本的预期。这也很好理解，一方面，如果是“肥肉”的项目怎么能够轻易拿出来分享呢？另一方面，国家电网公司等央企承担着大量的社会责任，不像社会资本更看重配电网的经济性。当然，配电网的经济性达不到预期也有其他方面的原因，比如“电网超前发展”、“大马拉小车”、当地招商引资、东部和西部负荷差别等等。那为什么增量配电网如此火爆呢，是因为增量配电网既是入口，也是平台，尤其是在能源互联网的大背景下，增量配电网是能源互联网的“一条腿”。

作为增量配电网的投资者和参与者，应更为关注增量配电网的经济性和商业模式。业内戏称，目前市场上参与增量配电网工作的主要有“东邪”、“西毒”、“南帝”、“北丐”和“中神通”等五大参与者。

第一类参与者主要是电网设计、工程施工总包和设备供应商，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。

第二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。

第三类参与者多以能源发电央企为主，一方面拓展发电以外的业务，借改革东风进入电网领域，另一方面拥有电网业务的寻找机会发展壮大自己。

第四类参与者是已有相当规模的存量资产在运营服务的，借改革之力获得电力业务许可证（供电类），将供电服务合法合理化。

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和能源互联网领域。

上述增量配电网领域“五大高手”都实现了“乾坤大挪移”，在产业链其他环节带来价值，实现长短结合获取收益，不是仅靠输配电价来回收投资。

从资产范围角度来理解增量配电网的商业模式

从资产划分上来说，增量配电网可以分为以下几类：

第一类，园区级增量配电网。园区增量配电网，资产包含电网资产、园区资产和用户资产；园区面积从几平方千米到几百平方千米；资产有存量，有增量；电压等级从220千伏到10千伏。目前大多数增量配电网试点就是园区级增量配电网，可以通过输配电价来回收投资的，也可以通过园区综合能源服务回收投资，可以申请获得电力业务许可证（供电类），可以在园区上实践各种能源互联网的概念。

但园区级增量配电网不利点是与电网公司牵扯到存量资产划分、供电区域划分以及合作入股的事宜；申请试点、成为项目业主需要履行一系列手续，周期长，利益复杂；园区负荷增长需要几年周期，存在较大风险和不确定性。

第二类，小园区级增量配电网。小园区级增量配电网，不含电网资产，都是园区资产，电压等级大多都是10千伏，少部分园区投资建设有110千伏电压等级变电站或线路；由于没有电压等级差，一般不能通过输配电价收回投资，或者输配电价较少。

小园区级增量配电网优势是不与电网公司牵扯到存量资产划分、供电区域划分的问题；已有现成负荷，不存在用户负荷增长不确定的问题；存在电价等级差的，可以以输配电价来回收投资；不存在电压等级差的，之前可以考虑以转供电方式来回收投资（在新的转供电政策下可能要考虑新模式）。

第三类，并网型微电网。并网型微电网是电压等级要求在35千伏及以下，容量在20兆瓦以内，兼具发电、配电、售电甚至用户主体属性发配用一体化微平衡系统。目前，并网型微电网主要模式就是以发电收入为主，比如燃气发电收入、分布式新能源的发电收入或储能峰谷套利收入。并网型微电网是综合解决分布式电源消纳问题、用户配电网服务问题、冷热电综合能源问题的一个好思路，尤其是兼具售电资质和供电资质，《推进并网型微电网建设试行办法》要求微电网运营主体应依法取得电力业务许可证（供电类）。因此，并网型微电网从一开始就获得了市场的高度关注。

以中部某省投资的一个并网型微电网为例，该微电网采用了分布式光伏、电化学储能电池、水蓄冷蓄热系统、充电桩结合储能微网控制系统组成整个并网型微电网系统。项目主要收入来源于光伏发电和能效管理收入两部分，能效管理收入又包含两部分：蓄能的峰谷电价差以及削减用电峰值后省下的基本电费差，项目减少的碳排放为不可预见收益。

并网型微电网中分布式光伏的投资收益很好评估，按照消纳电量、用户电价、上网电量和补贴等测算得出全投资收益率约10%，为了满足《推进并网型微电网建设试行办法》中黑启动和独立运行时保障重要负荷连续供电不低于2小时的技术标准要求，微电网配置了1兆瓦时的电化学储能电池，拉低了项目整体收益率。在申报此微电网项目中，按政策要求，需要对微电网源-网-荷等内容分别进行核准（备案），而不能作为一个项目整体去核准（备案），增加不少工作量。

第四类，项目级或用户级配电网。项目级或用户级配电网是位于电网产权分界点用户侧的配电网，如有园区范围的企业侧配电网；为大型项目配套的配电网；用户侧的专变和专用线路等。项目级或用户级配电网一般用电量大、企业开工率高、一天24小时运行，比如数据中心，能够从输配电价获取配电费收入或以其他合适方式来回收投资。

增量配电网的发展和突破

增量配电网需要长短结合，通过产业链其他环节变现。综合而言，在增量配电网领域，电网公司占据着优势市场地位，压低了市场收益率，而且由于政策、电价机制、产业导入等因素影响，增量配电网不是一个短期可以获得较高收益的事情，必须考虑短长结合。如果要有短期收益，短期收益要么通过工程设计总包等产业链其他环节变现，要么通过燃气发电、光伏发电、储能等在短期内带来发电收益，但这样又会走入到电力建设的“重建轻用”的老路上，不但不能解决现有存量资产盘活、存量优化利用、用户侧新技术应用和服务的问题，反而可能会继续造成限电问题、补贴缺口的问题。

增量配电网要解决经济性的问题。从宏观的角度看，增量配电网需要解决经济性的问题，因为商业模式的本质不会改变。如果收入覆盖不了“成本+风险”，那再多的资本投入烧钱，再多创新的模式和概念，再多的光环，风停止的时候没有翅膀也会摔下来，犹如之前被资本作为标杆、为大众津津乐道的OfO共享单车。增量配电网不像发电侧，无论是火电还是光伏、风电都有一个上网标杆电价或补贴作为价格信号，能够明确测算收益率并锁定，实现规模化复制；增量配电网的地域垄断性、产业垄断性、资源垄断性等优点反过来也变成了缺点，增量配电网的商业模式需要因地制宜、量体裁衣，增量配电网的盈利模式不具有统一可复制性。

从目前政策引导看来，国家发改委和国家能源局也注意到了增量配电网项目的经济性问题，提出了一些解决措施，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；总结之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、供电量和投资规模都提出了明确要求。这些措施有利于更好地保障增量配电网项目的经济性。

明确输配电价价格信号会大有裨益。单纯从输配电价角度来考虑，目前输配电价不管是“招标定价法”还是“最高限价法”等价格核定办法均被“价格帽机制”（价格帽机制：用户承担的配电网价格与上一级输电网价格之和不得高于其接入相同电压等级对应的现行省网输配电价）锁定了，这直接影响到社会资本投资增量配电网的积极性。根据测算，目前的配电价格空间导致配电投资回收周期都在10年以上，平均水平在13年~15年。如果能够像新能源发电那样，给市场一个明确的价格信号，从而给与社会资本一个稳定的投资收益预期应该是大有裨益的。

技术进步和成本降低促进增量配电网发展。增量配电网涵盖了分布式光伏、分散式风电、储能、供冷供热等综合能源新技术，新能源大规模开发技术和成本降低促进了增量配电网项目收益率提升；煤改电、充电桩、电供暖为代表的“再电气化”扩大了增量配电网负荷水平和供电量，也促进了增量配电网项目收益率提升；近年来,智慧城市、智慧园区、车联网、智能家居、智慧交通等消费市场需求日益活跃，采用互联网手段提升能源管理，通过新一代配电物联网的理念和解决方案促进增量配电网发展。

做实微电网和放开分布式市场化交易促进增量配电网发展。并网型微电网是一个很好的概念和商业模式，随着分布式电源（光伏、风电、储能等）技术进步和成本下降，并网型微电网内部发电成本必然优于传统的大机组发电和大电网供电成本。目前微电网核准备案机制还比较繁琐复杂，不能以一个整体项目进行核准备案；微电网技术要求标准较高，政策性补贴和支持还不足够，微电网内配网价格回收机制不明确。如果能够把微电网与分布式发电市场化交易结合起来，彻底简化审批流程，放开5万装机以下分布式新能源以“点对网”或“点对点”专线直供方式对用户提供电源，会大大刺激增量配电网的发展。