以输配电价改革为核心的新一轮电力体制改革彻底改变了电网的盈利模式，电网企业可以从传统业务和新型业务两个方面提升盈利能力。其中，传统业务包括以提高准许收入为目的的输配电业务和以提高售电量为目的的售电业务;而新型业务则包括综合能源服务和附加增值服务两方面，综合能源服务包括提供能源合同和电动汽车相关业务，附加增值服务则包括提供咨询服务、开展金融相关服务等业务。

电网企业有必要在输配电这一主营业务之外，在新的市场环境下，开拓创新、整合资源，发掘新的效益增长点，构建新的盈利模式，为企业的市场化经营提供新的动力引擎。

电网盈利模式进行转变的输配电价改革背景

为了推动电力体制改革进程，2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015] 9号文)，开启我国新一轮电力体制改革。随后，国家发改委、国家能源局等有关部门接连出台包括《关于推进输配电价改革的实施意见》在内的9号文配套文件。2016年12月22日，国家发改委发布《省级电网输配电价定价办法(试行)》，这是我国历史上第一个针对超大网络型自然垄断电网行业的定价办法。

《省级电网输配电价定价办法(试行)》按照准许成本加合理收益的原则，既明确规定了折旧费、运行维护费、有效资产、准许收益率等指标的核定原则和具体标准，又明确规定了不得计入输配电价定价范围的成本费用、资产，还规定了分电压等级、分用户类别输配电价的计算办法，提出了妥善处理政策性交叉补贴的初步思路。输配电价改革后，电网公司盈利模式将发生根本改变，不再以上网及销售电价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。

输配电价改革对电网盈利的影响分析

输配电价改革后，电网盈利模式将由赚取电价差向“准许成本+合理收益”转变，有效释放电改红利。输配电价单独核定、配电侧和售电侧的增量部分放开对电网盈利空间产生了深刻影响。

营业收入。输配电价改革前，电网公司的收入主要来自于售电量与销售电价之乘。电力的输、配、售几乎均由电网公司“统购统销”，售电量十分可观。销售电价实行政府定价，统一政策，分级管理。销售电价由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成，计价方式包括单一制电度电价和两部制电价两种方式，使得电网公司售电收入巨大。

输配电价改革实施后，发电、售电价格高低与电网收入无关，输配电价由政府按“准许成本加合理收益”原则分电压等级核定，用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用，这将低于输配电价改革前的购售价差。同时，大用户直购电业务的全面推行、新售电主体的出现将蚕食一部分电网公司原有用户电量和潜在新增电量，这将增加电网公司一部分电力客户特别是优质客户流失的风险，从而影响电网公司主营业务的收入水平。

成本费用结构。新电改之前，电网公司的成本项目构成大体包括购电费用、折旧费、电网检修运行费用、人力资源成本、营销费用、安全费用、科技开发费用以及其他管理费用等。在电网公司的成本费用结构中，一般来说，购电费用约占80%。新电改方案实施后，电网公司的核心业务是输配电，收取过网费，购电成本在电网企业成本费用中所占比重将大大减少，与固定资产相关的折旧费用、检修运行费用等所占比重会大大上升，将会成为电网公司成本管理的重点。而且，《输配电定价成本监审办法(试行)》对不应计入输配电成本的费用支出进行了严格的成本监审，剔除不相关不合理成本费用和支出，电网公司输配电定价成本平均核减比例逐步增加。

现金流量。新电改方案实施前，电网公司从发电企业购电，通过输、配、售将电力产品销售给最终用户。电网公司通过一系列现代化技术手段和较高的应收账款管理水平，基本做到以预收款方式从最终电力用户处收取电费。电网公司与发电企业的谈判中处于较为强势的地位，支付给发电企业的电费基本滞后一个月按月结算。这种预收电费和应付发电企业电费的策略给公司带来大量的无息现金，降低了电网公司的财务成本。

新电改方案实施后，业务模式的转变会导致电网公司的营业收入大幅下降，由于竞争的加剧，继续向电力用户预收输配电费也存在一定的难度，发电企业的电费更没有占用的可能。因此电网公司的现金流将会受到极大的影响。

盈利能力。新电改方案实施后，电网企业除垄断输电业务外，其他业务都要引入竞争。新电改核心内容之一是“有序向社会资本放开配售电业务”。通过售电侧市场的逐步开放，构建多个售电主体，能够逐步实现用户选择权的放开，形成“多买多卖”的市场格局。配电业务的放开增加了配网过网电量降低的风险;售电业务的放开增加了优质用户流失的风险，公司利润空间受到压缩。试点方案的配套改革将开放售电市场主体进入，形成新的售电企业，因而不断增加电网公司的盈利压力。