【摘 要】随着新一轮电力体制的深化改革，增量配电投资业务成为电力行业和社会各届重点关注对象，社会资本大量涌入增量配电业务环节，电网企业将面临增量配电业务的竞争与合作问题，在增量配电网投资决策等方面带来挑战。因此，本文以电网企业参与增量配电业务为背景，探究了电网企业参与增量配电业务的投资风险，制定出适应新电改形势下符合自身实际情况的一体化投资决策管理新模式，提出了电网企业应对增量配电业务投资风险的策略。
【关键词】增量配电业务 投资风险 优化策略 投资可行性分析
【引 言】为适应能源转型与行业升级，明确了深化电力体制改革的总体思路及基本原则，增量配电投资业务成为了电改关键着力点。在配电网建设改造行动计划（2015—2020 年）当中，配电网投资主体得到进一步有效的延伸，鼓励社会资本参与配电网投资，明确全面加快现代配电网建设。对电网企业初期参与增量配电业务项目投资决策的初步探索中便显露出问题，不仅优化投资对象较复杂，涉及的领域也较为广泛，展现出很多市场不定性因素与投资风险性。因此，顺应新电改形势需要，评估电网企业参与增量配电业务的投资风险，提出应对策略，提升投资决策科学性，为电网企业实现“精准化投资、精益化管理”提供参考方案。
【增量配电业务放开下对电网企业投资的影响】
1、投资方向改变
增量配电业务试点项目大多是在国家级开发区或重点工业园区域、保税区域、中外跨境经济合作区域等。此种情况下的大用户较多，远景用电量需求也较多，配电网的规模投资自然也较大。增量配电网业务，对于存量区域而言，指的是存量配电网的扩容改建工程；对于空白区域而言，则是指增量配电网的投资、建设及运营。可见，在不同的区域，存在不同的投资方向。电网企业需要根据投资方向的不同，从安全、效益和风险角度进行探索，在配电网存量资产的基础上，吸收用户资产，拉动售电侧效益，构建一体化的连锁盈利发展方向。
2、投资成本加大
从一定程度上看，增量配电业务放开后，增量配电网区域需要成立项目业主，进一步扩大投资总量，加快区域配电网建设进度，满足区域新增负荷接入需求，从而拉动区域招商引资能力，但需要在满足安全性的前提上，保证投资的有效性，提升电网设施建设水平。在此新型业务模式下，需从现代化的角度进行探究，把传统条件与现代化资源有机结合起来，完成配电网建设项目的成本控制，优化投资成本。
3、投资效益减少
新电改政策实施后，电网企业不再以上网和销售电价的价差作为主要收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费，使得电网企业由电力的贸易商转型为物流商，盈利模式发生了根本改变。同时，售电业务的放开，电网企业将面临来自其他市场主体的竞争，形成多元化市场竞争模式。再者，增量配电网区域内大多属于优质用户集群，对用电量及电能质量的需求远大于商业用电或普通居民，供电服务的多样性与复杂性由此可见，以上现象及问题均提高了电网企业的运营难度及其成本。
【增量配电业务放开下电网企业投资决策新模式】
1、建立市场化运作机制，提升市场竞争力
新电改政策实施后，社会资本迅速进入配售电领域，配售电领域市场化水平不断提高，面对配售电领域中，不断涌现的新型市场竞争主体的挑战，电网公司需以电力市场为导向，以客户需求为中心，加强对客户需求侧调研管理工作，不断提升客户服务水平，提升市场竞争力，建立基于市场化运作及快速响应机制。随着新电改政策实施后，电网公司职能转型为电力传输服务。电网公司必须持续推进管理创新，不断变革优化企业组织结构和完善相应人才队伍建设，不断提升专业人员素质。依据市场需求，构建符合新电改形势下的配售电一体化服务和管理体系。
2、加强输配电价成本分析，确保电网企业盈利水平
新电改政策实施后，电力公司主要功能定位为输配电服务商。因此，电网企业应明确输配电成本分析，从输配电网的建设、运行、维护检修等全寿命周期测算输配电价成本，确保电力输配电价成本分析全面、透彻，确保输配电运营盈利能力。同时应依据输配电价成本分析，尽快制定职责明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系，积极稳妥推进输配电价改革试点，对网络型电网输配电环节按“准许成本加合理收益”原则核定输配电价，为进一步深入推进电力市场化改革创造有利条件。
3、开展项目投资可行性分析，提升投资决策水平
在增量配售电市场改革的框架下，配电网的投资规模、售电量、以及电价水平与电网企业的收益之间存在一种动态平衡的关系。以增量配电业务试点项目为分析对象，采用动态分析法对项目盈利能力开展财务指标测算，通过项目净现金流量、累计值等指标进行分析，为项目盈利能力和财务可行性分析提供参考依据有利于提升投资决策的精准性，可在未来有效控制投资规模，增强项目市场适应性。
4、加强与社会资本合作，提供电力增值服务
电网企业应在增量配电业务领域加强与社会资本合作，对比各类社会主体的优劣势，继而引入优质社会资本和先进的管理理念，有效填补资产不足的短板，可共同投资建设、建设、运营增量配电网，提高市场份额。同时，电网企业应依据市场需求，充分整合自身与社会资本资源，深入挖掘需求侧潜力，统筹优化供需两侧资源。为客户提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务咨询，增加经营收入。此外，电网企业还应增加能源侧管理、节能管理、用电咨询等科技人才储备，搭建人才智库。充分发挥电网企业输配电网运营权优势，为客户提供输配电、售电、电力增值服务等一体化咨询服务。
表1 社会竞争主体的优劣势分析
【应用举例】
本小节提出一种基于配电网项目投资可行性研究动态分析法，考虑A增量配电试点项目运营年限（30年）内的售电收入、配电价水平、项目运营成本包括固定资产折旧及设备维护、以及偿还贷款等因素，测算A项目的经济技术指标。
1、测算模型
i = 增量配电业务试点项目第一年运营期，项目运营期以30年为计算周期；
io = 行业基准收益率，暂时按照5%考虑；
Ci = 第i年的所得税后净现金流量
2、配电价说明
第一类配电价：考虑增量配电试点园区的最高并网电压等级为110千伏，以此为边界条件开展以下计算。其中分为10千伏两部制（大工业类）电力用户和10千伏单一制（一般工商业类）电力用户两类取值价格。
（1）10千伏两部制（大工业类）电力用户配电价格
10kV两部制（大工业类）电力用户配电价 = 10kV售电价（大工业类用户）-（用户市场化交易电价+火核电供应资金缺口）-110kV输配电价-两部制政府性基金及附加 = 0.54-（0.227975 + 0.065）-0.0993-0.041825=0.1059元/千瓦时（含税）。
最终以0.1059元/千瓦时（含税）作为增量配电试点园区接入110kV并网的10kV两部制（大工业类）用户配电价进行财务测算。
（2）10千伏单一制（一般工商业类）电力用户配电价格
10千伏单一制（一般工商业类）电力用户配电价=10kV售电价（一般工商业类）-上半年平均月度竞价（2019年上半年）-110kV输配电价-政府性基金及附加= 0.6478-0.3822-0.0993-0.051825=0.114475元/千瓦时（含税）。
最终以0.114475元/千瓦时（含税）作为增量配电试点园区接入110kV并网的10kV单一制（一般工商业类）用户配电价进行财务测算。
第二类配电价：考虑配电网以10千伏并网，目前增量试点项目业主暂未建成110千伏变电站，也不租用园区内临近存量变电站，如220kV排岭站，直接接入存量变电站10千伏间隔用电，无配电价差。
3、技术经济指标分析
从本次技术经济指标分析可知，项目资本金（所得税后）内部收益率为4.70%，低于行业基准收益率5%，净现值为负值，投资回收期20年，投资收益情况低于业内基准水平。由此可见，项目投资可行性分析能为投资决策提供技术经济参考依据，反映投资风险水平，形成有利的市场竞争优势。
表6 增量配电试点项目主要技术经济指标一览表
【结语】
本文对电网企业参与增量配电业务的投资风险进行了深入分析，从四个方面（建立市场化机制、输配电价成本核算，开展投资可行性分析，加强与社会资本合作）探索并建立起一套适应新电改形势下，适合电网企业的投资决策新模式，不仅对有助于增量配电业务投资风险评估，提高风险规避能力，又可以优化投资策略，有效管控投资成本，增强项目市场适应性，为实现“精准化投资、精益化管理”提供了切实可行的参考方案。
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论文作者:陈楚1,黎敏1,陶毅刚1,李镕耀1,王瑞超2,邓奕
论文发表刊物:《电力设备》2019年第16期
论文发表时间:2019/12/6
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