无电地区电网投资风险识别及投资模式

曾鸣，韩蕊，刘宏志，薛松

(1.华北电力大学经济与管理学院，北京市102206;2.国网山东省电力公司经济技术研究院，济南市250001)

0 引言

加快区域协调发展，深入推进西部大开发已成为“十二五”时期区域全面、均衡发展的重要战略之一。经济发展，电力须先行。截止2011年底，我国仍有93.6万户、387万无电人口，主要分布在新疆、西藏等14个省(自治区)［1］，若不及时解决，将对实现“十二五”时期西部地区跨越式发展战略目标产生重大影响。与此同时，无电地区大部为自然环境恶劣，贫困人口相对集中的偏远地区，电力短缺严重制约着当地经济发展和社会进步［2］。因此，切实解决电力供应问题对于促进偏远地区农村经济发展和精神文明建设，乃至实现民族团结和维护社会稳定都具有重要意义［3］。

无电地区电网建设是一项社会性强、投资规模大、涉及利益主体多的重要工程。由于受无电地区特殊的自然条件、地理位置、经济条件等外部因素影响，因此无电地区电网建设面临着建设成本过大、电网结构薄弱、供电可靠性差、供电半径过大、电能质量差等众多问题［4］，同时，资金来源较少、政策激励不足、运营维护责任不清等客观问题也制约着无电地区电网建设。因此，为实施和推进无电地区的电网建设，有效发挥政府在无电地区电网建设中的主导作用、电网公司的专业能力，以及促进用户侧可再生能源分布式发电技术的推广应用，本文从传统电网投建与无电地区电网投建的差异对比着手，通过识别无电地区电网建设可能面临的风险，提出合理的无电地区电网投资模式，以期能够为当前无电地区电网投资提供决策参考。

1 传统电网投建与无电地区电网投建的差异

电网建设的根本目的是能够满足国民经济和社会日益发展的电力需求。传统的电网投建主要针对既定集中式电源开展的电网投资、建设、检修及运营等工作，按照统一的电网投资和建设管理流程、技术规范及建设标准将电力大规模安全、稳定、可靠地传输到负荷中心。与传统的电网建设相比，无电地区电网建设主要是指通过延伸电网，构建微网，推广分布式发电等举措实现无电地区用电从无到有的电网建设过程，通常用于解决无电地区居民的基本用电问题。具体来说，传统电网与无电地区电网在不同阶段主要存在着以下几方面区别。

(1)规划阶段。传统电网投建规划中考虑的因素较为固定，需按照电源和负荷的位置进行专业化统一规划;而无电地区电网投建则受外部条件影响，在进行规划时考虑的因素较多，包括负荷大小、经济、环境等因素，通常没有固定的规划模式。

(2)投资阶段。资金是否充分是影响电网建设的关键因素。传统电网投资一般是由电网公司独立承担;无电地区电网投建由于收益性差，难以保证回收投资，通常需要政府提供部分投资补贴，尤其是用户侧分布式发电，更需要政府乃至第三方投资商的资金或技术支持。

(3)建设及运营阶段。传统电网投建可按照一定的建设管理流程、技术规范和建设标准予以实施，建设进度较易控制，运行中也可通过大电网进行集中监控、调度和控制;无电地区由于自身地理环境因素使得建设难度较大，建设进度较难控制，而运行中也需根据前期建设情况，分别考虑电网延伸与用户侧可再生能源分布式发电的不同情况进行管理。

(4)营销阶段。由于传统电网是基于并网运行统一运营，通过采取适当的营销策略即可提高售电收益;而无电地区电网通常售电量较小，且电网维护成本较大，用户对电力营销的感知主要在用电服务方面，营销策略较少且难以带来明显的售电收益。

通过以上4个方面的对比可以看出，无电地区电网投资通常耗资大、投资回收期长，甚至无法回收投资。单纯的依靠电网公司进行投资，从长远来看，会影响电网公司的整体收益，难以激励其对无电地区进行持续的、大范围的电网建设投资。因此，研究无电地区电网投资建设问题时，需考虑在投资力度能够满足无电地区电网建设需求的前提下，可能的投资模式有哪些，投资主体能否获益等问题。

2 无电地区电网投资风险识别

2.1 项目风险

稳定、可靠的网架结构和联网工程是电网延伸的技术支撑和保障，通常无电地区周边城乡电网网架结构薄弱，供电可靠性差;并且由于自然环境复杂，经济状况差，无电地区电网建设成本、后期运行维护成本较高。同时，利用可再生能源发电解决无电地区用电问题，也因无电地区的自然条件和人口分布而使得后期运维难度较大。因而，无论电网延伸方式还是可再生能源分布式发电方式，从项目投资建设到运营维护整个过程受到外部影响较多，无电地区电网建设项目将面临较多风险，包括项目决策风险、项目设计风险、项目运维风险等。不同投资建设阶段无电地区电网投建项目的主要风险及风险来源如图1所示。

图1 无电地区电网投建项目各阶段风险及其来源Fig.1 Risks and their sources of power grid investment in regions without electricity

在决策阶段，既需要安全的自然环境，也需要稳定的市场环境。因而对勘探设计风险防范、电力需求预测提出了更高的要求，形成勘探设计风险及市场风险。

在计划与设计阶段，传统单一的投融资主体已较难满足无电地区电网建设项目，容易引起融资成本高、融资可获得性不强，从项目角度来看，具有一定融资风险。建设中巨大的资金投入常常需要向银行贷款，如果利率上涨，会导致还贷资金的增加，带来利率风险及还贷资金不足风险。除了资金方面的风险，项目招标工作最终选择的参建单位若不能满足建设要求，将发生招标风险。而项目合同一般涉及多个利益主体，合同的签订直接确定了工程的进度、质量要求等，因而存在合同风险。有些项目规划选址期间有可能破坏生态环境，或者靠近珍稀动植物保护区，将造成环境破坏风险。此外，可再生能源发电属于新兴产业，政策风险对其投资阶段的影响不可忽视。

在项目实施阶段，业主需要对项目进行严格管理，如果因管理不善导致项目进度或质量与原设计方案发生偏差，将产生项目管理风险，直接影响项目的顺利进行［5］。若施工单位没有按照原定计划完成，工期延迟;工程质量出现问题，没有达到设计要求;技术不适用或与在建项目不匹配，则会分别产生施工进度延迟风险、工程质量风险、技术风险，从而增加整个项目的成本，推迟投资收益期的来临，甚至导致项目投资失败。此外，由于无电地区自然环境复杂，大幅度地增加了建设的技术难度，增加了项目成本，给电网建设项目的实施造成困难，给投资带来巨大风险［6］。

在项目运营维护阶段，由于前期投资巨大、建设成本高，电网企业的投资通常无法通过一般居民电价完全回收，若无相应电价补贴，则严重影响电网投资的可靠回收，发生电价风险。而无电人口通常分布较广，电费回收管理存在客观困难，并且传统的“先用电，后付费”的用电结算方式增加了管理的难度，容易造成电费回收风险。

2.2 政策风险

2.2.1 现有政策

(1)宏观经济政策。党中央、国务院始终对无电地区电力及经济建设高度重视和支持，并相继出台了一系列有利于改善农村牧区生产生活条件，促进地区经济和社会协调发展的相关政策［7-11］。这些政策为解决边民、农牧民、无电人口在生产生活中存在的特殊困难和问题提供了有力支持。同时也为推进边远地区及农村基础设施建设，增强其自我发展能力提供了政策保障。

(2)可再生能源发电政策。在总结我国可再生能源资源、技术及产业发展状况，借鉴国际可再生能源发展经验的基础上，我国依据《可再生能源法》制定了一系列指导可再生能源发展和项目建设的规划文件［12-13］。此外，国内各省也纷纷出台了可再生能源发电补贴政策［14］。在相关政策的推动下，我国可再生能源发电技术水平不断进步，产业实力明显提升，我国可再生能源已步入全面、快速、规模化发展的重要阶段。

(3)无电地区电网发展扶持政策。农村电网是农村重要的基础设施，农村电网改造升级工程是加快改善农村民生，缩小城乡公共事业发展差距的重要举措。根据国务院相关政策精神，农村电网升级改造将主要通过加大资金支持力度，完善农网还贷资金管理，深化农村电力体制改革得到实现。在此基础上，各省、自治区纷纷出台配套政策［15-17］，加大投资力度，通过多种电网建设方式完善无电地区电力供应体系，解决无电地区人口用电问题。

2.2.2 存在问题

很多情况下，无电地区电网建设获益性较小，投资主体较为单一，需要相关政策的引导，适时提供资金扶持或财政补贴。以上相关政策的出台与落实，无疑将对建立市场导向的电网投建项目的商业化运行机制及无电地区电网投资模式的形成产生重要影响。然而面对电力体制改革环境，以及利用可再生能源技术进行电网建设这一新领域所带来的机遇与挑战，从政府的政策到具体项目的实施都存在一定的空白和发展空间。

首先，已出台的政策法规中许多实施细则有待制定。例如，已有的《可再生能源法》属于纲领性的法律文件，困难在于实施细节。而现有政策法规仍欠缺诸如并网定价机制、费用分摊措施、编写可再生能源发展说明、可再生能源资源评估、并网以及其他国家标准等内容。

其次，投融资环境及市场化运作缺乏有效的政策引导。目前我国电网建设投资主体相对单一，社会资金投资通道一直未能打通，市场化运作模式尚未形成。一方面，无电地区的电网建设最主要的是体现社会效益，就这一层面而言，其投资应尽可能多地由国家承担。然而，国家财政资金有限，可以考虑通过制定相应的政策，例如尽快出台无电地区电网建设的还贷政策等，让无电地区电网建设这一项农村公益事业的主要责任由国家和社会共同承担。另一方面，虽然在我国电网的建设经营中已经允许引入外资，却没有进一步的实施细则出台，缺乏电网投融资体制、运营体制改革的配套措施。特别是针对无电地区的电网建设投资，由于其成本高、收益少等特点，若无切实有效的政策引导及配套制度建设，电网多元化投资运营将无法实现。

此外，需要尽快出台针对无电地区电网建设的科学、合理的电价政策。由于投资巨大、建设成本高，加之投资环境并不完善，对于投资方而言，一是还本付息缺口大，二是同网同价后高于常规电网建设的那部分供电成本没有消化渠道。从全国各地区已经开展的电网建设项目情况来看，无电地区的电网建设普遍亏损，并且无法通过提升企业管理水平扭亏为盈，亏损的长期存在，很难实现无电地区电力的可持续发展。

3 无电地区电网投资模式分析

3.1 相关利益主体分析

为拓宽无电地区电网投资渠道，广泛引入社会投资，本文提出的无电地区电网投资模式中可能涉及到的利益主体有:政府、电网企业、第三方机构(五大发电集团、专业新能源公司)、用户等。从市场角度来看，各利益主体所处的市场地位不同，所起的作用也各异，准确地识别和分析无电地区投资模式中的相关利益主体，并明确各利益主体的权责，对扩大电网融资渠道，实现多元化投资和运营具有重要意义。

(1)政府。政府是外部环境的制定者和监管者，制定相关法律规章和政策制度以维持电网投资市场的秩序，出台一些鼓励投资、促进电力及新能源产业发展的政策和法规，协调和规范其他各利益相关者的行为。同时，在无电地区电网建设中，政府也是重要的投资者。

(2)电网企业。电网企业是电网建设项目的主要投建方［18］，在无电地区电网建设中其主要职责是通过投资电网延伸项目并承担后期运维来解决无电人口用电问题。此外，随着可再生能源发电项目的规划和实施，电网企业可凭借已掌握的技术以及所具备的空间资源优势，在保证原有业务不受损，原有服务质量有所保证的条件下考虑适时拓展新的业务，参与可再生能源发电项目的投资及后期维护。

(3)第三方机构。第三方机构主要指五大发电集团等可再生能源发电项目的可能投资方，以及当地新能源公司等项目后期运行管理的可能运维方。特别是在无电地区离网集中供电系统的管理中，第三方机构可以发挥很大的作用，它们都是电网投资建设项目直接利益相关者。

(4)用户。无电地区居民享受供电服务的同时，需要缴纳的电费将对家庭收入造成一定的影响。这就需要政府通过合理的电费定价政策和在用户中广泛宣传促进其了解电费的用途和意义，提高节能意识，使得终端用户对电网建设给予充分的理解与支持。

可以看出，政府、电网企业、第三方机构以及用户在无电地区电网投资建设过程中作用不同，其权责在不同投资建设模式和阶段中也不尽相同，因此，需要各方积极配合，寻求风险低、效益明显、可行性高的投资建设模式，共同协作完成无电地区电网投资建设工作。

3.2 无电地区电网投资模式

3.2.1 电网延伸项目投资模式

结合无电地区电网延伸项目及政策风险分析，根据电网延伸项目中各利益主体自身特点和优势，提出以下3类投资模式。

(1)政府全额投资。政府全额承担项目建设资金筹集，电网企业承担项目的建设、运行及维护工作。项目运行初期，考虑对电网企业实行电价补贴。

该模式的优点在于能够充分发挥政府的资金渠道优势，减少企业的资金压力，规避了企业投资过程中的风险，有助于企业集中精力在其他业务上。然而该模式需要国家有充足的财政空间保障，并且中央与地方配套资金都需及时到位，同时，政府还需加强项目监管力度，落实资金使用情况。由于投资主体单一，在充分发挥政府资金渠道优势的同时，也容易造成融资风险。

(2)政府与电网企业联合投资。政府与电网企业共同承担资金筹集，电网企业承担项目的建设、运行及维护工作。项目运行初期，考虑对电网企业实行电价补贴。

该模式也有利于减少企业的资金压力，有助于企业集中更多精力在其他业务上。能够同时发挥多方的投资及管理优势，有利于分散和转移投资风险。然而，也要求国家具备一定的财政空间，企业有充足的投资资金或较强的投融资能力。

(3)电网企业全额投资。电网企业全额承担资金筹集，并承担项目的建设、运行及维护工作。运行初期或整个项目寿命期，对电网企业实行电价补贴。

该模式要求电网企业必须具备很强的投融资能力，具备独立承担融资、利率等风险的准备和能力。一方面，企业自筹资金，在缓解国家财政压力的同时使得企业独立性更强，能够充分重视项目管理，有利于提高投资的运作效率。另一方面，由于企业自有资金有限，还贷压力大，有加剧亏损的可能性，并且投资主体单一，也容易造成融资风险。

3.2.2 可再生能源发电项目投资模式

结合无电地区可再生能源发电项目及政策风险分析，根据可再生能源发电项目中各利益主体自身特点和优势，针对项目建设的不同阶段，提出以下投资模式。

(1)建设阶段。

1)政府全额投资:该模式运作过程及特点与电网延伸项目投资模式(1)类似。

2)政府与企业(电网企业、第三方机构)联合投资:该模式运作过程及特点与电网延伸项目投资模式(2)类似。此外，由于可再生能源发电超出电网企业原有业务范围，导致电网企业投资积极性不高。同时，国家还需出台相关补贴政策，以充分激励电网企业或第三方机构参与投资的积极性。

(2)运行阶段。

1)运行维护资金通过不同标准的电费及政府共同筹集:根据不同项目、不同地区制定电费标准，依靠业主向用户收取的电费解决前期投资及后期运维费用，超出的成本由国家拨款解决。

该模式使得运行维护资金能够通过项目初期制定的电费标准得以筹集，投资者能回收成本，提高其投资积极性。然而，用户需有足够的家庭收入承担电费，同时国家需有充足的财政空间予以补贴。

2)运行维护资金通过同网同价电费及可再生能源附加费筹集:实施可再生能源法，按照电网内居民用电的平均电价，依靠业主向用户收取电费解决前期投资及后期运维费用，超出成本通过加收可再生能源附加费向全国电力用户分摊，附加费由电网公司代收［19-20］。

该模式同样使得投资者能回收成本，提高其投资积极性，同时通过可再生能源附加费向全国电力用户分摊，缓解了国家财政压力。然而要求用户需有足够的家庭收入承担电费，并且需要出台合理的电价政策，以保障可再生能源发电的建设，具体的分摊工作也有待进一步细化及落实。

3)用户不缴电费，承担设备维修更换费用:主要是针对户用光伏发电系统而言，一次性投资建设的可再生能源发电装置资产归用户所有，甚至可推广鼓励用户根据需要自由购买户用光伏电源，政府按比例补贴。户用光伏发电系统无须收取电费，后期设备维修更换费用由用户缴纳。

对用户而言，该模式有助于减轻电费负担，培养其自觉维护电力设备的意识。然而，要求用户需有长期的用电需求及足够的家庭收入以承担设备维修更换费用。对投资运营方而言，用户的用电需求以及对项目的认知、接受程度影响着项目投资与回收。

4 结语

无电地区电力建设工程是一项长期且艰巨的工作，本文通过识别无电地区电网投资建设过程中的项目风险与政策风险，在分析投资主体权责的基础上，针对电网延伸与可再生能源发电2种建设方式提出了无电地区电网建设投资模式，并指出各种模式的运作过程及特点，为无电地区电网建设提供投资决策依据。此外，需要指出的是，在无电地区电力建设的过程中，还需根据各地资源实际情况，在充分利用当地政策框架，拓宽融资渠道的基础上，兼顾各方利益，选择经济、实用、可靠的方案。

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