增量配电业务商业模式前景研究

杨 娜， 吴仲超

(1.国网安徽省电力有限公司经济技术研究院， 安徽 合肥 230022;2.国网蚌埠供电公司， 安徽 蚌埠 233000)

0 引言

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)重启新一轮电力体制改革(以下简称“新电改”)，有序、有效、稳妥推进各项改革任务，对增量配电放开、电力市场建设等重大改革事项，先试点再逐步推开，为国民经济和社会向高质量发展提供坚强支撑[1]。“新电改”探索社会资本投资配电业务的有效途径，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，提出配网运营权和三类售电公司，明确第二类为拥有配电运营权的售电公司[2]。2016年至2019年，国家发展改革委、国家能源局先后分四批[3-7]在全国范围内开展了404个增量配电业务改革试点，同时配有一系列增量配电改革政策[8]出台，其中24个增量配电试点取消资格[9]，部分试点前景不明朗，社会资本投资意愿较低。

综观国外先行地区：一批集成分布式能源的配网工程正在实施[10]；配网运营商运营中整合灵活性资源，确保配电网运行及服务成本合理回收[11]。电力行业需要主动适应电改新形势，分析国内增量配电不仅通过天然的地理位置和业务优势提供配售电服务，还可提供包括分布式光伏合同能源管理在内的综合能源服务，为下阶段全面深化改革和增量配电运营提供参考。

1 增量配电现状运营模式探讨

按照现行电价机制，增量配电区域内用户的终端电价通过用户和售电公司之间的售电协议决定，由发电上网电价、电网输配电价、政府性基金及附加、售电公司利润构成。配售电公司盈利模式主要为购销价差获利，即根据客户电力电量、价格趋势预测等因素做出购电决策，并向用户提供价格套餐。价差获利包括配电价格和售电购销价差两部分，其中：配电价格在核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。以A省为例，增量试点配电业务接入省级电网的电压等级在10～110千伏之间，配电价格在0～3分之间。

售电购销价差是影响售电公司利润的关键因素。A省前一年度售电公司购电交易均价比上网标杆电价平均降低3分左右；购入上网电价经输配环节传导，按10千伏两部制目录电价销售，又可获取天然价差3分钱。由此，以购入发电侧竞争交易均价、销售按10千伏两部制目录电价测算，售电公司可以获取最大理想价差空间在6分钱左右。

综上，在增量配售电公司运营初期，配电业务受政策因素限制，配电价格仅根据接入省网的电压等级而保持不变；售电业务则可利用在专业技术、信息不对称等方面优势，及用户对电价不敏感、担心偏差考核等原因，争取自身利益最大化，赚取理想最大售电购销价差6分左右。随着售电公司之间竞争逐渐充分，为吸引客户与售电公司签约，其售电价格必将较终端目录电价格下调，盈利空间压减，并促使售电公司寻求新的利益增长点。

2 增量配电业务商业模式发展前景研究

2.1 配售电公司商业模式拓展

随着国内光伏组件等技术不断成熟，商业应用价值不断提升，配售电公司将会在试点区域内开拓包括综合能源服务等在内的增值服务，促使其由单一的“配售电”商业模式向更为丰富的“配售电+”模式转型。

表1 配售电公司商业模式对比分析

增量配电试点项目一般位于新增工业园区或开发区，分布式光伏开发条件较好，同时全国大多数地区已对新增区域的工业厂房屋顶要求按光伏安装需求进行结构设计。因此，租用园区企业屋顶、空地建设分布式光伏，将是最有潜力的“配售电+”商业模式之一。

配售电公司可采用合同能源管理方式与企业用户签订协议，实现分布式光伏电力就地消纳。配售电公司两种商业模式的对比分析如表1所示。

2.2 “配售电”商业模式效益分析

选取以10千伏接入省级电网的某增量配电试点项目为例。试点区域总面积约6.2平方公里，2019年增量配电网负荷0.5万千瓦，电量2 800万千瓦时；预测“十四五”末负荷需求3.7万千瓦，电量2.1亿千瓦时；饱和期负荷5.6万千瓦，电量3.1亿千瓦时左右。根据增量区域配电网规划，提出仅建设区域10千伏电网(方案一)和建设110千伏变电站及配套10千伏电网(方案二)两种方案。其中方案一投资2 150万元，方案二到“十四五”末投资5 100万元，远景投资6 100万元。

在现行价格政策下，方案一配售电公司无法获取配电价格收益，仅赚取售电收益。考虑为吸引客户签约让利，以理想售电购销价差6分在售电公司与用户之间按不同比例分成予以测算：配售电公司在售电价差分成中少于二成，即理想价差空间八成让利于用户时，将达不到国家关于项目预期投资收益要求(不得低于五年期国债利率)，需要开拓多元化市场业务来实现盈利。方案二配售电公司虽然初期投资较大，但有稳定的配电收益保障，将理想售电价差空间九成让利于用户，收益率可达五年期国债，开拓多元化业务需求迫切性低于方案一。

2.3 “配售电+”商业模式效益分析

2.3.1 场景边界条件

设定试点区域内由配售电公司投资建设分布式光伏。按分布式屋顶光伏场地资源需求1万平米/兆瓦，自2020年起逐年投资建设，“十四五”末光伏达到终期规模，终期面积为试点区域总面积的3%；屋顶租金4元/年平米，光伏利用小时1 100小时/年。

为开展敏感性分析，基准场景设定为光伏单位容量投资取4元/瓦，光伏售电价格取用户目录电价的85%(合同能源管理模式)；配售电公司在理想最大售电价差分成中占比20%。

2.3.2 场景效益敏感性分析2.3.2.1 敏感性因素一：配售电公司在价差分成中的占比

敏感性分析一：配售电公司在价差分成中占比由50%降到0%，方案一配售电公司分成占比小于20%，方案二配售电公司分成占比小于10%时，内部收益率小于五年期国债利率，项目不可持续。配售电公司在价差分成占比小于40%时，方案二配售电公司的收益率和回收期均优于方案一。两方案的敏感性分析一如图1和图2所示。

图1 敏感性分析一(方案一)：投资回收期与内部收益率变化

图2 敏感性分析一(方案二)：投资回收期与内部收益率变化

2.3.2.2 敏感性因素二：光伏售电价格

敏感性分析二：光伏售电价格由100%(与目录电价相当)下降到60%(与燃煤上网标杆电价相当)，方案二配售电公司收益率、回收期均优于方案一。可以看出，方案一配售电公司在光伏售电折扣高于85%时，内部收益率高于五年期国债、投资回收期15～17年，而方案二配售电公司满足光伏售电折扣高于75%即可。两方案的敏感性分析二如图3和图4所示。

图3 敏感性分析二(方案一)：投资回收期与内部收益率变化

图4 敏感性分析二(方案二)：投资回收期与内部收益率变化

2.3.2.3 敏感性因素三：光伏单位容量成本

敏感性分析三：光伏售电价格取目录销售电价60%，即与当前燃煤上网标杆电价相当，分析光伏单位容量投资成本由4元/瓦降至2元/瓦变化趋势，从图5、6可看出，方案一在光伏单位容量投资成本降至2.7元/瓦时，方案二在光伏单位容量投资成本降至3.2元/瓦时，内部收益率超五年期国债。展望降至2元/瓦时，两方案对应投资回收期均缩减到14年左右，内部收益率超过7%。两方案的敏感性分析三如图5和图6所示。

图5 敏感性分析三(方案一)：投资回收期与内部收益率变化

图6 敏感性分析三(方案二)：投资回收期与内部收益率变化

通过敏感性分析，不论对于哪种方案，在现有光伏造价条件下，配售电公司发展“配售电+”商业模式在投资效益上相对单一配售电模式优势不明显。未来待光伏成本进一步降低之后，光伏售电价格空间增大，“配售电+”商业模式盈利能力将明显增强，尤其对没有稳定配电收益保障的区域可能更为迫切。

3 结束语

对于增量配电试点的配售电公司，在配电收入等管制性业务之外，若只采取购销价差获利的单一商业模式，随着售电侧竞争加剧，配售电公司需不断将购销价差让利于用户，最终可能导致商业模式不可持续。发展分布式光伏等合同能源服务后，配售电公司可不再依赖与签约用户的购销价差利益分配，抗风险能力有所增强。尤其是随着光伏建设成本进一步降低，光伏售电价格空间不断释放，将极大地鼓励配售电公司发展分布式光伏等增值服务，不断开拓新商业模式。

可以预测，为拓展盈利空间，未来投资、运营增量配电网的配电公司将会积极争取配售一体化运营模式，同时发展分布式光伏等综合能源服务，催生发配售一体化新的价值链。在成本降低后，将可能促使配售电公司发展源网荷模式以进一步扩大获利空间。对电网公司而言，在仅收取输配电价过网费之后，还将面临更为严峻的过网电量损失。

综上，增量配售电公司未来商业模式必然向售电业务和增值业务方面发展；若最终在发配售环节形成新的价值链，将不仅造成电网公司市场进一步被侵蚀，还将可能导致增量配电网运营效率发生扭曲，部分增量配电网可能取得比周边电网企业更有优势的先进指标，进一步引发存量与增量配网之间运营成本、服务水平的综合性比较，加剧电网企业外部监管压力。因此，考虑社会资本趋利性，配售电公司发展扩张将导致电网企业更大的压力。