隨著新一輪電改的有序推進以及能源革命與能源互聯網的雙向引導，我國的電力行業與市場形態將進入全新的發展階段。對于電網企業，要想躋身國際先進行列，更快建設“世界一流電網”，需要在傳統“穩定增長，滿足供需”的基礎上，更加注重基于新電改的運營模式轉變與融合，注重電能服務質量的階段跳躍式提升，注重電網運營工作的客觀有效評價，依據不同階段電力市場的特點和發展程度，明確電網服務呈現的不同側重點以及電網運營管理評價的差異。

一、新電改對電網企業的影響分析

   1、單獨核定輸配電價，改變電網企業投資規劃理念

“單獨核定輸配電價”是本輪電改亮點之一。“9號文”提出政府定價的范圍主要限定在重要公用事業、公益性務和網絡型自然壟斷環節，單獨核定輸配電價，并向社會公布，接受社會監督。輸配電價逐步過渡到按“準許成本加合理收益”原則，分電壓等級核定。用戶或售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付費用。

輸配電價的單獨核定使電網的收益模式產生變化，其將電網傳統的電量購銷差價盈利模式轉換為按合理成本、合理盈利原則制定的收益模式。電網企業發展方式將由依賴電量外部增長轉變為依賴成本控制和資產管理水平的內部提升。因此，相比于傳統“事后調價”的形式，新電改背景下電網企業應進一步規范輸配電成本管理，同時，積極響應電改終極目標，將配網規劃重點更多地放在如何提高新能源的消納比例，如何提高輸配電效率等方面。

   2、推動電力多方直接交易，增加電網企業網架堅強要求

引導市場主體開展多方直接交易是我國電力市場化改革的切入口。“9號文”中進一步提出有序探索對符合準入標準的發電企業、售電主體和用戶賦予自主選擇權，確定交易對象、電量和價格，按國家規定的輸配電價向電網企業支付相應的過網費，直接洽談合同，實現多方直接交易，短期和即時交易通過調度和交易機構實現，為工商企業等各類用戶提供更加經濟、優質的電力保障。

   同時，規范市場主體準入標準，鼓勵建立長期穩定的交易機制，建立輔助服務分擔共享新機制，并完善跨省跨區電力市場交易機制。

電力多方直接交易范圍的擴大將導致配電網潮流分布的不確定性增強，同時，工業園區內各電網企業共同參與購電，將有可能產生一批由園區中小型電網企業直接組建的大用戶，直接與電網企業進行交易，使大負荷用戶數量增多，這將對電網網架結構的堅強程度提出更深層次要求，同時，跨省區電力交易機制的逐步建立，也將進一步要求電網企業提升跨區資源配置能力。

   3、開放電網公平接入，轉變電網企業配網規劃路線

   分布式電源及儲能設備的接入是電改及未來能源互聯網的發展方向，也是實現節能減排的基本要求。“9號文”強調積極發展分布式電源，采用“自發自用、余量上網、電網調節”的運營模式，在確保安全的前提下，積極發展融合先進儲能技術、信息技術的微電網和智能電網技術，提高系統消納能力和能源利用效率；同時，完善并網運行服務，支持新能源、可再生能源、節能降耗和資源綜合利用機組上網；此外，加強和規范自備電廠監督管理，并全面放開用戶側分布式電源市場。

   開放電網公平接入對配電網規劃影響最大。分布式電源及其并網發電的發展同電力多方直接交易一樣，也將導致配電網潮流分布不確定性增強；且新增大量分布式電源、儲能設備與微電網發電等電源節點，用電負荷的主動性增加，因此將會大大增加電網尋找規劃模型最優方案的難度；同時，電網企業需進一步明確電改核心價值，在未來發展中強化對新能源消納和分布式能源發展的支撐能力，夯實推動可持續發展的基礎。

   4、配售電業務逐步放開，改善電網企業統籌經營模式

   售電側放開是本輪電改的亮點之二。售電業務放開后，民營資本可以投資新增配電網，同時，“9號文”明確提出鼓勵社會資本投資配電業務。按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，探索社會資本投資配電業務的有效途徑。逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。

隨著民營配電電網企業的成立，新增配電網建設的地點、規模將由民資自主決定，配電網投資主體將變得多元化，不再在電網企業的掌控之內，因此，電網企業將難以對電網的整體架構進行提前把握，以優化規劃，實現整體的資源合理配置；另一方面，配售電業務放開將使電網企業面臨較大的競爭壓力，電網企業亟需進一步提高經營能力和優質服務水平。

二、不同電力市場發展階段的電能服務

   在電能產品層面，有物理和商品二種屬性。電能產品的物理屬性主要有電能質量、可靠性等描述方式。對于用戶而言，電能的商品屬性可以用“服務”來寬泛涵蓋，但“服務”一詞在電力市場不同的發展階段有不同內涵。而對電網服務的刻畫評價根據不同階段服務的主要內容，有不同的側重點。

   1、電力市場發展的初級階段

   在初級階段，“服務”與現有的電信產業中服務的內涵較為接近，主要就是指按照協定的價格在協定的時間段內穩定提供符合質量標準的電能，并在出現問題時及時有效地進行響應、動作、解決和反饋，同時為用戶提供基于業務流程的全周期咨詢服務。對于電網企業而言，在這一階段的服務品質刻畫方法與現有的各地電力公司供電服務品質評價方法基本一致，既包括公司內部對業務部門和流程的監督與考核；也包括外部客戶的滿意程度、投訴頻率、服務期望等客戶對電網服務品質感知的評價。這一階段的服務評價側重于電網的基本業務能力。

   2、電力市場發展的中期階段

   在中期階段，隨著電改的推進，加之能源互聯網建設的穩步開展，在相關商業模式大量衍生并逐漸成熟之后，用戶對“服務”的要求除了電能供應之外也會變得更多元和廣泛。比如，包括用電生產策略制定、用電數據信息實時或定期收集與反饋互動、需求側響應策略、面向居民和小區用戶的用電設備選擇與維護等增值業務在內的綜合能源服務管理等。對于電網企業而言，在這一階段一方面需要延續前階段的供電服務品質評價方法，另一方面需要增加對上述新增業務的評價。比如增值服務產品成交量、客戶保有量和對應的增量交易電量、同時還可通過收集用戶需求來評價已有業務的需求覆蓋率：基于已有的業務種類，用戶提出的需求種類越多，說明已有業務的需求覆蓋率越低，還需要進一步豐富業務種類；而用戶提出的需求種類越少，說明業務的需求覆蓋率越高。這一階段的服務評價側重于電網對用戶需求的挖掘能力和通過產品設計滿足用戶需求的能力。

   3、電力市場較為成熟的階段

   在電力市場發展成熟階段，新能源的發展和滲透率將大幅提高，能源互聯網運營模式較廣泛實現，未來電力市場將逐漸建立起“橫向多源互補，縱向源網荷儲協調”的電力系統架構，不同能源之間形成合作與競爭共存的市場機制。在這種情況下，基于大數據和云服務技術，根據用電負荷的歷史數據和預測結果，同時結合相關的節能減排指標，幫助用戶選擇用能組合策略以在滿足用電要求和環境指標要求的前提下實現經濟性最優，成為用戶需求較高的一項服務。此時對電網企業而言，在所提出的電源組合策略能滿足負荷要求的前提下，從策略的經濟效益、環境效益和社會效益等方面來衡量其服務水平。這一階段的服務評價側重于電網的綜合能源管理和增值服務拓展。
三、對未來電網評價體系構建的若干建議

   1、電網規劃層面

   增加經濟性指標權重：單獨核定輸配電價，將電網傳統的電量購銷差價盈利模式轉換為按合理成本、合理盈利原則制定的收益模式。因此，設備利用率、負載率、投資回收期、凈現值等經濟性評價指標的好壞將直接影響未來的公司效益，評價時應對相關經濟性評價指標進一步傾斜。

增加“源網協調建設”考核指標：“橫向多源互補，縱向源網荷儲協調”是未來電力系統的發展方向。需考核微網、主動配電網等源網協調技術建設情況，將數量龐大、形式多樣的電源進行靈活、高效的組合應用，提高電網運行的自主調節能力，從而降低供應側隨機性給電網安全穩定運行帶來的影響。

   2、市場交易層面

   增加阻塞管理考核指標：隨著電力體制改革的深化，電力雙邊交易規模將在我國逐步增大。電網公司作為保證交易實施的系統運行機構，其阻塞管理水平將直接影響到我國電力雙邊交易的發展。

   增加交易完成度考核指標：大用戶直接交易在我國已實施一段時間，交易完成度可直接反映市場健康指數；在未來多主體、多交易的電力市場中，交易完成度將反映公司真實運營情況。

   3、客戶滿意度層面

   深化客戶滿意度考核指標：隨著售電側市場的放開，競爭性的售電市場將逐步形成，客戶滿意程度將直接影響公司的用戶黏性。未來公司的客戶不僅包括發電企業、電力用戶，還存在若干售電公司，應建立更加完善、針對不同類型用戶、和市場發展階段相符合的客戶滿意度評價指標。

   4、節能減排層面

   加強綠色電力發展考核指標：安全、清潔、高效是未來我國能源電力系統建設的基本方向，應加強電網對于可再生能源消納能力的評價，包括可再生能源消納率、可再生分布式電源滲透率、清潔電力傳輸與損耗水平等評價指標。

   增加需求側響應實施考核指標：綜合資源規劃要求“網荷儲互動”，能源互聯網“開放共享”特性更增強了需求側的重要作用。需求側資源視為與儲能、供應側資源相同的、可調控的資源。實現儲能、需求側資源與電網之間的能量雙向交互，未來電網評價應增加對儲能、需求側資源參與電網調控的考核，應用大數據分析，引導需求側主動追尋可再生能源出力波動，配合儲能資源的有序充放電，增強電網運行的安全穩定性，同時實現系統整體節能減排。

文章來源：北極星電力網