增量配網業主而言，轉軌綜合能源服務，或許是一根救命稻草

　　隔墻售電有望真落地

　　對處于艱難創收階段的增量配網業主而言，轉軌綜合能源服務，或許是一根救命稻草。

　　杭州數元電力科技有限公司董事長兼CMO俞慶表示，單純的增量配電網投資目前收益很低，投資方要獲得收益，必須主動開展傳統配售電以外的增值服務。“這是現階段增量配電網‘活下去’的最重要依靠。”

　　不止增量配電業主，傳統電網和發電企業近年也加快涉足綜合能源服務。全國配售電企業俱樂部秘書長馬建勝告訴記者：“在配售電改革環境下，增量配網與綜合能源融合發展已是大勢所趨，兩者的目標客戶、業務范圍等具有非常高的重合性，電網企業的體系、數據、技術、資金等方面優勢突出。”

　　綜合能源能為增量配網帶來什么?在眾多業內人士看來，二者能產生“1+1>2”的效果。

　　中網聯合(北京)能源服務有限公司總經理朱治中表示，增量配電網是綜合能源服務的入口，綜合能源服務是增量配電網投資的效益增長點。“二者是‘土壤與作物’的關系，在增量配電網基礎上可開展售電、分布式發電、綜合能源服務、能源金融與能源數據等業務，具有廣泛的業務拓展空間。”

　　華東電力設計院智慧能源室主任吳俊宏告訴記者，增量配網與綜合能源“牽手”后，“隔墻售電”有望真正落地。“隔墻售電，即分布式能源項目通過配電網就近由消費者直接消納。理論上說，增量配網中布局綜合能源，可以將各類分布式能源充分整合，做到‘發-輸-配-售、源-網-荷-儲’有機結合，也就所謂的‘隔墻售電、多能互補’。”

　　配電價格限制二者融合

　　前景雖好，但在增量配網內開展綜合能源服務并不順利。

　　在北京先見能源咨詢有限公司總裁尹明看來，配電價格是“增量配網+綜合能源”面臨的真正考驗。“受省級公用電網輸配電價的約束，配電價格與電壓等級嚴重的‘倒三角’分布，增量配電網的配電價格多采用競爭模式確定，進一步影響了‘涉電業務’的盈利空間。”

　　假設220千伏電壓真實輸電成本為0.05元/千瓦時，10千伏配電成本為0.25元/千瓦時，輸配電價差為0.20元/千瓦時。在高電壓補貼低電壓0.08元/千瓦時的情況下，220千伏輸電費為0.13元/千瓦時，10千伏配電費為0.17元/千瓦時，所獲輸配電價差僅為0.04元/千瓦時。在實際運營過程中，低壓配電網的運維成本遠高于高壓輸電網，但因交叉補貼的存在，實際付出成本與所獲受益并不成正比。

　　俞慶表示：“某些增量配電業務開展綜合能源服務過程中，新增很多‘涉電業務’，企業沒有創收反而虧損，只能從其他地方填補，增量配網業務遇到的阻力限制了綜合能源服務進一步拓展。”

　　俞慶還指出，增量配網投資者大多是傳統能源行業的從業者，長期處于“高投資、重資產、低估值”思維，但綜合能源服務嚴格意義是一種“輕資產、重客戶、較高估值”的商業模型。“如果還以傳統思路經營綜合能源，商業價值不會提升太多。”

　　尹明也認為，增量配電服務更像能源類的“物業服務”，需要能進入用戶企業的“圍墻內”，深刻掌握其用能用電習慣和特點。“服務要充分體現‘用戶為中心’，更加重視對用戶數據和需求的深度挖掘和價值服務。”

　　政策不明致優質資源浪費

　　綜合能源能否成為增量配網新的利益增長點，實則還有短板。

　　馬建勝表示：“按照2013年國家發改委印發的《分布式發電管理暫行辦法》規定，余熱余壓余氣發電屬于分布式發電項目。同時，按照國家發改委、國家能源局2017年發布的《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦，接網電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內就近消納的發電項目，均屬于分布式發電項目。”

　　吳俊宏指出，但在增量配電相關文件中并未進一步明確允許接入綜合能源的類型和容量，很多優質資源均被拒之門外。“為避免地方對政策的誤解，導致某些綜合能源類型不允許接入當地增量配電網，相關政策亟需進一步細化。”

　　記者注意到，國家發改委、國家能源局2019年發布的《關于進一步推進增量配電業務改革的通知》明確，試點項目內不得以常規機組拉專線的方式向用戶直接供電，不得依托常規機組組建局域網、微電網。

　　“常規機組，一般指一定規模的煤電、水電，但對一些分布式項目和容量較小的余熱、余壓、余氣發電機組，并未給出明確規定。隔墻售電困難重重，大量余熱等資源被浪費，難以發揮為客戶降本增效的價值。此外，要進一步研究以‘增量配電網+綜合能源+用戶負荷’為基礎的‘源網荷儲一體化’形態如何與電力市場機制銜接。” 吳俊宏指出。

　　朱治中告訴記者，很多政策未明朗之前，只能利用現有條件積極創收。“綜合能源要想成為贏利點，首先要提高相關設備的利用率。很多園區在規劃時，投入容量遠超實際容量，運行過程中負荷不及預期，設備利用率低，投入與回報不成正比，投資重要的是‘量體裁衣’，而不是一味‘做大盤子’。”