浅析综合能源站建设和运营中的困局及破解之道
白尊亮 王林平 翟茜茜
上海市节能减排中心有限公司
综合能源服务是一种满足终端客户多元化能源消费的新型能源服务方式，有别于传统单一型、以供给为中心的能源服务，综合能源服务以复合多元为特点、综合能源站为载体，力图实现供需匹配、多能互补和能源的梯级利用。综合能源服务正成为各能源企业升级转型、发展新动能的重要手段，各地也掀起了综合能源站建设的热潮。但在综合能源服务蓬勃发展的同时，项目建设和运营面临着不少问题，从业者们也有着很多困惑。本文试图透过繁芜杂像的背后看清问题真相并寻求破解之道，为行业今后的发展提供借鉴和启发。
国外综合能源发展较早，欧洲是最早提出综合能源系统概念的，并在欧盟统一框架下展开多个能源项目协同优化的研究。美国于21 世纪初提出综合能源系统发展计划并通过法律来强化，侧重发展以分布式能源和智能电网为核心的综合能源供应系统［1］。亚洲综合能源的先驱者日本，致力于智能社区技术研究与示范，在社区综合能源系统的基础上实现交通、供水、信息和医疗系统的一体化。
我国综合能源起步于热电联产集中供暖。随着我国天然气供应保障水平的日趋提高，智能电网建设的加快，以天然气分布式供能为核心的综合能源服务也逐步发展。2015年3月新一轮电改以来，国家从多能互补集成优化、“互联网+”智慧能源、增量配电网、微电网、节能与能效诊断、新型储能等多方面出台了相关政策，推进综合能源改革试点建设，为综合能源服务的发展奠定了坚实的基础，国内各大能源巨头、节能服务公司、设备制造商、互联网企业的纷纷布局综合能源领域，服务市场规模将不断扩大。研究表明，“十四五”期间市场规模将达0.8～1.2 万亿元，2035年将达2 万亿元［2］。信息与能源技术的深度融合、电力、油气能源行业的深入体制改革、新的应用场景的持续涌现、商业模式的不断丰富，都将为综合能源服务产业的全面发展营造良好的环境。
综合能源服务虽颇具发展前景，但现实中仍存在发展后劲不足、部分项目缺乏竞争力的局面，究其原因，规划缺乏前瞻、负荷发展不及预期、能源价格定价机制不完善、商业模式不成熟是主要因素，具体为：
1)综合能源“综而不合”
顾名思义，综合能源的初衷是为用户提供多种类型的能源，是一个区域内能源的集中供应。但目前的综合能源多为蹭热点、找概念，大多数综合能源站仅停留在供应空调冷、热能层面，离设想的水、冷、热、电、气多品种能源综合供应存在不小的差距，各专业集成度不高。
（1）理念问题。综合能源站的建设基本上沿袭传统机电工程的设计思路、运行方法和管理策略，导致交付后的系统很难成为智慧高效的集成综合能源服务系统。
（2）体制问题。目前多能供应市场机制还存在壁垒，“隔墙售电”政策尚未突破，综合能源站产生的电力只能传送到公用电网，运营商难以成为真正意义上的“综合”供应商。
（3）应用场景问题。我国综合能源站应用场景较为单一，缺乏多能综合应用的有效场景，如工业园区以蒸汽需求为主，城市CBD建筑以空调负荷为主，导致多品种能源的综合供应无法落地。
2)缺乏有效的上位规划支撑
从功能定位看，综合能源系统是重要的市政基础设施，是实现复杂的城市功能不可或缺的子系统。此外，综合能源系统与其它市政设施有多个接口，形成了多网交叉、多领域融合的城市基础设施体系。从技术特点看，综合能源系统较为复杂，尤其是配备原动机的综合能源站与小型热电站无异，涉及电力、燃气、水务、暖通等多个专业。从未来发展看，综合能源决定了区域内未来很长一段时间的用能方式和用能品质，故在规模和技术路线上要有一定的超前意识。而传统意义上的能源规划往往是对各种能源进行独立规划，没有从大系统角度考虑，如园区规划时，电力、燃气、暖通通常独立规划，以致后期做多能供应和优化时无法达到最优。因此，科学合理的综合能源规划非常重要，好的规划既能规避综合能源空间布局的“无所适从”，又能化解建设阶段立项、报建时的“无能为力”，还能使能源站在投产后“无忧无虑”良性发展。
3)难以消化较大的建设运营成本
综合能源站目前还属于“贵族”式项目，更多的采用“定制化”建设方案。一方面为适应城市景观要求，为建筑群供能的综合能源站多采用地下站房、直埋敷设供能管网的方式，推高了能源站的建设成本，另一方面规模效应的缺乏造成设备投资高。受供能半径的限制，单个综合能源站供能面积一般在100 万m2左右，能源站装机规模小，单位容量投资成本和燃动消耗成本增加。如天然气分布式供能系统单位千瓦投资约1 万元左右，远高于火力发电站3000～4000 元的投资水平。再者，综合能源项目运营成本很高，如没有蓄能设施的能源站无法利用峰谷电价，天然气成本也很高；
此外，部分综合能源站的供能对象负荷培育期长，投产初期经济效益不佳，拖累了项目整体收益。据测算，设定区域能源站合理收益率应为项目资本金内部收益率的8%（供能价格按全市平均水平，接入费为240 元/m2，售冷单价0.55 元/kWh、售热单价0.6 元/kWh）。按此收益率及供能价格约束下计算能源站的经济效益，采用“电制冷+燃气锅炉”的能源站在承担机电设备和管网投资的模式下，7年可获得4.54%的资本金内部收益率，低于企业投资要求的合理收益率水平。当投资强度加大时，如建设单位承担站房主体投资的，项目收益率更是远低于行业基准收益率。相对于综合能源站能源梯级利用、对电力负荷削峰填谷、促进区域清洁低碳发展等社会效益而言，其经济效益更多的是面临“叫好不叫座”的困境。因此，分布式供能的扶持需从多方面入手以提高经济效益。4)“以客户为中心”的理念和商业模式仍未突破（1）服务之手尚未完全延伸到客户内部。由于客户的用能类别、业态布局不同，综合能源的供能边界一般停留在用户红线端，尚未打通“最后一公里”。另外，综合能源供应商对用户的能源需求认知度不够，尚未形成“管家式”一站服务的商业模式［3］。
（2）服务理念还未转变。综合能源服务种类繁杂、业务繁多，需为客户定制化服务。而对惯以规模效益取胜的国企来说，其理念还停留在重资产投资、规模化趸售的时代，未真正了解客户的真实需求和痛点，从而无法提供切实可行、快速响应的解决方案。
1)紧扣降低初始投资成本这一诉求。据调研，站房土建在综合能源站的投资中占比较大，因此应在综合能源站土地取得方面减免建设主体相关土地费用。对建设主体采用市场化方式取得土地的，土地成本可在供能价格中予以消化。在站房建设方面，可采取政府、国企投资方式适度分担初始投资及地价折让方式减免建设主体的建设费用。
2)营造稳妥有序的市场环境。从满足区域“双碳”目标要求出发，对区域综合能源系统新增用户，政府可在土地出让环节明确规定实行综合能源站集中供能方式，保障供能服务范围内用户的接入；
对存量用户给予一定的补贴，鼓励其积极接入综合能源系统。
3)突破现有的能源体制。持续推进电力体制改革，尽快实施“隔墙售电”方案，推动分布式发电市场化交易政策落地，改善分布式系统的收益；
鼓励增量配网中积极建设微电网、分布式电源，在提高系统可靠性的同时增加用户侧的收入［4］；
加快天然气体制改革，进一步推动天然气基础设施独立运行及向第三方开放，推进输配环节成本监审，有效降低天然气成本。
4)完善以市场化为导向的扶持政策体系。鼓励先进，注重示范，制定区域综合能源站的扶持政策。开展项目第三方评估，采取评选和奖励等激励机制引导综合能源系统健康有序的发展；
建立以节能效益为标尺的奖励体系，支持能源站运营单位通过提高运行水平获得更大的收益，引导行业良性发展。
5)注重专业化人才的培养。综合能源服务包括电、气、热、冷等能源子系统，涉及不同的技术和应用场景，因此要从规划、技术耦合、设备运维等多方面综合考虑，培养综合型人才。
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