不太多，不太少

对撒哈拉以南非洲可持续、普遍电力接入的“金发姑娘”方法

Santos J. Díaz-Pastor

杨柳

Ignacio J. Pérez-Arriaga

世界银行集团能源和矿产全球实践 2026年8月

政策研究工作论文 11439

摘要

本文提出一个可复制的监管和金融框架，以实现作为撒哈拉以南非洲公正能源转型核心组成部分的普遍电力接入。它认为，在现实约束条件下，当电力化规划、电价监管和资本动员设计为一个连贯的系统而不是分开的工作流程时，普遍接入是可行的。分析基于一个计算性的多期金融模型，该模型集成了分布在每个参与者身上的个别相互作用的子模型。将同一种总体方法应用于三个国家，涵盖不同的起点和行业结构。乌干达在私人配电特许权到期后提供了参考实施；赞比亚重新调整了同样的逻辑，以适应一个陷入困境的国家公用事业和薄弱的国内收入基础；而马达加斯加——该框架已经在应用——展示了它从设计到区域规模交付的转变，在三个国家中电力接入水平最低。核心机制是一个集成的国家规划、监管、商业和融资架构，它在单一的配电级财务计划内协调电网扩展、微电网和独立系统。框架将两个通常混合的差距分开——生存差距，即可负担的电价收入与规定的服务成本之间的经常性短缺，以及融资需求，即前期投资与逐步成本回收之间的时间错配——并表明它们各自需要一种不同的工具。证据表明，无需永久依赖外部赠款即可实现普遍接入，并且延长接入范围而不是压缩投资可以提高可行性，同时仍然惠及每个人——因此设计变成了寻找一个电力化目标年份、整体补贴模式和既不过多也不过少的电价的问题。本文将普遍接入重新定义为成本分配和机构设计的挑战，表明可负担性、包容性和财务可持续性并不是相互竞争的目标，一旦电力化设计为一个系统。

不太多，不太少：对撒哈拉以南非洲可持续、普遍电力接入的“金发姑娘”方法

Santos J. Díaz-Pastor

a, ^b, ^{*, 杨柳} , Ignacio J. Pérez-Arriaga ^ca, ^{a 麻省理工学院（MIT），剑桥，马萨诸塞州，美国} ^b

a Massachusetts Institute of Technology (MIT), Cambridge, MA, USA

b 马德里，西班牙，康米拉斯宗座大学技术研究所

c 华盛顿特区，美国，世界银行集团

经世界银行集团能源和矿产全球实践部门经理唐杰授权分发

关键词：能源获取，农村电气化，能源政策与改革，公共基础设施，电力收费结构

JEL分类：Q40，Q48，O13，H54，L94，H23。

1. 引言

能源转型的主要框架等同于脱碳：替代化石燃料发电，电气化终端使用，并向下弯曲排放曲线。对于仍然缺乏任何电力供应的约6亿人来说，这种框架是不完整的。他们的过渡首先不是从碳转移；而是获得他们从未有过的服务。任何不将这个人群置于中心位置的公正能源转型的描述都可能重蹈覆辙，再现转型旨在纠正的不平等。因此，本文将撒哈拉以南非洲的普遍电力接入视为转型议程的组成部分，而不是边缘。

论点围绕三个前提组织。第一个前提是，电力接入是一项基本服务，而不是可选投资。电力是健康、教育、生产性就业和参与现代经济生活的前提条件；其缺失集中在农村贫困人口中，达到他们既是为了提供一项基本服务，也是为了建设基础设施。第二个前提是，接入赤字的核心不是一个技术问题。地理空间规划已经可以确定，逐村逐户，达到每个家庭所需的最低成本技术组合；缺失的是将这些计划转变为可融资项目的监管和金融架构。在这个意义上，赤字是一个监管-金融问题，却伪装成一个工程问题。第三个前提是，没有单一的食谱。各国的约束条件不同——在一个国家是即将到期的特许权，在另一个国家是陷入困境的现有公用事业，在第三个国家是薄弱的国内收入基础——一个值得命名的框架必须是一个诊断和校准的方法，而不是一个要复制的模板。

挑战的规模已经得到确立。在现行政策下，国际能源署预测，到2030年，仍将有6.45亿人缺乏电力，其中超过85%的人在非洲（国际能源署，2025a；国际能源署等，2024）。实现2030年的普及目标将需要每年在非洲大陆连接大约9000万人——大约是历史速率的三倍——并且在本十年内动员大约250亿美元的年投资，这个数字不到全球年度能源投资的1%，但远高于当前的承诺，而这些承诺在实际价值上已经下降（国际能源署，2022）。束缚的障碍不仅仅是资本的数量，还有其成本：非洲电力项目的风险溢价和利率是发达国家的两到三倍，侵蚀了银行能力，并将任何到来的私人融资引导至发电而非直接依赖于普及的配电网络（Briera和Lefèvre，2024；国际能源署，2023）。

在这种背景下，本文提出了一个问题：在什么样的监管、合同和金融条件下，最低成本的电气化计划可以变得可行、可融资和包容（即，不让任何人落后）？这里得出的答案是，规划必须与一个可信的成本回收监管和商业模式相结合，并明确处理可负担性问题，以及一个能够吸收前期推广而不违反银行能力的融资结构——这三者必须一起设计。统一的想法是一个校准的概念，它赋予了本文标题。这里提出的电气化普及方法具有金发姑娘的品质：在几年内压缩的节奏可以使融资变得不可行并压倒机构能力，而节奏拉得太长则会使最后的家庭等待一代人；补贴设定得太高会浪费稀缺的公共资源并排挤私人资本，而设定得太低则会使服务变得不可银行化；电价固定得太高则无法负担，而固定得太低则完全放弃了成本回收。在每个维度上，任务不是最大化或最小化，而是找到既不过多也不过少的正确值或范围。接下来的分析，始终是在每个国家寻找那些“恰到好处”的值——不是一个选项菜单，而是一个适合当地条件的单一校准设计。

本文其余部分的结构如下。第二部分诊断了技术上最优计划与可融资项目之间的实施差距。第三部分发展了本文分析核心的综合监管-金融架构，包括两个不同的差距，它们将实施与共同融资工具联系起来。第四、五和六部分将框架应用于三个国家：乌干达，在Umeme特许经营之后的完全工作参考案例；赞比亚，同样的逻辑被重新调整以适应一个陷入困境的国家公用事业；以及马达加斯加，该框架已经在区域规模上作为综合农村电气化框架实施。第七部分提炼出三个应用中不变的要素，以及必须根据上下文进行调整的要素。第八部分提供可操作的建议并得出结论。

2. 实施差距：为什么最低成本计划会停滞不前

国家最低成本计划对于普遍获取是必要的，但对实现普遍获取是不够的。两者之间的差距具有可识别的结构，命名其组成部分是缩小差距的第一步。

2.1. 最低成本并不等同于可实施性

在过去十年中，地理空间优化已经发展成为一种强大的规划工具。诸如参考电气化模型（REM）（Ciller等人，2019年）和类似的平台，可以描述需求、人口密度、地形和现有基础设施，然后为每个地区选择在电网扩展、微电网和独立太阳能系统之间，最小化生命周期成本的选项（Ciller和Lumbreras，2020年）。输出是连贯的国家路线图，开发性金融机构已经为四十多个这样的总体规划提供了担保。然而，独立的诊断发现，甚至一半的接入赤字国家都没有有效的批准计划，更少的国家将这些文件转化为网络和连接（世界银行，2025年，2020年）。这些路线图在纸面上看起来是最优的，但在实践中证明是不可执行的。

原因是结构性的。这些模型通常假设所有技术的资本成本是单一且统一的，并忽略了公用事业和政府的财务限制；大多数模型没有将商业模式选择、现有法规、融资策略或消费者负担能力整合到优化过程中（Agutu等人，2022年）。这种遗漏并非无关紧要。将资本成本的实际差异纳入考虑，可以将数亿人从由微电网最优服务转移到由独立系统（甚至电网扩展）更便宜地服务——任何假设每项技术都有优惠融资的模型都无法看到这一结果（Agutu等人，2022年）。

2.2. 三种商业模式，一个财务框架

第二个失败源于该行业的概念和制度组织方式。电网延伸、微电网和独立系统并不是三个互不相干的世界，而是为了解决单一配电问题的三种电气化模式——每种模式都有自己的成本结构、监管、商业模式、收入逻辑和风险特征。然而，它们往往被组织得好像彼此无关——不同的部门、不同的资金窗口、不同的开发商、不同的规则——而不是在财务上进行整合。国际经验一致表明，综合策略在财务可持续性和配置效率方面优于碎片化的策略（Ankel-Peters等人，2025年；Falchetta等人，2022年）。碎片化导致补贴规则不一致、资金不稳定、交易成本高、交叉补贴逻辑薄弱；它还提高了整个行业的感知风险，从而增加了资本成本。每种商业模式都必须在自己的条款上具有可融资性，但所有三种模式都应该在财务上进行整合——在一个统一的融资、电价设计和交叉补贴框架下，以便低成本部分的盈余可以帮助资助高成本部分的服务（Briera和Lefèvre，2024年；CEER，2020年）。

2.3. 可负担性-可融资性矛盾

第三个要素是低收入和中等收入系统配电融资核心的矛盾。政治命令要求将电价保持在回收成本以下，这造成了准财政赤字，削弱了公用事业的资产负债表，并限制了投资或作为可信购买者的资格（Balabanyan等人，2021年；Kojima和Trimble，2016年；Trimble等人，2016年）。矛盾是真实的：对于新连接的农村家庭来说，可负担的电价本身并不足以补偿为他们提供服务的成本，而能够补偿这一成本的电价又是不可负担且政治上不可接受的。因此，将统一的电价扩展到高成本、低需求的客户会使得成本增长快于收入，从而在扩大接入时产生赤字。然而，需要反映成本的不是终端用户的电价，而是每项活动和商业模式的回报，明确的补贴应覆盖差额。这不是一个可以轻易克服的暂时不便；这是可负担性决策的财务方面，任何忽视这一事实的框架都将失败。

2.4. “更多和智能融资”并不是答案——至少不仅仅是这样

对投资缺口的直观反应是寻找更多的资金或创新的金融工具。这是错误的诊断。资本不会流向分配环节，因为它无法产生可预测的、合同可靠的现金流。如果补贴发放是随意的或延迟的，提供者无法依赖稳定的现金流，无论可用金融的总体规模有多大（Foster和Rana，2020）。

因此，限制性约束不是资本供应或巧妙的金融结构设计，而是缺乏可银行化的现金流——而这样的现金流是由法规和合同产生的，而不是由资金公告产生的。因此，主要干预必须是制度性的：一个可信的承诺，将服务的监管成本转化为每个实施代理人的及时现金收入。只有在这样的承诺下，才能以可承受的条款大规模动员优惠和商业资本。

2.5. 从电气化战略中学到的教训

综合这些失败模式，意味着实现持久电气化的四个相互加强的前提条件，每个条件对应计划失败的一种独特方式。这些经过形式化和实证评估的四个前提条件构成了综合电气化框架（IFE）（GCEEP，2020；Pérez-Arriaga，2024，2023）。首先是成本效益规划：将每个地区与生命周期成本最低的技术相匹配，从而降低最终必须回收的总成本。其次是可扩展性，通过具有约束力的普遍服务义务来实现，该义务承诺提供者为领土内的每个家庭提供服务，而不仅仅是商业上吸引人的家庭。第三是财务可持续性，当通过资产生命周期内的透明收费组合和明确补贴回收成本反映性收入要求时，就实现了财务可持续性。第四是关注发展的规划，它将获得的电力与生产性用途和需求增长联系起来，以便实际实现收入和福利收益。这些不是一个随意的清单。它们来自一个单一的实施问题：一个最低成本计划只有在实施群体的代理人能够在具有约束力的命令下，通过可承受的收费加上受控转移来回收有效成本，同时刺激维持其发展的需求，才能成为一个项目。当一个支柱失败时，其他支柱也会失去牵引力。接下来开发的架构将IFE——将这四个前提条件结合在一起的结构——具体化。

3. 综合架构

本文的分析核心是监管-金融架构，它通过明确谁提供服务、如何回收成本以及如何筹集和保障所需资本来完善最低成本规划。该架构包含五个部分——普遍服务义务、成本服务制度、两个不同缺口的分离、类似公用事业的离网供应处理以及资金池融资工具——每个部分都是必要的，但任何一个部分都不足以独立完成任务。

3.1. 普遍服务义务

将不落下一个个体的政治意愿转化为行动的普遍服务义务（USO）：这是一种法律义务，嵌入在许可证、特许权或等效工具中，要求连接并服务于一个定义区域内的所有家庭，达到一个定义的标准。USO定义了服务区域、接入目标、质量标准和执行机制。其重要性是实证的，而不仅仅是规范性的。世界银行的研究表明，普遍服务义务与针对性补贴相结合，可以加速农村电气化，而不会损害财务可行性，并且在法律强制义务下运营的地区在可比成本下实现了更高的连接率，而不是依赖于自由裁量扩展的地区（Estache等人，2006年；Leduchowicz-Municio等人，2022年）。国家经验——巴西的“Luz para Todos”、中国的“最后一公里”运动、印度的“Saubhagya”——证实了，有约束力的义务和专门的资金支持，将电气化从一系列项目转变为一个可预测的多年计划，并具有明确的责任。没有这个义务，一旦商业吸引力强的段落被耗尽，扩展就会停滞；有了它，剩下的任务就变成了一个融资问题，而不是意愿问题（Arif，2025年；He，2019年；IEA，2025b年）。

3.2. 成本服务制度以及“成本反映”实际意味着什么

在成本服务监管下，监管机构为每个受管制实体i和每年t设定一个允许的收入要求，旨在覆盖有效成本和对投资资本的合理回报：

(1)

其中，OPEX 是有效运营支出，DEP 是受管制资产基础的监管折旧，RAB 是受管制资产基础，WACC 是用于对其补偿的加权平均资本成本（Gómez, 2013; Reneses 等人，2013）。选择以加权平均资本成本而非通用的“允许回报率”作为允许回报的基础是故意的：WACC 是最有力地推动 RAB 回报率的单一参数，通过它，影响收入要求和最终的终端用户电价。它也是可负担性-可融资性矛盾传播的渠道，因为高感知风险会提高 WACC 并膨胀收入要求，而这些要求最终必须由电价和补贴来覆盖。

一个经常被误解的重要点值得强调。在这个框架中，“成本反映”指的是总体收入要求，而不是终端用户电价。在实践中，真正成本反映的终端用户电价——即，按客户逐个计算，完全回收为每个客户服务的成本的价格——在任何电力系统中都不存在，尤其是在一个向所有农村和城市家庭提供统一国家电价的系统中。监管目标不是让每个客户支付他们自己的供应成本；而是让每个受管制实体在当年内以现金形式收到允许的金额。电价有助于该现金流，但在可负担性阻止电价达到成本反映水平的情况下，制度必须指定一个明确的机制来支付差额。将收入要求的成本反映性与电价的成本反映性混为一谈，是接入政策中最严重的错误之一，因为它导致政府要么施加无法负担的电价，要么完全放弃成本回收。

3.3. 两个实施中必须注意的差距

本文最重要的分析举措是将两个具有不同经济含义且需要不同处理的差距分开。混淆它们是实施失败的常见原因。

当可负担性使终端消费者电价低于服务成本，从而导致实际现金收入低于收入要求时，就会出现生存差距：

(2)

实际收入 REV 取决于电价水平、计费电量、损耗和收费绩效。生存差距是一个反复出现的收入充足性问题。如果电价长时间低于服务成本，且没有一个可信的补偿机制，那么受监管的业务结构上就会亏损，私人参与变得不太可能，甚至优惠贷款者也会犹豫不决。因此，正确的工具是一个明确的、可预测的和可执行的补偿机制：预算转移、准入基金、行业征费、可审计的交叉补贴，或者通过专门机构的隔离资金流。重要的是不是法律形式，而是可预测性：一个由随意的、滞后的转移资金支持的生存差距会增加风险，提高加权平均资本成本（WACC），最终增加消费者和纳税人共同承担的成本。

即使活动长期可行，资金需求差距也会出现，因为电气化需要大量的前期投资，而受监管的成本回收是逐步发生的：

(3)

总现金支出分解为：

(4)

包括运营成本、资本支出、营运资本变化、税收、债务服务和股息。核心驱动因素是成本回收的跨期结构：收入要求通过折旧和允许的回报率在资产的经济寿命期内摊销投资，因此它不会在发生的当年偿还前期现金支出。由此产生的时机差异本身并不是监管失败的证据——它反映的是时机问题，而不是破产。因此，正确的工具也不同：资本结构、期限、宽限期、塑造的摊销配置文件，以及与监管回收期限相一致的流动性和营运资本设施。

区分两者的实际力量在于混淆两者的失败模式。用债务融资来解决生存差距——将结构性收入短缺当作流动性桥梁来处理——会将债务服务负担加在一个无法承担它的企业上，导致它走向破产。相反，用补助金融资来解决资金需求差距——将时机错配当作永久性短缺来处理——过度补贴了项目，浪费了稀缺的优惠资源，并排挤了愿意资助可行现金流轨迹的私人资本。这两个差距应该在项目整个生命周期内分别跟踪和报告，针对不同的工具。该框架的许多诊断价值在于将它们分开（Díaz-Pastor等人，2026a，2026b）。

3.4. 对于离网电气化的公用事业式义务

同样的原则适用于离网系统：应将其作为持续的服务义务进行规范，而不是作为一次性设备部署来对待。目标是使分散式供应在义务上“像公用事业一样”，而不一定在所有权、技术或机构形式上。这意味着供应商负责服务的连续性、维护、更换、客户支持以及遵守定义的质量标准，同时薪酬结构应能确保这些义务能够随时间得到融资。

微电网和独立太阳能家庭系统必须分别对待。微电网是一个本地电力系统，拥有发电、储能和配电资产，服务于多个客户。太阳能家庭系统是安装在客户场所的个体供应资产。技术不同，提供的服务水平也不同，但监管问题是一样的：谁有义务并且有经济能力长期保持服务运行。

对于微电网，适当的工具是一个受管制的地方特许权（或等同的公私合作伙伴关系，PPP）。特许权应定义服务区域、连接义务、最低服务标准、质量和可靠性要求、报告职责、消费者保护规则以及电网到达的处理。特许经营者的薪酬应基于满足这些义务的高效成本。客户将支付适用的受管制电价，或者为这一类服务定义的其他受管制的可承受电价。如果该电价低于供应的高效成本，则差额必须通过明确的可行性缺口补贴来支付。

这与基于前期资本补贴的主要项目融资模式不同。资本补助可以减少需要回收的投资，从而降低所需的年度薪酬。但它本身并不资助微电网的持续义务：维护、电池更换、发电扩展、网络加固、新连接和服务质量合规。这些成本之所以产生，是因为系统成功了：需求增长，客户增加电器，更多家庭寻求连接。一个只资助建设而不资助更新的框架最终会导致三种结果之一：电价上涨超出可承受范围、服务质量下降，或者运营商退出。

因此，薪酬机制应该定义为两个层次。首先，客户电价应作为政策和监管决策来设定。如果目标是与电网连接的客户平等，那么这种平等应该明确表述为可负担性和非歧视选择，而不是作为微电网成本与主电网成本相同的证据。其次，运营商的允许收入应根据提供所需服务的高效成本单独确定。电价收入与批准的允许收入之间的差额是受监管的补贴。

竞争性招标可以用来规范这种补贴，但招标对象必须正确定义。开发商应该为一组明确的微电网义务投标：确定的地点或社区、连接目标、服务标准、扩展要求以及初始监管期。投标应揭示在这些义务下提供指定服务所需的最低补贴或最低允许报酬。在初始期之后，应遵循预先定义的监管规则进行调整：指数化、传递、绩效罚款、效率审查以及在需要时的定期重置。资本成本应与特许权的实际风险分配一致，包括需求风险、补贴支付风险、电网到达风险和残值处理。不应独立于特许权实际能够融资的资本结构来假设资本成本。

电网到达和合同结束规则必须在一开始就固定。如果主电网到达微电网区域，合同应明确指定资产是整合到电网中，转移到公用事业，作为分配特许权运营，还是得到补偿。补偿应基于未回收的受监管价值的定义度量，而不是事后协商。同样，在特许权结束时，资产应根据预先知道的规则进行转移、买断、重新招标或在续签的特许权下保留。这些规定对于银行性至关重要，因为它们决定了残值风险。

太阳能家庭系统需要不同的处理方式。技术解决方案本身就是太阳能家庭系统（SHS），而预付费（pay-as-you-go，通常通过移动货币分期支付）可以作为计量服务、收取付款和远程管理断电或重新连接的技术。但不应将预付费与商业模式混淆。在许多现有的方案中，预付费被用来为销售或分期付款购买一套设备提供资金：家庭分期付款，最终拥有资产。这可能有助于克服前期支付能力的障碍，但并不会创建永久的服务义务。一旦保修期、还款期或有限服务合同结束，家庭仍需负责电池更换、修理和未来的升级。

这里提出的模型是不同的：能源即服务。供应商负责随时间保持系统运行，而客户为一定水平的电力服务支付规定的费用。公共服务部门应定义服务等级、可用性标准、维护响应时间、更换义务、客户服务要求、数据报告职责、消费者保护规则以及允许断电或暂停程序。预付费仍然可以用来收取服务费或管理欠款，但它仍然是服务模式中的辅助技术，而不是模式本身。

这种区别在财务上很重要。在太阳能家庭系统资产销售模式中，供应商的主要风险是销售量、营运资本、客户信用和付款收集。在能源即服务模式中，供应商必须随时间融资和维护一系列资产。因此，其银行能力取决于规定的服务费、补贴支付、合同期限、付款安全、绩效规则和终止补偿。补贴不应被视为一次性的产品可负担性补助。它应该是使定义的服务义务在规定的客户费用下可行所需的支付。

光伏系统（SHS）也可以采用特许经营模式，该模式将在特定地理区域、客户群体或服务等级上授予服务义务。特许经营商将被要求安装、维护、修理和更换规定容量的系统，提供本地客户支持，达到性能标准，并报告服务数据。客户将支付一个设定在可承受水平的受监管服务费。该费用与提供服务的高效成本之间的差额将通过明确的补贴来满足。与微电网一样，招标可以揭示初始补贴需求或允许的报酬，并且监管机构随后可以根据预先定义的调整和绩效规则管理服务义务。

现有的微电网运营商、太阳能套装供应商和分期付款提供商应通过过渡制度来处理。他们应该被绘制、审计和分类，以确定他们是否可以迁移到受监管的服务义务框架中，是否需要整改，或者应该被收购或逐步淘汰。现有的客户权利、资产估值、服务标准和 tariff 处理应该明确解决。否则，新制度将在接受受监管的可承受服务的客户和留在遗留安排下的客户之间造成不平等待遇。

在这种方法下，分散式供应不是一个剩余的项目类别。微电网成为受监管的本地服务特许经营。太阳能家庭系统成为旨在支持永久普遍接入的能源即服务义务。在这两种情况下，监管纪律是相同的：一个定义的服务标准，一个可承受的客户收费，一个明确的补贴来填补差距，一个可信的支付安全，以及一个融资义务随时间维护和更换资产。目标不是安装设备。而是确保电力服务的持续。

3.5. Finance-Co 作为金融中介机构

该架构的最后一个组成部分是财务。一个综合计划需要一个单一、强大的焦点，将分散的公众支持、优惠资源、基于关税的盈余和商业资本转化为一个多技术项目的可预测融资结构。本文将这个焦点命名为Finance-Co，并强调它最好被理解为一个机构角色，而不是特定的法律实体。Finance-Co是一个政府相关的金融中介机构，致力于分配部门和普遍接入；它不运营资产或采购工程。它执行四个定义性角色。它将流入——政府股权和担保、捐赠者赠款、优惠贷款、商业债务以及从电网运营商上游流动的运营盈余——汇集到一个单一平台。它将这些流动资金隔离在专用账户中，使它们免受一般预算和现有公用事业资产负债表的影响。它提供支付安全，通过标准化规则、托管账户或储备账户以及支付瀑布，硬化补贴和交叉补贴转账的结算，以便运营商及其贷款人可以依赖于为验证的服务获得支付。并且它使交叉补贴明确化和可审计，将受监管的电价收入从高消费和高收入群体中引导到资金池，并透明地重新分配以资助离网支持和高成本连接。

图1展示了Finance-Co协调的经济流动：政府和发展伙伴将股权、担保、赠款和优惠贷款注入该载体；该载体通过现有运营商或特许经营商资助新资产的投资，提供补贴以弥补微电网和独立供应商的可行性缺口，并接收受监管的电价收入和电网运营商的盈余，通过专用渠道在客户类别之间进行交叉补贴。

图1 在一个综合融资方法中Finance-Co用于电网和非电网分配

图1 在一个综合融资方法中Finance-Co用于电网和非电网分配。基于综合融资框架的原始详细阐述（Díaz-Pastor等人，2026a，2026b；Díaz-Pastor和Pérez-Arriaga，2025）。

图2展示了两个差距在典型展开过程中的分离：总现金支出在前期投资集中时达到高峰，随着资产基础的积累，服务成本上升并保持高位，而实际收入滞后，因为新客户消费量少且电价受到负担能力的限制——因此，服务成本曲线与收入曲线之间的差距是生存差距，而总支出与服务成本之间的差距是融资需求。Finance-Co强制进行的合并是允许通过正确的工具为这两个差距提供资金，而不会将两者混淆。

图2 在典型展开过程中，实施所受的两个差距的约束

图2 在典型展开过程中，实施所受的两个差距的约束：融资需求（TOTEX − CoS）和生存差距（CoS − REV）。基于（Díaz-Pastor等人，2026a，2026b；Díaz-Pastor和Pérez-Arriaga，2025）的综合融资框架的原始阐述。

国际先例支持这种融资角色在非常不同的法律形式中的可行性：孟加拉国的IDCOL、坦桑尼亚的农村能源基金和西班牙的电力赤字摊销基金都集中了财务管理，以稳定资金流并吸引资本（Cabraal等人，2021；Danielsson和Zhou，2011；IEA，2021）。没有一种制度是适合所有情况的。它们支持一个健全的机构设计主张：当任务、治理和问责制明确时，集中财务管理可以减少补贴流的自由裁量权和波动性，提高银行的可行性并降低资本的有效成本。接下来的应用展示了同样的融资角色采取三种不同的机构形式——乌干达的升级信贷工具、赞比亚的财政部锚定的结算结构，以及在马达加斯加，通过各个地区而不是通过单一的国家工具进行同样的综合财务分析——同时执行相同的四个角色。

4. 乌干达：一个完整的参考案例

乌干达提供了定义完整建议架构的最清晰背景，作为一个机构过渡引发了“接下来是什么”的问题。本节从头到尾应用了框架，借鉴了（Díaz-Pastor和Pérez-Arriaga，2025）的计算模型和结果，以及与欧盟合作开发的原始项目（Pérez-Arriaga等人，2022）。

4.1. 机构起点：在Umeme特许经营之后

4.1. The institutional starting point: After the Umeme concession

乌干达的配电部门在一代人的时间里经历了一次完整的改革周期。该垂直整合的公用事业在1999年被拆分，到了2005年，为期二十年的配电特许经营权授予了Umeme有限公司。在该特许经营权的存续期间，成果显著：技术和商业损失从近38%降至16.2%，客户基础增长了大约九倍，收缴效率接近99%（Twesigye, 2023; Umeme Limited, 2025）。然而，消费者继续质疑电价水平，特许经营的融资结构被视为中介成本的来源。当特许经营权于2025年3月31日到期时，未收回的受管制资产基础的收购使财政和监管的利害关系明朗化：Umeme声称需要2.34亿美元，审计长只批准了1.18亿美元，政府为支付承认的部分获得了1.9亿美元的设施，并触发了伦敦仲裁来解决余额（Elias Biryabarema, 2025; Njuguna, 2025）。这一事件是未捆绑制度旨在减轻的僵局问题和或有负债的教科书式例证，它设定了设计问题的条件：如何在恢复透明的成本回收和为更大规模的推广提供可信融资的同时，保持私营运营的效率收益。

4.2. 两个实体：服务公司（Service-Co）和财务公司（Finance-Co）

提议的特许经营后架构是围绕两个相互连接的实体构建的，这两个实体实现了第3节的功能。Service-Co是一家受监管的、私营运营的配电服务公司，通过竞争性选拔并由监管机构授予二十年的特许经营权，以运营国家所有的公共配电网络。它承担普遍服务义务，负责运营、维护、计量、收费、收款、网络密集化以及下游的工程采购建设，并提交投资和运营提案以获得监管批准和成本回收。关键的是，所有的资本支出都由融资工具提供资金，并保留在公共资产负债表上，因此Service-Co自身的收入需求覆盖运营支出，而其运营盈余则向上流动。第二个实体Finance-Co执行资金汇集和结算功能：它汇集政府股权和担保、捐赠者赠款、优惠贷款以及从Service-Co转移过来的以收费为支撑的盈余，并根据透明的规则将这些资源分配给电网和离网投资。在乌干达，这个功能可以通过升级现有的乌干达能源信贷资本化公司（UECCC）而不是创建一个新机构来实现——这是一种行政简化，限制了实施机构的数量（Díaz-Pastor和Pérez-Arriaga，2025）。

4.3. 最低成本路径

定量基线是乌干达的国家电气化战略，该战略需要大约47亿美元的投资，通过电网扩展、微电网和独立系统提供约1040万个新连接（MEMD和世界银行，2022）。技术组合说明了综合规划的重要性。在目前未通电的人口中，最经济的分配方式是大约53%通过一级独立太阳能系统供电——主要由于它们的偏远和分散分布——大约45%通过电网扩展和密集化，只有大约2%通过微电网。由于各种模式的单位成本差异很大，投资份额与连接份额明显不同：电网扩展吸收了大约83%的投资，独立系统大约9%，微电网大约8%。一个将连接份额视为投资份额的计划——或者假设三种模式的单一资本成本——将会错误地分配资本和技术。

4.4. 悬崖：2030年与2040年

该框架最重要的发现涉及推广速度。到2030年实现普遍接入将推广集中在几年内，并产生一个投资悬崖：2026年至2030年的平均年度分配资本支出达到8.098亿美元，这一水平超过了乌干达执行和吸收投资的历史能力。将视野扩展到2040年，保持所有监管、关税和工业化政策不变，将相同的总投资分配在一个更长的时间内，并平滑了那个悬崖。效果是巨大的，并且是同步的，如表1所示。2026年至2030年的平均年度分配资本支出从8.098亿美元下降了三分之二，降至2.699亿美元。电网承诺从34亿美元下降到11亿美元，离网从7亿美元下降到2亿美元。Finance-Co必须动员的资金从大约30亿美元下降到大约7亿美元，所需赠款从6亿美元下降到2亿美元，优惠债务从20亿美元下降到3.7亿美元。具有讽刺意味的是，更小的项目在早期带来了更强的回报：随着股本贡献的提前投入，而关税转移迅速扩大，Finance-Co的股本内部收益率上升，债务服务覆盖率增强，离网开发商的早期股本回报率在2031年接近30%，即使每连接的补贴下降。减轻融资需求并没有削弱投资案例；它改善了它。

表1 乌干达：2030年基准情况与2040年目标的关键比较结果。

指标	基准情况（2030年100%）	2040年目标	Δ
2026-2030年平均年度分配资本支出	8.098亿美元	2.699亿美元	-66.7%
2026-2030年电网资本支出	34亿美元	11亿美元	-66.7%
2026-2030年离网资本支出	7亿美元	2亿美元	-66.7%
2026-2030年Finance-Co资金需求	30亿美元	7亿美元	-77.7%
2026-2030年所需赠款	6亿美元	2亿美元	-66.7%
2026-2030年优惠债务	20亿美元	3.7亿美元	-81.5%
2031年Finance-Co股本内部收益率（IRR）	17.7%	65.6%	↑
2031年离网股本内部收益率（IRR）	20.7%	29.5%	↑

来源：（Díaz-Pastor和Pérez-Arriaga，2025），他们的表4。相同的总投资在更长的时间范围内重新分配。

4.5. 向自给自足的收敛

融资结构是具有催化作用而非永久性的。在早期年份，政府股权作为首笔损失部分，能够解锁赠款融资，此后随着受管制的电价收入开始提供偿债能力，便动员了优惠债务；从2030年开始，系统越来越依赖内部现金流。电网运营商的发展轨迹说明了这种趋同。Umeme的受管制电价收入，以及从2025年开始的Service-Co，从2026年的5.909亿美元增长到2030年的17.3亿美元，到2040年达到68亿美元，而Service-Co转移到Finance-Co的盈余从2026年的5450万美元增长到2030年的5.027亿美元，到2040年达到35.7亿美元。到2040年，受管制的电价足以覆盖配电环节——无论是电网还是离网——的全部收入需求，优惠债务也已经完全摊销。从那时起，该系统不需要进一步的外部支持：按照框架的术语来说，它已经变得自给自足。

4.6. 经验教训

三个经验教训超越了乌干达的范畴。首先，财务可行性并不等同于实施可信度。在模型中，2030年和2040年的目标都可以实现财务可行性，但2030年的目标需要异常大量的优惠融资、采购能力和机构执行。因此，一个可信的普及目标必须与最低成本计划以及国家吸收资金、签约工程、监督交付和按时结算补贴的能力相匹配。在这个意义上，将雄心与国内吸收能力对齐比假设极端短期增加的赠款更为可信。

其次，将融资和补贴流动集中在一个工具内可以提高银行的可行性，但只有当该工具是基于规则的时候。它的价值不在于它机械地产生私人回报。它降低了交易成本，聚合了需求，标准化了合同条件，降低了感知的支付风险，并为运营商提供了一个可预测的结算对手方。这对于微型电网和独立服务提供商来说尤其重要，其经济依赖于持续服务、维护和资产更换的经常性支付的可信度，而不仅仅是依赖于一次性资本支出支持。在这种条件下，私人资本可以被吸引进来，因为服务义务变得可融资，而不是因为底层的农村需求本身就足够。

第三，激励一致性是核心。只有在满足服务义务时才能获得股权回报。当违反契约时，应暂停对盈余的访问。绩效失败应触发预定义的处罚，而不是临时重新谈判。因此，集中化的目的是不是为了消除监管，而是为了使监管更加可信：减少项目对项目的例外情况，更清晰的支付规则，以及在绩效、薪酬和风险分配之间更透明的联系。高效的运营商可以赚取稳定的回报；效率低下的运营商面临可预测的后果。这是乌干达案例的核心监管教训，它与基于激励的监管和可信承诺的更广泛逻辑一致（Joskow, 2024）。乌干达案例说明了当约束条件是协调和财务可信度时的架构；下一个案例展示了当约束条件不同时，框架如何变化。

5. 赞比亚：重新校准的相同架构

赞比亚将相同的逻辑应用于不同的起点，这种对比之所以富有启发性，正是因为许多因素保持不变。乌干达的设计问题是由即将到期的特许权定义的，而在赞比亚，它是由新发行的最低成本计划、一个陷入困境的国家公用事业和薄弱的国内收入基础定义的。本节基于农村电气化总体规划（REMP）以及非洲监管学校与可持续能源forall合作开发的相关监管和财务分析。

5.1. 以REMP为起点——缺失的一层

2026年4月，政府推出了2025-2030年的更新版农村电气化总体规划（REMP）（MoE和REA，2026年）。这是一个正确的技术经济起点：最低成本配置，需要大约15.2亿美元的投资，到2030年提供大约250万个连接或系统——739,560个电网连接（6.218亿美元），328,304个微电网连接（6.101亿美元），以及1,440,007个独立太阳能系统（2.880亿美元）。然而，它不应被误认为是一个完整的可实施计划。缺失的一层正是框架所提供的：REMP必须从最低成本的模式分配转变为一套长期的公共服务义务，这些义务可以在资产的使用寿命及其之后进行招标、监管、融资和监控。核心挑战不在于一次性连接家庭，而在于保证永久性服务——维护、更换、容量扩展、客户服务和负担能力——以确保连接不会成为搁浅资产。投资数字确定了初始交付计划的规模；它尚未解决服务成本、补贴、流动性或支付安全架构的问题。

5.2. 交付分割

该架构通过四个载体实施，选择这些载体是为了直接解决ZESCO紧张的资产负债表这一约束。新的电网扩展由国家公用事业ZESCO交付60%，私人公司PrivateCo，一个私人电网特许经营商，交付40%；微电网和独立系统完全位于一个离网特殊目的公司（SPV）内；而资金汇集和结算功能由财政部支持的Finance-Co执行。这种分割的逻辑直接源于这一约束。因为ZESCO紧张的资产负债表使其实际上无法筹集商业资本，因此分配给它的那部分必须几乎完全由赠款而非债务或股权资助——这就是为什么ZESCO的份额中有90%是赠款。引入PrivateCo是为了提供ZESCO无法提供的资本：一个承诺以受监管的回报率投入真实资本的私人电网特许经营商，这就是为什么它的扩展只有20%被授予，以及为什么它的回报率是更高的私人资本成本。其融资结构将在下文进一步阐述。

设计的两个特点解释了结果。每个运营商的薪酬反映的资本成本因车辆而异：ZESCO的综合利率约为5%，而私人和离网运营商的薪酬约为9%，这是与利益相关者达成的回报。投资的90%由补助金预先覆盖，ZESCO的覆盖率为90%，PrivateCo为20%，离网技术为50%。这些因素共同解释了为什么ZESCO的农村区块以最小的生命周期可行性缺口结束（3.41亿美元）——因为其90%的推广获得了补助，很少有资本进入其费率基础——而PrivateCo，它承担了真正的资本风险，其生命周期缺口（9.57亿美元）实质上是该资本多年回报的体现：相同的服务，相同的费率，以不同的支付方式回收。该安排以赞比亚自己的法规为依据：2023年第18号《公私合作伙伴关系法》及其2024年规定提供了合同基础，而2024年第52号法定文书则管理着较小的分布式系统（赞比亚共和国政府，2024年，2023a）。

5.3. 作为交叉补贴和退出机制的3%征费

财务核心是一个国内交叉补贴，同时也作为退出策略。对电费账单征收的3%农村电气化征费将现有消费者——主要是随着工业化经济增长的矿业和城市客户——的贡献转入Finance-Co，用于资助农村项目的持续可行性缺口（赞比亚共和国政府，2023b）。

征费的重要性在于它随着更广泛的行业增长，而不受农村推广的影响，因此项目的退出融资是电力行业的自身增长。Finance-Co应用其资金来源的顺序本身就是负担分担政策，并且是固定的：首先应用征费，因此消费者在其他人之前贡献；然后捐赠者补助金覆盖剩余缺口的50%，与国内努力相匹配，而不是承担整个项目；来自发展金融机构的优惠贷款覆盖Finance-Co自身现金流允许的范围——意味着贷款规模使得每年的现金流至少是当年应偿还的1.25倍（利息加本金），有25%的安全边际——谨慎限制在3.37亿美元，相对于12.7亿美元的融资需求；政府股权覆盖剩余部分，是最后的顺序，而不是第一。

该架构有三个主要成果。向捐赠者提出的请求约为1,096亿美元——在15.2亿美元的投资中，资本赠款为8.51亿美元，另外2.45亿美元用于弥补早期农村运营的短缺。捐赠支持将在REMP的最后部署年达到3.83亿美元的峰值，并从2037年开始，即关税收入达到系统服务的全部成本的那一年，降至大约零，因为征费足以资助剩余的缺口。而且，每捐赠的一美元都会带来大约一美元的私人和商业资本——总计约1,066亿美元，大约是一比一的杠杆率。

5.4. ZESCO的遗留财务负担：在REMP计划之外

赞比亚增加了一个乌干达没有呈现的复杂情况：ZESCO在农村电气化战略开始之前，就已经承担了巨大的财务负担。这个负担并没有被忽视。它在ZESCO预计的财务报表中被明确建模，并影响了该公用事业的现金流、杠杆率、流动性和偿债能力。但是它与农村接入计划分开，因为它并不对应于新的电气化投资，也不代表为了让农村服务负担得起而需要的补贴。

这个区别至关重要。ZESCO未付给电力供应商的发票估计约为22.45亿美元，对应于已经供应的电力。其在2025年估计的现有债务总额约为35.24亿美元，也与新的农村部署无关。这两项都不代表连接新客户的资本支出（CAPEX）。这两项都不是由于收取低于服务效率成本的可负担农村电价而产生的可行性缺口的一部分。这些是遗留的行业义务，必须通过一个单独的重组路径来支付。

因此，该模型将未付供应商发票视为一项再融资操作。短期支付义务被转换为长期的优惠贷款设施。供应商得到支付，ZESCO逐渐偿还新的设施。提款、利息支付和本金偿还都包含在ZESCO预计的账户中，作为公用事业承担的真实财务义务。现有的债务总额也保留在ZESCO的资产负债表轨迹和偿债概况中。因此，这些金额在模型中仍然可见，并影响ZESCO的财务复苏。

同时，这些继承的义务被排除在农村接入总和之外。补助金、可行性缺口补贴和Finance-Co资源不用于结算过去的供应商发票或重新融资ZESCO现有的债务。它们用于资助接入计划：新的投资、负担得起的服务以及为弥补客户支付与高效服务成本之间差距所需的受管制补贴。这种分离防止了接入计划承担在其开始之前就已经存在的义务。

这种区别也解释了为什么REMP对ZESCO的财务报表的增量影响有限。原因不是农村计划没有成本。而是因为ZESCO预计的账户已经受到继承负担的主导：供应商支付的再融资、既有的债务以及相关的偿还义务。在这种背景下，REMP对ZESCO的额外影响相对较小，特别是在该计划被设计为通过Finance-Co而不是直接加载到ZESCO的资产负债表上，来引导农村投资和可行性缺口支付的情况下。

因此，会计纪律对于结果的解释至关重要。将ZESCO的继承财务负担与农村电气化计划结合起来，会夸大普遍接入的表面成本，并使捐助者看起来应对过去的部门赤字负责。将其排除在农村计划总和之外并不意味着将其排除在财务分析之外。正确的处理方法是在ZESCO的账户中模拟它，将其作为单独的实施风险报告，并将其排除在农村接入计划的投资、补贴、捐助者请求和Finance-Co总和之外。

5.5. 关于时机的同样权衡，坦率地陈述

赞比亚面临着同样的时机问题，透明地报告它是方法论的一部分。与2030年相比，2040年的目标使每个财政高峰都变得平缓：最大的捐助者赠款年从3.83亿美元降至2.24亿美元，最大的投资年从4.42亿美元降至2.11亿美元，总主权股本几乎减半，约为6.75亿美元，因为融资组合从赠款和股本转向征费和优惠债务。但这种财政平滑并非没有代价。它同时改变了三件事：何时提供接入，私人特许权是否仍然具有银行可行性，以及在2050年的时间范围内哪些替代成本是可见的。

首先，2040年的目标并没有减少对服务的需求；它只是延迟了家庭和社区获得服务的时间。在2050年的模型预测期内，较慢的推广速度使得大约有230万人未能像2030年那样获得服务，即1460万人而不是1690万人。因此，财政平滑是以可衡量的接入成本为代价的。

其次，延迟改变了私人电网特许经营的可行性和财务结构。PrivateCo仍然需要为网络扩展提供资金，但收入基础在十六年内而不是五年内建立起来。这种较弱的现金流增长减少了在覆盖测试下可以支持的债务，这不到快速推广时假设的借款的一半。然后用发起人股本填补资金缺口。这增加了发起人的资本风险，同时将回收期推迟到未来。按照目前的条款，PrivateCo的股本内部收益率从11.7%下降到9.7%，低于12%的要求。相关的结论不仅仅是特许经营需要更高的电价或补贴。相反，较慢的推广速度改变了可融资的资本结构本身：债务规模限制允许的杠杆作用明显减少，增加了股本份额，因此意味着不同的加权平均资本成本。因此，应该用实际上在较慢现金流预测下可获得的资本结构来评估2040年的情景，以及相应的加权平均资本成本，而不是应用用于快速2030年推广的相同融资假设。

第三，较低的投资总额在一定程度上是对比期限的产物。在2030年的情况下，早期推广的队伍在2050年之前就达到了维护和更换的里程碑。在2040年的情况下，许多相同的成本在2050年之后才发生，因此没有出现在报告的总生命周期成本中。因此，表面上的节省主要是将义务推迟到观察窗口之外，而不是电气化经济成本的结构性减少。应该将2040年的情景解读为一种财政平滑策略，延迟了接入并削弱了私营部门的可行性，而不是同一计划的更便宜版本。

赞比亚案例提供了一个主要的方法论教训，这是一个任何应用的基本规则：不要混淆层次。有五个数字反复出现，绝不能混淆（见表2）——REMP投资的15.2亿美元；包括维护和更换在内的整个项目生命周期的资本支出约为33.1亿美元；捐赠请求约为11亿美元；净行业可持续性缺口的支出约为47.7亿美元，主要由二十五年的征费资助；Finance-Co的整个生命周期的资金来源和使用约为61.6亿美元。每一个都衡量不同的事物，由不同的方资助，跨越不同的时间范围。如果将其中任何一个当作捐赠请求来引用，都会扭曲随后的每一个决策。

表2 赞比亚：五个不可混淆的层次。

层次	十亿美元	它衡量什么——谁资助它
REMP投资	1.52	部署的资本支出；计划的参考数字
整个项目生命周期的资本支出	3.31	部署+维护+更换至2050年
捐赠请求	1.10	请求的赠款（0.85资本+0.25农村可持续性缺口）
净行业可持续性缺口的支出	4.77	所有可持续性缺口支持的支付，主要由征费资助
Finance-Co生命周期来源=使用	6.16	组装和分发的全部财政流动

来源：（MoE和REA，2026）和由作者开发的REMP财务模型，基础案例。每个数字衡量不同的事物，由不同的方资助，跨越不同的时间范围。

6. 马达加斯加：在国家规模上采用的框架

马达加斯加以展示架构不仅作为一个提案，而是一个分析，一个主要的发展合作伙伴——GIZ，与欧盟和法国开发署——已经采纳为它的工作方法，并正在全国范围内应用，这是三个中最困难的起点。本节借鉴了该国的电力法和恢复计划，以及正在其下准备的两个区项目。

6.1. 最困难的起点

马达加斯加是非洲拥有最低电力接入率的国家之一。大约36%的人口拥有电力——农村地区的接入率更低——大约有1900万人仍然没有电力，绝大多数在农村地区（GIZ, 2025a）。国家公用事业公司JIRAMA在城市地区对输电和配电拥有垄断地位，而发电可能委托给私人参与者；它财务状况困难，技术和商业损失从大约35%降低到25%，但仍然很高，到2022年底，对电力供应商的欠款约为MGA 2.4-2.6万亿，2019-2024年期间政府转移支付平均约为GDP的1.2%。一个由国际货币基金组织和世界银行支持的JIRAMA 2025-2028年恢复计划，旨在恢复其可行性并逐步取消这些补贴（IMF, 2025）。至关重要的是，国家主干线非常薄弱。

相互连接的输电系统只有大约400公里的高压线路服务于三个主要城市系统；孤立的中心占总消费量的大约五分之一；上游发电紧张到足以产生频繁的短缺。现有的电网实际上并没有覆盖到大部分仍需电气化的领土。然而，马达加斯加在分散式电气化方面也是世界领先：已经有超过300个分散式系统在运行——JIRAMA的孤立电网和由独立运营商运行的微型电网——如果加上纳米电网和太阳能套件，数以十万计的系统正在使用中，农村电气化依法委托给一个专门机构（GIZ, 2025c）。国家雄心在2025年1月确定，当时政府签署了与世界银行、非洲开发银行和其他合作伙伴在300倡议下的国家能源一揽子计划，目标是到2030年实现80%的电气化率，可再生能源容量翻一番，投资约70亿美元，其中一半以上预计来自私营部门（GIZ, 2025a）。

6.2. 一个综合规划框架，但尚未形成完整的融资架构

马达加斯加之所以与众不同，是因为在这里，综合方法并不是作为一个理论提案被引入的。它已经被作为一种工作方法应用于农村电气化。综合电气化框架——由麻省理工学院和康米拉斯大学为全球结束能源贫困委员会开发，现在由非洲监管学校倡导——已经在马达加斯加被改编为Cadre d’Électrification Rurale Intégrée（CERI）。在马达加斯加的形式中，CERI是一个区域性的、多种技术规划方法：它结合了电网扩展、微电网、纳米电网和独立系统，利用现有的太阳能和水力资源，形成一个单一的区域级电气化计划和财务模型，以便以可承受的成本实现普遍电气化（GIZ，2025a）。

这是一个重要的步骤。它将农村电气化从孤立的项目转移到综合的区域规划。它还为在一致的最低成本和服务质量基础上比较技术创造了基础，而不是将电网扩展、微电网和独立系统视为单独的捐助窗口。GIZ支持的马达加斯加农村电气化工作说明了这种方法的实际应用：长期计划结合了电网连接、太阳能微电网和纳米电网在定义的地方，投资和连接要求作为单一计划的一部分进行评估。欧盟的全球门户也将马达加斯加南部和西部的农村微电网确定为可再生能源支持的重点。

这种方法的运营工具是Tosika Angovo，或称TANGO，由GIZ和发展伙伴支持。它的重要性不仅在于它动员了资金，而且在于它解决了两个反复决定农村电气化计划是否成为真实投资的制约因素：可贷款性和吸收能力。更多的公共和私人资金是必要的，但这是不够的。该行业还需要准备可贷款项目、采购它们、监督交付，并将承诺的资金转化为地面运营资产的能力。这就是为什么马达加斯加是一个有用的案例：它表明综合规划是必要的，但本身并不足够。

机构和法律基础也比许多可比环境更为发达。《电力法典》，法律编号2017-020，设定了电力活动的行业框架，包括发电、输电、配电和供应的法律制度，并重建了监管机构。农村电气化发展局（ADER）仍然是农村电气化的机构，而通过法律编号2017-021对国家电力基金的改革，为农村和城郊电气化及相关支持工具创建了公共资金渠道（马达加斯加政府，2017a，2017b）。因此，在法律形式上，马达加斯加已经拥有了主要的构建块：一个行业法典、一个监管机构、一个农村电气化机构和一个专门的基金。

但正是在这里，剩余的差距变得清晰。一个规划框架和一个资本补贴基金并不等同于一个完整的融资架构。缺失的功能正是本文强调的：一个可信的机制，用于定期支付、服务连续性义务和资产寿命期间的支付安全。农村电气化资产不仅要建设。它们必须被运营、维护、扩展和替换。一个主要设计用来引导资本支持的基金可以降低前期成本，但它并不自动提供使受管制的服务义务具有可融资性的长期结算机制。

因此，马达加斯加既展示了进步也展示了不完整。CERI提供了综合的领土规划纪律。TANGO帮助将这些规划转化为交易准备和融资动员。法律框架通过监管机构、ADER和电力基金提供了机构切入点。仍然需要提供的是一层金融，将这些元素转化为持久的服务模式：明确的补贴承诺、可预测的支付规则、支付安全以及与定义的服务义务相关的报酬。教训不是马达加斯加完全没有架构。而是规划架构已经在出现，而长期融资和结算架构仍需完成。

6.3. CERI下的两个区域项目示例

该框架的现实情况在正在准备的项目中最为清晰，每个项目都是一个涵盖所有三种交付模式的单一区域计划。第一个项目位于Fandriana中心区（Amoron’i Mania地区），由运营商HIER领导，覆盖了九个公社的183个fokontany，大约有164,000人。其CERI计划覆盖了83个地方——76个连接到电网，7个通过太阳能微电网预电气化——通过大约234公里的中压和低压网络以及2.75兆瓦的水电和太阳能容量服务于17,714用户，到第30年：修复的Ankerivato径流式水电站，分阶段建设的新2兆瓦/12兆瓦时太阳能电站，以及Maromanana的5兆瓦水电站作为替代电源。三十年的成本约为1760万欧元，其中大约410万欧元——约占23%——是私人投资，1350万欧元是补贴，分两个阶段交付：首先是北部扩展和密集化，然后是南部的七个公社（GIZ，2025b）。

第二个项目，Jiro Taratra（Bongolava地区，Tsiroanomandidy区），由Africa GreenTec和CASIELEC在农村电气化机构的首次竞争性招标下领导，覆盖了十二个公社的81个fokontany，大约有170,000人。其计划覆盖了94个地方——65个通过电网，4个通过太阳能微电网，25个通过纳米电网——通过大约531公里的网络和9.14兆瓦的太阳能容量服务于63,240个客户，到第33年，最初独立的十七个微电网计划被设计为随着项目的成熟逐渐并入不断增长的电网中。成本约为5260万欧元，其中大约2330万欧元——约占44%——是私人投资，2930万欧元是补贴，分阶段在项目生命周期内交付：离网快速启动，中期建设到Ankadinondry Sakay的电网，以及长期向北扩展到Tsiroanomandidy（GIZ，2025c）。表3将两者并列。

表3 马达加斯加：两个在CERI下的区域项目。

指标	Fandriana（HIER）	Jiro Taratra（AGT + CASIELEC）
地区/区	Amoron'i Mania	Bongolava / Tsiroanomandidy
覆盖范围	183个fokontany，9个公社；约164,000人	81个fokontany，12个公社；约170,000人
地方（电网/微电网/纳米电网）	83 (76 / 0 / 7)	94 (65 / 4 / 25)
目标年份的客户	第30年的17,714人	第33年的63,240人
配电网络	约234公里	约531公里
可再生能源容量	2.75兆瓦（水电+太阳能）	9.14兆瓦（太阳能）
总投资	约1760万欧元	约5260万欧元
— 其中私人投资	约410万欧元（约23%）	约2330万欧元（约44%）
— 其中补贴	约1350万欧元	约2930万欧元

来源：（GIZ，2025c，2025b）。每个项目一个区域计划，共同规划发电和多种技术配电。

6.4. 规划时国家电网不是锚点

马达加斯加贡献了三分之一且独特的约束。乌干达案例的关键在于协调、特许权过渡以及需要使综合融资工具具有可信度。赞比亚案例增加了另一个问题，即一个公用事业带着巨大的历史财务负担加入项目，必须进行建模，但必须与接入项目分开。马达加斯加则不同。其约束是结构性的：极低的接入率、极端的地理分散、在早期商业模式下开发的分散式系统的碎片化遗留问题、一个本身并不提供可银行化的生命周期融资机制的农村电气化基金，以及一个过于稀疏无法作为普遍接入默认平台的国家电网。

最后一个特点改变了规划问题。在传输骨干薄弱且上游供应受限的地方，发电和配电不能被规划为独立的层次。相关的规划单位变成了区或次区域供应系统：一个本地配置的发电、储存、配电和客户连接的设计在一起。在这样的背景下，微电网、纳米电网、独立系统和选择性电网扩展不是相互竞争的项目类别。它们是一个领土电气化计划的组成部分。

这就是CERI方法在马达加斯加的作用。每个CERI项目都从一个定义的领土开始，共同规划其内的供应和分配。包括在可能的情况下修复的水电和在适当的情况下新增的太阳能容量在内的本地发电，与电网、微电网和纳米电网分配解决方案相结合。计划可以在国家电网到达之前，通过逐步连接最初独立的分散式系统来创建一个本地主干网。因此，整合的方向与传统的电网扩展模型不同：系统是从区级供应结构向外构建的，之后在技术上和经济上合理的地方进行互联。

这直接涉及到监管的含义。如果预期分散式系统将成为未来互联系统的一部分，投资者在投资之前需要规则。框架必须明确当主电网到达一个已经由微电网或本地网络服务的地区时会发生什么：资产是整合、转移、补偿还是在分配特许权下运营。补偿规则应基于未回收的受管制价值或其他定义的合同度量，而不是事后协商。这些规定不是次要的。它们降低了搁浅资产风险，降低了所需的回报，并使分散式投资可融资。

因此，这两个CERI项目展示了在困难条件下正在实施的架构。它们将供应和分配结合在一个区级计划中；它们在总成本中动员私人资本，两个项目包中分别占到了大约23%和44%；并且它们根据该行业能够准备、融资、采购和监督的程度来分阶段交付。问题不仅在于私人资本的存在。更重要的是，私人资本被要求在一个综合计划内为一个明确的服务包提供资金，而不是为未来处理不确定的孤立资产提供资金。

TANGO的投资组合雄心指向了规模扩大的挑战：七个CERI项目，大约16兆瓦的可再生能源容量，160,000用户和大约2.4亿欧元的投资。这仍然是一个正在建设中的项目，而不是全国交付的完全证明。但它显示了相关的机构方向。马达加斯加并不是从零开始：已经采用了综合规划方法，交易准备工作正在围绕它进行组织，而且融资问题正在以投资组合级别而不是逐个项目进行框架构建。

因此，马达加斯加从最困难的起点深化了论点。在国家电网不足以作为支撑的情况下，必须通过地区供应系统来规划普遍接入，这些系统结合了技术，定义了服务义务，保护投资者免受未来电网到来的风险，并确保了整个资产生命周期的融资。教训并不是说分散式供应只是电网到来之前的临时替代品。在马达加斯加，分散式和本地系统是电气化核心架构的一部分。剩下的任务是完成使这些系统在资产寿命期间持久、负担得起且可获得银行贷款的融资和结算层。

7. 同样的架构，不同的配方

将这三个应用并排放置揭示了框架保持不变的内容和它调整的内容——而这种区分是框架主张普遍性的主要依据。

7.1. 什么是不变的？

所有三个应用中保持不变的五个要素构成了框架的主体。首先是嵌入在许可、特许权或服务合同中的具有约束力的普遍服务义务，其中定义了服务区域、接入目标、服务标准和执行。其次是成本服务制度，其中提供者的允许收入要求——而不是最终用户的费率——以服务的高效成本为依据。客户支付可承受的受监管的费率或服务费，当采用作为明确的社会政策选择时，电网和分散式客户之间的平等使用，并且差异由明确的补贴来覆盖。第三是将生存差距与融资需求严格分离：生存差距是保持服务可承受所需的持续支持，而融资需求是构建和更新资产所需的资本结构。每个都必须根据自己的工具进行跟踪。第四是集中管理的、隔离的结算功能——无论是作为Finance-Co、加强的农村电气化基金还是其他专用工具组织——提供支付安全并使交叉补贴可审计。第五是对离网供应的类似公用事业的处理：微电网和独立系统像受监管的永久服务义务一样运营，而不是一次性项目，按照与电网相同的成本服务基础进行规划和补偿。

在这五个要素存在的情况下，最低成本计划可以转化为可融资的服务义务；任何一个要素缺失，计划仍然容易受到未资助的命令、不可承受的费率或不可融资的补贴等常见失败模式的影响。这三个案例并不表明每种制度形式都必须相同。它们表明架构是可转移的，而制度配方必须适应。

7.2. 什么是校准？

相比之下，五个设计选择被设定为每个国家的约束条件，如表4所示。公共和私人运营商之间的交付分配响应于现有运营商的能力：在乌干达，将单一的二十年特许权授予私人运营商Service-Co；在赞比亚，受限制的ZESCO与私人特许经营商之间按60/40的比例分配；在马达加斯加，由私人运营商—HIER和Africa GreenTec与CASIELEC合作，与JIRAMA和ADER协调实施的地区级CERI套餐。补贴工具响应于可用的财政和行业资源：在乌干达，是基于关税的盈余和混合资本；在赞比亚，是作为永久国内引擎的3%的征费；在马达加斯加，是由欧洲和德国的优惠支持加强的国家电力基金。补助强度—更准确地说，是资本成本中不通过未来规定性回报来回收的份额—在乌干达是混合型的，通过赞比亚的车辆是90/20/50的分割，而在马达加斯加的两个地区是高资本补助份额。所有三个案例中，时机和电气化目标年份都是经过校准的，因为必须在接入速度、财政高峰、采购能力和机构吸收能力之间进行权衡。而遗留义务的处理则由历史决定：在乌干达是买断谈判，在赞比亚是供应商欠款的单独再融资和保留现有的债务存量，在马达加斯加是并行的公用事业恢复计划。

在每个国家，架构保持不变，这些选择是根据情况来调整的。因此，这个框架不是一个固定的处方。它是一个识别约束条件、分离财务层次和选择可以使服务义务具有可银行性的机构形式的方法。

表4在三个应用中的校准矩阵：框架保持不变的是什么，它调整了什么。

设计维度	乌干达	赞比亚	马达加斯加
约束条件	即将到期的Umeme特许权；买断和连续性	处于困境的ZESCO资产负债表；薄弱的农村收入基础	最低的接入率；极端分散；分散的遗留分散式系统；薄弱的农村基金；最小的传输骨干网
交付分配	单一的20年Service-Co特许权覆盖全国网络	60% ZESCO / 40% 私人Co（电网）；离网SPV	地区CERI特许权授予私人运营商（HIER；AGT + CASIELEC），与JIRAMA和ADER合作
补贴工具	基于关税的盈余 + 混合资本	捐助者 / DFI赠款 + 3% 农村电气化征费（国内交叉补贴）	国家电力基金（FNE）+ 欧盟/德国优惠支持（TANGO）
对初始资本支出的补助强度	混合型；赠款作为首笔损失优先	90% ZESCO / 20% 私人Co / 50% 离网	高（在两个地区分别约为77%和56%）；私人份额上升
财政-公司形式	升级现有的乌干达能源信贷资本化公司（UECCC）	以财政部为锚定的结算工具	加强FNE + TANGO交易设施
电气化目标年	2030年对比2040年	2030年对比2040年	分阶段推出（第1年/第4年/第7年），根据吸收能力进行调整
处理遗留问题	Umeme RAB买断（1.18亿美元对比2.34亿美元争议）	供应商欠款（22.5亿美元）重新融资+保留现有债务（35.2亿美元）；保持独立	JIRAMA欠款（约2.4万亿马达加斯加法郎）通过国家恢复计划，保持独立
在所有三个案例中均不变：普遍服务义务+成本服务收入要求			在所有三个案例中均不变：普遍服务义务+成本服务收入要求+两个差距的分离

在所有三个案例中均不变：普遍服务义务+成本服务收入要求+两个差距的分离+离网供应的公用事业式处理+集中管理的结算（财政-公司）。
来源：作者综合乌干达、赞比亚和马达加斯加的申请。

8. 结论和政策建议

这三个申请显示了一个共同的实施失败：最低成本计划通常在成为可融资项目之前就停止了。它们识别了技术、地点和投资需求，但并不总是定义谁必须提供服务，该提供者可以回收多少收入，如何资助可负担性，或者如何确保长期支付。该框架的价值在于提供规划、监管、补贴和融资之间缺失的层次。

这也是“正义”主张变得可操作的地方。普遍接入不仅仅是通过宣布它为社会目标来实现的；当设计保护可负担性，强加服务义务，透明地资助差距，并给提供者一个可信的基础来运营、维护和更换资产时，它才变得公正。因此，下面的建议将框架转化为从电气化路线图到可投资接入计划的步骤序列。

8.1. 从最低成本计划到可信赖的项目

第一项任务是诊断限制性约束。这可能是即将到期的特许权、陷入困境的现有企业、薄弱的农村收入基础、有限的吸收能力、薄弱的传输骨干或分散的遗留系统。约束很重要，因为它决定了制度配方：架构是可转移的，但交付模型、补贴工具、节奏和风险分配必须适应国家。

第二项任务是将接入权转变为可执行的义务。许可证、特许权或服务合同应明确服务区域、连接目标、服务标准、可靠性要求、报告责任、消费者保护以及未履行义务的处罚。接入不应取决于开发者后来是否发现为家庭提供服务具有商业吸引力；它应该嵌入在授予运营权的文件中。

第三项任务是将客户支付的费用与提供商有权回收的费用分开。成本反映性应与提供商的允许收入挂钩，而不一定与最终用户费率挂钩。监管机构或合同授权机构应批准有效成本、折旧、更换、传递、指数化、加权平均资本成本（WACC）、绩效激励和真实调整的计算方法。然后可以将客户费率或服务费设定为可负担性决策。如果它低于服务的高效成本，则差额必须明确资助。

第四项任务是保持两个差距分开。可行性差距是可负担的客户支付与提供服务所需的允许收入之间的持续差异。它应通过可预测的机制资助，例如接入基金、行业征费、基于费率的流动、预算转移或其他隔离资金来源。融资需求则不同：它涉及建设、维护、扩展和更换资产所需的资本结构。它应通过赠款、股权、优惠债务、商业债务、期限、宽限期、塑形摊销和与回收期限相一致的流动性支持来解决。不应将经常性的可行性差距伪装成债务，除非有专门的还款来源，也不应使用资本赠款来隐藏结构性费率短缺。

第五项任务是确保支付安全。无论是作为Finance-Co、加强的农村电气化基金、信贷工具还是其他专用平台组织，结算功能应收集相关资金流，根据定义的义务发放补贴，提供支付安全，并使交叉补贴可审计。其目的是防止补贴支付风险成为投资者和运营商的主要风险。

第六项任务是单独处理遗留义务。现有的公用事业债务、未付供应商发票、特许权买断和回收计划可能会影响行业现金流和信用状况，因此应进行建模和报告。但它们不应与新接入成本合并。历史行业赤字与滚动投资成本或以可负担方式服务农村客户的可行性差距不同。

第七项任务是校准步伐。更快的目标会加速包容性，但会增加年度融资峰值、采购压力和执行风险。较慢的目标在财政和制度上可能更具可信度，但它会延迟接入，并可能将替换成本推至比较范围之外。因此，所选择的步伐不仅应作为融资决策报告，还应作为关于家庭多长时间没有服务的分配决策。

最后，需求增长应作为财务设计的一部分来处理。生产性使用支持、电器融资、地方企业发展、农产品加工、冷链和公共服务负载可以提高利用率并减少每单位服务的补贴需求。需求刺激不是可选的附加项；它是补贴接入计划随时间变得更加财务稳健的方式之一。

这些元素共同作用，并不消除公共支持的需要。它们使这种支持变得明确、可预测，并与长期公共和私人投资相兼容。

8.2. 结论

技术上可行的电气化计划持续未能实现实施，主要不是工程问题，也不仅仅是资本短缺。这是缺乏将计划转变为可投资义务的监管、商业模式和金融层面：一种交付模型、一个允许的收入框架、一个补贴机制、一个融资结构和一个安全的结算过程。

本文将该层面定义为可转移的架构。其核心元素包括具有约束力的普遍服务义务；一种成本服务制度，供应商通过允许的收入而非必然通过反映成本的终端用户 tariffs 来回收有效成本；将生存差距与融资需求明确分开；对分散供应的类似公用事业的义务；以及一个隔离的结算功能，确保付款并使补贴透明。

对乌干达、赞比亚和马达加斯加的应用表明，相同的架构可以在非常不同的约束下运作。乌干达强调特许权过渡和持续服务。赞比亚展示了如何在不与新接入成本混淆的情况下，模拟一个陷入困境的现有运营商和继承的财务负担。马达加斯加展示了该框架如何适用于国家电网太薄弱而无法成为主要锚点，分散的领土系统成为中心的情况。制度方案不同，但底层逻辑是相同的。

这些案例还阐明了财务可持续性的含义。普遍接入并不意味着农村客户必须支付服务的全部有效成本；那样做会违背可负担性的目标。它也不要求永久依赖捐赠资金。它要求成本的透明分配：客户支付一个可负担的受监管的费率或服务费，公共机制覆盖明确的可行性差距，而提供者回收满足定义服务义务的效率成本。补贴并不是模型的失败。没有资金支持的补贴才是。

这将论文带回到它开始时的“金发姑娘”逻辑。因此，普遍接入是通过校准实现的，而不是通过单一固定的公式：一个足够快的步伐以实现公正，但不至于压缩到无法融资的程度；一个足够大的补贴以使服务具有可银行性，但又足够节制以避免浪费；一个对客户来说可负担的费率，但嵌入在一个允许提供者维护和更换资产的收入框架中；以及一个与实际回收期相一致的资本结构。

中心论点是，可负担性、包容性和财务可持续性不必成为相互竞争的目标。当规划、监管和财务分别设计时，它们才会成为竞争目标。当它们作为一个系统设计时，农村接入不会破坏可行性；它成为可行性设计的一部分。因此，普遍电力接入不仅是发展目标或人道主义义务。如果结构得当，它是公正能源转型和可行投资命题的一个可实现组成部分。

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