编者按：我国新一轮电改即将走完第三个年头，目前试点已呈遍地开花之势。曾在国网浙江省电力公司工作19年的俞庆高工，在电力领域有丰富的理论知识及实操经验，圈内号称“俞神”，近期发表一系列关于售电、配售电以及现代能源服务等的真知灼见，引起行业热议。能见Eknower长期关注售电领域，认为该系列文章是一年来售电圈关于电改本质和方向最有价值的思考，并对其中八篇进行了汇总和重新编排。查看完整的文章系列建议读者关注作者原创微信公众号（搜索“鱼眼看电改”）。
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对电改的三维度分析框架
电改政策千头万绪，如果都从一个个条文层面去理解，很容易陷入“见木不见林”的局面，所以我个人建立了一个整体的认知框架，这个认知框架我个人把它归结为三个维度，宏观维度是利益格局再调整，中观维度是市场价格再发现，微观维度是产业格局再构建。
宏观维度的利益格局再构建
本轮电改的宏观维度，其深刻的意义在于利益格局再调整，是指本轮电改的核心就是从“放开两头、管住中间”的角度入手，对原有的电网“多发独买独售”的利益格局进行调整，实现“网售分离”，原有的利益格局中，电网处于核心位置，从发电侧上网点开始，电网公司对于电能是独家垄断的，购销差价的利润全部留在电网公司，电网公司负责输配网的建设，并承担所有供电服务义务。
按照电改文件的设计要求，原有的利益格局将发生重大的改变，新的市场机制带来的是新的利益格局，其他的市场主体，如发电企业、政府、售电公司乃至各类能源服务公司将在市场激活的过程中分享改革红利。
中观维度的市场价格再发现
接下来谈第二个方面，中观层面的市场价格再发现，市场化的核心要素就是围绕供需关系形成的价格发现，之前的电价主要是由政府制定并进行管制的，价格无法构成信号对供需关系造成调整，可以说造成了相当多的问题，比如市场煤和计划电的矛盾、电网投资不对利润负责的问题、发电/用电之间的矛盾等等；
而这些问题，都有希望在本轮电改中，通过回归电力的商品属性来解决，具体的思路主要包括：
放开市场，通过建立电力市场，形成发售用双边或者多边直接交易的局面，使得供给侧和需求侧通过市场价格直接联动起来，而且通过价格信号反应供需变化；
明确了垄断环节边界，并在此基础上对电网实际成本进行梳理，按照电压等级、客户对象、供电范围、业务内容等不同维度，使得输配电成本逼近真实成本；逐步厘清各类价格的交叉补贴；通过成本核定，对电网公司某些较为盲目的固定资产投资进行抑制，并对投资成本进行严格控制。
非常重要的一点，价格信号也代表着对先进者的奖励，比如在供给侧，效率高排放低的机组可以有更大的成本优势，获得更多发电小时数，这就促使发电商投入对落后机组的技术改造，从而带动相关产业的发展；在售电环节，由于价格波动幅度增加，变化频率加快，使得售电商仅仅依靠粗放的负荷估算无法优化其交易行为，必须通过ICT技术提升负荷管理和负荷预测水平，同时，对利润的追求也会迫使售电商降低运营成本，采用更多信息化的管理手段；在需求侧，电价和需求响应价格的充分市场化，会催生出用户和售电商积极参与需求侧管理，带动负荷控制、微网、分布式能源、储能等一大批能源互联网技术的发展，并带动第三方需求侧服务企业的发展。
微观层面的产业格局再构建
微观层面包括售电在内的电力产业链重构，由于宏观层面的利益格局被逐渐打破，中观层面的市场和价格机制重新发现与定义，使得市场配置电力资源的作用逐渐体现出来，原来围绕电网而构建的电力产业链，将会逐渐被市场重构，某些参与者被淘汰，某些新的参与者出现，某些环节被改写。至少在市场化初期，我们可以预期以下这几个可能的变化：
市场化初期，大一统格局被打破后，地方政府、五大四小发电集团的竞合关系耐人寻味，很有可能出现局部的发配售一体化和配售一体化的公司，增量配网作为售电业务的第一块敲门砖，被各路豪强所关注争抢，而有配网资产的园区主体，又会与拥有电源资产的发电集团相互补充形成合作，而为了应对电网大垄断，在市场化的条件和严格的监管下，局部的配售一体化或者发配售一体化，只要不侵害用户的选择权，给用户带来实际的市场化利益，可能也会被监管部门所允许；
用户的声音会逐渐响亮起来，原先被电网捏着脖子不敢出声的各类用户，在市场格局逐渐打开以后，其声音将会得到更多的关注，因为在电能过剩的当下，只要市场机制设置合理，能应对发电商的价格同盟，买方力量还是不可小觑的，这时的用户，可能会提出更多的需求，不仅仅要求买便宜的电，更要得到售电公司多种多样的服务，于是围绕着的这些个性化的需求所产生等一系列的服务都会挂接到售电产业中，得到较大的发展机会，也使得售电商在客户需求的驱动下，积极的向能源综合服务方转型，并带动更大范围的上下游产业链联动，财富的溢出效应更加明显。
原有的电力产业链各个环节都积极寻找售电业务的突破，原有的利益格局被打破，增量配网投资市场化，电网成本受到严格监管的结果就是原来电网的钱不好挣了，而新的各类客户，包括售电商、能源运营商、电力用户在市场化的条件下，其需求又千变万化，不再是以前电网制定产品标准，大家血拼价格和客户关系的竞争模式，于是电力供应链企业将会面临一轮痛苦的转型和洗牌，而新的业务方向，虽然可以吹得天花乱坠，包装各种时髦概念，但是公司的中长期价值终归要看业绩和核心能力说话，新一轮的市场优胜劣汰又会开始。
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未来3年电改的主要方向
是存量利益调整和博弈
存量利益调整过程主要在两个方向
1）售电侧改革方向
电改的售电侧改革，本质上是建立电力批发市场，目标是现货市场的完善。售电侧改革的核心是在电网-电厂（及大批发商）-电力用户之间完成一次存量利益的调整。也就是电网改变盈利模式，把购售价差里除去输配电价的这部分红利，让渡给售电产业链的上下游。
从目前的情况看，享受到这部分价差红利的，首先是电力用户（可以参考广东价差合同里售电公司和用户的分成比例），然后是大批发商（主要是国资及电厂背景售电公司），至于中小售电公司，其实只享受了红利的极少一部分。
从未来现货市场的趋势看，电力批发市场是大宗商品的现货及远期、期货合约的交易，规模效应将发挥更重要的影响。个人认为在现货市场建设完成以后，真正能具有博弈能力的，其实也只是少数巨头。这也是为什么某省的现货市场建设方案里，至少到2020年之前，看不到一般的售电公司影子的原因之一吧。
2）配电侧改革
配电侧改革的核心意义，其实是在新的形势下，中央-省-地三级财税制度改革和地方财权-事权重新调整过程中的，优质资产重新配置过程。其本质是将原来电网公司基本垄断的配电资产的投资建设和运营收费权，让渡给地方政府（及政府背景的国资企业）、国有大发电企业，从而完成一次资产配置和优化的过程。
所以从这个角度去理解，为什么增量配点网的电压等级是220kV/110kV及以下，而不是电网企业在业务管理里通常认定的10kV及以下，就很好理解了，因为配网资产是必须成网成建制的，10kV及以下的配网资产是不成系统的，无法形成资产体系。
当然这个资产投资运营权的再分配，背后更深刻的原因实际上是配网建设投资运营效率的问题吧，这个话题过于深刻，本文不做展开。
未来三年电改的博弈特点
未来3年的电改舞台上浓墨重彩的主角，还是政府、五大发电集团以及其他有能力参与利益博弈的主体。从博弈的角度看，目前的电改的特点有两个，一是梯次博弈，二是漏斗式红利释放。
1）梯次博弈
电改在利益格局调整过程中的博弈，第一个层面是政策层面的，主要表现是在中央和省一级相关的政策文件出台；第二个层面是地方政府、五大以及电网公司在配售电政策执行层面的，比如现货市场方案、每批配网试点的申报批复等；第三个层面是具体项目和市场层面，比如售电市场的竞争、具体某个配网项目的归属等；第四个层面是微观层面，比如具体某个售电用户的争夺，或者配网项目具体的股权设置和资产并购方案等。
2）漏斗式红利释放
因为目前电改呈现出的梯次博弈格局，所以必然带来的是红利的漏斗式释放，也就是某个主体参与的博弈层次越高，能享受的红利就越大。上一级的红利将像漏斗一样向下释放。
比如某发电集团，如果能在省一级政府层面获得更大的话语权，那么它将更有机会参与该省的配网投资建设，同时在某个具体项目上可能获得更多主动权，并有利于所在区域的发电厂参与市场竞争，最终在微观层面，可能与这个发电集团长期合作的某些设计院和工程公司，在配网建设方面获得更多的项目。这种自上而下的层层红利释放，就是明显的存量利益漏斗式释放。
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培育现代能源服务产业
才是真正的增量红利所在
如果说未来3年电改的主线任务是国有为主体的存量利益格局调整，那么这条主线任务也在为后续的改革深化做相应的铺垫，那就是以存量带增量，通过存量格局的调整，带动电力产业向更高效、更专业、更优质的能源服务转型。如果一些企业看不到这个更为宏观改革方面，仅仅把目光钉在当下的存量调整，那么对未来的电改方向和业务规划将会发生错判。
对于这个大方向的判断，个人认为存在以下几个原因：
存量利益总是有限的
不管是售电侧的价差（或者是发电企业让利），还是增量配电网投资，其红利的释放效应总是边际递减的，也就是在未来5-10年，这一轮存量调整的红利将趋于零，如果没有存量带增量的改革，下一轮电改的方向又在哪里？
应该发挥改革的乘数效应
存量改革的红利是加法效应，一个利益主题让渡利益给另一个主体，本质上是加减法，虽然在资产投资效率上可能有增加，但是这种增加也不会是指数型增长的。而唯有在市场垄断被打破以后，激发起产业链上下游的整体发展，才能发挥改革的乘数效应，形成红利倍增，而不是红利漏斗。这种乘数效应也可以被称为产业链生态效应吧。从未来的趋势看，只有向能源服务转型升级，才能充分发挥这种改革的乘数效应。
电网发展的规律性
随着分布式光伏、分布式燃机、储能、主动式配电网、虚拟电厂、自动需求响应、微电网、智慧用电、电动汽车等一系列配用电技术的发展，我们将逐渐发现，输电网和高压配电网的高可靠性高成本将会变得不太重要，当下一层级的灵活性、自愈性和安全性能够自我保障，对上一级的成本要求就会降低。
当融合了业务服务和技术服务在内的广义能源服务，在电改“打破市场垄断，市场发现价格”的过程中得到的充分发展，能源投资和利用效率在末端得到本质性提升，真正意义上的增量改革——能源体制和能源产业链生态的变革才有可能。
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现代能源服务产业
与传统能源服务产业的区别
现代能源服务产业脱胎于传统能源服务行业，但是其理念和内涵都有了本质的区别，简要分析如下：
服务客户对象不同
由于传统能源产业的集中式、规模化生产，传统能源服务产业主要的服务对象是能源生产供应者，即源端（发电侧）和网端（电网）；现代能源服务产业的服务对象，主要是荷端（电力用户），即围绕着电力用户的需求展开。
关注的价值落点不同
传统能源服务围绕资产和资产价值，这是由其客户对象的重资产属性所决定的，形成了规划、设计、产品集成、建安、调试、运行维护等配套的业务。现代能源服务产业的核心关注点是客户需求和客户价值实现。形成了资产过程管理（类似重资产领域的服务环节）；能量流优化（节能、能效、购售电、电能质量、多能互补、需求侧、微电网）；客户流程优化（客户接触、客户关系管理、缴费结算、用电优化）等相应内容，在广度和深度方面都区别于传统的能源服务。
市场化程度不同
传统的能源服务产业相对比较封闭，比如围绕发电侧和电网侧各自形成了固有的一套服务体系，但是围绕用户侧的现代能源服务产业是高度市场化，产业链开放且延伸较长。
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售电公司盈利模式存在问题
从当下的电改红利来看，售电公司赚的钱，主要是电厂通过降低上网电价，以市场化竞争的方式出让部分红利，售电公司以中介或者代理身份，赚取部分价差，这是目前售电公司主要的利润源。但是这种盈利模式存在以下四个主要问题：
电厂让渡的利润不是无限制的，特别是随着煤价的上涨，部分发电企业已经出现了亏损，电厂需要在增加市场化电量和获得合理收益之间做出平衡。
随着交易规则的复杂化和难度增加，尤其是偏差电量考核机制的出现，使得部分售电公司的交易风险增加到无法承受的水平，选择退出市场或者变成二级代理。如果交易规则再进一步，到日前、日内的交易和期货交易，那么是不是会有更多缺乏交易技术和风险管理能力的售电公司选择转身呢？
由于电力商品本身的属性差异很小，而且这种供电质量或者供电服务的差异性又不体现在售电公司的服务差异上，导致售电公司之间目前只能依靠价格竞争方式获取用户，客户关系成为最重要甚至唯一的竞争手段，这种简单粗暴的市场化手段是无法长期持续的，大量客户的忠诚度无法有效维系。
目前已经开展市场化交易的售电公司，其市场开拓和客户维系，大部分是通过市场人员跑客户获得，客户经理花费大量的时间在交通和现场沟通上，所以售电公司往往先把市场聚焦到数量较少，单个用户用电量较大的顶端用户上，一旦这部分用户市场被开发完毕，处于中层和中低层的中小型市场化用户开拓，其边际成本实际上和大用户是一样的，市场拓展遇到较大瓶颈。
所以，无论是从市场、规则、风险，还是从客户、需求和竞争力等角度去分析，未来售电市场的参与者，其角色和定位将会发生很多深刻的变化，这也是售电市场化走向成熟的标志，而在这个过程中，产业链会逐步分化，各类公司会逐步专业化，同时可能也会出现新的服务模式、技术模式和商业模式，并带来对计量技术和数据技术的更多个性化需求。
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售电公司会两级分化
现在几乎所有的售电公司，在售电这个业务上，无法实现差异化竞争，大家都在围绕价格做文章，甚至在局部市场的某些交易上出现了恶性价格竞争的趋势，在非现货市场环境下，在未来2-3年，是不是所有的售电公司都必须以同质化的方式来开展售电业务呢？个人认为并非如此，即使在现有市场里，未来售电公司还是会逐步分化，至少呈现两极化的趋势，这是由基本的成本规律所决定的，我们可以用下图来解释。
如果我们以用户数量为横坐标，以每个用户的用电量为纵坐标，就能够发现，售电市场里的电力用户分布，呈现明显的“长尾效应”。
那么我们再从售电公司开发和维系客户的成本来考虑，由于现在大多数售电公司采用地推直销方式，以客户经理与用户直接见面的模式开展销售，这就带来一个问题，无论是哪个用户，其综合销售成本基本是固定的，不管客户大小，客户经理总要花费同样的时间、精力和各种成本去开发。
因此，售电公司面临的问题就是，开发什么客户是可以有盈利的，从目前的情况综合分析，售电公司单个客户的成本-收益平衡点，大致是上图的红线位置，也就是基本上在200-2000万度这一档。也就是说，200万以下的电力用户，考虑到各种风险（比如偏差电量、用电管理等），结合客户开发成本，如果要“从头开发”的话。对很多售电公司是不合算的。
因此，从成本-收益的角度分析，结合当前的市场交易规则，我们发现一个趋势性规律，就是未来围绕成本-收益平衡点，售电公司将进行一轮分化，呈现两个极化的趋势：
大售电公司的逐渐放弃中小客户的地推开发，转向“聚合-集中交易”的业务方式，也就是一级售电公司，以交易服务和打包批发为主，进入电力交易市场（本质上现有的电力交易市场就是电力批发市场）；
大量中小售电公司，在偏差考核等交易技术的压力下，定位在充分发挥属地化优势，维系当地市场和客户关系，转向“线下属地-延伸服务”的业务，也就是做二级售电服务，围绕电力零售和增值服务开展业务。
从广东的售电公司发育情况看，事实上已经出现了类似的趋势，即以国有发电企业所属售电公司+少数民营售电公司为主的批发型售电公司，加上大量交易量较少的零售型售电公司。更为有趣的是，最近某广东民营售电公司推出了线上的交易撮合平台，本质上就是场外的零售撮合。
所以，个人认为，对多数售电公司来说，与其盯着批发-现货这个市场，不如关注到一个场外的，丰富多样的，与分布式电源、储能、微网、需求侧、多能互补等技术结合更为紧密的零售侧市场机会，这个市场受政策影响更小，机会更多，而且带来更多的服务需求。
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民营售电公司如何做好自己定位？
一是不要把眼光只关注在当下售电侧的存量红利，未来在批发市场上给中小售电公司的红利会越来越少；二是关注零售侧业务，布局未来的服务入口，即围绕电力零售做好定位，充分发挥民营企业在电力用户侧的服务优势、属地优势和市场优势，占领服务入口；三是做好配合，即与国有资本形成优势互补，谋求战略发展。
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哪里的增量配网有钱途？
关于增量配电网的投资价值，主要考虑的内容，一是规划设计和成本；二是安全质量和风险；三是投资回收。
投资回收主要是三个方面，一是过网的电量；二是核定的输配电价；三是中长期的回报率。就未来3-5年而言，主要看电量和电价。因此电价是关系到增量配电网投资价值的核心因素。
目前就增量配电网的配电价格来说，在没有单独核定配电价格前，以省级电网的上一电压等级与同电压等级输配电价差作为依据，未来核定的价格，很可能也不会高于上述价格。因此，省级电网的配电部分价格，可以作为未来相当长的一段时间内的增量配电网的投资参考。
根据上述的分析，对于增量配电网的投资价值，我们初步认为，按照配电价格去匡算，大致可以分为三个价值区域，如下表所示。
投资价值较高的省市
广西、深圳、贵州、云南这四个省市110kV及以下的大工业配电价格平均值为0.1378元/kWh，这些省市的配电价格在0.1元/KWh以上，具备较高的投资价值。如果在这个区域里有增量配网或者投资机会，如果价格和风险合适，建议可以高度关注，并优先选择。
2017年，电力体制改革对各市场主体而言，可谓是滋味杂陈，既有在配电领域的快速推进，又有电力市场的探索完善，还有售电市场的风云变换。今年也写了几篇文章，一方面是个人对电改的思考，另一方面也在这些方向上不断做一些探索和研究，感谢能见非常有心的把其中八篇重要文章进行了汇总和重新编排，分享给大家。2018年，我们继续砥砺前行，为电力事业努力。2017年，电力体制改革对各市场主体而言，可谓是滋味杂陈，既有在配电领域的快速推进，又有电力市场的探索完善，还有售电市场的风云变换。今年也写了几篇文章，一方面是个人对电改的思考，另一方面也在这些方向上不断做一些探索和研究，感谢能见非常有心的把其中八篇重要文章进行了汇总和重新编排，分享给大家。2018年，我们继续砥砺前行，为电力事业努力。
--俞庆
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本文作者：俞庆
俞庆，硕士，高级工程师，曾在国网浙江省电力公司工作19年。主要研究和实践领域包括：企业战略规划、电改政策、增量配电网、售电与能源互联网技术等。曾为包括世界500强国企在内的十余家能源企业提供各咨询和规划服务，承担国家发改委及其他政府相关课题研究，作为“能见”、“环球表计”等能源媒体专栏作者，发表过多篇具有较大影响力的专题文章，并为政府部门、500强企业在内的各企事业单位举办多场培训讲座。
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