一切都指向了一个事实：在现行监管定价体系之下，电网企业的经营盈亏和利润高低不是完全由市场主导，其最终结果由监管部门牢牢掌握。

点击文末的原文链接，可以查看测算页面，并根据自己对十五五末相关数据的判断和测算，开展更多的测算和推演。

距离新型电力系统“十五五” 规划正式发布已经一周多了，加上之前已经陆续出台的新型能源体系建设、可再生能源发展规划、“十五五” 碳达峰行动方案等文件，能源电力领域十五五规划的相关文件和政策基本上已经配齐了。

我在整理相关素材时突然冒出了一个大胆的想法：能不能根据这些规划文件设定的预期目标，来测算一下两大电网到2030年时的大概营收情况呢？

我本身并不是计算机编程类专业出身，所以没有任何搭建测算模型的经验，所以只好依靠朋友的指导和智能化工具的辅助，在完成思路梳理后，整体测算方案居然很快就敲定了。

在对能想到的核心指标维度进行逐一拆解分析后，先查阅数据敲定2025年的基准数据，同时确定测算的口径和标准，完成了测算模型的搭建。

先是做了四五轮测算，并根据测算结果对参数、结构进行优化调整，同时，补全可能遗漏的指标，完善各维度值的偏差设置标准，逐步缩小预设条件带来的测算误差，最终算是定下来了一版自认为还勉强说得过去的版本，可开展后续的测算和推演。

一、模型基础设定说明

明确测算边界：测算范围仅覆盖两大电网输配电主业及衍生新业态的营收，其它诸如金融投资、海外业务等其他产业化板块不在测算范围内，结果只能一定程度上反应主业经营情况，不能覆盖全产业经营情况。

本次选用的指标为个人研究设想，难免存在维度疏漏、场景考虑不全的问题，所以测算结果仅作趣味参考，不具备专业研判效力，不承担任何法律责任。

输配电价取值规则：因第五监管周期调价细则到临近周期前才会公布，所以统一沿用第四监管周期定价规则测算，这样的取值方式会带来估算误差。

2025年净利润基数核定：国网、南网利润结构差异较大，且两家企业均未公开2025年细分业务利润明细，只能参考2024年及往年能查到的业务利润占比，结合新能源汽车、储能等新兴业态用电量稳步上涨的行业现状，按较激进的五五比例核定国网主业净利润，按较保守的四六比例核定南网主业净利润。

运维费用测算规则：以五年为单个监管周期统计运维开支，暂不纳入第五监管周期的运维成本变动项。

关于准许收益：按照监管要求，准许收益是根据可计入的资产总额、支出等项目通过固定公式核算出来的。严格来说，有了2025年的存量总资产和十五五总投资预计5万亿的数据，那么2030年的总的准许收益就可以认为是相对固定的数据了，跟电量没有直接关系，而准许收益摊到每一度电上，体现的结果就是输配电价。

其它的就不再多说了，感兴趣的可以在文末点击查看测算链接，页面上有更详细的说明。

二、测算结果

指标

2025年

2030年

变动

有效资产

3.72万亿

5.8482万亿

+57.2%

十五五期间五万亿投资可计入

准许收益

+21.0%

利润增幅远低于资产增幅

准许收益率

6.00%

4.62%

-1.38pct

每元有效资产产出从0.324元降到0.249元

准许收入

1.204万亿

1.458万亿

+21.1%

成本加成公式正推

营业收入（全额法）

4.30万亿

5.00万亿

+16.4%

规模口径，含过账资金

营业收入（净额法）

2.70万亿

3.03万亿

+12.1%

这才是真实营收

通道资金（代收代付）

+77%

容量电费+差价结算+基金

电网实际留存

89亿

留存率约1.3%

通道资金里可以留下的

绕（离）网率

15.98%

17.47%

+1.49pct

分布式+绿电直连引走的电量占比

输配收入存量损失

1408亿/年

分布式自用（1155）+绿电直连（253）

边际投资回报

约2.6%

新增3.50万亿计入资产回报≡4.62%，整体摊薄至约2.6%接近LPR

单位输配电价

0.1383元

0.1350元

-2.4%

绕（离）网扩大让留网用户每度多付2.3厘

注：2025年的准许收益率并没有查到公开的数据，6%的数据是根据当年的营收、利润等数据推算出来的。

三、核心结论结论一:绕（离）网电量增长但绕（离）网率基本稳定

根据测算结果，预计2030年两大电网绕（离）网电量规模可达2.27万亿千瓦时，离网率为17.47%，对比2025年16.03%的基准数值，相对稳定，五年间仅提升1.44个百分点。

分项测算收益变动：分布式电源自发自用、绿电直连两类场景带来输配电业务收入损失1408亿元，新增业务对应的增量收入损失797亿元；电动汽车可反向对冲损失255亿元，最终测算得出2030年净离网业务收益损失约1153亿元。需要特别说明，该部分营收下滑只影响营收规模，不改变电网既定的准许收入。

至于离网率增长有限，也可以从政策博弈和市场主体的现实考虑中找到答案：

一是在现行输配电监管定价机制下，分布式自发自用、绿电直连项目仍需缴纳部分费用，这会压缩用户脱离主网的盈利空间。

二是纯离网式微电网前期投资与运维成本偏高，难以大规模商用。

三是风光发电间歇性强，即便是将来配套储能等设施，很多工厂仍然难以摆脱对电网兜底保障的依赖，即便选择自发自用，也会保留并网通道，采取折中方案。

四是居民、中小商户等用户的用电习惯较为稳固，而自建电源又不能解决性价比低的问题，也会拉低离网率提升速度。

结论二:营收增长放缓，通道属性加重

全额法口径营收由4.30万亿元增长至5.00万亿元，涨幅 16.4%；净额法口径营收从2.70万亿元增至3.0万亿元，涨幅12.1%。净额法增速低于全额法，原因主要在于市场化交易占比持续提升，核算时需剔除的购售电差价规模随之扩大。加之过账业务在总营收中的占比持续提升，导致电网向“收费公路式基础设施运营商”转型速读加快，也会影响净额法测算数据。

注：全额法将电网作为电量中转流通主体，售电环节回笼的全部款项（包含代为电厂代收的电费）全额计入营收，统计数值规模偏高；净额法仅核算电网实际赚取的过网服务价差，即售电价扣除购电进价后的收益部分，对应营收规模更小。

结论三:准许收入增长21%，但利润仅增3.4%

准许收入由1.204万亿元增至1.458万亿元，涨幅21.1%；准许收益从2232亿元提升至2702亿元，涨幅 21.0%。同期有效资产规模从3.72万亿元扩张至5.85万亿元，增幅高达 57.2%，依托1490号文核算公式可得，准许收益率由6.00%回落至4.62%。资产规模57.2%的大幅扩张，被准许收益率下行幅度对冲，最终电网主业净利润仅由535亿元增至553亿元，涨幅仅3.37%。

结论四:通道资金近翻倍，终端电价承压

通道相关资金规模由3957亿元增至7009亿元，增幅高达77.1%，差价结算费用导致的新增成本最终全部由终端用户承担，必然导致电价承受压力，度电电价降低带来的红利，大部分被通道资金上涨导致的新增成本抵消，压缩终端电价下行空间。

结论五:固定资产计入比例是核心影响变量

敏感性测试显示，全社会用电量、分布式光伏及绿电直连三个市场变量对准许收入零敏感，不影响电网准许收入。唯一有敏感度的是计入固定资产比率，按照相关规定，其上限为75%，模型选定70%为基准值，但是如果升至75%，将会增加242亿元的准许收入。

结论六:边际投资回报接近LPR

5万亿总投资中，计入固定资产3.5万亿部分的准许收益率4.62%，高与LPR的 3.5%。但30%未计入有效资产加上折旧摊薄，整体投资回报率被拉至约2.6%，则接近LPR。当然，监管层对电网投资回报的保障是毋庸置疑的，不可能让电网陷入亏损，但总投资效率的上限取决于监管最终测算输配电价划定的有效资产比例。

四、反直觉的结论1.电网资产大幅扩容，利润增长近乎停滞

测算显示，电网有效资产由3.72万亿元增至5.85万亿元，涨幅高达57.2%；但主业净利润仅从535亿元升至553亿元，增幅只有3.37%，也就说，万亿级的投入仅带来18亿元利润增量。

依据相关政策和规则，电网综合准许收益率由6.00%降至4.62%，也就是说，大规模的资产扩张带来的潜在收益增量被收益率下行的现实给大部分对冲了。但是，这项机制属于制度设计，并不是电网企业的经营管理出现问题。

2.分布式光伏规模无法冲击电网核心利润

按照规划，分布式光伏装机预计将增至9.5亿千瓦，导致输配电收入收入损失约1155亿元。但敏感性测试又表明，光伏装机波动并不能改变电网准许收入总额。

这也正好印证了制度设计的准许收入要求，即电网核定收益仅由有效资产、准许收益率决定，而用电量、自发自用分流只能影响账面的营收与单位输配电价，最终，只会摊薄电量收入，但不会动摇电网的经营利润。

所以，一切都指向了一个事实：在现行监管定价体系之下，电网企业的经营盈亏和利润高低不是完全由市场主导，其最终结果由监管部门牢牢掌握。而5万亿投资利润增速偏低是监管导致的结果，其收益率基本与社会平均资金成本持平，所以，对两大电网企业来说，如何在利润增长空间受限的背景下持续推进大额电网投资，将是未来五年的核心经营难题。

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