综合能源服务商业模式及经济效益分析研究

周鹏程，刘 洋，刘英新，曾 鸣

（1.南方电网物资有限公司，广东 广州 510620；2.华润（浙江）电力销售有限公司，浙江 杭州 310011；3.华北电力大学经济与管理学院，北京 102206）

0 引言

构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系是确保能源安全，保障我国生态文明建设的重要内容，构建综合能源系统是我国建设现代能源体系的关键举措。同时，我国经济发展进入新常态时期，国内用电市场增速放缓，电网公司、发电企业及相关能源企业迫切需要通过业务创新开辟新的市场和经济增长点。在此背景下，电网公司、发电集团等大型能源企业已逐步涉足综合能源市场，开展综合能源服务。社会资本成立的配售电公司和能源服务公司也纷纷加入综合能源服务市场的竞争。综合能源服务势必将成为未来能源行业的重要服务模式和商业形态［1-3］。

当前，国内对开展综合能源服务的商业模式已经进行了探索和创新，国外能源公司也展开了综合能源服务的相关实践，但就国内而言尚缺乏开展综合能源服务的价格及补贴政策支持，实际业务开展也相对滞后［4-5］。同时，如何系统的测算综合能源服务的投资运营等经济效益还停留在定性分析阶段。

为此，在国内外相关研究和实践的基础上，对综合能源服务的商业模式、成本收益情况和投资运营效益体系展开研究，进行实例测算和敏感性分析，为综合能源服务的各类终端能源定价提供方法支撑。

1 国外能源公司综合能源服务模式研究

1.1 法国苏伊士环能集团

法国苏伊士环能集团是全球最大的能源和公用事业企业之一，业务包括天然气、电力、能源服务和环保4 个板块。其依托燃气全产业链业务积累的终端市场资源，发展以天然气三联供为核心的冷热电能源服务，并凭借自身具备的水务、燃气、废弃物循环利用处理能力，以市政公共服务为切入点，为客户提供涵盖冷热电水气和环保的综合能源服务。另外，通过多样化的电源组合方案，为客户提供分布式光伏等能源建设运营服务。

盈利方式包括供能（气、电、热、冷、水）费用、市政公共服务费用（废弃物循环利用和处理）和环保服务费用等。

1.2 德国意昂集团

德国意昂集团是德国最大的电力公司，主要经营电力、石油、天然气，兼营化工、运输和服务业，是全球专业化能源服务解决方案提供商。其综合能源服务以传统能源销售业务为基础，注重为客户提供多种解决方案，对工业客户，提供热电联产项目开发、融资、建设、项目管理、安装调试与运行等服务；对商业、学校、医院或机场等设施用户提供小型热电联产、分布式能源建设、运维服务。

盈利方式包括传统供能（气、电、热、冷）费用、开发建设费用、安装运营费用和运维检修费用等。

1.3 日本东京电力公司

日本东京电力公司根据客户需求，制定差异化的综合能源服务组合方案。如对于工商企业减少设备初期投资、能源成本、环保等要求，公司提供电力、燃气等多能源组合方案，提供各种电价和设备优化方案，提供节能诊断、设计、施工、维护等服务。针对居民舒适、经济、环保、安全等需求，公司提供由高效电炊具、节能热水器等家用电器构成的“全电气化住宅”能源服务方案。

盈利方式包括设计施工费用、供能（气、电、热、冷、水）费用、节能诊断费用、运营维护费用等。

2 国内综合能源服务商业模式研究

2.1 投资运营模式

1）IO 模式。

投运（Investment Operation，IO）模式通过自有资金投资、建设区域综合能源系统，凭借自身拥有的运营、维护和检修团队向用户提供综合能源服务，收取相关费用。发挥综合能源服务商在设备设计、制造、运维、服务等技术优势，独享经济收益，但也需要承担投资运营风险［6］。

该模式适用于具备资金实力和综合能源服务能力的能源企业，如电网公司、具备向用户提供良好供能和运维服务的发电企业、能源服务公司等。

2）SCPO 模式。

投资委运 （Self-investment and Commissioned Operation，SCPO）模式通过自有资金投资、建设区域综合能源系统，采取委托运营或租赁方式由其他拥有运维、检修能力的承运服务商提供综合能源服务，按照委运服务合同收取委托运维费。

该模式适用于具备资金实力但综合能源服务基础薄弱的能源企业，如发电企业、能建公司等。

3）UO 模式。

承运（Undertake Operation，UO）模式通过承接运营方式开展区域综合能源系统，向用户提供综合能源服务，收取相关费用；按照委运合同约定支付系统租赁费用，获取剩余经济收益。

该模式适用于不具备良好投资能力但具备一定或较好能源系统运营及服务水平的综合能源服务商，如社会资本成立的能源服务公司、电网下属节能公司等。

2.2 服务盈利模式

1）供电服务。

综合能源服务商将区域内的分布式天然气、分布式光伏、储能等电源的电能出力供应给用户并获取收益，当域内电源出力不能够满足用户电力负荷需求时，通过购买域外电量提供稳定供电服务。

盈利方式是用供电量乘以单位供电价格减去供电成本。其中，供电量以购售电合同期内电表计量的电能消费量为准，单位供电价格即合同约定的售电价格。

2）供热服务。

综合能源服务商将区域内的热泵、电采暖设备、分布式天然气、储热等热源的热能出力供应给用户并获取收益，或将系统内的供暖、供热通道与统一的热力网络相连，仍然从公共热力管网中获取热力供应给用户并获取收益［7-9］。

盈利方式有两种：一是工业生产供热，服务盈利为供热量乘以单位供热价格减去供热成本；二是居民采暖供热，服务盈利为供热面积乘以单位供热价格减去供热成本。

3）供气服务。

综合能源服务商向用户供应天然气并获取费用收益。

盈利方式有两种： 一是低价购买天然气售向用户，获取差价，服务盈利为供气量乘以单位体积盈利价格；二是建立合作关系，由天然气公司负责天然气供应，配售电公司负责电力和热力供应，共同分享供能收益。

4）供冷服务。

综合能源服务商通过采用冷热电三联供、冰蓄冷空调、电制冷机等设备为用户提供供冷服务，并获取收益。

盈利方式为供冷时间乘以单位时间供冷价格减去供冷成本。

5）配电网服务。

通过竞标的方式获得增量配电网试点区域配电网投资权限，进行配电网投资并拥有配电网的经营权。其他售电主体与区域内用户开展电力交易产生的过网电量，对其按照省级核定的输配电价进行收费，获取配电网过网费收益。

6）辅助服务。

储能电站提供备用容量、调峰调频等辅助服务交易，在参与辅助服务时可作为独立个体，或者联合区域内的燃气机组、光伏分布式等电源及储热系统参与辅助服务并获取收益。

7）增值服务。

能源物业。为终端用户提供内部管网的更新、改造，能源设备的安装、代运营和检修保养等增值服务，和客户签订代理合同，定期收取相关费用。

能效诊断。对区域综合能源系统内各类设备的安全运转、运维情况、关键设备无故障时间等诊断分析，为用户提供增值服务，确保用户用能安全，收取相关服务费用。

需求侧管理。采集用电数据，分析某时间段内用户的峰谷用电情况、电费、平均电价等信息，分析用户的用电量、平均电价、用电结构，定期提供用电优化方案，降低用户用电成本。

节能改造。充分挖掘满足终端用户深层次、多样化的综合能源服务需求，为用户提供节能设备、电能替代、多能管网等综合节能改造服务，获取改造效益，收取相关服务费用［10-11］。

8）政府补贴。

为鼓励分布式发电和储能产业发展，政府进行财政补贴，政府补贴可考虑按照发电量或系统容量进行价格补贴或一次性补贴，补贴收益可作为综合能源服务商直接经济收益。

3 综合能源服务经济性分析建模

3.1 综合能源服务成本模型

1）投资成本。

区域综合能源系统内各类用能设备的初始投资成本CInt主要包括土地及建设成本Cj、设备购置成本Cb和设备安装成本Cx。

2）运维成本。

在运营维护过程中，综合能源商为维护区域综合能源系统内各类用能设备的正常运行所需要投入的人力、物力、财力等日常性支出成本［12-14］，运维成本CM主要包括人工成本Cp、燃料消耗成本Cf和电费支出Ce。

综合能源服务商总成本可表示为

3.2 综合能源服务收益模型

1）供能收益。

区域综合能源系统中的用能需求主要包括冷、热、电、气等。因此，综合能源服务商的供能收益也主要包括上述几个方面。

供电收益BE主要包括分布式发电收益（热电联产收益、风力发电收益、光伏发电收益等）、峰谷电价差收益、储能电池放电收益。

供热收益BH主要包括冷热电三联供供热收益、供热设备（如热泵、电热锅炉等）供热收益（热泵收益、储热罐收益）、储热设备放热收益。

供冷收益BC包括天然气冷热电三联供供冷收益和制冷设备供冷收益。

供气收益BQ包括天然气冷热电三联供供气收益和储气设备放气收益。

综合能源服务商的供能收益BGN可表示为

2）配电网服务收益。

综合能源服务商可按照相关规定，收取其他售电主体配电网过网费用，获得配电网服务收益。

3）辅助服务收益。

综合能源服务商利用储能电站提供备用容量服务和调峰调频服务，并收取相关辅助服务费用。

4）增值服务收益。

综合能源服务利用“云大物移智链”等技术为用户提供丰富的增值服务，如电力物业、节能服务、用能诊断、需求侧管理、用能APP 等，并按照合同约定收取相关服务费用［15-17］。

5）政府补贴收益。

综合能源服务商投资运营区域综合能源系统，可以获得分布式光伏、储能电站补贴收益。

3.3 成本收益评价模型

1）投资回收期。

投资回收期是指项目投产后，在不考虑资金的时间价值的情况下，收益可将全部投资收回所需的时间。投资回收期t 计算公式为

式中：n 为静态投资回收期；I 为投资总额；CI为第t年的现金流入；CO为第t 年的现金流出。

2）内部收益率。

内部收益率是指项目周期内每年占用的投资的收益率，即当现金流量净额的现值为0 时。内部收益率IRR计算公式为

式中：m 为项目计算周期。

3）净现值。

净现值也是评价项目盈利能力的重要指标之一。净现值是指将项目周期各年的净现金流量按照基准收益率折现到基准年的和，反映了项目在整个分析期内的盈利能力。净现值NPV计算公式为

式中：i0为基准收益率；Ft为第t 年的净残值；（P／F，i0，t）为复利现值系数，P 为现值，F 为终值。

4 综合能源服务经济效益分析

4.1 基础数据

基于提出的综合能源服务商业模式和构建的成本收益评价模型，本节选取山东省青岛市某高新技术开发区（总负荷约为500 GW）为一个区域综合能源系统，进行不同投运模式下的算例测算，以验证所提成本收益评价模型的有效性。区域综合能源系统的相关基础数据如表1 所示。

表1 区域综合能源系统设备参数数据

此外，在进行不同投运模式下的区域综合能源系统经济效益时，明确其他经济指标参数：基准折现率为8%；设备全寿命周期为20 年；残值率为5%；所得税率25%；内部收益率为8%。

4.2 综合能源服务效益测算

4.2.1 IO 模式下综合能源系统成本效益

本节以IO 模式为例，进行区域综合能源系统成本效益测算分析，结果如表2 所示。

表2 IO 模式下的经济效益测算结果

由表2 分析可知，在IO 模式下，区域综合能源系统的总初始投资成本为39 001.42 万元，年运行维护成本为726.80 万元，年总收益为6 147.65 万元，内部收益率为9.52%，大于基本折现率8%，说明区域综合能源系统投资项目可取，内部收益良好。

在IO 模式下，区域综合能源系统及其各设备全寿命周期过程的累计净现值变化，如图1—图6 所示。

由图1 分析可知，区域综合能源系统全寿命周期（20 年）内的累计净现值为2 098.70 万元，累计净现值在第17 年时由负变正，说明综合能源服务商约在第17 年可收回成本，即整个区域综合能源系统的投资回收期为17 年。

图1 综合能源系统全寿命周期累计净现值

图2 CCHP 全寿命周期累计净现值

图3 PV 全寿命周期累计净现值

图4 配电网全寿命周期累计净现值

图5 冰蓄冷空调全寿命周期内累计净现值

图6 管网寿命周期内的累计净现值

由图2—图6 分析可知，CCHP 全寿命周期累计净现值在第4 年时由负变正，投资回收期为4 年；分布式光伏投资回收期为10 年；配电网在全寿命周期20 年内是无法收回成本的；冰蓄冷空调投资回收期为7 年；天然气及热力管网投资回收期为12 年。

4.2.2 SCPO 模式和UO 模式下的区域综合能源系统成本效益

为对比分析不同综合能源服务投运模式的适用性，分别测算出SCPO 模式和UO 模式下的区域综合能源系统成本收益测算结果如表3 所示；系统全寿命周期过程的累计净现值变化分别如图7 和图8 所示。

在SCPO 模式下，区域综合能源系统的初始投资由综合能源服务商自投资，委托其他公司进行运营维护，并按年收益的30%支付委运费用，该模式下，内部收益率为4.18%，小于基准折现率，说明区域综合能源系统投资项目不可取，投资回收期 （即20 年内）无法收回成本。系统全寿命周期（20 年）内累计净现值为-4 552.49 万元，累计净现值在投资回收期内均为负数，综合能源服务商无法收回成本。

表3 不同模式下的经济效益测算结果

图7 SCPO 模式下综合能源系统全寿命周期累计净现值

图8 UO 模式下综合能源系统全寿命周期累计净现值

在UO 模式下，综合能源服务商承接运营区域综合能源系统，并按照收益的40%收取承运费用，由于承运模式下无项目初始投资，因此该模式下无投资回收期，内部收益率为9.53%，大于基准折现率，说明区域综合能源系统承运项目可取。综合能源系统全寿命周期（20 年）年累计净现值为2 394.68 万元，累计净现值在投资回收期内均为正数，但每年累计净现值增长缓慢，综合能源服务商的承运收益较为稳定。

4.3 经济效益敏感性分析

以UO 模式为例，在其他因素不变的情况下，针对供能收益（包括售电、供气、供热和供冷等收益）进行敏感性分析，将其中一项因素（如价格等）按比例减少或增加时，分别得到不同水平下的净现值。敏感性分析结果如图9 所示。

图9 UO 模式下价格-累计净现值敏感性分析

由图9 分析可知，在UO 模式下，能源价格变动对供能收益累计净现值影响的敏感程度为： 供冷收益＞供气收益＞供热收益＞售电收益，即价格水平为当前值的在80%～120%波动时，供冷收益受价格影响最大；而用户的用电需求受价格的波动影响最小。用能电价当前值为120%时，供冷收益累计净现值约为1 750 万元；供气收益约为1 580 万元；供热收益约为1 460 万元；售电收益约为1 340 万元。

5 结语

不同综合能源服务主体的自身优势和经营能力有所差异，采用的商业模式也应不尽相同，针对不同主体参与综合能源系统商业模式选取总结如下：

1）电网公司在综合能源系统的投资建设与运维方面均有优势，在综合能源服务市场中，应侧重于垄断综合能源系统的投运建设，可选择IO 模式。此外，对于有资金实力和运维团队的发电企业，其优势与电网公司相似，对综合能源系统的投运建设的诉求也比较强烈，也可选择IO 模式。

2）发电企业和能建公司在能源运维方面的基础相对薄弱，对于综合能源系统的投运建设的诉求更为强烈，因此倾向于选择SCPO 模式。

3）社会资本成立的能源服务类公司或电网公司下属的节能公司擅长提供运维服务，因此倾向于选择UO 模式。

采用IO 模式和UO 模式下测算的区域综合能源系统具有良好的盈利性；而在SCPO 模式下的区域综合能源系统内部收益率小于基准折现率，全寿命周期20 年内的累计净现值为负数，无法收回投资成本，盈利前景堪忧。

对于IO 模式来讲，售电、供气、供热、供冷以及过网费等收益均具有一定的盈利空间。因此，综合能源服务商可通过市场化交易的手段进一步降低用户的用能成本，增加盈利。

对区域综合能源系统经济性分析可知，各分项投益低于系统整体收益，因此，未来综合能源服务商应有效权衡综合能源系统的全面化投资。此外，为了提高区域综合能源系统全寿命周期的净现值，缩短投资回收期，建议优先对盈利空间较大的分布式光伏发电以及冷热电三联供进行持续投资，以进一步提高供能收益；另一方面，对盈利空间较小的配电网等谨慎投资，按供能需求扩建配电网，逐步增加过网电量；若呈现由盈转亏，应及时调整投资结构，以达到区域综合能源系统的最优运营目标。