国内综合能源服务发展现状调研

协鑫旨在打造成国际化的能源综合服务商，目前着力培育三种能力：一是天然气分布式；二是储能；三是微网整合的综合方案，即如何通过新的模式和技术来降低天然气分布式和储能的成本。未来1～3年内协鑫的综合能源服务形态主要还是售电、工程、咨询，3～5年内微网、天然气分布式、储能将逐步发展起来。预计未来在全国投运的用户侧微网将达到数十个。

天合光能依托微电网项目展开分布式能源、储能、充电桩、云平台等新型业务，规划建立7个互联的分布式能源微网，最终形成天合太阳城微网群。到2019年底，将建成3个分布式微能网并进行互联作为项目示范。通过布局微网群，实现四个示范效益：一是建成天合太阳城智慧园区示范园，实现区域电能供、配、售一体化；二是打造2～3个江苏省分布式能源微电网示范项目，实现常州首个分布式能源市场化交易试点；三是建成江苏省乃至全国首个V2G示范项目，实现车、桩、网协同；四是建成常州市第一个储能电站示范项目，供电侧实现国网调度调峰，需求侧实现峰谷套利、参与需求侧响应。

（六）现有业务类型相似，但商业模式创新不足

就企业对综合能源服务业务的定位而言，国网、南网、协鑫都致力于向综合能源服务商转型，而天合光能致力于做提供综合能源解决方案的服务商。就业务类型而言，由于园区、工业、大型公共建筑等对象承担的能源价格较高、能源需求巨大、用能形式丰富，能够取得较好的经济、环境、社会效益，目前，综合能源服务企业一致将重点放在这三类服务对象上，统筹运用能效诊断、节能改造、用能监测、分布式新能源发电、冷热电三联供、储能等多种技术，积极推进综合能源服务业务。因此，其业务类型大致相近，且商业模式创新不足，均在积极探索中。见表3。

以布局较早的协鑫为例，其介入综合能源服务有两条主线：一是沿着电改的方向，开展配电网和售电业务；二是提供综合集成优化方案，按照投资、运维、运行经济性设计一套最优方案，且方案中含数据服务、管理服务，售电和数据基本是轻资产，同时也整合了一些行业合作伙伴，共同推动智慧微网的投资运营，与合作伙伴和用户共同建设微网的设备系统。就商业模式而言，协鑫提出了“包造价、包质量、包年销售费用”的思路并开始尝试。

3开展综合能源服务存在的困难与挑战

在综合能源服务的推进过程中，也存在多种困难和挑战，主要表现为项目整体经济性差、投资风险高或受限、融资难、分布式发电市场交易困难、增量配电区域界定争议、技术有待更大突破以及政策扶持力度有限等。

（一）项目总体的经济性较差

制约当前综合能源服务业务发展的主要因素是该类项目的经济性较差。首先，综合能源服务涉及多种能源供应，业务之间基本是物理叠加，融合的有机性较差，不能取得范围经济效应，特别是更多地加入了可再生能源，并加入了很多新业态，较传统能源供应成本增加。其次，能源终端价格有“天花板”。一方面，政府层面要求降低能源价格，降低民生和企业用能成本，提高经济的活力和竞争力。另一方面，在能源“变绿变智”的过程中，能源价格相对固定，增加的环保成本并没有传导给终端消费者，无疑降低了整个能源系统的经济性。再次，供热供冷管道等能源基础设施投资巨大，并且存在传输损耗，供热、供冷半径过长问题，综合能源服务在发展初期业务规模有限，不能充分发挥供能网络的规模效应，影响成本回收周期。最后，项目的资源条件和地方政策也直接影响项目的经济性。

（二）项目投资风险高或受限、融资难

项目投资回报具有不确定性，影响企业投资积极性。一方面，园区内企业的平均寿命短，影响投资决策。以微网项目为例，一般以25年生命周期测算收益，燃机、光伏均按25年正常运行测算，若电价不变，项目整体收益率满足12%～13%，每少运行一年，项目收益率就会大幅下降。若服务企业短期内倒闭，在硬件已投入的前提下，投资收益就没有保障。另一方面，能源费用拖欠问题严重。尤其是民营企业在电费收取上存在一定难度或是滞后性，甚至是赖账，导致企业收益没有保障。其次，电网企业在投资上也存在一些限制，如国网系统实施主体以省级公司为主，但根据规定省公司仅有1000万元投资权限，综合能源类项目投资金额一般较高，自主投资决策权限不足制约了市场参与能力。再次，多能互补类项目小且新，不符合银行的融资要求，导致项目落地存在困难。

（三）分布式能源发电不能直接参与电力交易

国家虽然出台了开展分布式发电市场化交易试点的通知，但试点项目尚未发布。目前，分布式“隔墙售电”模式仍未打通，余电只能卖给电网，不能与终端客户进行直接交易，导致非电网企业在分布式发电项目的售电业务盈利性较差。分布式发电交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加了电网企业的运营成本。特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格，与全部由电网企业供电相比，这部分电量对应的电网企业的售电（或输配电价）收入就减少了。项目试点将影响电网企业利益，获取电网企业的消纳承诺函较难。受此影响，一些企业开展分布式发电的积极性比较差。有些企业采取“并网不上网”的模式，甚至为了更容易办理电力接入申请，节省安装保护装置成本，宁可浪费掉余电，也不上网。

（四）增量配电区域界定等存争议导致项目落地难

当前，开展综合能源服务业务的企业也期望开展增量配售电业务，以增加新的效益增长点。尽管第一批105个（后又增加1个）增量配电业务试点项目早在2016年底即已出台，但在实施过程中，不少项目遭遇落地难，因涉及项目业主不确定、外部电网边界、接入主电网难、信息资料不对称等问题停滞不前。此外，自建配电网核算的配售电价格标准与过网核算配售电价格标准不同，影响企业投资增量配电网的积极性。若企业自身投资建设增量配电网，按照规定的配售电价格核算，投资回报率很低，导致企业不敢投资增量配电网。

（五）技术上有待更大突破

综合能源服务能否顺利推广，技术上存在两大关键因素。一是解决可再生能源接入问题，需要储能技术取得重大突破。储能可以平抑分布式可再生能源的波动性，起到调峰调频的作用，但目前储能技术仍存在储能容量小、经济性较差等问题，不能大规模普及，直接影响综合能源服务业务的推广。二是解决多种能源的调度问题，需要多能管理协调控制技术的重大突破。如何管理各种能源、各类负荷调节，协调运行很关键。当系统由多个微电网组成，形成几十个、甚至上百个微电网群时，如何协调控制和互补运行，将成为巨大的技术挑战。

（六）政策扶持力度有限

为了减少环境污染，国家力推可再生能源发展，鼓励多种能源综合利用，先后推出了能源互联网试点、多能互补试点、新能源微网示范项目等，然而这些试点项目并未有太大进展，主要是因为其盈利性较差。而新提出的“综合能源服务”在物理结构上与上述项目本质上相同，但国家层面对诸如相关示范项目并没有明确的补贴政策，仅有个别省份对相关类似项目进行了地方层面的补贴，多是为了促进光伏消纳，对含光伏电站的创新示范项目给予一定的补贴，这在一定程度上影响了企业投资积极性。

4进一步推动综合能源服务发展的相关建议

未来能源企业向综合能源服务转型是大势所趋。国家与企业应合力从顶层设计、市场培育、技术创新等方面施策，全面推动综合能源服务商业化发展。

（一）加快推进综合能源服务顶层设计

为推动综合能源服务发展，需要改变供电、供气、供冷、供热等各种能源供应系统单独规划、单独设计和独立运行的既有模式，但目前各类能源子系统之间在规划、建设、运行和管理层面仍相互独立，存在体制壁垒。尤其是企业在开展供电、热、气、热水等多种业务时，从规划设计、相关业务资质许可的办理到能源基础设施建设都要付出巨大的协调成本，与多个业务归口的政府部门、细分行业上下游分别沟通，这不利于给用户提供多样化的能源，经济性不高。因此，要逐步打破能源行业壁垒，建立综合能源市场及相应的管理机制，促进能源基础设施的互联互通，促进多种能源之间的相互转换、综合管理与协调利用，这将是一项长期的艰巨任务。

（二）进一步落实电改配套政策吸引民营企业参与

目前，电力行业售电侧改革、增量配电改革为民营资本进入打开了入口，但近一段时间的实践证明，售电公司经历深度洗牌，民营资本的售电公司面临巨大困难，增量配电改革推进缓慢，制约民营企业开展综合能源服务业务。建议进一步推进增量配电业务放开的节奏，在价格核定、运营模式等方面做出具体规定，加快分布式发电市场化交易，尽快建立电力辅助服务市场机制，落实在部分地区开展电力辅助服务市场试点的任务目标，形成电力用户辅助服务价格机制。

（三）介入综合能源服务由点及面逐步延伸

综合能源服务业务类型多种多样，十分复杂，不宜全部介入，否则必将带来极高的财务负担。企业要根据自身从事能源行业的特质来介入综合能源服务业务，由点及面逐步延伸。除了可再生能源投资外，主要从售电、微电网、分布式能源站（天然气分布式、分布式光伏为主）、储能、配电网自动化、5G和大数据等角度拓展业务领域，另外可以从增值服务上寻找机会，探索新的商业模式。

（四）企业间要优势互补加强合作

用户需要的是多体系多能源的服务，这是任何单一能源企业都无法独立完成的，所以企业应最大化发挥自身优势，与其他企业进行深度合作，争取实现优势互补。有两种途径：一，打造产业联盟平台，确保公司市场优势，高效整合相关资源，快速拓展业务领域和建立市场地位。二，寻求合作伙伴。一种方式是资本合作，共同成立公司进行项目投资运作；另一种方式是产业链合作，管网类企业可以充分发挥自己的市场、客户优势和投资运营优势，制造类企业可以充分发挥设备成套优势，在同一项目内实现深度合作。

（五）加强技术及商业模式创新

技术和商业模式创新是企业可持续发展的动力源泉。技术方面，如通过推动燃机、储能等产品国产化，大幅降低设备投资成本；通过不同设备的共用化设计，如空压机同时用于燃气压缩和压缩空气储能，从而提高设备利用率，节省设备投资。商业模式方面，为降低能源用户短期性和负荷变化的风险，如设备系统可设计为移动式和模块式。一是能快速响应客户需求，短时间内就能完成安装调试投运；二是降低设备成本、现场安装成本、周期过长的财务成本；三是降低投资风险，如客户用能负荷有大的变化，可以将多余设备在客户间进行快速调剂，避免产能利用率过低，影响收益。

（六）通过政策设计引导用户优化用能网络

用户侧储能、用能数据监测系统等配置有利于优化用能网络，提升用能网络的安全性、智慧性等。国家、地方政府可以通过产业政策引导用户主动安装储能、用户数据监测系统等装置，比如将可再生能源产业补贴分为两部分，一部分用于补贴可再生能源电量，一部分补贴用户优化用能网络的投资，因为补贴总量规模不变，也不会额外增加国家财政负担，但给予市场较清晰的导向。综合能源服务企业在开展业务时也可通过销售政策引导用户。比如，售电让利的一部分拿出来鼓励用户加装监测点，建立用户的数据监测网络，就可以通过用户数据进一步设计用户能源方案；在售电推广中可加入储能、天然气分布式等套餐服务，通过市场机制来引导用户优化用能。

（七）提升微网与大电网的友好互动性

短期内，综合能源服务仍将以电力为主体。开展综合能源服务要保证微网内供用电安全稳定，并完成与外部大电网的电力交换，最大程度接受分布式可再生能源并网。微网跟大型电网需要有交互和补充，因此，微网和大电网一定是相互友好型的。微网一定要满足电网对用户、对电源的要求，同时也可以为电网提供调峰等多种辅助服务。电从远方来，又从身边来，微网参与全局能源优化，这将更有利于能源系统的稳定和经济。

原文首发于《能源情报研究》2018年10月