核心观点 - 立陶宛国家能源监管委员会批准了Energijos skirstymo operatorius 2026年电价上限决议 收入上限设定为3.769亿欧元 较2025年增长17.0% [1][2] - 收入上限增长主要由更高的电网投资驱动 这导致附加关税成分、投资回报以及折旧摊销增加 [2] 监管决议关键数据 - 2026年允许收入上限为3.769亿欧元 2025年为3.216亿欧元 绝对增长5530万欧元 增幅17.2% [2][3] - 监管资产基础从2025年的15.405亿欧元增至2026年的16.551亿欧元 增长1.146亿欧元 增幅7.4% [3] - 加权平均资本成本从2025年的5.82%微降至2026年的5.77% 下降0.05个百分点 [3] 收入上限变动驱动因素 - 监管折旧摊销从2025年的8860万欧元增至2026年的9780万欧元 增长920万欧元 增幅10.4% [3] - 附加关税成分从2025年的3750万欧元大幅增至2026年的5180万欧元 增长1430万欧元 增幅38.0% [2][3] - 收入上限变动源于十年投资计划中更高的网络投资 以及2025年较高回报导致的临时监管差异减少 [2]

行业投资评级 - 报告对电力分销行业采用"运营特许权"模式持积极态度 认为该模式能提升运营效率同时降低政治阻力 [22][46] - 发展中国家电力分销领域私有化程度不足 仅22/50国家引入私营部门参与 [14] - 私营配电公司在成本回收方面表现优于公共事业 76%私营公司在2020年实现运营成本回收 而公共事业仅47% [24] 核心观点 运营特许权模式优势 - 风险隔离：特许经营者不承担购电成本风险 规避了发展中国家电价监管不成熟的风险 [46][47] - 政治可行性：保留资产国有性质 降低员工和消费者对私有化的抵触 [48] - 资本效率：私营运营商专注于运营效率提升 公共部门负责大型基建投资 [37][51] 关键成功要素 - 绩效挂钩：特许经营者报酬与线损改善等KPI直接绑定 科特迪瓦案例显示线损从29%降至15% [74][77] - 过渡期设置：乌干达案例显示需设置稳定期 允许特许经营者适应并逐步达标 [107] - 监管成熟度：土耳其案例证明多年度电价机制对吸引投资者至关重要 [110][112] 案例研究总结 科特迪瓦(CIE) - 特许结构：15年可续期合同 经营者负责输配电运营 政府保留资产所有权 [59][62] - 报酬机制：2020年前按售电量计费(21西非法郎/度) 后改为成本加成模式(6%利润率) [65][72] - 运营成效：线损下降14个百分点 公司收入占行业总收入的25% [74][77] 印度(IBDF) - 模式特点：输入电价竞标机制 特许经营者支付批发电价并保留零售收入差额 [83][96] - 投资要求：最低资本支出约束 如Ajmer地区前5年需投入37.6亿卢比(约5000万美元) [93] - 绩效改善：Bhiwandi地区线损从64%降至10% Agra从61%降至13% [102] 土耳其(TOOR) - 创新设计：运营权转移模式 资产所有权保留在国有公司TEDAŞ [177] - 监管框架：EMRA设立年度线损目标 19/21公司在2016年达成目标 [181] - 成效：全国平均线损从2001年18%降至2017年13% [174] 特许权设计要点 结构参数 - 合同期限：建议至少10年 确保足够时间实现运营改善 [137] - 资产处理：现有资产使用权转移 新增资产按残值补偿 [119][121] - 员工安置：提供过渡期 保留原国企员工福利待遇 [133][135] 风险管控 - 支付优先：特许经营者报酬优先于其他行业支出 [138] - 政治风险：可通过MIGA等机构投保征收/违约风险 [141][142] - 绩效监管：建立多维度KPI体系(SAIDI/SAIFI/线损等) [115][117]