綜合能源服務商業模式及經濟效益分析研究

周鵬程，劉 洋，劉英新，曾 鳴

（1.南方電網物資有限公司，廣東 廣州 510620；2.華潤（浙江）電力銷售有限公司，浙江 杭州 310011；3.華北電力大學經濟與管理學院，北京 102206）

0 引言

構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系是確保能源安全，保障我國生態文明建設的重要內容，構建綜合能源系統是我國建設現代能源體系的關鍵舉措。同時，我國經濟發展進入新常態時期，國內用電市場增速放緩，電網公司、發電企業及相關能源企業迫切需要通過業務創新開辟新的市場和經濟增長點。在此背景下，電網公司、發電集團等大型能源企業已逐步涉足綜合能源市場，開展綜合能源服務。社會資本成立的配售電公司和能源服務公司也紛紛加入綜合能源服務市場的競爭。綜合能源服務勢必將成為未來能源行業的重要服務模式和商業形態［1-3］。

當前，國內對開展綜合能源服務的商業模式已經進行了探索和創新，國外能源公司也展開了綜合能源服務的相關實踐，但就國內而言尚缺乏開展綜合能源服務的價格及補貼政策支持，實際業務開展也相對滯后［4-5］。同時，如何系統的測算綜合能源服務的投資運營等經濟效益還停留在定性分析階段。

為此，在國內外相關研究和實踐的基礎上，對綜合能源服務的商業模式、成本收益情況和投資運營效益體系展開研究，進行實例測算和敏感性分析，為綜合能源服務的各類終端能源定價提供方法支撐。

1 國外能源公司綜合能源服務模式研究

1.1 法國蘇伊士環能集團

法國蘇伊士環能集團是全球最大的能源和公用事業企業之一，業務包括天然氣、電力、能源服務和環保4 個板塊。其依托燃氣全產業鏈業務積累的終端市場資源，發展以天然氣三聯供為核心的冷熱電能源服務，并憑借自身具備的水務、燃氣、廢棄物循環利用處理能力，以市政公共服務為切入點，為客戶提供涵蓋冷熱電水氣和環保的綜合能源服務。另外，通過多樣化的電源組合方案，為客戶提供分布式光伏等能源建設運營服務。

盈利方式包括供能（氣、電、熱、冷、水）費用、市政公共服務費用（廢棄物循環利用和處理）和環保服務費用等。

1.2 德國意昂集團

德國意昂集團是德國最大的電力公司，主要經營電力、石油、天然氣，兼營化工、運輸和服務業，是全球專業化能源服務解決方案提供商。其綜合能源服務以傳統能源銷售業務為基礎，注重為客戶提供多種解決方案，對工業客戶，提供熱電聯產項目開發、融資、建設、項目管理、安裝調試與運行等服務；對商業、學校、醫院或機場等設施用戶提供小型熱電聯產、分布式能源建設、運維服務。

盈利方式包括傳統供能（氣、電、熱、冷）費用、開發建設費用、安裝運營費用和運維檢修費用等。

1.3 日本東京電力公司

日本東京電力公司根據客戶需求，制定差異化的綜合能源服務組合方案。如對于工商企業減少設備初期投資、能源成本、環保等要求，公司提供電力、燃氣等多能源組合方案，提供各種電價和設備優化方案，提供節能診斷、設計、施工、維護等服務。針對居民舒適、經濟、環保、安全等需求，公司提供由高效電炊具、節能熱水器等家用電器構成的“全電氣化住宅”能源服務方案。

盈利方式包括設計施工費用、供能（氣、電、熱、冷、水）費用、節能診斷費用、運營維護費用等。

2 國內綜合能源服務商業模式研究

2.1 投資運營模式

1）IO 模式。

投運（Investment Operation，IO）模式通過自有資金投資、建設區域綜合能源系統，憑借自身擁有的運營、維護和檢修團隊向用戶提供綜合能源服務，收取相關費用。發揮綜合能源服務商在設備設計、制造、運維、服務等技術優勢，獨享經濟收益，但也需要承擔投資運營風險［6］。

該模式適用于具備資金實力和綜合能源服務能力的能源企業，如電網公司、具備向用戶提供良好供能和運維服務的發電企業、能源服務公司等。

2）SCPO 模式。

投資委運 （Self-investment and Commissioned Operation，SCPO）模式通過自有資金投資、建設區域綜合能源系統，采取委托運營或租賃方式由其他擁有運維、檢修能力的承運服務商提供綜合能源服務，按照委運服務合同收取委托運維費。

該模式適用于具備資金實力但綜合能源服務基礎薄弱的能源企業，如發電企業、能建公司等。

3）UO 模式。

承運（Undertake Operation，UO）模式通過承接運營方式開展區域綜合能源系統，向用戶提供綜合能源服務，收取相關費用；按照委運合同約定支付系統租賃費用，獲取剩余經濟收益。

該模式適用于不具備良好投資能力但具備一定或較好能源系統運營及服務水平的綜合能源服務商，如社會資本成立的能源服務公司、電網下屬節能公司等。

2.2 服務盈利模式

1）供電服務。

綜合能源服務商將區域內的分布式天然氣、分布式光伏、儲能等電源的電能出力供應給用戶并獲取收益，當域內電源出力不能夠滿足用戶電力負荷需求時，通過購買域外電量提供穩定供電服務。

盈利方式是用供電量乘以單位供電價格減去供電成本。其中，供電量以購售電合同期內電表計量的電能消費量為準，單位供電價格即合同約定的售電價格。

2）供熱服務。

綜合能源服務商將區域內的熱泵、電采暖設備、分布式天然氣、儲熱等熱源的熱能出力供應給用戶并獲取收益，或將系統內的供暖、供熱通道與統一的熱力網絡相連，仍然從公共熱力管網中獲取熱力供應給用戶并獲取收益［7-9］。

盈利方式有兩種：一是工業生產供熱，服務盈利為供熱量乘以單位供熱價格減去供熱成本；二是居民采暖供熱，服務盈利為供熱面積乘以單位供熱價格減去供熱成本。

3）供氣服務。

綜合能源服務商向用戶供應天然氣并獲取費用收益。

盈利方式有兩種： 一是低價購買天然氣售向用戶，獲取差價，服務盈利為供氣量乘以單位體積盈利價格；二是建立合作關系，由天然氣公司負責天然氣供應，配售電公司負責電力和熱力供應，共同分享供能收益。

4）供冷服務。

綜合能源服務商通過采用冷熱電三聯供、冰蓄冷空調、電制冷機等設備為用戶提供供冷服務，并獲取收益。

盈利方式為供冷時間乘以單位時間供冷價格減去供冷成本。

5）配電網服務。

通過競標的方式獲得增量配電網試點區域配電網投資權限，進行配電網投資并擁有配電網的經營權。其他售電主體與區域內用戶開展電力交易產生的過網電量，對其按照省級核定的輸配電價進行收費，獲取配電網過網費收益。

6）輔助服務。

儲能電站提供備用容量、調峰調頻等輔助服務交易，在參與輔助服務時可作為獨立個體，或者聯合區域內的燃氣機組、光伏分布式等電源及儲熱系統參與輔助服務并獲取收益。

7）增值服務。

能源物業。為終端用戶提供內部管網的更新、改造，能源設備的安裝、代運營和檢修保養等增值服務，和客戶簽訂代理合同，定期收取相關費用。

能效診斷。對區域綜合能源系統內各類設備的安全運轉、運維情況、關鍵設備無故障時間等診斷分析，為用戶提供增值服務，確保用戶用能安全，收取相關服務費用。

需求側管理。采集用電數據，分析某時間段內用戶的峰谷用電情況、電費、平均電價等信息，分析用戶的用電量、平均電價、用電結構，定期提供用電優化方案，降低用戶用電成本。

節能改造。充分挖掘滿足終端用戶深層次、多樣化的綜合能源服務需求，為用戶提供節能設備、電能替代、多能管網等綜合節能改造服務，獲取改造效益，收取相關服務費用［10-11］。

8）政府補貼。

為鼓勵分布式發電和儲能產業發展，政府進行財政補貼，政府補貼可考慮按照發電量或系統容量進行價格補貼或一次性補貼，補貼收益可作為綜合能源服務商直接經濟收益。

3 綜合能源服務經濟性分析建模

3.1 綜合能源服務成本模型

1）投資成本。

區域綜合能源系統內各類用能設備的初始投資成本CInt主要包括土地及建設成本Cj、設備購置成本Cb和設備安裝成本Cx。

2）運維成本。

在運營維護過程中，綜合能源商為維護區域綜合能源系統內各類用能設備的正常運行所需要投入的人力、物力、財力等日常性支出成本［12-14］，運維成本CM主要包括人工成本Cp、燃料消耗成本Cf和電費支出Ce。

綜合能源服務商總成本可表示為

3.2 綜合能源服務收益模型

1）供能收益。

區域綜合能源系統中的用能需求主要包括冷、熱、電、氣等。因此，綜合能源服務商的供能收益也主要包括上述幾個方面。

供電收益BE主要包括分布式發電收益（熱電聯產收益、風力發電收益、光伏發電收益等）、峰谷電價差收益、儲能電池放電收益。

供熱收益BH主要包括冷熱電三聯供供熱收益、供熱設備（如熱泵、電熱鍋爐等）供熱收益（熱泵收益、儲熱罐收益）、儲熱設備放熱收益。

供冷收益BC包括天然氣冷熱電三聯供供冷收益和制冷設備供冷收益。

供氣收益BQ包括天然氣冷熱電三聯供供氣收益和儲氣設備放氣收益。

綜合能源服務商的供能收益BGN可表示為

2）配電網服務收益。

綜合能源服務商可按照相關規定，收取其他售電主體配電網過網費用，獲得配電網服務收益。

3）輔助服務收益。

綜合能源服務商利用儲能電站提供備用容量服務和調峰調頻服務，并收取相關輔助服務費用。

4）增值服務收益。

綜合能源服務利用“云大物移智鏈”等技術為用戶提供豐富的增值服務，如電力物業、節能服務、用能診斷、需求側管理、用能APP 等，并按照合同約定收取相關服務費用［15-17］。

5）政府補貼收益。

綜合能源服務商投資運營區域綜合能源系統，可以獲得分布式光伏、儲能電站補貼收益。

3.3 成本收益評價模型

1）投資回收期。

投資回收期是指項目投產后，在不考慮資金的時間價值的情況下，收益可將全部投資收回所需的時間。投資回收期t 計算公式為

式中：n 為靜態投資回收期；I 為投資總額；CI為第t年的現金流入；CO為第t 年的現金流出。

2）內部收益率。

內部收益率是指項目周期內每年占用的投資的收益率，即當現金流量凈額的現值為0 時。內部收益率IRR計算公式為

式中：m 為項目計算周期。

3）凈現值。

凈現值也是評價項目盈利能力的重要指標之一。凈現值是指將項目周期各年的凈現金流量按照基準收益率折現到基準年的和，反映了項目在整個分析期內的盈利能力。凈現值NPV計算公式為

式中：i0為基準收益率；Ft為第t 年的凈殘值；（P／F，i0，t）為復利現值系數，P 為現值，F 為終值。

4 綜合能源服務經濟效益分析

4.1 基礎數據

基于提出的綜合能源服務商業模式和構建的成本收益評價模型，本節選取山東省青島市某高新技術開發區（總負荷約為500 GW）為一個區域綜合能源系統，進行不同投運模式下的算例測算，以驗證所提成本收益評價模型的有效性。區域綜合能源系統的相關基礎數據如表1 所示。

表1 區域綜合能源系統設備參數數據

此外，在進行不同投運模式下的區域綜合能源系統經濟效益時，明確其他經濟指標參數：基準折現率為8%；設備全壽命周期為20 年；殘值率為5%；所得稅率25%；內部收益率為8%。

4.2 綜合能源服務效益測算

4.2.1 IO 模式下綜合能源系統成本效益

本節以IO 模式為例，進行區域綜合能源系統成本效益測算分析，結果如表2 所示。

表2 IO 模式下的經濟效益測算結果

由表2 分析可知，在IO 模式下，區域綜合能源系統的總初始投資成本為39 001.42 萬元，年運行維護成本為726.80 萬元，年總收益為6 147.65 萬元，內部收益率為9.52%，大于基本折現率8%，說明區域綜合能源系統投資項目可取，內部收益良好。

在IO 模式下，區域綜合能源系統及其各設備全壽命周期過程的累計凈現值變化，如圖1—圖6 所示。

由圖1 分析可知，區域綜合能源系統全壽命周期（20 年）內的累計凈現值為2 098.70 萬元，累計凈現值在第17 年時由負變正，說明綜合能源服務商約在第17 年可收回成本，即整個區域綜合能源系統的投資回收期為17 年。

圖1 綜合能源系統全壽命周期累計凈現值

圖2 CCHP 全壽命周期累計凈現值

圖3 PV 全壽命周期累計凈現值

圖4 配電網全壽命周期累計凈現值

圖5 冰蓄冷空調全壽命周期內累計凈現值

圖6 管網壽命周期內的累計凈現值

由圖2—圖6 分析可知，CCHP 全壽命周期累計凈現值在第4 年時由負變正，投資回收期為4 年；分布式光伏投資回收期為10 年；配電網在全壽命周期20 年內是無法收回成本的；冰蓄冷空調投資回收期為7 年；天然氣及熱力管網投資回收期為12 年。

4.2.2 SCPO 模式和UO 模式下的區域綜合能源系統成本效益

為對比分析不同綜合能源服務投運模式的適用性，分別測算出SCPO 模式和UO 模式下的區域綜合能源系統成本收益測算結果如表3 所示；系統全壽命周期過程的累計凈現值變化分別如圖7 和圖8 所示。

在SCPO 模式下，區域綜合能源系統的初始投資由綜合能源服務商自投資，委托其他公司進行運營維護，并按年收益的30%支付委運費用，該模式下，內部收益率為4.18%，小于基準折現率，說明區域綜合能源系統投資項目不可取，投資回收期 （即20 年內）無法收回成本。系統全壽命周期（20 年）內累計凈現值為-4 552.49 萬元，累計凈現值在投資回收期內均為負數，綜合能源服務商無法收回成本。

表3 不同模式下的經濟效益測算結果

圖7 SCPO 模式下綜合能源系統全壽命周期累計凈現值

圖8 UO 模式下綜合能源系統全壽命周期累計凈現值

在UO 模式下，綜合能源服務商承接運營區域綜合能源系統，并按照收益的40%收取承運費用，由于承運模式下無項目初始投資，因此該模式下無投資回收期，內部收益率為9.53%，大于基準折現率，說明區域綜合能源系統承運項目可取。綜合能源系統全壽命周期（20 年）年累計凈現值為2 394.68 萬元，累計凈現值在投資回收期內均為正數，但每年累計凈現值增長緩慢，綜合能源服務商的承運收益較為穩定。

4.3 經濟效益敏感性分析

以UO 模式為例，在其他因素不變的情況下，針對供能收益（包括售電、供氣、供熱和供冷等收益）進行敏感性分析，將其中一項因素（如價格等）按比例減少或增加時，分別得到不同水平下的凈現值。敏感性分析結果如圖9 所示。

圖9 UO 模式下價格-累計凈現值敏感性分析

由圖9 分析可知，在UO 模式下，能源價格變動對供能收益累計凈現值影響的敏感程度為： 供冷收益＞供氣收益＞供熱收益＞售電收益，即價格水平為當前值的在80%～120%波動時，供冷收益受價格影響最大；而用戶的用電需求受價格的波動影響最小。用能電價當前值為120%時，供冷收益累計凈現值約為1 750 萬元；供氣收益約為1 580 萬元；供熱收益約為1 460 萬元；售電收益約為1 340 萬元。

5 結語

不同綜合能源服務主體的自身優勢和經營能力有所差異，采用的商業模式也應不盡相同，針對不同主體參與綜合能源系統商業模式選取總結如下：

1）電網公司在綜合能源系統的投資建設與運維方面均有優勢，在綜合能源服務市場中，應側重于壟斷綜合能源系統的投運建設，可選擇IO 模式。此外，對于有資金實力和運維團隊的發電企業，其優勢與電網公司相似，對綜合能源系統的投運建設的訴求也比較強烈，也可選擇IO 模式。

2）發電企業和能建公司在能源運維方面的基礎相對薄弱，對于綜合能源系統的投運建設的訴求更為強烈，因此傾向于選擇SCPO 模式。

3）社會資本成立的能源服務類公司或電網公司下屬的節能公司擅長提供運維服務，因此傾向于選擇UO 模式。

采用IO 模式和UO 模式下測算的區域綜合能源系統具有良好的盈利性；而在SCPO 模式下的區域綜合能源系統內部收益率小于基準折現率，全壽命周期20 年內的累計凈現值為負數，無法收回投資成本，盈利前景堪憂。

對于IO 模式來講，售電、供氣、供熱、供冷以及過網費等收益均具有一定的盈利空間。因此，綜合能源服務商可通過市場化交易的手段進一步降低用戶的用能成本，增加盈利。

對區域綜合能源系統經濟性分析可知，各分項投益低于系統整體收益，因此，未來綜合能源服務商應有效權衡綜合能源系統的全面化投資。此外，為了提高區域綜合能源系統全壽命周期的凈現值，縮短投資回收期，建議優先對盈利空間較大的分布式光伏發電以及冷熱電三聯供進行持續投資，以進一步提高供能收益；另一方面，對盈利空間較小的配電網等謹慎投資，按供能需求擴建配電網，逐步增加過網電量；若呈現由盈轉虧，應及時調整投資結構，以達到區域綜合能源系統的最優運營目標。