从实际案例看综合能源服务商业模式背后的盈利逻辑
发布者:lzx | 来源:南方能源观察 | 0评论 | 1950查看 | 2020-06-09 14:50:15    

以2017年10月国家电网启动综合能源服务业务工作为标志,在不到三年时间间,综合能源服务已迅速成为电力行业炙手可热的投资领域。除了两大电网企业外,各大发电企业也纷纷跟进并涉足其中。


面对这一市场规模粗略估计将近万亿的巨大市场,如何做好综合能源服务的前期选点与战略布局、规避潜在的投资风险将是从业人员面临的棘手问题。本文试图通过解构综合能源服务商业模式背后的盈利逻辑,结合电价改革的趋势走向,以构建稳定的核心盈利能力为导向,为从业人员后续开展相关工作提供必要的策略性建议。


什么是综合能源服务?


在商言商,解构综合能源服务的商业模式,首先绕不开的便是到底什么是综合能源服务。为此,笔者试图通过公开发布的官方文件来获取综合能源服务的准确定义。但很遗憾的是,目前尚未出现来自官方的权威定义。


通过汇总不同公开渠道对综合能源服务的认识与界定,目前形成较为统一的认识是:综合能源服务通常是将传统能源以及风、光、储能等新能源一起收纳并整合,以客户需求为核心,为客户提供电能及热(冷)能销售服务、需求响应服务等多种能源服务形式的综合服务模式。其核心特征通常包含以下三点:(一)系统内电源以风电、光伏、小型内燃机、储能为主,主打绿色电力卖点;(二)同步向用户提供电力、燃气、热(冷)能等多种能源产品,打造不同品种能源的集成供应商;(三)同时能够为客户提供节能服务和智慧增值服务,满足客户的外延需求。


综合能源服务商业模式背后的盈利逻辑


对于不同的综合能源服务商业而言,由于业务范围的差异,其收入来源是存在一定差别的。但就其核心收入而言,其主要来源不外乎两项:一是电能销售收入,二是热(冷)能销售收入。与其销售收入相对应的,综合能源服务商的主要成本则包括风电、光伏、小型内燃机的电力生产成本以及热(冷)能生产成本。


在某一实际案例中,综合能源服务商各主要业务板块的收入、成本及利润情况如下图所示。其中,其售电与售热/冷收入的占比分别为77%、23%,两者利润占比则分别为62%、38%。当然在不同的案例中,由于用户用能需求的不同,不同业务板块在收入及利润中的占比是存在明显差异的,上述实际案例的收入结构并不具备普遍代表性。


某实际案例中不同业务板块收入、成本及利润情况


而当面对市场竞争时,尽管说综合能源服务商的营销策略五花八门,但就其本质而言,在我国绿色能源消费尚未升级为自觉意识、企业更加看重成本优势的经济发展阶段,综合能源服务商的核心竞争力短时间内恐怕很难跳脱出价格竞争的格局。


即在同等能源供应品质的前提下,只有为用户提供更为低廉的能源商品才能在市场竞争中赢得份额。换言之,综合能源服务商须以用户综合用能成本低于供电公司供电+市政供热公司供热/冷组合方案下的用能成本为约束条件,制订其供电、供热/冷价格。基于这一判断,本文也将从价格竞争力分析入手,剖析综合能源服务供应商的定价策略、成本构成,以解构出其核心竞争优势。


考虑到不同综合能源服务商不同业务板块比重的实际差异,本文在价格竞争力分析中暂按其主要能源商品作为甄别对象,分别针对以电能销售为主要收入和利润来源的综合能源服务类别、以热/冷能销售为主要收入和利润来源的综合能源服务类别作为分析。


在以电能销售为主要收入和利润来源的综合能源服务情景中,电能价格水平的高低是决定综合能源服务商能否实现竞争优势并实现盈利的关键。基于典型案例来看,此类综合能源服务供应商在选择目标用户时,通常选择的是销售电价水平最高(或较高)的一般工商业用户,其电价定价策略也通常是对标用户执行的目录电价,以略低于供电公司供电价格为原则确定。


在华东区域某综合能源服务案例中,这一策略体现的较为明显,其在可行性研究阶段,综合能源服务商电能的目标售价确定为750元/千千瓦时,而同期同类用户的目录电价则为775.7元/千千瓦时(不满1千伏的一般工商业用户)。


而从成本的比较来看,综合能源服务系统中的电能供应主要来自风电、光伏以及小型燃机,而此类电源基本上是能源供应系统中供电成本较高的电源类型,根据《2018年全国电价监管报告》,上述案例所在省份风电、光伏、燃机的平均上网电价分别为690.54元/千千瓦时、1113.42元/千千瓦时、475.54元/千千瓦时,具体到本文提到的典型案例,其综合发电成本初步测算结果为620元/千千瓦时。


而同期电网企业的平均购电成本仅为420.58元/千千瓦时,远低于综合能源服务商的综合发电成本。这就产生一个认识上的悖论,综合能源服务商是如何在高发电成本的前提下,还能实现向用户的平价供电,甚至供电价格低于电网企业?


这其中的奥秘很明显就在输配电价环节。具体到本文提到的个案,综合能源服务供应商向用户提供电能服务时,其等效输配电价通过计算目标售价与综合发电成本的差值,可以得出为130元/千千瓦时;而电网企业向同类用户供电所执行的输配电价竟然高达355.12元/千千瓦时(用户销售电价—平均购电成本)。这是否意味着电网企业在输配电服务环节谋取了暴利,导致其丧失了与综合能源服务商之间竞争优势?


也许问题并没有那么简单。事实上,经过两轮严苛的输配电价成本监审工作,输配电价格几乎可以认为已基本接近于电网企业真实的输配电成本。那问题究竟出在哪呢?


为了厘清这一问题,有必要对我国目录电价的制订方法进行回溯。在我国用户目录电价制定中,基于保障民生的考量,通常对供电成本最高的居民用户采取低电价定价策略。与此同时,为了实现电网企业的收支平衡,对于未能通过居民电价回收的部分成本多数情况下则由一般工商业用户代其承担,造成了工商业用户的事实高电价,即一般工商业用户承担了原本不应由其承担的输配电成本。


在本文个案中也得窥见一般,对于同样处于不满1kV等级的居民及工商业用户,从理论上讲由于电压等级相同、负荷特性相近,其输配电成本应大致相当,但其等效输配电价却分别为127.72元/千千瓦时、355.12元/千千瓦时,相去甚远,这也表明了两者间存在较明显的补贴与被补贴关系。


而这一补贴关系在综合能源服务的实施中则被割裂。当综合能源服务商为其用户提供电能供应时,由于未执行输配电价政策,实质上并未承担对居民用户的交叉补贴义务,而这也是综合能源服务供应商输配电价定价较低的重要原因。


除此之外,现阶段无差异的输配电价体系实质上促成了综合能源服务的“全面开花”。从价格理论的角度,对于毗邻大型电源基地的用户,由于其距离电源的电气距离较近,电网企业为满足其供电投入的输配电成本也越低,因此,从公平分担的角度,其执行的输配电价本应较低;而对于远离电源基地的用户,与其输配电成本相适应的,应执行价格水平相对较高的输配电价(对于这一定价机理,笔者在《藏在输配电价中的“隔墙供电”逻辑》一文中已有阐述)。


但受历史沿革影响,我国现阶段输配电价体系仍为基于邮票法的无差异价格体系,即输配电价定价中模糊了不同用户之间电气距离的差异,实际上也隐含了不同电气距离用户之间交叉补贴问题的存在。这种无差异的输配电价叠加无差异的上网电价体系,造成了同一区域内同一类用户销售电价的相同,尽管说它们之间供电成本存在着明显的差异。


而这一无差异价格体系也弱化了综合能源服务商的前期选点与战略布局的难度。只要当前某一省份工商业用户执行的目录电价水平相对较高,可以满足成本回收以及投资回报率要求时,便可开展投资工作。而在省内任一城市布局也不再具有明显的差异性,换而言之,在该省份内所有城市具备了均等的投资价值。弱化的投资决策过程也为综合能源服务的全面开花提供了助力。


与之相类似的,在以热/冷能销售为主要收入和利润来源的综合能源服务情景中,综合能源服务供应商热/冷能的定价策略也通常是对标用户执行的热/冷能价格,以略低于市政供热公司价格为原则确定。


在该类别典型案例中,综合能源服务的主力热/冷源多为内燃机组,其直接供热成本高于大型热电联产机组是被广泛接受的事实。而其供热/冷价格仍可实现低于市政价格的原因,同样来自于热力管网定价中隐形交叉补贴的事实性存在:在当前环境下,热力管网在其供热区域内采用基于邮票法的定价方法,同一区域内不同热力用户其供热价格与其距离热源的距离并无直接关系,存在距离热源较近的热用户补贴距离较远的热用户的实际情况。


而这一补贴关系在综合能源服务的实施中同样被割裂。当综合能源服务商为其用户提供热/冷能供应时,由于自建局域内的供热网络,无须为市政热力管网买单,实质上也规避了原本应承担的隐性交叉补贴责任,进而促成了其低供热/冷价格的实现。


综合能源服务该走向何方


结合前述分析,综合能源服务商现阶段能够实现普遍盈利及迅速扩张主要依赖以下两方面交叉补贴的稳定存在:一是输配电价中显性与隐性双重交叉补贴的存在;二是热力管网管输价格中隐性交叉补贴体系仍将维系。而一旦上述两个关键条件发生重大变化,也将意味着综合能源服务的商业格局面临重新洗牌。


首先来看输配电价中交叉补贴政策的稳定性。在工商业用户与居民用户间的显性交叉补贴方面,《关于全面深化价格机制改革的意见》(发改价格〔2017〕1941号)已明确逐步缩小补贴。除此之外,综合能源服务本身的发展也将影响交叉补贴政策的稳定性。尤其是当综合能源服务发展到一定规模时,大量工商业用户选择综合能源服务商替代原有电网企业为其提供供电服务,交叉补贴的资金来源将被切断,使现行补贴体系难以为继,进而加速交叉补贴政策的改革进度。


不同电气距离用户间的隐形交叉补贴未来被打破的概率也在逐步加大。一方面《省级电网输配电价定价办法》(发改价格规〔2020〕101号)已明确将实现用户公平分摊输配电成本作为改革方向。另一方面,近年来“隔墙供电”模式、综合能源服务模式的快速扩张,也正在对这一体系发起挑战。


相较而言,考虑到供热属于民生保障范围,采用差异化热力管输价格易引发争议,现阶段热力管网暗含交叉补贴的定价模式短期内被打断的概率并不高。除此之外,受限于供热半径约束,单一供热管网供热范围有限,不同热用户之间地理距离不会相隔过远,由此隐形交叉补贴产生的不公平矛盾本身也并不突出。


因此,通过对综合能源服务发展相关关键政策条件及趋势的梳理,以热/冷能销售为主要收入和利润来源的综合能源服务模式其外部政策稳定性要相对较优,与之对应的经营风险也相对可控。而以电能销售为主要收入和利润来源的综合能源服务模式未来则可能面临较大变数。那这是否意味着一旦上述输配电价改革举措实现到位后,以提供电能为主的综合能源服务模式便不再具有投资价值?


其实大可不必如此悲观,尽管输配电价中显性交叉补贴政策的退出趋势明显,但输配电价公平性分摊的实现又将为综合能源服务商创造新的价差空间与商机,只是这种商机不再像现阶段通过广撒网这种粗放式的投资管理即可获得而已。正如《省级电网输配电价定价办法》中所明确的,未来输配电价的改革方向是实现用户公平分摊输配电成本,并非全面降低输配电价水平。


换言之,是更为合理地实现不同用户输配电价与其输配电成本的统一。在这一情景下,远离电源基地的负荷中心其输配电价不仅不会下调,相反还将存在进一步上涨的可能性,而这反映到用户侧,则会表现为该地区用户销售电价的上涨;而对于毗邻大型发电厂的工商业用户,其销售电价则会下降,综合能源服务产业的投资价值将不在,已经布局在此类地区的综合能源服务后续经营也将面临较大风险。


总体而言,当前电价改革过渡阶段的部分政策狭缝为电能类综合能源服务发展并快速扩张提供了良好的条件。但改革进程不会因为某一新兴业态的发展而停滞,同时电价政策的持续完善也并不意味着综合能源服务商红利期的结束,而它终结的也许只是那个闭着眼就能挣钱的“黄金”时代。

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