湘西锰矿区增量配售电业务模式及投资效益分析

0 前 言

湘西的锰矿探明储量居湖南省之最，资源非常丰富，日开采量也较大，开采面积也较广，生产用电量也较高，如何节约用电成本，是需要重点考虑的问题[1]。而《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)拉开了新一轮电力体制改革的序幕，有序向社会资本放开增量配电业务是本轮改革的重要组成部分。截至2018年6月底，国家发改委、能源局前3批共发布了320个增量配电业务改革试点项目。实现了试点项目在西藏以外的全国大多数地区的覆盖，见图1。虽然在项目推进过程中还有若干需要研究解决的政策及技术问题[2-3]，但政策环境总体向好。基于前期试点项目的摸索及经验总结，随着配套政策文件的逐步出台与细化[4]，后续增量配电业务试点工作推进路线逐渐趋于明晰，推进步伐也将逐步加快。

增量配电业务的基本供电服务提供的是一项社会公共服务，对增量配电网的投资只能获取“合理收益”，在试点项目的招标或竞争性磋商文件中也往往要求投标主体能够承诺“微利”运营。而对于社会资本来说，投资、运营增量配电网的投资回报率是需要考虑的重要因素之一。如何节约投资运营成本，拓展增量配电业务的经营模式，并提高其盈利能力成为摆在投资主体面前的重要课题。

本文根据增量配电网的特点，分析了增量配电网运营模式、盈利方式、影响增量配电网投资效益的关键因素，并以湘西锰矿区增量配电网为例，基于多种服务模式，对增量配电网的投资效益进行评估，分析可行性，为以后的具体实施提供理论依据。

1 增量配电业务模式

根据《有序放开配电网业务管理办法》(发改经体 [2016] 2120号)，增量配电业务是指满足电力配送需要和规划要求的增量配电网投资、建设、运营及以混合所有制方式投资配电网增容扩建；以及除电网企业(国家电网、南方电网、内蒙古电力以及地方电力公司)存量资产外，其他企业投资、建设和运营的存量配电网。

配电网原则上指 110 kV及以下电压等级电网和 220(330)kV及以下电压等级工业矿区(经济开发区)等局域电网。

增量配电网业务除提供基本的供电和售电服务外，也鼓励运营主体进行商业模式的创新，为各类用户提供有偿增值服务，以及通过参与辅助服务市场获得营收。传统的配售电服务仅对基本的供电可靠性、电能质量等有要求，而新型商业模式则对增量配网的智能化水平、分布式电源和储能发展水平均有特殊要求。

1.1 基本供电服务及盈利方式

根据《有序放开配电网业务管理办法》规定，配电网运营者在其配电区域内从事供电服务，包括：负责配电网络的调度、运行、维护和故障消除；负责配电网建设与改造；向各类用户无歧视开放配电网络，负责用户用电设备的报装、接入和增容；向各类用户提供计量、抄表、收费、开具发票和催缴欠费等服务；承担其电力设施保护和防窃电义务；向各类用户提供电力普遍服务；公开配电网络的运行、检修和供电质量、服务质量等信息。受委托承担电力统计工作；向市场主体提供配电服务；向非市场主体提供保底供电服务。在售电公司无法为其签约用户提供售电服务时，直接启动保底供电服务。

图1 前3批增量配电业务改革试点项目分布

增量配电企业制定用户电价标准时，可以采用单一制电价或两部制电价。其中两部制电价制采用与容量成比例的固定基本电价和与用电量成比例的每月变动的电量电价来决定电费的方法，是一种能够比较真实地反映成本构成的相对合理的电价制度。两部制电价既考虑了用电量因素，又考虑了负荷率因素[4]。其主要优点是：可以利用基本电价和电度电价两部分分别计算电价的办法，刺激用户提高用电设备或最大负荷的利用率，运用价格杠杆来促进工业企业用电的合理化。同时，由于用电部门的用电设备或最大负荷率的提高，使供电企业的设备利用率也有可能随之提高，从而大大降低供电成本。有了基本电价，能够保证供电企业得到比较固定的收入，以补偿成本支出与取得正常的利润。

1.2 相关增值服务及盈利方式

增量配电网可为各类用户提供有偿增值服务，例如用户用电规划、合理用能、节约用能、安全用电、替代方式等服务；用户智能用电、优化用电、需求响应等；用户合同能源管理服务；用户用电设备的运行维护；用户多种能源优化组合方案，提供发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务等。利用技术创新提供增值服务不仅有利于供电企业提高投资收益，也有利于降低用户用能成本，推动能源就地清洁生产和就近消纳，提高能源综合利用效率，创造更大的社会价值。

1.3 辅助服务及盈利方式

辅助服务市场营收主要是通过参与电力市场辅助服务获得相应收入，根据《电力中长期交易基本规则(暂行)》文件规定，辅助服务提供者除发电企业外，还可以包括独立辅助服务提供者。鼓励电储能设备、需求侧(如可中断负荷)等尝试参与独立辅助服务。按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。辅助服务标准执行各区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则。电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。

增量配电业务待辅助服务市场成熟后，可考虑通过虚拟电厂、用户需求侧管理、电储能等方式参与辅助服务市场并获取营收。

1.4 售电服务及盈利方式

增量配售电企业提供的售电服务分为面向不参与市场的用户提供的保底售电服务和面向参与市场的用户提供的竞争性售电服务。

根据《有序放开配电网业务管理办法》，增量配网企业符合售电公司准入条件的，履行售电公司准入程序后，可开展售电业务，但是需要注意的是，配电业务和售电业务营收需要独立核算。

售电公司盈利基本模式是向批发市场买电，再通过零售市场销售给电力用户，以此赚取差价。批发市场一般包括双边交易市场和集中交易市场，零售市场一般可以采用均一定价、区域定价、成本定价、竞争定价等几类定价方式。现阶段我国售电公司的通常做法是和电力用户共享批发市场的降价红利。目前一般有9种售电模式：固定价差模式、直接分成模式、固定保底+分成模式、固定保底或分成模式、长协均价联动保底+固定收费模式、长协均价联动保底+分成模式、固定保底+区间收费+分成模式、分段优惠+固定收费模式、煤电联动模式。

2 影响湘西锰矿区增量配电业务的因素

对湘西锰矿区增量配电业务的投资面临诸多风险[5-6]，需注意以下几个影响投资效益的关键因素：

1)配电价格。如前所述，配电价格是影响增量配电业务收益的关键要素之一。配电价格核定有待于政府部门关于价格机制相关文件的尽快出台，但由于“合理收益”和“微利”的定位，对配电收入不能寄予过高期望。

2)售电量。售电量的多少直接关系着配电收入多少。前期增量配电供电区域内的负荷及用电量预测的准确性对投资效益至关重要。

3)投资规模。传统配电网规划和建设略显粗犷。增量配网规划应综合考虑供电的安全可靠性及投资经济性，根据精确的负荷预测，通过选取合理的容载比取值、电网拓扑结构、智能化水平、分布式能源规划等，科学合理地对增量配网进行整体规划。为了最大化投资效益，减少投资设备折旧的经济性影响，应结合负荷实际发展需求考虑精细化建设投产。

4)融资方式。增量配网投资规模较大、资金需求多、技术要求高、使用期限长，投资主体应根据项目特点合理选择项目融资方式，降低融资成本。

5)运维管理成本。通过大数据、智能化等科技手段提升配电网运行及维护的可靠性和效率，降低线损及维护费用。通过优化配售电公司定岗定编方案，降低人力资源成本。

6)创新服务。湘西锰矿区增量配网区域内建设分布式电源或多能互补系统，对于提升项目经济性具有重要作用。另一方面，加大对资本运作能力的研究和重视，将资本运作提升到应对未来企业间竞争战略位置，加大对金融衍生服务的创新和开发，提升项目整体收益。

3 案例投资效益分析

以湘西某锰矿区增量配电可行性研究项目为例进行投资效益分析。

3.1 配电收入

湘西某锰矿区开采第一年电力负荷较小，最大负荷约6.48 MW。根据负荷预测，预计2024年负荷可达24.38 MW，用电量约为1.22亿kW·h；至远景年，矿区电力负荷约为167.84 MW，用电量约为7.55亿kW·h。近期规划年限为2020～2025年，规划新建110 kV变电站1座，新建2回110 kV线路共26.6 km，以及新建10 kV配电线路工程，总投资约7 029万元。

配电收入考虑两部分，一是配电过网费，二是容量电费。增量配网与省级电网按综合结算电价方式结算，省级电网根据配电网接入省级电网的接网容量和电压等级，按现行省级电网两部制输配电价，向配电网企业收取输配电费。目前配电过网费按该省级电网110 kV与10 kV电压等级输配电价差0.04元/kW·h计算，网损按5%考虑；基本电价0.850 3元/kW·h/月；定员20人，工资6万元/年/人。

3.2 供热收入

根据热力需求预测，规划近期工业热负荷总计为16 t/h，远期热负荷70.42 t/h；规划采暖热负荷近期为48.1 MW(蒸汽用量为68.7 t/h)，远期238.77 MW(蒸汽用量341 t/h)。矿区近期供热管网总投资估算约7 522.2万元。

该项目周边有一热电厂，增量配网从电厂购汽成本按照110元/t考虑，向用户售价按照130元/t考虑，赚取20元/t差价。采暖负荷按照采暖期120天计算，工业负荷按照实际调研的运行时间计算；同时使用系数按照0.8考虑。

3.3 投资效益分析

经济评价主要参数：建设资本金为建设投资(动态投资)的20%，融资80%，融资方式暂按向国内银行贷款，贷款年利率4.9%，采取本金等额还款方式，贷款偿还年限15年；配电、供热固定资产折旧年限25年，残值率5%；增值税率17%，城乡维护建设税7%，教育费附加5%，所得税率25%，盈余公积提取率10%；基准收益率税前7.0%，税后6%；配电业务定员20人，供热定员10人，光伏定员5人，工资6万元/年/人。

近期配电、供热投资效益分析见表1。其中配电业务如果只考虑过网费收入时，财务净现值为负，无法回收投资；考虑容量电费后，内部收益率为7.09%，投资回收期12.61年，项目可行。供热业务投资内部收益率较高，可达到9.88%，投资回收期为11.8年。

表1 近期配电、供热投资效益

可见，增量配电项目根据自身条件，因地制宜地开展供热、供汽等业务可提升其经济效益；若远期可提供综合能源服务及其他增值服务，增量配网效益将更好。

4 结 语

湘西锰矿区的生产用电量日益增大，增量配电业务对社会资本放开后，投资回报率成为投资主体需要考虑的重要因素之一。影响增量配电业务投资效益的关键因素有配电价格、售电量、投资规模、融资方式和运维管理成本等。

在增量配网“合理收益”和“微利”的定位下，对配电收入不能寄予过高期望，且从目前过渡期的配电价格及国家发改委发布的关于配电价格核定的指导意见看，如果只考虑配电过网费收入，投资效益并不乐观。可通过制定合理的配电电价机制，比如采取两部制电价，通过收取容量费来保证合理的收益。

在湘西锰矿区增量配网项目决策前期，需做好项目负荷及用电量预测，在保证供电可靠性的前提下，应考虑投资经济性，科学规划建设方案，合理安排建设时序，并选择合适的融资方式，降低投资成本及投融资风险；通过智能化、大数据等技术手段，提升湘西锰矿区配网运维效率，优化人力资源，降低运维管理成本；最后可通过创新拓展增值服务，开展综合能源服务、辅助服务、金融衍生服务等业务提升项目整体收益。