當前，我國能源消費供給、能源結構轉型、能源系統形態呈現新的發展趨勢。隨著互聯網信息技術、可再生能源技術以及電力改革進程加快，開展綜合能源服務已成為提升能源效率、降低 用能成本的重要發展方向，也成為各企業新的戰略競爭和合作焦點。綜合能源服務新業態的發展正在對傳統能源市場和商業模式產生強烈沖擊。為適應能源發展新形勢，抓住新的商業機遇，搶占新一輪產業發展制高點，各傳統能源企業紛紛加快向綜合能源服務轉型的步伐，新能源企業紛紛延長各自的產業鏈、快速拓展其業務范圍，各種社會資本和新技術也大量涌入該領域，試圖為未來的能源競爭和企業可持續發展提前布局。

一、綜合能源服務的概念及分類

(一)綜合能源服務的概念

綜合能源服務是一種新型的為滿足終端客戶多元化能源生產與消費的能源服務方式，涵蓋能源規劃設計、工程投資建設、多能源運營服務以及投融資服務等方面。即在傳統綜合供能(電、燃氣、熱、冷)基礎上，整合可再生能源、氫能、儲能設施及電氣化交通等，通過天然氣冷熱電聯供、分布式能源和能源智能微網等方式，結合大數據、云計算、物聯網等技術，實現多能協同供應和能源綜合梯級利用，從而提高能源系統效率，降低用能成本的一種新型能源服務模式。

綜合能源服務最本質的特點是以電力系統為核心，改變以往供電、供氣、供冷、供熱等各種能源供應系統單獨規劃、單獨設計和獨立運行的既有模式，利用現代物理信息技術、智能技術以及提升管理模式，在規劃、設計、建設和運行的過程中，對各類能源的分配、轉化、存儲、消費等環節進行有機協調與優化，充分利用可再生能源的新型區域能源供應系統。

綜合能源服務未來的發展將朝著供應能源多元化、服務多元化、用能方式多元化及智能化趨勢發展。

(二)綜合能源服務的類型

按照服務類型劃分，綜合能源服務大致可以分為6類：能源供應服務、技術設備服務、管理服務、工程服務、投融資服務、其他衍生服務，具體見表1。

表1 綜合能源服務類型及內容

 

綜合能源服務的宗旨是為用戶提供高效智能的能源供應及增值服務。它的興起代表著我國能源行業重心已從“保障供應”轉移到“以用戶為中心的能源服務”。即從“以供應者為主體，用戶作為被動接受者”，轉變為“要求真正實現一切以用戶為中心，從而更好滿足用戶需求出發”，這也是能源行業供給側結構性改革的本質要求。

二、電力市場面臨的形勢變化

綜合能源服務的出現創造了新的商業機遇，將帶動相關產業的發展，培育新的市場業態，增加新的利潤增長點，但同時也給傳統能源企業帶來了新的挑戰。

(一)政策變化，改變能源供應市場結構，催生新的商業模式

2014年6月13日，習近平總書記親自主持召開中央財經領導小組第6次會議，明確提出了我國能源安全發展的“四個革命”戰略思想，即：推動能源消費革命，抑制不合理能源消費;推動能源供給革命，建立多元供應體系;推動能源技術革命，帶動產業升級;推動能源體制革命，打通能源發展快車道。隨后電力體制改革9號文出臺，按照“管住中間，放開兩頭”的原則，提出“三放開、一獨立”政策，而供給側結構性改革著力在去產能方面發力，特別是煤炭去產能成為能源領域的重要內容，并以“互聯網+”智慧能源這一新概念促進能源系統扁平化，加上多能互補的發展方向，這一系列政策的出臺(具體見圖1)有效地推動了能源供應結構向多元化發展，從而促進新業態的發展，催生新的商業模式，即綜合能源服務的誕生。

 

資料來源：根據公開資料整理

圖1 能源政策變化

(二)新概念、新技術出現，改變能源消費模式，衍生新的增值服務

互聯網、大數據、云計算、物聯網等技術與能源的深度融合(具體見圖2)推動能源消費模式向智能化轉變，從而衍生出更多新的增值服務。最典型的就是能源互聯網推動思維方式的轉變：傳統思維下，資源集中度高，市場競爭意識弱，對用戶實際用能需求考慮較少;而能源互聯網思維下，會催生多元化的新的商業模式和投資機會，徹底打破能源體系封閉壟斷的結構，向以用戶需求為中心轉變。能源互聯網可以在廣域能源協調方面做規劃，不再是以各領域割裂孤立的方式去做，推動多種類型能源橫向跨界融合與優勢互補。綜合能源服務新業態的出現，構建出多種能源優化互補的綜合能源供應體系，實現了能源、信息雙向流動，逐步形成以能源流為核心的“互聯網+”公共服務平臺，促進能源與信息的深度融合，推動能源生產和消費革命。

 

圖2 新概念和新技術出現

其次，運用大數據和云計算技術可以用于分析用戶需求、負荷預測、設備管理、信息化管理、配電運維、需求響應等，提供有效的決策支撐服務。運用物聯網技術可以根據環境、設備狀態智能感知，通過自適應調控電機、照明設備的電源及工作狀態，達到有效節電的目的。

通過互聯網促進能源系統扁平化，以“互聯網+”、大數據技術、云計算技術、電子商務、互聯網支付及金融服務等先進技術為綜合能源系統建設提供強有力的支撐，從而形成智慧應用的新型能源消費市場。

(三)環境約束及新能源技術進步，改變能源消費結構，倒逼能源供應多元化

受環境約束及新能源技術進步因素影響，能源消費結構進一步優化，倒逼供應能源多元化，新能源比重明顯提高。國家能源局數據顯示，2017年，可再生能源發電量1.7萬億千瓦時，同比增長1500億千瓦時;可再生能源發電量占全部發電量的26.4%，同比上升0.7個百分點。其中，水電11945億千瓦時，同比增長1.7%;風電3057億千瓦時，同比增長26.3%;光伏發電1182億千瓦時，同比增長78.6%;生物質發電794億千瓦時，同比增長22.7%。光伏和風電增速最快，主要得益于其成本的快速下降。2017年，風電和光伏發電建設成本分別下降了20%和60%。

此外，儲能技術進步、電動汽車逐漸普及為構建綜合能源系統提供了良好的基礎。儲能作為智能電網、可再生能源高占比能源系統、“互聯網+”智慧能源的重要組成部分和關鍵支撐技術，在可再生能源并網、分布式發電與微網、調峰調頻、需求響應等領域有重要作用。而儲能成本也在快速下降，以4小時容量的儲能系統為基準，2007年大規模鋰電池儲能系統的成本大約是每千瓦時8000～10000元;到2017年該成本已經下降到每千瓦時1800～2000元。預計未來3年左右，鋰電池儲能系統的成本預計將降低到每千瓦時1500元。世界著名的鈉硫電池生產商NGK公司表示，預計到2020年鈉硫電池成本可以降到200美元/千瓦時。此外，電動汽車的車載電池作為移動儲能電站，通過能源互聯網與可再生能源可以構成最佳搭配，在光儲式充換電站、快速充電站、需求響應充電中發揮儲能作用，且動力電池梯次利用將降低儲能電池應用成本。

(四)電力市場形勢變化，重塑能源主體競爭格局，動搖電網原有市場壟斷地位

新一輪的電力體制改革放開了配售電業務、公益性和調節性以外的發用電計劃以及輸配以外的競爭性環節電價，重塑了電力市場競爭格局，動搖了電網原有市場壟斷地位。對于電網企業而言，在新電改之前，幾乎完全負責輸配售環節，售電模式基本為發電企業售電給電網企業，再由電網企業售電給用戶。但通過電改，將輸配與銷售環節分開，輸配環節的電價由政府核定。電網公司市場地位變化主要體現在以下三點：

一是“放開兩頭”使得用戶被動埋單的模式一去不返。電力用戶成批準入，售電公司上萬家成立、兩千多家準入市場。電力用戶擁有向不同市場主體購電的選擇權，使得計劃體制下沿襲的“政府根據發電成本變化和發電企業訴求調整上網電價，電網公司‘轉手’順導價格，用戶被動埋單”的模式一去不返。

二是電網公司統購統銷賺取差價的壟斷局面被打破。全國已經注冊了上萬家售電公司，并陸續進入電力交易市場。售電側放開改變了目前電網公司統購統銷的局面，電力買賣雙方可自由選擇、自行決定電量、電價。

三是電網公司“獨家辦(配)電”的局面被打破。伴隨著第一批(105個)、寧東增量配電網試點、第二批(89個)、第三批(要求覆蓋地級市，每個城市至少申報一個。目前，全國共有380個地級市)增量配電業務試點全面鋪開，“獨家辦(配)電”的局面被打破。其中，第一批105個試點中，民企控股或參與23家，占比超五分之一。

從電改的效果來看，電力市場化交易量顯著上升。2017年我國電力市場化交易電量累計1.63萬億千瓦時，同比增長45%，占全社會用電量比重達26%左右，較去年同期增長7個百分點，其中，2017年國網和南網市場化交易電量占比均超總售電量的三分之一，2018年市場化交易將進一步激活電力市場。

在當前電改情況下，電網公司如果再不推出綜合能源服務，早晚會被運營增量配電網業務的售電公司取代，到時電網恐怕會成為單純的電力運輸商。

三、綜合能源服務的市場潛力分析

目前，我國的綜合能源服務市場尚處于起步階段。綜合能源服務的出現促進售電市場能源供應模式多元化，推動信息產業(互聯網、大數據、云計算、物聯網等技術)和能源產業的融合，使傳統供能(供電、供熱、供冷、供水等)系統、各類型分布式可再生電源、儲能設備、電動汽車、智能電網/微電網以及其他可控負荷之間實現協調優化控制，同時實現電力終端系統中局部系統的微平衡和局部系統之間的關聯平衡，使得各種能源形式優化配置、互聯互通，也催生出更多的消費模式和商業模式。綜合能源服務內涵寬、層次多、形勢豐富、潛在需求和節能減排貢獻潛力巨大。據相關測算，到“十三五”末，我國綜合能源服務產業有望超過8萬億產值規模。

(一)市場潛力分析

目前，我們討論的綜合能源服務中的關鍵業務包括：供電、供氣、供熱、供冷、節能服務、分布式能源、儲能、微電網、電氣化交通、充電樁以及供氣、供水等管廊基礎設施。綜合能源服務整合了不同的能源服務業務，具有更多的利潤增長點，易于形成規模效應，有效降低成本，市場潛力巨大。

1.市場需求預測

從市場需求看，若僅選取供電、供氣、北方城鎮供熱、分布式光伏、節能服務、微電網、儲能七個主要的業務領域進行分析測算，2017年市場規模超4.9～5.47萬億元，到2020年市場潛力至少為5.28～6.29萬億元，具體估算如表2所示。

表2 2020年綜合能源服務市場潛力

 

數據來源：國家能源局及公開資料整理

(1)供電市場潛力分析

售電市場之所以能夠吸引上萬家公司的加入，主要得益于其萬億級的市場需求容量。根據國家能源局發布的數據，2017年，我國全社會用電量為63077億千瓦時，按照國家能源局2017年12月發布的《2016年度全國電力價格情況監管通報》，2016年電網企業平均銷售電價為0.61483元/千瓦時(不含政府性基金及附加，含稅，同比下降4.55%)。假設2017年仍按此速度下降，則電價約為0.58686元/千瓦。據此測算，2017年全國售電市場容量為3.7萬億元。

《電力發展“十三五”規劃(2016～2020年)》提出，到2020年全社會用電量預期為6.8～7.2萬億千瓦時。2018年政府工作報告提出，“要降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%”。隨著電改的不斷推進及技術進步，電價還將繼續下降，這意味著全國電網企業平均電價下降速度將超過5%，假設每年按5%的速度下降，預計2020年電價約為0.5元/千瓦時，屆時電力銷售市場規模約為3.4～3.6萬億元。

(2)供氣市場潛力分析

根據國家發展改革委運行快報統計，2017年我國天然氣消費量2373億立方米，目前全國天然氣平均銷售價格約為2～3元/立方米，據此計算，2017年我國天然氣市場規模約為0.47～0.71萬億元。

《天然氣發展“十三五”規劃》提出，到2020年使天然氣占一次能源消費比重力爭提高到10%左右，逐步把天然氣培育成主體能源之一。在目前我國霧霾現象頻發的狀況下，各地都加大了“煤改氣”的力度，天然氣需求出現爆發式增長。2017年，在氣源供應不足的情況下，天然氣年消費增量超300億立方米，增幅和增量均創歷史新高。按此趨勢，預計到2020年我國天然氣消費量極有可能實現3600億立方米，考慮到天然氣供應緊張和技術進步因素，價格增減相抵消，天然氣價格仍按2～3元/立方米測算，屆時我國天然氣消費市場潛力將達到0.72～1.08萬億元。

(3)供熱市場潛力分析

近年來，我國城鎮建筑取暖面積持續增長。根據《北方地區冬季清潔取暖規劃(2017～2021年)》數據顯示，截至2016年底，我國北方地區城鄉建筑取暖總面積約206億平方米。其中，城鎮建筑取暖面積141億平方米，農村建筑取暖面積65億平方米。城鎮地區主要通過集中供暖設施滿足取暖需求，城鄉結合部、農村等地區則多數為分散供暖。按照20～40元/平方米/采暖季測算，預計2017年北方供暖面積將達到156億平方米，僅北方城鎮取暖市場規模就可達到0.31～0.62萬億元。

根據《住房城鄉建設事業“十三五”規劃綱要》，“十三五”期間，城鎮新建住房面積累計達53億平方米左右。據此測算，預計2020年北方城鎮取暖面積將達到190億平方米，僅北方城鎮供暖市場規模可達0.38～0.76萬億元左右。此外，由于人們對于生活質量的要求提高，南方供暖需求呈不斷上升趨勢，因此，供暖市場潛力十分巨大。

(4)節能服務市場潛力分析

根據中國節能協會服務產業委員會最新發布的《2017節能服務產業發展報告》顯示，節能服務產業持續較快增長，規模效應初顯。2017年我國節能服務產業產值達4148億元，較去年同期增長16.3%，增速較上年提高2個百分點。其中，2017年合同能源管理投資額達到1113.4億元，比上年增長3.7%;合同能源管理項目融資預計超過700億元。這表明，節能服務公司在做大做強的路上呈現出良性發展態勢。截至2017年，從事節能服務的企業有6137家，較上年增加321家，年均增長率較2016年降低1.7%。

照此發展勢頭，《“十三五”全民節能行動計劃》提出，“到2020年，節能服務產業產值比2015年翻一番，預計達到6000億元”的目標任務，有望提前完成。

(5)分布式光伏市場潛力分析

2017年，分布式光伏出現爆發式增長。根據國家能源局數據顯示，2017年我國分布式光伏新增裝機1944萬千瓦，增幅高達3.7倍，占新增光伏總裝機的36.6%，較2016年提升24個百分點，創歷史新高。2017年1～11月，我國分布式光伏累計裝機2966萬千瓦，分布式光伏發電量達137億千瓦時，考慮各級政府補貼后的電價約為1～2元/千瓦時，市場容量約為0.01～0.03萬億元。

按照《能源發展“十三五”規劃》，到2020年分布式光伏發電裝機將達6000萬千瓦，建成100個分布式光伏應用示范區，園區內80%的新建建筑屋頂、50%的已有建筑屋頂安裝光伏發電。由此可見，適合安裝在工業園區、經濟開發區、大型工礦企業以及商場學校醫院等公共建筑屋頂的分布式光伏正漸入佳境。考慮到光伏成本將繼續快速下降、后期將逐步取消補貼以及極有可能提前完成“十三五”規劃目標等因素，價格仍按1～2元/千瓦時計算，光伏發電全國全年平均利用小時數按1204小時計算，預計2020年的市場潛力將超0.07～0.14萬億元。

(6)微電網市場潛力分析

微電網是指由分布式電源、用電負荷、配電設施、監控和保護裝置等組成的小型發配用電系統(必要時含儲能裝置)。微電網分為并網型微電網和獨立型微電網，可實現自我控制和自治管理。并網型微電網既可以與外部電網并網運行，也可以離網獨立運行;獨立型微電網不與外部電網連接，電力電量自我平衡。

微電網作為“互聯網+”智慧能源的重要支撐以及與大電網友好互動的技術手段，可以提高電力系統的安全性和可靠性，促進清潔能源的接入和就地消納，提升能源利用效率，在節能減排中發揮重要作用。券商預計，“十三五”期間，微電網將撬動數百億的增量市場需求。

(7)儲能市場潛力分析

儲能是智能電網、可再生能源高占比能源系統、“互聯網+”智慧能源的重要組成部分和關鍵支撐技術。作為綜合能源系統的重要支撐，儲能可以起到削峰填谷作用，提高風、光等可再生能源的消納水平，支撐分布式電源及微網，促進能源生產消費開放共享和靈活交易、實現多能協同。

根據中關村儲能產業技術聯盟統計，2000～2016年應用于用戶側(即分布式發電及微網領域)的投運儲能系統累計裝機量為107.9兆瓦(不包含抽水蓄能和儲熱項目)，占全部裝機的比例為57%。其中2015年7月～2016年12月用戶側安裝比例占全部規劃的54%。隨著可再生能源比例的增加，預計2017年用戶側將保持高增長態勢。而在這一增長態勢中，園區依舊是熱點，在東南沿海等地區，已有很多園區開始參與儲能系統建設，特別是新建園區。不僅如此，很多企業參與園區儲能建設的積極性也很高。此外，政府的很多示范項目也將落地園區。儲能在用戶側的應用具有最濃厚的商業化氣息，特別是儲能在分布式發電與微網、輔助服務、用戶側需求響應和電動汽車車電互聯系統領域開始涌現出一些市場機會和創新模式。預計到2020年，儲能總裝機規模最高將達24.2吉瓦，在后續儲能補貼等政策出臺的情況下市場規模將達1000億元。

2.投資需求預測

從投資的角度看，綜合能源服務所涉及的要素中僅可再生能源、配電網改造、天然氣分布式三個領域“十三五”期間的新增投資規模，預計約4.26～4.275萬億元，具體見表3。

表3 “十三五”期間綜合能源服務相關要素投資規模

 

數據來源：根據公開資料整理

(1)可再生能源投資規模

從可再生能源投資力度來看，光伏發電成為各類可再生能源中的投資重點。《可再生能源發展“十三五”規劃》顯示，到2020年，我國水電將新增投資約5000億元;我國新增風電投資約7000億元;我國新增各類太陽能發電投資約1萬億元。加上生物質發電投資、太陽能熱水器、沼氣、地熱能利用等，“十三五”期間可再生能源新增投資約2.5萬億元。

(2)配電網市場投資規模

2015年發布的《配網改造行動計劃2015～2020》和《關于加快配電網建設改造的指導意見》中曾提出，“十三五”期間配電網建設改造累計投資不低于1.7萬億元。與歐美國家相比，歐美國家配電投資基本上是輸電投資的1.5倍，而我國配電網的投資明顯落后于輸電網投資，反映出我國配電網投資尚有很大的發展空間。隨著綜合能源服務新業態的推動，預計未來十年我國配網投資將加速，“十三五”期間極有可能實現2萬億配網投資。

(3)天然氣分布式投資規模

中國城市燃氣協會分布式能源專委會在京發布的《天然氣分布式能源產業發展報告2016》顯示，截至2015年底，我國天然氣分布式能源項目(單機規模小于或等于50兆瓦，總裝機容量200兆瓦以下)共計288個，總裝機超過1112萬千瓦。根據《能源發展“十三五”規劃》，“十三五”期間，全國氣電新增投產5000萬千瓦，2020年達到1.1億千瓦以上，其中天然氣熱電冷多聯供1500萬千瓦。若按照天然氣分布式能源項目投資單價約4000～5000元/千瓦，到2020年天然氣分布式能源項目總投資規模將達600～750億元。

(二)市場競爭主體分析

目前，國內綜合能源服務尚處于起步階段。綜合能源服務這一新業態的出現，打破了不同能源品種、單獨規劃、單獨設計、單獨運行的傳統模式，提出綜合能源一體化解決方案，實現橫向“電熱冷氣水”能源多品種之間，縱向“源～網～荷～儲～用”能源多供應環節之間的生產協同、管廊協同、需求協同以及生產和消費間的互動，具有綜合性、就近性、互動性、市場化、智能化、低碳化等特征。為適應形勢變化，將催生出各種新的消費模式和商業模式，綜合能源服務既有利于中小企業創新創業，也有利于推動傳統能源企業轉型，可以采用混合所有制、PPP等各種靈活模式，推動信息產業與能源產業融合、輕資產與重資產融合、金融產業與實體經濟融合。

新時代下的能源綜合服務具有傳統能源生產消費的技術和運營屬性，融合了新的商業模式和業態，將更具有戰略和商業屬性。按照綜合能源服務的主要市場參與主體，這里大致歸納為能源公司、售電公司、服務公司和技術公司四類，具體見表4。

表4 綜合能源服務主要市場參與主體

 

1.能源公司

配售電改革給部分傳統能源企業提供了轉型和延長產業鏈的機遇，為部分新能源企業提供了資源整合和升級的契機，推動公司由單一能源供應商向綜合能源服務商轉變，打造新的利潤增長點，提升公司市場競爭力。與傳統能源公司相比，新型的能源服務公司直接面向用戶或增量能源市場(新開發的區域里建立新的能源基礎設施)，業務往往包含多種能源。

這類公司主要為重資產企業，企業通常規模較大，具有較強的實力，一定程度上具備資質、技術、資本、客戶、線下服務能力等資源，可能主導或者參與發展綜合能源服務。受電力體制改革、煤炭去產能、低油價等因素影響，電力、煤炭、油氣企業紛紛開始向綜合能源服務轉型。如中石化在2017年12月成立了河南中原油田能源服務有限公司，開展購電、售電、配電網投資建設以及檢修等服務;陜西延長石油申請了陜西安塞區多能互補集成優化示范工程;神華成立了神華富平綜合能源有限公司，開展富平區域綜合能源示范項目;傳統電力企業借勢電改契機轉型升級，全面推進由單一火電向發電、配電、售電、供熱、供冷、供水等一體化綜合能源供應商轉變;國家電網公司出臺了將綜合能源服務作為其主營業務的相關文件。為抓住當前體制改革紅利及能源形勢變化的有利時機，新能源企業也紛紛延長自身產業鏈努力成為綜合能源服務商。如新奧是以燃氣為主導，同時往燃氣的深度加工——發電、冷熱供應方向發展;協鑫以光伏、熱電聯產為主導，同時往天然氣、智慧能源布局。

2.售電公司

目前成立的售電公司上萬家，公示的3000家左右。從市場的參與者來看，在政策的趨勢下，售電公司的市場主體呈現出了多元化的特點。按照電改9號文，鼓勵進入售電公司領域的主體主要包含以下幾類：現有供電公司、大型發電企業、節能服務公司、工程建設公司、大型工業園區以及有條件的社會資本。除了上述參與者，目前參與到售電領域的企業還包括了民營電氣設備企業、分布式能源企業等。截至2017年9月，國電電力、科陸電子、比亞迪、漳澤電力等超過20家上市公司已進入售電市場。

由于售電公司的進入門檻較低，市場競爭主體相對較多，且售電公司的類型各式各樣，加上售電公司可以參與增量配電網投資運營，競爭也將更加激烈。盡管售電公司注冊數量大，但參與市場程度低，采取賺取差價紅利的商業模式，因創新不足很難實現可持續發展。從2017年上半年廣東電力市場交易情況來看，交易電量基本被電廠窗口型售電公司、擁有大用戶的售電公司以及綜合能源服務商三類瓜分。由此可見，定位為用電需求側的綜合能源服務商，售電與提供各種增值服務融合發展將是未來售電公司最為可能的趨勢。

3.技術公司

這類公司主要將信息技術與能源相融合，包括傳統能源技術公司以及以大數據、云計算、物聯網、區塊鏈技術、人工智能等新業態為主的技術公司，適合開拓一些新型增值服務。如國網綜合能源服務電子商務平臺，打造智慧園區，把園區的安全監控、環境保護、應急管理、能源供應以及融資服務、數據資訊等與移動互聯網、云計算、大數據、物聯網相結合，建設電子商務綜合服務平臺，培育能源與互聯網融合發展新模式。阿里云綜合能源服務云方案的業務模式通過大數據云計算，制定綜合能源服務的解決方案。遠景能源通過智能控制技術、先進的通信和信息技術建設能源互聯網，已經形成了格林威治™云平臺、智慧風場Wind OS™平臺、阿波羅光伏云™平臺，成為智慧能源資產管理服務公司。

4.服務公司

這類公司主要是輕資產企業，規模相對較小，包括各類設計院、EPC單位、工程服務企業、節能服務公司、需求響應服務、分布式能源方案設計單位、智慧能源解決方案服務商等。根據用戶需求可提供各種增值服務，如提供蓄熱受托、能效管理、用能診斷、設備維護、整體供電方案等多元化服務，以及搭建多種生活產品交易平臺，實現電力、自來水、燃氣、熱力的批發和零售，提供從電力、天然氣到可再生能源供應等一系列的綜合解決方案。

值得一提的是，節能服務、分布式能源服務企業發展較緩，需求側響應也還未構成獨立的商業模式。這類企業存在規模小、融資成本高的問題。綜合能源服務概念的出現將極大可能盤活節能服務、分布式能源服務和需求響應服務市場，推動其向綜合化服務方向發展。以節能服務為例，一直以來節能服務市場發展比較緩慢，企業規模普遍偏小、融資難，企業盈利性差。如果節能服務轉型升級，擴大業務范圍，提供能源供應，節能服務作為其附加值，將大大增加企業盈利空間。由于這類公司不具有上游資源、核心技術等，因此在剛進入市場時缺乏一定的競爭優勢，需要與能源為主業的公司開展合作，逐步過渡為真正的綜合能源服務商。

基于以上分析，最有可能成為綜合能源服務商的主力軍是能源公司和售電公司，而大多數能源公司主要以大型國企背景的公司為主具有先天優勢，另外像協鑫、新奧這樣有實力的民營企業不容小覷，另外最有可能崛起的就是售電公司。售電公司將以售電為切入點，進行業務拓展，而這部分公司存在大量的民營企業，只要有好的商業模式就會迅速崛起。

(三)相關政策及導向

為提高環境質量，促進可再生能源消納，提高能源系統綜合效率，國家密集出臺了一系列相關支持政策，僅2017年綜合能源服務中所有涉及的相關要素基本都已出臺了最新政策，做好了政策支持框架布局，包括23個多能互補示范項目、55個能源互聯網示范項目、28個新能源微網示范項目、136個生物質熱電聯產項目、超195個增量配電網試點項目、燃煤耦合生物質發電試點，以及微電網、并網型微電網、電力需求側管理、儲能技術、分布式發電市場化交易等輔助政策，為綜合能源服務新業態的發展奠定了良好的政策基礎。

1.《關于首批多能互補集成優化示范工程的通知》(23個多能互補集成優化示范項目)

2017年1月25日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于公布首批多能互補集成優化示范工程的通知》，首批多能互補集成優化示范工程共安排23個項目，其中，終端一體化集成供能系統17個、風光水火儲多能互補系統6個，這是從261個申請項目中選出的。《通知》提出“通過天然氣熱電冷三聯供、分布式可再生能源和能源智能微網等方式實現多能互補和協同供應，為用戶提供高效智能的能源供應和相關增值服務”。

2.《微電網管理辦法》(征求意見稿)

2017年2月7日，國家能源局發布《微電網管理辦法》(征求意見稿)，規定在城市、商業、工業、新型城鎮等地區鼓勵建設以風、光發電、燃氣三聯供系統為基礎的微電網，提高能源綜合利用效率。微電網內部的分布式電源納入當年的建設規模指標，可執行現有分布式能源發電和可再生能源發電的補貼政策。

3.《關于新能源微電網示范項目名單的通知》(28個新能源微網示范項目)

2017年5月5日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于新能源微電網示范項目名單的通知》，名單中共28個新能源微電網項目，包括24個并網型和4個獨立型。《通知》提出促進微電網內多種能源的協同供應和綜合梯級利用;新能源微電網示范項目投資經營主體負責新能源微電網范圍內用戶的供電、供冷、供熱等能源服務。

4.國家能源局公布首批55個能源互聯網示范項目

2017年6月28日，國家能源局正式公布55個能源互聯網示范項目，提出創新城市規劃、綜合能源規劃、建筑設計方法，集成各類可再生能源、智能電網、電動汽車及充放電設施，建設普及低碳能源、低碳建筑和低碳交通的低碳城市。

5.《推進并網型微電網建設試行辦法》

2017年7月17日，國家發展改革委、國家能源局發布《推進并網型微電網建設試行辦法》，提出微電網運營主體要鼓勵電源、用戶積極參與負荷管理、需求側響應。鼓勵微電網內建立購售雙方自行協商的價格體系，構建冷、熱、電多種能源市場交易機制。微電網源～網～荷一體化運營，具有統一的運營主體。鼓勵各類企業、專業化能源服務公司投資建設、經營微電網項目;鼓勵地方政府和社會資本合作(PPP)開展微電網項目的建設和運營。

6.《關于開展生物質熱電聯產縣域清潔供熱示范項目建設的通知》(136個示范項目)

2017年8月4日，國家能源局公布了136個生物質熱電聯產示范項目，項目裝機容量380萬千瓦。其中，農林生物質熱電聯產項目126個、城鎮生活垃圾焚燒熱電聯產項目8個、沼氣熱電聯產項目2個，新建項目119個，技術改造項目17個，總投資約406億元。《通知》提出，形成100個以上生物質熱電聯產清潔供熱為主的縣城、鄉鎮，以及一批中小工業園區，達到一定規模替代燃煤的能力。

7.《電力需求側管理辦法(修訂版)》

2017年9月20日，國家發展改革委等六部委發布《電力需求側管理辦法(修訂版)》，新《辦法》鼓勵電能服務機構、售電企業為用戶開展需求側管理提供合同能源管理、綜合節能和用電咨詢等服務;鼓勵電能服務公司等向售電企業轉型。支持在產業園區、大型公共建筑、居民小區等集中用電區域開展“互聯網+”智能用電示范，探索“互聯網+”智能用電技術模式和組織模式，推進需求響應資源、儲能資源、分布式可再生能源電力以及新能源微電網的綜合開發利用，推廣智能小區/樓宇/家庭、智慧園區試點，引導全社會采用智能用電設備。

8.《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》

2017年9月22日，我國首個國家級大規模儲能技術及應用發展的政策——《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》正式發布，并提出“鼓勵家庭、園區、區域等不同層次的終端用戶互補利用各類能源和儲能資源，實現多能協同和能源綜合梯級利用”。

9.《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》

2017年10月31日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，明確鼓勵和支持開展分布式發電市場化交易試點，自2018年2月1日起啟動交易。《通知》規定納入分布式發電市場化交易試點的可再生能源發電項目建成后自動納入可再生能源發展基金補貼范圍，按照全部發電量給予度電補貼。自此分布式電源面向用戶直接交易逐步有了清晰的政策依據。

10.燃煤耦合生物質發電技改試點工作啟動

2017年11月27日，國家能源局、環保部啟動燃煤耦合生物質發電試點，提出燃煤耦合垃圾發電、燃煤耦合污泥發電技改項目，重點在直轄市、省會城市、計劃單列市等36個重點城市和垃圾、污泥產生量大，土地利用較困難或空間有限，以填埋處置為主的地區布局。

11.《關于加快推進增量配電業務改革試點的通知》

2017年11月30日，國家發展改革委、國家能源局發布第三批增量配電網報送通知，要求每個地級市至少要有一個(目前，全國共有約380個地級市)，前兩批已經有195個試點項目。《辦法》提出，用戶多種能源優化組合方案，提供發電、供熱、供冷、供氣、供水等智能化綜合能源服務。

四、相關企業向綜合能源服務轉型的措施探討

(一)目標市場定位

1.以新建工業園區作為重點布局

據不完全統計，目前全國國家級高新技術產業園區、經濟開發區數量超300家，各類省級產業園區超1200家，較大規模的市產業園區1000多家，縣以下的各類產業園區更是數以萬計。而我國70%的工業用能集中在工業園區。因此，工業園區將成為開展綜合能源服務的主戰場。首先工業園區電力消耗量大，有大量的電力需求，是拉動各地經濟的增長點。另外，工業園區的用戶用能方式多元化，具備形成綜合用能增值服務的條件。工業園區配網范圍清晰，扯皮少，社會資本進入容易。從另一個角度上看，園區政府可以通過降電價增強招商引資優勢，體現改革成果。

根據國家能源局發布的《關于推進多能互補集成優化示范工程建設的實施意見》，在新產業園區、新城鎮、新建大型公用設施(機場、車站、醫院、學校等)、商務區和海島地區等新增用能區域，加強終端供能系統統籌規劃和一體化建設，因地制宜實施傳統能源與風能、太陽能、地熱能、生物質能等能源的協同開發利用，優化布局電力、燃氣、熱力、供冷、供水管廊等基礎設施，通過天然氣熱電冷三聯供、分布式可再生能源和能源智能微網等方式實現多能互補和協同供應，為用戶提供高效智能的能源供應和相關增值服務，同時實施能源需求側管理，推動能源就地清潔生產和就近消納，提高能源綜合利用效率。在既有產業園區、大型公共建筑、居民小區等集中用能區域，實施供能系統能源綜合梯級利用改造，推廣應用上述供能模式，同時加強余熱、余壓以及工業副產品、生活垃圾等能源資源回收和綜合利用。

到2020年，各省(區、市)新建產業園區采用終端一體化集成供能系統的比例達到50%左右，既有產業園區實施能源綜合梯級利用改造的比例達到30%左右，具體見圖3。由于既有園區改造成本高，供水、供熱等行業存在壟斷難以介入，且改造比例相對較小，因此以新建產業園區作為重點布局。

 圖3 2020年多能互補規劃

2.將高負荷用電區域作為首選

從綜合能源服務所供能源的市場體量來看，電力市場容量最大，因此我們重點圍繞售電市場進行布局，重點在中東部地區。中電聯電力工業統計資料匯編顯示，2017年東部的廣東、江蘇、山東、浙江和河北5省全社會用電量分列全國前五位，僅5省用電量合計24832億千瓦時，占全國的39%，具體見圖4。河南、內蒙古、四川、遼寧、福建5省全社會用電量為12511億千瓦時，占全國的20%。僅前十個省份全社會用電量占全國的59%，應作為開展綜合能源服務的重點區域。

 

數據來源：中電聯電力工業統計資料匯編

圖4 2017年全國各省社會用電量(單位：億千瓦時)

3.兼顧可再生能源豐富的地區

我國西北地區可再生能源豐富，適合推進以風光水火儲多能互補系統為主的綜合能源服務建設。特別是青海、甘肅、寧夏、內蒙、四川、云南、貴州等省區可再生能源豐富，可以利用大型綜合能源基地風能、太陽能、水能、煤炭、天然氣等資源組合優勢，充分發揮流域梯級水電站、具有靈活調節性能火電機組的調峰能力，建立配套電力調度、市場交易和價格機制，開展風光水火儲多能互補系統一體化運行。考慮到目前可再生能源成本仍舊相對較高，且由于其發電具有波動性、間歇性與隨機性在接入電網方面存在一定的困難，建議優先布局用電負荷第一梯隊和第二梯隊的地區，具體見圖5，兼顧布局可再生能源豐富的地區。

 

資料來源：根據公開資料

 

4.重點關注北方清潔供暖市場

由于我國北方地區霧霾頻發，2017年12月，國家發展改革委等部委聯名發布了《北方地區冬季清潔取暖規劃(2017～2021)》。根據該《規劃》，到2019年，北方地區清潔取暖率要達到50%，替代散燒煤7400萬噸;到2021年，北方地區清潔取暖率達到70%，替代散燒煤(含低效小鍋爐用煤)1.5億噸。此外，鑒于北方地區冬季大氣污染以京津冀及周邊地區最為嚴重，《規劃》要求“2+26”重點城市，到2021年，城市城區全部實現清潔取暖，縣城和城鄉結合部清潔取暖率達到80%以上，農村地區清潔取暖率60%以上。

而2016年，我國北方地區清潔取暖比例低占總取暖面積僅34%，發展緩慢。其中，天然氣供暖面積約22億平方米，占總取暖面積11%;電供暖面積約4億平方米，占比2%;清潔燃煤集中供暖面積約35億平方米，均為燃煤熱電聯產集中供暖，占比17%;可再生能源等其他清潔供暖，包括地熱供暖、生物質能清潔供暖、太陽能供暖、工業余熱供暖，合計供暖面積約8億平方米，占比4%。也就是說在今后的一段時間里，我國北方地區具有巨大的清潔能源供暖需求。值得注意的是，我國北方地區電力、鋼鐵、水泥、有色金屬、石化等行業仍有約3億噸標準煤低品位余熱資源尚未利用。實踐表明，工業低品位余熱供暖的熱源成本遠低于燃煤和天然氣供暖，在經濟和技術上均具有較好的可行性。想要開展綜合能源服務的企業，可以先進軍大宗工業余能余熱利用領域，為全面進軍綜合能源服務領域積累寶貴的經驗。

(二)快速進入市場的模式

目前，綜合能源服務市場處于發展的初級階段，很多企業并不具備供應多種能源和多種服務的業務范圍。在時機尚不成熟之時，可以采取逐步過渡的方式。

1.合作與并購為主，兼顧自身業務拓展

從介入的切入點而言，可圍繞售電業務逐步深度展開。前期可以從配售一體化經營，逐步過渡到配售一體+多種能源供應+更多增值服務的業務模式。從進入的方式而言，前期想要短期內快速進入市場的最簡單的方式就是合作或并購模式。小型企業進行戰略合作，大型企業采取并購或合作模式。由于不同專業領域的企業，具有各自專業領域的資源、客戶、技術、市場等優勢，采取合作或并購，可以快速實現優勢互補，更容易迅速進入市場。如深圳國際低碳城多能互補集成優化示范工程項目就由北京能源集團有限責任公司、深圳市燃氣集團股份有限公司、南方電網綜合能源有限責任公司三方合作。有實力的企業可拓展自身業務范圍，快速形成綜合能源服務業務模式。此外，2018年2月，《增量配電業務配電區域劃分實施辦法(試行)》(征求意見稿)發布，提出“一個配電區域內，只能有一家售電公司擁有該配電網運營權”。要積極搶奪配電網運營權，爭取產業鏈優勢。隨著市場的逐步成熟，商業模式更加清晰，提前布局的企業中真正的大型綜合能源服務商將脫穎而出。

2.運用綜合思維，積極探索新商業模式

綜合能源服務的商業模式將對傳統能源服務商業模式產生劇烈沖擊，新設備狀態監測、資產運維和托管、儲能網絡化管理運營、能源智能化生產、綜合性的能源輸配和消費將成為能源服務領域的重要趨勢。在綜合能源服務的新業態下，將需要更多地運用綜合思維開展能源的規劃、建設、供應和運維服務，智慧能源園區/微能源網將成為未來區域能源系統的重要形態。重點關注能源系統的優化、儲運設施的建設運維、管網設施的運維、終端用戶的開放和商業模式的創新等五個方面。

隨著外部環境變化，原有的商業模式都需要有所調整。如EMC的商業模式的延伸，目前已經出現節能效益分享型與節能量保證型相結合、節能效益分享型與能源費用托管型相結合、節能效益分享型與PPP模式相結合等多種復合型商業模式。如售電公司可以構建智慧購售電一體化平臺，可提供購售電競價、成本計算、售電營銷、客戶服務、購電管理、配電管理、競價決策、負荷預測、能效服務、微網管理等全方位信息化解決方案，幫助發配售電公司快速開展業務，及時響應市場需求。此外，售電公司增值業務除電能替代、電蓄熱、鍋爐托管、節能產品、合同能源管理、電力設施維修外，還可包括電力大數據、電力顧問、電力管家、微店網、碳交易等。

(三)下一步行動

1.著手考察各個工業園區提早布局，搶占先機

提前調研考察相關工業園區實際情況，探索可持續、可推廣的商業模式。綜合能源服務涉及到多種能源的配比關系，如果冷熱電平衡比較好的話，經濟性就比較好，反之經濟性就比較差。加上電改還沒有完全放開，電力交易還處于試水階段，平衡性不好的項目肯定會虧損。但如果電改放開，發電可以進入交易，經濟性就會有所改善。目前處于過渡期，從長遠預期來看，如果市場可以進行交易，那么企業就要提前布局。因為一個區域的容量有限，只有占領了最佳位置，才能夠獲得更多的優惠支持和區域資源，比如上網容量。

結合當地的能源和資源條件，重點考察用戶側市場情況，這是能否建成園區綜合能源服務的決定因素。用戶負荷和用戶價格是比較重要的因素。除當地資源稟賦作為基礎外，還要依托于它的用能結構。工業用能和居民、商業用能的比例和特性完全不同，園區項目需要更多為用戶考慮。同時，由于在一定區域內經濟承受能力影響用戶對可再生能源和清潔能源的消納，用戶的經濟承受力也要被納入考量范圍之內。此外，整個區域內各種管網主體的投資融合或者業務融合也十分重要。

2.跟蹤關注最新公布的工業園區，鎖定新目標市場

重點關注國務院最新批準的國家級示范區，因為在重大項目安排、政策先行先試、體制機制創新等方面會有更大力度的政策支持。近期動態包括：(1)國家級園區：2018年2月11日，國務院批復同意寧波、溫州2個高新技術產業開發區建設國家自主創新示范區。該地區優勢明顯：①經濟發達;②浙江是用電大省;③發達地區省級政策扶持力度可能更大。(2)省級工業園區：云南省2018年新增7個省級高新技術產業開發區，分別為祿豐工業園區、安寧工業園區、馬龍工業園區、陸良工業園區、硯山工業園區、臨滄工業園區、龍陵工業園區。(3)新升級工業園區：2018年3月，國務院同意12個高新區升級為國家級。其中，湖北省有3個：荊州高新技術產業園區、黃石大冶湖高新技術產業園區、潛江高新技術產業園區。江西省有2個：九江共青城高新技術產業園、宜春豐城高新技術產業園。廣東省有2個：湛江高新技術產業開發區、茂名高新技術產業開發區。云南省有1個：楚雄高新技術產業開發區。安徽省有1個：淮南高新技術產業開發區。重慶市有2個：榮昌高新技術產業開發區、永川高新技術產業開發區。湖南省有1個：懷化高新技術產業開發區。

3.加快多種能源耦合技術研發，突破關鍵技術

綜合能源服務的特點增加了能源供應的復雜性，從而影響到區域范圍內系統能源供應的協調有序，因此對技術層面的要求很高。多種能源混合系統的能效比單一能源系統的能效更高，但難點在于如何把多種能源進行混合，并非簡單地把電、天然氣、熱、冷直接混合。想要實現多種能源間的互補，需要多種能源的耦合技術。目前，多能互補系統發電、多能互補與傳統能源調峰、儲能等技術不夠成熟，風光水電儲多能互補系統運行由于缺乏試驗平臺驗證，可靠性不能得以保證。而且當前我國分布式能源、智能電網、微電網、儲能、能源互聯網、需求側響應等新業態也都剛剛興起，存在著技術、經濟、體制機制等各方面的問題，特別是能源技術創新能力不足，一些技術僅停留在概念上，轉化應用尚待時日。這些都直接制約綜合能源服務的發展。因此，要加快研究綜合能源系統多種能源的耦合技術，加大關鍵技術的投資研發力度。

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[7]華北電力大學承辦的“首屆綜合能源系統峰會”論壇觀點.2018年1月.

原文首發于《能源情報研究》2018年2月

原標題:電力及其他相關企業向綜合能源服務轉型研究