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缺乏政策引导与支持、用户对增值服务不了解、增值服务没有清晰的盈利模式，是售电公司在综合能源服务中面临的主要难题。
技术原因导致初期改造费用较大，如何让用户接受改造成本，同时降低成本来迎合用户需求，是开展综合能源服务的巨大挑战。
日前，国家发改委、国家能源局公布了关于规范开展第四批增量配电业务改革试点的通知，业内再次掀起关于综合能源服务业务落地的讨论。记者日前也在综合能源服务落地实践峰会上了解到，随着电力市场建设推进、能源技术和数字技术的不断融合，综合能源服务项目现阶段落地仍存掣肘，需要产业链上下游更深入的参与协作，以及政策、市场、技术等多维度的驱动。
多项政策铺路
国家发改委能源系统分析研究中心主任周伏秋介绍，国家发改委2016年2月发布的《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》催生了一批能源金融、第三方综合能源服务等新兴业态。同时，多能协同综合能源网络，接纳高比例可再生能源、促进灵活互动用能行为和支持分布式能源交易的综合能源微网，以及培育综合能源运营商等新型市场主体逐渐建立起来。
国家发改委、国家能源局2016年7月发布的《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》，使终端一体化集成供能系统以综合能源效率最大化、热电冷等负荷就地平衡调节、供能经济合理具有市场竞争力为主要目标。“到2020年， 各省(区、市)新产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右，既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右。”周伏秋指出。
此外，国家能源局2017年1月发布的《关于公布首批多能互补集成优化示范工程的通知》确定了首批终端一体化集成供能系统17个示范项目； 同年6月发布的《关于公布首批“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目的通知》确定了首批智慧能源/能源互联网55个示范项目。
记者从多位业内专家处了解到，综合能源服务的关键在于为客户提供增值服务。深圳航天工业技术研究院科技委常委朱发国指出，综合能源服务的目标是基于市场机制环境，以用户为中心大幅度提升用户的用能体验。“而用户体验通常由所提供服务的性价比、服务感受以及能否提供持续的增值服务来决定。”
用户接受成本是关键
记者注意到，除了上述相关政策，明确规范和引导综合能源服务发展的政策依然缺位，综合能源服务的开展和落地面临诸多挑战。
“目前关于用户增值服务的相关鼓励性政策尚未出台，限制了增值服务的发展，所谓的很多服务还停留在口头上。”湖南一家售电公司负责人告诉记者，缺乏政策引导与支持、用户对增值服务不了解、增值服务没有清晰的盈利模式，成为售电公司在综合能源服务中面临的主要难题。目前，用户只对如何节约电费感兴趣。
该负责人表示，现阶段，如果开展综合能源服务的公司能够通过增值服务有效降低用户的用能成本，才能拓展用户，增加用户黏性。
北京电务通能源股份有限公司运维总经理丁汝平认为，在客户开源节流的诉求下，平衡客户需求与服务成本成为综合能源服务商重点思考的问题。对于用户需求，综合能源服务公司一般要从运维角度掌握用户的设备、运行工况等数据，同时思考如何实施方案，期间会涉及终端设备的改造费用等问题。“技术原因导致初期改造费用较大，如何让用户接受改造成本，同时降低成本来迎合用户需求，是开展综合能源服务的巨大挑战。”
上海置信节能环保有限公司总经理夏卫华也指出，客户“开源节流”主要通过降低电费和提高能效两种途径，而综合能源服务的目的就是提高用能能效。但这个过程中，会面临如技术、法律风险、以及政策产业结构调整等多方面的问题。
多因素决定落地成效
华为技术有限公司主任工程师李宇认为，现阶段综合能源服务业务由市场、技术和政策三方面共同驱动。“任何一方没有成熟，整个业务就难以推进。”
李宇分析，政策上要看是否到窗口期，技术上要考虑是否具备综合能源服务能力。“另外，很多客户用惯了低价可靠的电，但不了解何为综合能源服务，在市场还未达到一定程度时，就认为不需要这项服务。
杭州数元信息科技有限公司副总经理俞庆表示，综合能源服务有三个入口，分别是以购售电交易为形态的交易入口、以线下服务为形态的服务入口和以增量配网为形态的资产入口。“不论从哪个入口进入，如果不做高附加值服务，业务发展都会受限。”以增量配网为例，他认为，以现在增量配网投资回报率较低的情况看，增量配网不仅要做管制类的运营，后端还要做高附加值服务以提高整体投资回报率。“而售电公司如果只通过购售电合同交易，却不帮客户管理人员用能数据，未来在交易侧也难以盈利。”（■本报实习记者 杨晓冉）
