增量配网业主而言，转轨综合能源服务，或许是一根救命稻草

　　隔墙售电有望真落地

　　对处于艰难创收阶段的增量配网业主而言，转轨综合能源服务，或许是一根救命稻草。

　　杭州数元电力科技有限公司董事长兼CMO俞庆表示，单纯的增量配电网投资目前收益很低，投资方要获得收益，必须主动开展传统配售电以外的增值服务。“这是现阶段增量配电网‘活下去’的最重要依靠。”

　　不止增量配电业主，传统电网和发电企业近年也加快涉足综合能源服务。全国配售电企业俱乐部秘书长马建胜告诉记者：“在配售电改革环境下，增量配网与综合能源融合发展已是大势所趋，两者的目标客户、业务范围等具有非常高的重合性，电网企业的体系、数据、技术、资金等方面优势突出。”

　　综合能源能为增量配网带来什么?在众多业内人士看来，二者能产生“1+1>2”的效果。

　　中网联合(北京)能源服务有限公司总经理朱治中表示，增量配电网是综合能源服务的入口，综合能源服务是增量配电网投资的效益增长点。“二者是‘土壤与作物’的关系，在增量配电网基础上可开展售电、分布式发电、综合能源服务、能源金融与能源数据等业务，具有广泛的业务拓展空间。”

　　华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏告诉记者，增量配网与综合能源“牵手”后，“隔墙售电”有望真正落地。“隔墙售电，即分布式能源项目通过配电网就近由消费者直接消纳。理论上说，增量配网中布局综合能源，可以将各类分布式能源充分整合，做到‘发-输-配-售、源-网-荷-储’有机结合，也就所谓的‘隔墙售电、多能互补’。”

　　配电价格限制二者融合

　　前景虽好，但在增量配网内开展综合能源服务并不顺利。

　　在北京先见能源咨询有限公司总裁尹明看来，配电价格是“增量配网+综合能源”面临的真正考验。“受省级公用电网输配电价的约束，配电价格与电压等级严重的‘倒三角’分布，增量配电网的配电价格多采用竞争模式确定，进一步影响了‘涉电业务’的盈利空间。”

　　假设220千伏电压真实输电成本为0.05元/千瓦时，10千伏配电成本为0.25元/千瓦时，输配电价差为0.20元/千瓦时。在高电压补贴低电压0.08元/千瓦时的情况下，220千伏输电费为0.13元/千瓦时，10千伏配电费为0.17元/千瓦时，所获输配电价差仅为0.04元/千瓦时。在实际运营过程中，低压配电网的运维成本远高于高压输电网，但因交叉补贴的存在，实际付出成本与所获受益并不成正比。

　　俞庆表示：“某些增量配电业务开展综合能源服务过程中，新增很多‘涉电业务’，企业没有创收反而亏损，只能从其他地方填补，增量配网业务遇到的阻力限制了综合能源服务进一步拓展。”

　　俞庆还指出，增量配网投资者大多是传统能源行业的从业者，长期处于“高投资、重资产、低估值”思维，但综合能源服务严格意义是一种“轻资产、重客户、较高估值”的商业模型。“如果还以传统思路经营综合能源，商业价值不会提升太多。”

　　尹明也认为，增量配电服务更像能源类的“物业服务”，需要能进入用户企业的“围墙内”，深刻掌握其用能用电习惯和特点。“服务要充分体现‘用户为中心’，更加重视对用户数据和需求的深度挖掘和价值服务。”

　　政策不明致优质资源浪费

　　综合能源能否成为增量配网新的利益增长点，实则还有短板。

　　马建胜表示：“按照2013年国家发改委印发的《分布式发电管理暂行办法》规定，余热余压余气发电属于分布式发电项目。同时，按照国家发改委、国家能源局2017年发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳的发电项目，均属于分布式发电项目。”

　　吴俊宏指出，但在增量配电相关文件中并未进一步明确允许接入综合能源的类型和容量，很多优质资源均被拒之门外。“为避免地方对政策的误解，导致某些综合能源类型不允许接入当地增量配电网，相关政策亟需进一步细化。”

　　记者注意到，国家发改委、国家能源局2019年发布的《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》明确，试点项目内不得以常规机组拉专线的方式向用户直接供电，不得依托常规机组组建局域网、微电网。

　　“常规机组，一般指一定规模的煤电、水电，但对一些分布式项目和容量较小的余热、余压、余气发电机组，并未给出明确规定。隔墙售电困难重重，大量余热等资源被浪费，难以发挥为客户降本增效的价值。此外，要进一步研究以‘增量配电网+综合能源+用户负荷’为基础的‘源网荷储一体化’形态如何与电力市场机制衔接。” 吴俊宏指出。

　　朱治中告诉记者，很多政策未明朗之前，只能利用现有条件积极创收。“综合能源要想成为赢利点，首先要提高相关设备的利用率。很多园区在规划时，投入容量远超实际容量，运行过程中负荷不及预期，设备利用率低，投入与回报不成正比，投资重要的是‘量体裁衣’，而不是一味‘做大盘子’。”