以2017年10月國家電網啟動綜合能源服務業務工作為標志，在不到三年時間間，綜合能源服務已迅速成為電力行業炙手可熱的投資領域。除了兩大電網企業外，各大發電企業也紛紛跟進并涉足其中。

面對這一市場規模粗略估計將近萬億的巨大市場，如何做好綜合能源服務的前期選點與戰略布局、規避潛在的投資風險將是從業人員面臨的棘手問題。本文試圖通過解構綜合能源服務商業模式背后的盈利邏輯，結合電價改革的趨勢走向，以構建穩定的核心盈利能力為導向，為從業人員后續開展相關工作提供必要的策略性建議。

什么是綜合能源服務？

在商言商，解構綜合能源服務的商業模式，首先繞不開的便是到底什么是綜合能源服務。為此，筆者試圖通過公開發布的官方文件來獲取綜合能源服務的準確定義。但很遺憾的是，目前尚未出現來自官方的權威定義。

通過匯總不同公開渠道對綜合能源服務的認識與界定，目前形成較為統一的認識是：綜合能源服務通常是將傳統能源以及風、光、儲能等新能源一起收納并整合，以客戶需求為核心，為客戶提供電能及熱（冷）能銷售服務、需求響應服務等多種能源服務形式的綜合服務模式。其核心特征通常包含以下三點：（一）系統內電源以風電、光伏、小型內燃機、儲能為主，主打綠色電力賣點；（二）同步向用戶提供電力、燃氣、熱（冷）能等多種能源產品，打造不同品種能源的集成供應商；（三）同時能夠為客戶提供節能服務和智慧增值服務，滿足客戶的外延需求。

綜合能源服務商業模式背后的盈利邏輯

對于不同的綜合能源服務商業而言，由于業務范圍的差異，其收入來源是存在一定差別的。但就其核心收入而言，其主要來源不外乎兩項：一是電能銷售收入，二是熱（冷）能銷售收入。與其銷售收入相對應的，綜合能源服務商的主要成本則包括風電、光伏、小型內燃機的電力生產成本以及熱（冷）能生產成本。

在某一實際案例中，綜合能源服務商各主要業務板塊的收入、成本及利潤情況如下圖所示。其中，其售電與售熱/冷收入的占比分別為77%、23%，兩者利潤占比則分別為62%、38%。當然在不同的案例中，由于用戶用能需求的不同，不同業務板塊在收入及利潤中的占比是存在明顯差異的，上述實際案例的收入結構并不具備普遍代表性。

某實際案例中不同業務板塊收入、成本及利潤情況

而當面對市場競爭時，盡管說綜合能源服務商的營銷策略五花八門，但就其本質而言，在我國綠色能源消費尚未升級為自覺意識、企業更加看重成本優勢的經濟發展階段，綜合能源服務商的核心競爭力短時間內恐怕很難跳脫出價格競爭的格局。

即在同等能源供應品質的前提下，只有為用戶提供更為低廉的能源商品才能在市場競爭中贏得份額。換言之，綜合能源服務商須以用戶綜合用能成本低于供電公司供電+市政供熱公司供熱/冷組合方案下的用能成本為約束條件，制訂其供電、供熱/冷價格?；谶@一判斷，本文也將從價格競爭力分析入手，剖析綜合能源服務供應商的定價策略、成本構成，以解構出其核心競爭優勢。

考慮到不同綜合能源服務商不同業務板塊比重的實際差異，本文在價格競爭力分析中暫按其主要能源商品作為甄別對象，分別針對以電能銷售為主要收入和利潤來源的綜合能源服務類別、以熱/冷能銷售為主要收入和利潤來源的綜合能源服務類別作為分析。

在以電能銷售為主要收入和利潤來源的綜合能源服務情景中，電能價格水平的高低是決定綜合能源服務商能否實現競爭優勢并實現盈利的關鍵?；诘湫桶咐齺砜矗祟惥C合能源服務供應商在選擇目標用戶時，通常選擇的是銷售電價水平最高（或較高）的一般工商業用戶，其電價定價策略也通常是對標用戶執行的目錄電價，以略低于供電公司供電價格為原則確定。

在華東區域某綜合能源服務案例中，這一策略體現的較為明顯，其在可行性研究階段，綜合能源服務商電能的目標售價確定為750元/千千瓦時，而同期同類用戶的目錄電價則為775.7元/千千瓦時（不滿1千伏的一般工商業用戶）。

而從成本的比較來看，綜合能源服務系統中的電能供應主要來自風電、光伏以及小型燃機，而此類電源基本上是能源供應系統中供電成本較高的電源類型，根據《2018年全國電價監管報告》，上述案例所在省份風電、光伏、燃機的平均上網電價分別為690.54元/千千瓦時、1113.42元/千千瓦時、475.54元/千千瓦時，具體到本文提到的典型案例，其綜合發電成本初步測算結果為620元/千千瓦時。

而同期電網企業的平均購電成本僅為420.58元/千千瓦時，遠低于綜合能源服務商的綜合發電成本。這就產生一個認識上的悖論，綜合能源服務商是如何在高發電成本的前提下，還能實現向用戶的平價供電，甚至供電價格低于電網企業？

這其中的奧秘很明顯就在輸配電價環節。具體到本文提到的個案，綜合能源服務供應商向用戶提供電能服務時，其等效輸配電價通過計算目標售價與綜合發電成本的差值，可以得出為130元/千千瓦時；而電網企業向同類用戶供電所執行的輸配電價竟然高達355.12元/千千瓦時（用戶銷售電價—平均購電成本）。這是否意味著電網企業在輸配電服務環節謀取了暴利，導致其喪失了與綜合能源服務商之間競爭優勢？

也許問題并沒有那么簡單。事實上，經過兩輪嚴苛的輸配電價成本監審工作，輸配電價格幾乎可以認為已基本接近于電網企業真實的輸配電成本。那問題究竟出在哪呢？

為了厘清這一問題，有必要對我國目錄電價的制訂方法進行回溯。在我國用戶目錄電價制定中，基于保障民生的考量，通常對供電成本最高的居民用戶采取低電價定價策略。與此同時，為了實現電網企業的收支平衡，對于未能通過居民電價回收的部分成本多數情況下則由一般工商業用戶代其承擔，造成了工商業用戶的事實高電價，即一般工商業用戶承擔了原本不應由其承擔的輸配電成本。

在本文個案中也得窺見一般，對于同樣處于不滿1kV等級的居民及工商業用戶，從理論上講由于電壓等級相同、負荷特性相近，其輸配電成本應大致相當，但其等效輸配電價卻分別為127.72元/千千瓦時、355.12元/千千瓦時，相去甚遠，這也表明了兩者間存在較明顯的補貼與被補貼關系。

而這一補貼關系在綜合能源服務的實施中則被割裂。當綜合能源服務商為其用戶提供電能供應時，由于未執行輸配電價政策，實質上并未承擔對居民用戶的交叉補貼義務，而這也是綜合能源服務供應商輸配電價定價較低的重要原因。

除此之外，現階段無差異的輸配電價體系實質上促成了綜合能源服務的“全面開花”。從價格理論的角度，對于毗鄰大型電源基地的用戶，由于其距離電源的電氣距離較近，電網企業為滿足其供電投入的輸配電成本也越低，因此，從公平分擔的角度，其執行的輸配電價本應較低；而對于遠離電源基地的用戶，與其輸配電成本相適應的，應執行價格水平相對較高的輸配電價（對于這一定價機理，筆者在《藏在輸配電價中的“隔墻供電”邏輯》一文中已有闡述）。

但受歷史沿革影響，我國現階段輸配電價體系仍為基于郵票法的無差異價格體系，即輸配電價定價中模糊了不同用戶之間電氣距離的差異，實際上也隱含了不同電氣距離用戶之間交叉補貼問題的存在。這種無差異的輸配電價疊加無差異的上網電價體系，造成了同一區域內同一類用戶銷售電價的相同，盡管說它們之間供電成本存在著明顯的差異。

而這一無差異價格體系也弱化了綜合能源服務商的前期選點與戰略布局的難度。只要當前某一省份工商業用戶執行的目錄電價水平相對較高，可以滿足成本回收以及投資回報率要求時，便可開展投資工作。而在省內任一城市布局也不再具有明顯的差異性，換而言之，在該省份內所有城市具備了均等的投資價值。弱化的投資決策過程也為綜合能源服務的全面開花提供了助力。

與之相類似的，在以熱/冷能銷售為主要收入和利潤來源的綜合能源服務情景中，綜合能源服務供應商熱/冷能的定價策略也通常是對標用戶執行的熱/冷能價格，以略低于市政供熱公司價格為原則確定。

在該類別典型案例中，綜合能源服務的主力熱/冷源多為內燃機組，其直接供熱成本高于大型熱電聯產機組是被廣泛接受的事實。而其供熱/冷價格仍可實現低于市政價格的原因，同樣來自于熱力管網定價中隱形交叉補貼的事實性存在：在當前環境下，熱力管網在其供熱區域內采用基于郵票法的定價方法，同一區域內不同熱力用戶其供熱價格與其距離熱源的距離并無直接關系，存在距離熱源較近的熱用戶補貼距離較遠的熱用戶的實際情況。

而這一補貼關系在綜合能源服務的實施中同樣被割裂。當綜合能源服務商為其用戶提供熱/冷能供應時，由于自建局域內的供熱網絡，無須為市政熱力管網買單，實質上也規避了原本應承擔的隱性交叉補貼責任，進而促成了其低供熱/冷價格的實現。

綜合能源服務該走向何方

結合前述分析，綜合能源服務商現階段能夠實現普遍盈利及迅速擴張主要依賴以下兩方面交叉補貼的穩定存在：一是輸配電價中顯性與隱性雙重交叉補貼的存在；二是熱力管網管輸價格中隱性交叉補貼體系仍將維系。而一旦上述兩個關鍵條件發生重大變化，也將意味著綜合能源服務的商業格局面臨重新洗牌。

首先來看輸配電價中交叉補貼政策的穩定性。在工商業用戶與居民用戶間的顯性交叉補貼方面，《關于全面深化價格機制改革的意見》（發改價格〔2017〕1941號）已明確逐步縮小補貼。除此之外，綜合能源服務本身的發展也將影響交叉補貼政策的穩定性。尤其是當綜合能源服務發展到一定規模時，大量工商業用戶選擇綜合能源服務商替代原有電網企業為其提供供電服務，交叉補貼的資金來源將被切斷，使現行補貼體系難以為繼，進而加速交叉補貼政策的改革進度。

不同電氣距離用戶間的隱形交叉補貼未來被打破的概率也在逐步加大。一方面《省級電網輸配電價定價辦法》（發改價格規〔2020〕101號）已明確將實現用戶公平分攤輸配電成本作為改革方向。另一方面，近年來“隔墻供電”模式、綜合能源服務模式的快速擴張，也正在對這一體系發起挑戰。

相較而言，考慮到供熱屬于民生保障范圍，采用差異化熱力管輸價格易引發爭議，現階段熱力管網暗含交叉補貼的定價模式短期內被打斷的概率并不高。除此之外，受限于供熱半徑約束，單一供熱管網供熱范圍有限，不同熱用戶之間地理距離不會相隔過遠，由此隱形交叉補貼產生的不公平矛盾本身也并不突出。

因此，通過對綜合能源服務發展相關關鍵政策條件及趨勢的梳理，以熱/冷能銷售為主要收入和利潤來源的綜合能源服務模式其外部政策穩定性要相對較優，與之對應的經營風險也相對可控。而以電能銷售為主要收入和利潤來源的綜合能源服務模式未來則可能面臨較大變數。那這是否意味著一旦上述輸配電價改革舉措實現到位后，以提供電能為主的綜合能源服務模式便不再具有投資價值？

其實大可不必如此悲觀，盡管輸配電價中顯性交叉補貼政策的退出趨勢明顯，但輸配電價公平性分攤的實現又將為綜合能源服務商創造新的價差空間與商機，只是這種商機不再像現階段通過廣撒網這種粗放式的投資管理即可獲得而已。正如《省級電網輸配電價定價辦法》中所明確的，未來輸配電價的改革方向是實現用戶公平分攤輸配電成本，并非全面降低輸配電價水平。

換言之，是更為合理地實現不同用戶輸配電價與其輸配電成本的統一。在這一情景下，遠離電源基地的負荷中心其輸配電價不僅不會下調，相反還將存在進一步上漲的可能性，而這反映到用戶側，則會表現為該地區用戶銷售電價的上漲；而對于毗鄰大型發電廠的工商業用戶，其銷售電價則會下降，綜合能源服務產業的投資價值將不在，已經布局在此類地區的綜合能源服務后續經營也將面臨較大風險。

總體而言，當前電價改革過渡階段的部分政策狹縫為電能類綜合能源服務發展并快速擴張提供了良好的條件。但改革進程不會因為某一新興業態的發展而停滯，同時電價政策的持續完善也并不意味著綜合能源服務商紅利期的結束，而它終結的也許只是那個閉著眼就能掙錢的“黃金”時代。