楊 娜， 吳仲超

(1.國網(wǎng)安徽省電力有限公司經(jīng)濟技術研究院， 安徽 合肥 230022;2.國網(wǎng)蚌埠供電公司， 安徽 蚌埠 233000)

0 引言

《關于進一步深化電力體制改革的若干意見關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)重啟新一輪電力體制改革(以下簡稱“新電改”)，有序、有效、穩(wěn)妥推進各項改革任務，對增量配電放開、電力市場建設等重大改革事項，先試點再逐步推開，為國民經(jīng)濟和社會向高質(zhì)量發(fā)展提供堅強支撐[1]。“新電改”探索社會資本投資配電業(yè)務的有效途徑，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業(yè)務，提出配網(wǎng)運營權和三類售電公司，明確第二類為擁有配電運營權的售電公司[2]。2016年至2019年，國家發(fā)展改革委、國家能源局先后分四批[3-7]在全國范圍內(nèi)開展了404個增量配電業(yè)務改革試點，同時配有一系列增量配電改革政策[8]出臺，其中24個增量配電試點取消資格[9]，部分試點前景不明朗，社會資本投資意愿較低。

綜觀國外先行地區(qū)：一批集成分布式能源的配網(wǎng)工程正在實施[10]；配網(wǎng)運營商運營中整合靈活性資源，確保配電網(wǎng)運行及服務成本合理回收[11]。電力行業(yè)需要主動適應電改新形勢，分析國內(nèi)增量配電不僅通過天然的地理位置和業(yè)務優(yōu)勢提供配售電服務，還可提供包括分布式光伏合同能源管理在內(nèi)的綜合能源服務，為下階段全面深化改革和增量配電運營提供參考。

1 增量配電現(xiàn)狀運營模式探討

按照現(xiàn)行電價機制，增量配電區(qū)域內(nèi)用戶的終端電價通過用戶和售電公司之間的售電協(xié)議決定，由發(fā)電上網(wǎng)電價、電網(wǎng)輸配電價、政府性基金及附加、售電公司利潤構成。配售電公司盈利模式主要為購銷價差獲利，即根據(jù)客戶電力電量、價格趨勢預測等因素做出購電決策，并向用戶提供價格套餐。價差獲利包括配電價格和售電購銷價差兩部分，其中：配電價格在核定前，暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價扣減該配電網(wǎng)接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價執(zhí)行。以A省為例，增量試點配電業(yè)務接入省級電網(wǎng)的電壓等級在10～110千伏之間，配電價格在0～3分之間。

售電購銷價差是影響售電公司利潤的關鍵因素。A省前一年度售電公司購電交易均價比上網(wǎng)標桿電價平均降低3分左右；購入上網(wǎng)電價經(jīng)輸配環(huán)節(jié)傳導，按10千伏兩部制目錄電價銷售，又可獲取天然價差3分錢。由此，以購入發(fā)電側(cè)競爭交易均價、銷售按10千伏兩部制目錄電價測算，售電公司可以獲取最大理想價差空間在6分錢左右。

綜上，在增量配售電公司運營初期，配電業(yè)務受政策因素限制，配電價格僅根據(jù)接入省網(wǎng)的電壓等級而保持不變；售電業(yè)務則可利用在專業(yè)技術、信息不對稱等方面優(yōu)勢，及用戶對電價不敏感、擔心偏差考核等原因，爭取自身利益最大化，賺取理想最大售電購銷價差6分左右。隨著售電公司之間競爭逐漸充分，為吸引客戶與售電公司簽約，其售電價格必將較終端目錄電價格下調(diào)，盈利空間壓減，并促使售電公司尋求新的利益增長點。

2 增量配電業(yè)務商業(yè)模式發(fā)展前景研究

2.1 配售電公司商業(yè)模式拓展

隨著國內(nèi)光伏組件等技術不斷成熟，商業(yè)應用價值不斷提升，配售電公司將會在試點區(qū)域內(nèi)開拓包括綜合能源服務等在內(nèi)的增值服務，促使其由單一的“配售電”商業(yè)模式向更為豐富的“配售電+”模式轉(zhuǎn)型。

表1 配售電公司商業(yè)模式對比分析

增量配電試點項目一般位于新增工業(yè)園區(qū)或開發(fā)區(qū)，分布式光伏開發(fā)條件較好，同時全國大多數(shù)地區(qū)已對新增區(qū)域的工業(yè)廠房屋頂要求按光伏安裝需求進行結構設計。因此，租用園區(qū)企業(yè)屋頂、空地建設分布式光伏，將是最有潛力的“配售電+”商業(yè)模式之一。

配售電公司可采用合同能源管理方式與企業(yè)用戶簽訂協(xié)議，實現(xiàn)分布式光伏電力就地消納。配售電公司兩種商業(yè)模式的對比分析如表1所示。

2.2 “配售電”商業(yè)模式效益分析

選取以10千伏接入省級電網(wǎng)的某增量配電試點項目為例。試點區(qū)域總面積約6.2平方公里，2019年增量配電網(wǎng)負荷0.5萬千瓦，電量2 800萬千瓦時；預測“十四五”末負荷需求3.7萬千瓦，電量2.1億千瓦時；飽和期負荷5.6萬千瓦，電量3.1億千瓦時左右。根據(jù)增量區(qū)域配電網(wǎng)規(guī)劃，提出僅建設區(qū)域10千伏電網(wǎng)(方案一)和建設110千伏變電站及配套10千伏電網(wǎng)(方案二)兩種方案。其中方案一投資2 150萬元，方案二到“十四五”末投資5 100萬元，遠景投資6 100萬元。

在現(xiàn)行價格政策下，方案一配售電公司無法獲取配電價格收益，僅賺取售電收益?？紤]為吸引客戶簽約讓利，以理想售電購銷價差6分在售電公司與用戶之間按不同比例分成予以測算：配售電公司在售電價差分成中少于二成，即理想價差空間八成讓利于用戶時，將達不到國家關于項目預期投資收益要求(不得低于五年期國債利率)，需要開拓多元化市場業(yè)務來實現(xiàn)盈利。方案二配售電公司雖然初期投資較大，但有穩(wěn)定的配電收益保障，將理想售電價差空間九成讓利于用戶，收益率可達五年期國債，開拓多元化業(yè)務需求迫切性低于方案一。

2.3 “配售電+”商業(yè)模式效益分析

2.3.1 場景邊界條件

設定試點區(qū)域內(nèi)由配售電公司投資建設分布式光伏。按分布式屋頂光伏場地資源需求1萬平米/兆瓦，自2020年起逐年投資建設，“十四五”末光伏達到終期規(guī)模，終期面積為試點區(qū)域總面積的3%；屋頂租金4元/年平米，光伏利用小時1 100小時/年。

為開展敏感性分析，基準場景設定為光伏單位容量投資取4元/瓦，光伏售電價格取用戶目錄電價的85%(合同能源管理模式)；配售電公司在理想最大售電價差分成中占比20%。

2.3.2 場景效益敏感性分析2.3.2.1 敏感性因素一：配售電公司在價差分成中的占比

敏感性分析一：配售電公司在價差分成中占比由50%降到0%，方案一配售電公司分成占比小于20%，方案二配售電公司分成占比小于10%時，內(nèi)部收益率小于五年期國債利率，項目不可持續(xù)。配售電公司在價差分成占比小于40%時，方案二配售電公司的收益率和回收期均優(yōu)于方案一。兩方案的敏感性分析一如圖1和圖2所示。

圖1 敏感性分析一(方案一)：投資回收期與內(nèi)部收益率變化

圖2 敏感性分析一(方案二)：投資回收期與內(nèi)部收益率變化

2.3.2.2 敏感性因素二：光伏售電價格

敏感性分析二：光伏售電價格由100%(與目錄電價相當)下降到60%(與燃煤上網(wǎng)標桿電價相當)，方案二配售電公司收益率、回收期均優(yōu)于方案一?？梢钥闯觯桨敢慌涫垭姽驹诠夥垭娬劭鄹哂?5%時，內(nèi)部收益率高于五年期國債、投資回收期15～17年，而方案二配售電公司滿足光伏售電折扣高于75%即可。兩方案的敏感性分析二如圖3和圖4所示。

圖3 敏感性分析二(方案一)：投資回收期與內(nèi)部收益率變化

圖4 敏感性分析二(方案二)：投資回收期與內(nèi)部收益率變化

2.3.2.3 敏感性因素三：光伏單位容量成本

敏感性分析三：光伏售電價格取目錄銷售電價60%，即與當前燃煤上網(wǎng)標桿電價相當，分析光伏單位容量投資成本由4元/瓦降至2元/瓦變化趨勢，從圖5、6可看出，方案一在光伏單位容量投資成本降至2.7元/瓦時，方案二在光伏單位容量投資成本降至3.2元/瓦時，內(nèi)部收益率超五年期國債。展望降至2元/瓦時，兩方案對應投資回收期均縮減到14年左右，內(nèi)部收益率超過7%。兩方案的敏感性分析三如圖5和圖6所示。

圖5 敏感性分析三(方案一)：投資回收期與內(nèi)部收益率變化

圖6 敏感性分析三(方案二)：投資回收期與內(nèi)部收益率變化

通過敏感性分析，不論對于哪種方案，在現(xiàn)有光伏造價條件下，配售電公司發(fā)展“配售電+”商業(yè)模式在投資效益上相對單一配售電模式優(yōu)勢不明顯。未來待光伏成本進一步降低之后，光伏售電價格空間增大，“配售電+”商業(yè)模式盈利能力將明顯增強，尤其對沒有穩(wěn)定配電收益保障的區(qū)域可能更為迫切。

3 結束語

對于增量配電試點的配售電公司，在配電收入等管制性業(yè)務之外，若只采取購銷價差獲利的單一商業(yè)模式，隨著售電側(cè)競爭加劇，配售電公司需不斷將購銷價差讓利于用戶，最終可能導致商業(yè)模式不可持續(xù)。發(fā)展分布式光伏等合同能源服務后，配售電公司可不再依賴與簽約用戶的購銷價差利益分配，抗風險能力有所增強。尤其是隨著光伏建設成本進一步降低，光伏售電價格空間不斷釋放，將極大地鼓勵配售電公司發(fā)展分布式光伏等增值服務，不斷開拓新商業(yè)模式。

可以預測，為拓展盈利空間，未來投資、運營增量配電網(wǎng)的配電公司將會積極爭取配售一體化運營模式，同時發(fā)展分布式光伏等綜合能源服務，催生發(fā)配售一體化新的價值鏈。在成本降低后，將可能促使配售電公司發(fā)展源網(wǎng)荷模式以進一步擴大獲利空間。對電網(wǎng)公司而言，在僅收取輸配電價過網(wǎng)費之后，還將面臨更為嚴峻的過網(wǎng)電量損失。

綜上，增量配售電公司未來商業(yè)模式必然向售電業(yè)務和增值業(yè)務方面發(fā)展；若最終在發(fā)配售環(huán)節(jié)形成新的價值鏈，將不僅造成電網(wǎng)公司市場進一步被侵蝕，還將可能導致增量配電網(wǎng)運營效率發(fā)生扭曲，部分增量配電網(wǎng)可能取得比周邊電網(wǎng)企業(yè)更有優(yōu)勢的先進指標，進一步引發(fā)存量與增量配網(wǎng)之間運營成本、服務水平的綜合性比較，加劇電網(wǎng)企業(yè)外部監(jiān)管壓力。因此，考慮社會資本趨利性，配售電公司發(fā)展擴張將導致電網(wǎng)企業(yè)更大的壓力。