电改新政下综合能源服务的机遇与挑战

1、我们正处在一个充满机遇和挑战的新起点。

近期出台的以国家发改委、能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》为代表的一系列电改文件，是中发9号文后又一次电力市场重大变革，将对现在和今后很长一段时间的电力市场产生深远的影响。

（来源：北极星售电网 作者：黄通勋）

在国际上，欧盟碳关税明年启动， 2026年正式开始收税。有媒体报道，国内碳税征收方案正在拟定中。

这对所有以综合能源服务为主要业务内容的企业提供了许多机遇与挑战，本文试图抛砖引玉和大家一起探讨电改的下一个风口，并提出一些建议和大家一起促进电力市场的健康发展。

2、综合能源服务的含义

综合能源服务是指：围绕着能源产、输、储、用进行的，能为客户降低成本、提高效率、带来方便、增加安全性，使整个过程更绿色环保、促进社会向前发展的所有活动。这其中包括向客户提供的设计咨询、安装建设、技改技革、运维服务，购售电服务，增量配网服务，能效管理服务，需求侧响应服务，分布式能源及储能服务，充电桩服务，充分理解国家能源政策，为企业提供运行方式服务等等。

综合能源服务中，“综合”表示其业务的多样性、广泛性，“能源”说明其业务范围，“服务”是其业务的本质、核心与重点。投资与售电是综合能源服务的两个重要方面，企业还需要更深层次的全方位服务。

3、综合能源服务的机遇与挑战

3.1、设计咨询安装建设、运维服务

在企业的全生命周期往往都有设计咨询、安装建设、运维服务的需求，综合能源服务公司根据自身的能力选择服务项目，客户根据自己的需求选择具有相应实力的综合能源服务公司。在配电以上的部分侧重于通用技术，是服务重点，在配电以下的部分侧重于专用技术，是服务难点。

3.2、购售电与清洁能源服务

电力市场化交易为用户带来了收益，是综合能源服务的切入点，随着电力市场的全面放开，将有4800万工商业用户逐步进入市场；现货交易的高效、节约与实时平衡是电力交易的必经之路，其复杂性加强了用户和有实力售电公司的联系。随着全球实现“双碳”目标的日益紧迫，用电侧希望自己买的是清洁能源，发电侧也希望清洁电力体现出低碳价值，售电公司架起了双方的桥梁，在服务的过程中有以下问题待解决。

3.2.1、坚信水电是清洁能源

电力用户要降低自身的碳足迹成本，可全部使用风光电和水电等清洁可再生能源，也可在绿证交易平台购买平价绿证。2021年我国水电、风电、光伏发电量各为13214亿kW·h、6554亿kW·h、3269亿kW·h。显然水电是现在和今后很长一段时间我国的主要清洁能源，水电对降低用电企业碳足迹成本、降低外贸出口碳成本意义重大。

世界核能协会对1997年至2017年20年间23份相关的研究报告进行了分析研究，列表如下：

上表中，以碳排放量论，水电与风光电力一样清洁；国际能源署（IEA）在多份报告中指出，水电是目前全球占比最高的清洁能源。

水电的低碳性不容置疑，水电的环保性略带瑕疵，但瑕不掩瑜，就鱼类保护而言，水电电站采取了在政府的摄像头监控下放生态水、建设鱼道、养殖鱼苗等措施，尽最大努力做到鱼和清洁电力兼得，没有瑕疵的清洁电力是不存在的；我们希望跨省交易中能给水电与风光电力以平等待遇。国家能源局在答复政协提案的国能提电力〔2021〕146号函中指出：积极支持依托存量输电通道，促进水电、风电、光伏可再生能源由资源富集地区向负荷中心输送及消纳。水电与风光电力同为清洁电力，但水电最大的优势在于库容水电可以调峰；现在EPC光伏项目3220元/kW、风电连塔桶1800元/kW，库容水电的投资成本在10000元/kW以上，现在到了该支持水电的时候了，支持水电就等于支持风光电力，支持绿色发展。

3.2.2、引导用户使用清洁能源

随着欧盟碳关税和国内对普通企业税收碳税的临近，留给企业开展节能降碳的时间不多了。节能降碳、引导用户使用清洁能源的有两个方面，一个是行政手段，如可再生能源消纳权重、碳配额、碳税等；这里提一个建议，对同一区域，在计算用电量产生的碳排放时，区域碳排放因子应细化，同为华中的重庆和四川因水电比例不同、排放因子肯定不一样。另一个是社会推动，请政府相关部门尽快出台碳足迹计算方法，对相关产品出具低碳标识，让有社会责任感的企业和个人多生产或使用低碳产品，政府应定期公布企业社会责任排名，以此来推动全社会低碳运行。只有低碳做好了我们才能融入世界，只有低碳做得更好了我们才能引领世界。

其实先知先觉的企业已经开始行动了，中国腾讯控股2月24日称，计划在2030年前实现运营和供应链碳中和，并表达了“减排和绿色电力优先”的原则。那么要成为腾讯的供应链就必须得优先使用绿色电力，腾讯这么做了，那其他头部企业呢，所以这必将加大绿色电力的需求。

3.3、能效管理——为高质量发展服务

2022年2月3日，国家发改委等四部门发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》，同时发布了17个高耗能相关行业的能效标杆值与能效基准值，较为详细的给出了工艺改进与设备改进的工作方向。明确表示，对能效在基准水平以下，且难以在2025年前通过改造升级达到基准水平以上的产能，通过市场化方式、法治化手段推动其加快退出。

2022年2月18日，国家发改委等多部门发布了《关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》，《通知》中明确提出了“建立统一的高耗能行业阶梯电价制度，对能效达到基准水平的存量企业和能效达到标杆水平的在建、拟建企业用电不加价，未达到的根据能效水平差距实行阶梯电价”。

节能降碳不仅是政府的迫切要求，更是企业高质量发展的紧迫需要，如果我们企业能耗高、物耗高，成本和污染自然会很高，企业就没有竞争力；我们必须抓住全球能双碳大机遇，快速成为工业化强国。

要节能减碳就必须知道各工艺过程及主要设备的能耗、物耗，在这个过程中，运用综合能源服务数字平台接入各测量参数的工作必不可少，关于在何处装表可参照GB/T21369计量要求、以及参照电气主接线图或带控制点工艺原理图（PID图）进行布置，在满足要求时也可尽量使用原有仪表；在这个过程中上下级的计量平衡必须做好，计量准确是节能降耗的基础，这是一项极其艰苦细致的工作。

节能降耗工作有三个方面：一是管理、二是工艺、三是设备，我们做的是管理节能降耗，以数据为依托，在进行比较分析制定节能降耗的措施的同时，还可以给工艺设备节能降耗提出建议和依据。

我们通过对CO₂烟气排放浓度和流量的在线检测，可计算出某一时段的化石燃料碳排放量，再加上购入电力碳排放量可计算出碳排放总量，可避免该类碳核查繁杂的取样分析及计算。

在水、电、汽、气、油、煤、冷、热等能源的能效管理中，电是主线。在工业大数据采集和工业互联网的建设中，能源是主线，因为这是大家共有的元素。只要抓住了主线，工业物联网就容易建立起来。对采集的这些数据进行处理计算分析，可服务于科研、政府部门、设备（物料）供需企业。

能效数据的采集与控制，将有力推动测量计量传感技术与控制技术的提高，以及工业数字化和高质量发展、工业竞争力的提升。在完善的工业互联网下，将产生计划经济和市场经济的高度融和。

3.4、需求侧响应服务

需求侧响应就是通过电力用户对电网削峰填谷需求的响应，能使电网运行更平稳安全，并可有效的减少源网荷储的设备投资。在电力用户的用电负荷中，原水抽取，压缩空气、氮气、氧气制备，制冷（热）、蓄冷（热），三废处理，中间物料或产品的制备，机械加工等，有很多可通过时序调整、错峰进行生产，这需要综合能源服务公司利用自身的技术与大数据平台优势，承担起集成商的责任。

应鼓励电力用户、社区、商场等在其停车场内安装可设置充放电时间与深度的双向充电装置，并出台相应政策与实施细则，以调动巨大的电动汽车储能资源参与需求侧响应。

3.5、分布式能源及多能互补

这里的分布式能源指的是建设在用电负荷附近的天然气分布式能源、余热发电分布式能源和光伏发电分布式能源，是电力用户最常用的分布式能源，提高能效和改变用能结构是实现双碳目标的重要手段。

3.5.1、天然气分布式能源

气电相对于煤电来说是低碳清洁能源，企业中的天然气发电一般是热效率高的冷热电三联供，现在峰谷电价差一般在3.5倍左右，企业气电可充分利用峰谷价差、畜冷热及需求侧响应增加收益。气电与煤电面临着同样的CCUS问题，CCUS是碳中和不可分割的重要组成部分，谁解决好了，就是最后的胜者。

3.5.2、分布式余热发电

余热发电被认为是继煤、石油、天然气和水力之后的第五大常规能源。通常余热总资源的60%可回收利用，发达国家余热资源平均回收利用率已达到40%-60%。我国余热资源平均回收利用率只有30%左右。如达到世界平均水平，每年可节约数亿吨标煤。

两部委近期发布的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》明确表示，对余热余压余气等综合利用发电减免交叉补贴和系统备用费，每度电可多收益6分钱，这是否是下一个风口呢，我们拭目以待。

3.5.3、分布式光伏发电

分布式光伏发电由于无污染、安装维护简单、维护费用少、配套设施及投资少、电力不愁消纳、波形标准、且具有缓解电网高峰供电压力等优点得到了快速发展。现在的光电效率由2015年的16%提高到了20%以上，即相同的面积可建更大容量的光伏电站；现在光伏EPC项目已降到3.22元/W,在电价高企的今天，分布式光伏对电力用户来说更显投资价值。

3.5.4、分布式能源的多能互补

这里讲的多能互补指的是通过对天然气分布式能源、余热发电、光伏发电与电网之间的多能合理使用，使企业利益最大化。因分布式电源自发自用比余电上网划算，因此要通过技术措施，尽量使用分布式能源电力，减少余电上网，企业节省了电费，电网减少了线耗，也是节能降耗的一种措施。

3.6、跨省电力交易服务

2022年1月18日，国家发改委、能源局发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，文中指出：统一交易规则和技术标准，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。在此之前国网公司于2021年11月正式印发的《省间电力现货交易规则（试行）》中也确定了发电企业、售电企业、电力用户的市场主体地位，国网公司同期还印发了降价后新的跨省输电价格。2022年1月10日，广州电力交易中心印发了《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则》，相信国网公司的跨区跨省电力中长期交易规则正式版不久也会发布，毕竟中长期交易是基础。截至2020年上半年，我国已全面投运的特高压输电线路共21条；今年，国网计划开工“10交3直”共13条特高压线路，以上说明跨省交易的政策条件和物理条件正逐步具备。我国地域辽阔、各地电力禀赋不均，水电丰期（6-10月）发电能量占全年发电量的6到7成，风电枯水期（1～4、12月）发电能力占全年发电量的6到7成，将来四川丰水期外送水电、枯水接纳风光电力，将成为跨省绿电交易的经典佳作；我国东西部时差2小时、即光伏发电的高峰相差2小时，跨省消纳刚好削峰填谷；各省都有使用清洁风光水电的需求，电网也有通过库容水电、调峰火电（气电）进行跨省辅助服务的需求。跨省交易有利于电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升在新能源大量接入下电力系统稳定性和灵活调节能力，保障电网安全平稳运行。我们不必担心送出省的利益会受损，因为在规则的设计上已确定首先要满足送出省的电力需求。也不必担心送出省的电价会抬到和受端省一样高，因为中间至少还有输电价差。银东直流点对点交易已试运行6年，国网浙江综合能源公司今年也成功组织了跨省绿电点对点交易，积累了各方共赢的丰富经验，相信随着各项政策的落地，全国统一电力市场体系的逐步建立，必将成为全球能源互联网建设史上的一座丰碑，其非凡意义将超越时空。

（注：本文为投稿，文中内容观点仅代表作者）