国家发改委扩容增量配电试点至320个（附全名单）追问社会资本是否愿意投资增量配电网

7月5日发改委、能源局发布了《增量配电业务改革试点名单(第三批第二批次)》，增量配电试点项目由此已正式扩容到320个!（后附全名单）

从时间上来看，2016年11月27日公布第一批增量配电业务改革试点名单，到第二批公布的时间，间隔一年。而第二批(时间2017年11月21日)公布与第三批(时间2018年4月18日)试点发布相距5个月，再到此次第三批第二批次仅仅2个多月。

不难看出，增量配电业务改革试点的推进速度正在不断加速，决策层在强力打开新的电力市场。

外资或将入场

根据6月28日发改委 商务部发布的第18号令(点击查看详情)，国家已经取消电网的建设、经营须由中方控股的限制。也就是说，未来外资可以在增量配电改革试点进行控股建设运营。

现在的问题从“能不能进”变为了“想不想进”，而这个问题是中外资本所共有的，国家推行试点的目的在于引入社会资本，加快国家配电网建设布局。商人逐利，社会资本想不想进入的唯一考量在于是否有利可图。而配电网作为带有垄断性质的，公共基础服务，“准许成本+合理收益”是其基本的定价原则，政府不可能允许增量配电网企业有超额利润。而且，准许成本是政府和社会准许，不是增量配电网自己准许自己。将来的增量配电网价格的准许可能会像现在的输配电价核定一样让你纠结。合理收益要完全剔除由于辅业的大量滋生导致的利益转移，它的核算基准是什么?以基础投资的成本还是未来的销售收入?这里面却又有很多的不确定性。

一句话总结：可期的收益率不会太高（8%左右），而且目前看有很多不确定因素。

为了攫取更大的利润，增量配电的建设运营者所能做的就只有降本增效，而最切实可行的手段莫过于产业综合化——在区域做配电的同时辅以电源或售电，然后算总账了。

关于社会资本是否愿意投资增量配电网的问题，孙小兵先生有一篇非常深刻的问答式分析，在此分享给大家：

九问社会资本是否愿意投资增量配电网

孙小兵

2015年3月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)，《意见》指出，要“逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务”。此后，国家发展改革委、国家能源局分别于2016年11月、2017年11月公布了两批增量配电业务改革试点名单，合计105+89=194个项目。那么，我们要问，社会资本愿意投资增量配电网业务吗?

1.社会资本是否愿意投资增量配电网业务?

答：开始会“欢欣鼓舞”，冷静分析后，预计大多数社会资本不愿意投资。原因分析见后面问答。

2.电网企业是否需要担心社会资本分抢“蛋糕”？

答：大可不必。原因分析见后面问答。

3.增量配电网业务向社会资本放开后，能否形成合适的商业模式？

答：暂无法形成。原因如下：

(1)国家发展改革委、国家能源局公布的两批试点项目，基本位于新设的产业园、工业区、高新区等。“通电”为产业园“多通一平”之一，出于招商引资需要，电网建设须先于产业发展。根据产业园发展规律，理论上，园区的用电需求为“先低后高”。因此，社会资本在新设产业园内投资增量配电网，前期投资的现金流出巨大，运营前期的售电量较低，现金流入较少。预计多数增量配电网项目的前期营业收入会低于付现成本，项目公司偿债备付率会低于1.0，由此，项目公司可能要“借短债还长债”。

(2)理论上，新建产业园的用电需求为“先低后高”。但是，这仅是理论上的判断，后期用电量能否达到预期，项目公司无法通过市场手段获得保证。如果政府不提供最小需求量保证(保证担保)，以及其他增信措施，则无法实施以收益权质押为特征的项目融资。社会资本若要继续投资，估计只能采用担保融资或权益融资了。若采用担保融资，则投资风险全部由社会资本承担，且增加了社会资本的或有负债;若采用权益融资(股票市场筹资、结构化筹资、含权中期票据、可续期公司债等)，则融资渠道窄、融资成本高、融资期限有限，配电网底层资产大概率无法平衡融资成本，另外，投资的机会成本亦较大。

4.增量配电网业务是否可以采用PPP模式？

答：理论上可行，实际操作起来难度很大。

若采用PPP模式，在园区前期用电量较低时，由政府提供“可行性缺口补助”，以使社会资本获得收益保障;还可通过PPP合同(政府保证担保)收益权质押方式，实施有限追索权的项目融资。上述商业模式理论上可行，但实际操作起来难度很大。主要原因是：若由电网公司投资建设增量配电网，政府不须提供“可行性缺口补助”(不须“出钱”)，也不须提供最低使用量保证，投资、建设、运营风险由电网公司承担;而采用PPP模式时，政府却“既要出钱，又要分担风险”。

5.新建产业园的用电量是否会“先低后高”？

答：“先低”是肯定的，“后高”则未必。原因如下：

初步统计，截至2017年底，中国预计有近2.5万家各类产业园区。总体来看，改革开放40年来，产业园区模式是中国工业化、城镇化的主流模式之一。那么，在产业园发展和城镇化过程中，地方政府是如何实现“盈利”呢?其基本转化流程为：征地(地方政府投入)→土地一级开发(地方政府投入)→低价或平价出让工业用地(地方政府微利或亏损)→工业企业发展(地方政府留存的工业企业税收较少)→商业发展(地方政府开始获利)→房地产业兴起(地方政府集中获利)。过去30多年，通过上述长产业链的循环，加之内外部环境和政策的共同作用，中国的工业化、城镇化得以快速发展。

当前，中国传统产业过剩严重，产业投资的驱动力降低。2015年，中国规模以上工业企业共有38.31万家，2016年降为37.86万家，2016年比2015年下降1.19%。2014~2016年，中国规模以上工业企业的应收账款分别为10.7万亿、11.7万亿、12.7万亿;存货分别为10.3万亿、10.3万亿、10.7万亿;利润分别为6.7万亿、6.4万亿、6.9万亿。2002~2012年，由中国政府主导的产业园发展模式，在中东部大部分地区都是成功的，这与中国工业化、城镇化高速发展的大趋势息息相关。目前，中国经济发展形态发生了根本性变化，增长驱动力由“要素”驱动的“斯密式增长”，向“创新”驱动的“熊彼特式增长”转变，因此，通过“复制”产业园模式实现快速增长，已是明日黄花。总体来看，若没有“产业”这头“奶牛”的壮大，土地将无法增值，税收将无法增长，“依附”于产业园的基础设施投资将无法实现预期回报。

目前，中国的产业园过剩，竞争态势严峻。截至2014年，中国共有国家级产业园区477家，包括215家经济技术开发区、115家高新技术产业开发区以及147家其他各类国家级产业园区;省级产业园区有1167家，全国各类工业园区约22000家，平均每个地级市拥有4.8家省级及以上产业园区。2012年以来，产业园数量不断增加与传统产业产能过剩的不平衡态势加剧，直接结果是产业园面临招商困难。招商通数据显示，中国产业园区整体空置率高达43.2%，即使在商务发达的上海，商务园区的空置率也超过10%，部分园区空置率超过20%。2017年以来，广州开发区推出了“黄金40条、美玉20条”的招商引资政策，拿出20多个亿的“真金白银”直接用于招商引资的奖补，但效果仍不太理想，即为明证。此外，产业园能否成功，除产业政策外，还要考虑“产业生态体系和供应链系统”。产业梯度转移有其趋势，但产业生态也有其“粘度”。比如，珠三角地区要打造“2~3小时供应链”，其他地区很难企及。

传统产业产能过剩严重，产业生态系统又增加了“产业粘度”，使传统产业转移的速度并未达到预期。因此，政府或社会资本自然把目光盯向了创新型产业园，以及传统工业园区向创新型园区的转型。但是，“大工业”才需要“大土地”，在创新驱动的产业形态下，如发展知识经济等，主要需要的是科技、人才、金融、研发、创新生态系统等要素，而非“土地、能源、资源、劳动力”等传统要素。创新要素的培育，其难度不是“短缺经济”下的简单“模拟和复制”可以比拟。我曾为某国家级开发区提交过产业诊断报告，报告研究了美国硅谷模式、台湾新竹科学工业园模式、日本筑波大学城模式、韩国大德科技园模式、新加坡裕廊工业园模式等创新型产业园的发展模式，对此有较深刻的了解。参见作者撰写的《珠江三角洲在全球经济体中的发展阶段及产业选择》。

从194个增量配电网试点项目来看，绝大多数为新设产业园区。鉴于上述分析，新设产业园的用电量，“先低”是肯定的，“后高”则未必。概因经济社会发展形势发生了变化，不能用老规律看待新问题。所谓“世易则时移，时移则备变”，切不可“刻舟求剑”，“不审势，即宽严皆误，后来模仿要深思”。总体来看，以产业园区为主要特征的要素投入型“斯密式增长”，其势已去矣!

6.政府是否允许增量配电网企业有超额利润？

答：不会。

增量配电网项目集中在新设产业园区，而土地、电价等生产资料成本具有比较优势，是招商引资的优惠条件之一。增量配电网具有自然垄断属性，其售电价格大概率会受政府管控。由此，在194个增量配电网试点项目中，即使存在少量优质标的，其投资收益率亦不可能太高。

7.“发、配、售”一体的区域供能，是否存在有效的商业模式？

答：存在结构性障碍。

具体可见作者之前撰写的《对区域供能(分布式能源)的一些看法》。仅列出文章结论如下：

(1)区域供能商业模式创新的根本，是供需双方及政府均获得收益。总体来看，区域集中供能的能效较高，但能效提高带来的经济价值，尚未明显抵消增加的投资，需要政府提供特殊政策及财政补贴。

(2)在现行能源供应和价格体系下，若无政府特殊政策，区域供能预计难以通过商业模式创新实现与传统能源的自由竞争。

(3)天然气价格是制约区域供能规模发展的核心问题之一。受限于中国天然气供应的结构性问题，中期来看，在东南沿海地区，即使国际天然气价格大幅下降，亦很难不依靠财政补贴而获得竞争优势。

(4)中国与欧美国家相比，能源体制机制及价格形成机制差异极大，不可“简单套用”。也就是说，技术可互通，但体制机制不相同。以电价为例：2016年，欧盟28国居民及商业平均用电价格为0.2052欧元/千瓦时，工业平均用电价格为0.0819欧元/千瓦时，居民及商业用电价格是工业用电价格的2.51倍。2017年，美国居民平均用电价格为12.90美分/千瓦时，商业平均用电价格为10.68美分/千瓦时，工业平均用电价格为6.91美分/千瓦时，居民及商业用电价格分别是工业用电价格的1.87倍、1.55倍。2017年，广州市一般工商业用电价格为77.62分/千瓦时(35kV及以上，平段)，居民用电价格为58.02分/千瓦时(平段)，工商业用电与居民用电“倒挂”。

(5)区域供能尚需解决如下问题：分布式消纳电力的电价形成机制问题，包括备用容量、交叉补贴等;分布式能源与大电网的关系问题;分布式消纳的微网稳定、供电可靠性、供电质量问题等。

8.电网企业投资建设增量配电网，是否存在合适的商业模式？

答：存在。

根据国家发展改革委关于印发《省级电网输配电价定价办法(试行)》(发改价格〔2016〕2711号)，《办法》规定，以省级电网为单位进行输配电价核定(广东、河北等个别省份以大区域为单位进行核定)。因此，若由电网公司投资增量配电网，只要增量配电网投资计入准许成本，则输配电价即以省级电网为单位进行核定。使用量“前低后高”的产业园配电网投资，就可纳入全省输配电网进行统一核算，成本和收益向全省电力用户传导，由此，增量配电网项目的现金流错配、收益保障、融资担保等问题，即可迎刃而解。这是规模经济的“威力”，也是“核定成本+收益”模式的“优势”。电网企业具有的这些优势，非一般社会资本可以比拟。

9.增量配电网的市场化改革，何以会造成上述困局？

答：上述逻辑并不复杂，只要稍加推演，即可得出结论，为何还有这样的方案出台呢?只能做如下揣测，权当梦呓：高居庙堂，误信书生，调查研究不充分、不彻底，方案成了纸上谈兵(亦或别有隐情)。

各省（区、市）增量配电改革试点数量汇总表（截止到2018年7月5日）

各省（区、市）增量配电改革试点名单（截止到2018年7月5日）

【汇总表来源】先见能源

【编辑整理】微能网