煤电企业综合能源服务实践研究

史晓雷，高建强，许 尧，袁祥飞

(1.国能宿州热电有限公司，安徽省宿州市，234000；2.国能龙源环保有限公司，北京市海淀区，100039；3.首都科技发展战略研究院，北京市朝阳区，100022；4. 首科绿汇(北京)科技发展有限公司，北京市朝阳区，100022)

世界能源处在大变革时代，在一段时期内能源生产将从以化石能源为主体逐步转向以新能源为主体。作为世界主要的经济体、人口大国以及能源生产消费国，我国一直积极推动能源革命，为人类可持续发展承担责任和贡献力量。当下我国已经基本形成了“立足能源资源禀赋，坚持先立后破”的能源变革路径[1]，煤炭中短期内仍然是重要的基础能源。经过几十年发展，我国煤电技术在效率、排放水平、发电性能等多项指标方面均处于国际先进水平[2]。在这个背景下，如何充分发挥和延伸煤电功能，更好服务于地区经济发展、能源安全和减污降碳，是一个值得探究的问题。

综合能源服务目前没有统一的定义，其主要特征是：服务一体化、低碳、智慧、清洁、互联[3-6]。笔者认为，综合能源服务主要是指以多能耦合、源网荷储为主要骨架，以能源供应及衍生服务为主要产出的一种新型能源服务模式。近年来，综合能源服务成为能源企业拓展的重点业务，国内主要能源集团都成立了专门的综合能源服务公司推进相关业务。从理论和实践来看，煤电企业从事综合能源服务有一定的基础和条件，也有利于煤电转型，促进地区能源供应稳定，支持经济发展和减污降碳。本文从国内外当前煤电企业实践中总结提炼出煤电企业从事综合能源服务的主要模式，特别是一些典型的应用场景，旨在为煤电企业转型发展提供有益参考。

1 煤电企业开展综合能源服务现状分析

1.1 主要煤电企业积极布局综合能源服务

我国五大发电集团是煤电企业的主体，近年来将综合能源服务作为重要转型方向，先后成立了专门业务运作平台。2015年，国家电投集团设立了综合智慧能源研究中心，2020年成立综合智慧能源科技公司，统筹公司综合能源发展；2019年，大唐集团设立智慧能源产业公司；2019年，华能集团提出由发电企业向综合能源服务供应商转型，目前在筹建专门的综合能源服务公司；华电集团将旗下华电集团清洁能源公司作为综合能源服务的平台公司；国家能源集团近年新设立了浙江等多家地域性综合能源服务企业，旗下国华投资也设立了综合智慧能源公司。

1.2 热电联产等多能耦合模式有基础

热电联产对于提升能源利用效率、解决能源供给、实现区域减污降碳协同治理有很好的效果，因此我国长期支持热电联产发展。1989年国家计划委员会出台了《关于鼓励发展小型热电联产和严格限制凝气式小火电建设的若干规定》(计资源[1989]937号)，鼓励“有条件地积极发展小型热电联产”。此后国家出台了相应文件，将热电联产作为能源梯级利用、循环经济、源网荷储一体化和多能互补的重要手段：如1998年国家计划委员会等部委出台了《关于发展热电联产的若干规定》；2004年国家发改委出台了《中国节能中长期转型规划》；2013年国务院印发了《循环经济发展战略及近期行动计划》；2016年国家发改委印发了《热电联产管理办法》；2021年国家发改委出台了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》。

根据国家能源局的数据，截至2020年底，全国热电联产机组装机约5.6亿kW，占煤电装机比重达52%。“十四五”期间，供热改造机组规划要达到5 000万kW[7]。热电联产为煤电企业从事综合能源服务提供了技术和业务模式基础。

1.3 灵活调峰为源网荷储提供了条件

煤电是现代能源体系中重要的灵活性电源。在新能源为主体的新型能源系统中，煤电灵活性特点为煤电企业从事源网荷储一体化业务提供了天然条件。丹麦和德国是欧洲火电灵活性改造的典型国家，从20世纪90年代开始改造，目前硬煤火电机组最小出力达到25%～30%，褐煤机组能达到40%～50%[8]。国家从“十三五”期间开始重视煤电机组灵活性改造，计划“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿kW[9]。截至2019年，我国已经完成火电灵活性改造容量约5 775万kW[10]，虽然不达预期，但是火电机组的灵活性调节功能获得一定发展。国家发改委和国家能源局《“十四五”现代能源体系规划》要求2025年煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿kW[11]。煤电企业利用灵活性技术，整合可再生能源，可以成为地区能源管理的重要组成部分。

1.4 综合能源服务缺乏系统性模式

从实践层面看，目前煤电企业从事综合能源服务仍在早期探索阶段，缺乏系统性。从底层逻辑来看，综合能源服务是传统能源服务的转型升级，甚至是一场“革命”。传统能源体系是源网分离的、生产供给导向的、工业化的、中心化的，而综合能源服务则是源网一体的、服务导向的、数字化的、分布式的，这给传统能源企业带来很大转型压力。大型煤电企业长期与用户端脱离，因此需要重新培养服务意识、服务模式。中小型煤电企业缺乏从事综合能源服务的资本和耐力，不具备进行中长期开发和培育市场的实力。同时增量配网、电力市场改革等政策进一步深化与落地还需要一定时间，因此短期内盈利模式并不明朗。

2 煤电企业开展综合能源服务的意义

2.1 有助于保障能源安全和供给稳定

当前，国际能源环境和体系发生重大变革，能源需求不断增长，能源安全重新成为普遍关注的重要议题。以煤电企业为重要载体开展综合能源服务可以充分发挥我国资源禀赋优势，确保能源供给安全。截至2021年底，我国煤电装机总量约13亿kW，约占全国总装机容量的54.6%，仍然是我国的主体电力能源。煤电企业开展综合能源服务，结合光伏、风电等多种新能源，可实现多个供能系统协调配合运行，有效减少单一供能系统产生的弊端，从而增加了整体能源供应的稳定性，保障了经济社会发展用能需求。

2.2 有助于提升社会综合能效水平

经过长期开展节能降耗工作，我国能耗水平有了大幅下降。但我国系统节能空间仍然较大，能耗强度较发达国家仍有差距。未来我国能耗强度进一步降低，需要大力开展系统性节能工作，强调行业、企业、流程之间的协同节能。煤电企业通过提供电、热、冷、汽等多种能源品类，并叠加系统性的能源供应与管理，可以充分挖掘区域内不同企业间的系统节能空间；通过能源梯级利用、多能互补，可提高能源总体利用效率，降低系统能耗，提高社会总体能效水平。李金桃等[12]对一个集居住、商业、办公等功能于一体的大型城市综合体项目进行了多能互补运营效率的估算，发现多能互补比分供式供能节省能源约29%。

2.3 有助于促进社会减污降碳

我国地区间经济社会发展不平衡的特点同样反映在能源供给和消费的数量、强度和质量上。在经济发展相对落后地区，仍然存在很多小散锅炉。煤电企业通过清洁高效的综合能源服务可以有效替代这些小散锅炉，从而降低地区总体污染物和二氧化碳排放。散煤产生的PM 2.5是等量电煤的8倍[13]；若每年替代散煤7.5亿t，每年可减少二氧化碳排放15亿～20亿t[14]。另外，煤电企业建设综合能源服务可以为可再生能源提供良好的消纳环境，促进可再生能源消纳，增强对可再生能源的开发利用，有利于全社会减污降碳工作。

2.4 有助于煤电企业转型发展

煤电企业中长期发展面临很大转型压力。煤电企业从业人员多、资产总量大，其平稳转型对于地方经济社会发展十分重要。煤电企业从事综合能源服务，可以实现渐进转型，最大限度减少转型阵痛，找到转型出路。按照国资委对国有煤电企业的要求，到2025年可再生能源比重要达到50%，意味着煤电企业有巨大的可再生能源发展空间。据公开数据整理，除国家电投集团可再生能源装机占比超过50%以外，其余几家国家大型发电集团可再生能源装机占比均在40%以下，其中国家能源集团可再生能源装机占比不到30%。国家能源集团是我国煤电装机最大的企业，预计“十四五”期间其可再生能源装机增加7 000万～8 000万kW。新能源发展将为煤电企业提供新的业务支撑。除此之外，有研究机构预计，2025年综合能源市场规模将达到1.2万亿元，2035年将达到1.3万亿～1.8万亿元[15]。综合能源市场可以为煤电转型提供足够的市场空间。

3 煤电企业开展综合能源服务的主要方式

煤电企业开展综合能源服务要注重因地制宜，结合各地资源禀赋、政策导向、产业基础等因素探索适宜的综合能源服务内容及模式。通过文献研究、实地调研等方法，分析研究了煤电企业可以提供综合能源服务的主要方式。

3.1 开展煤电机组“三改联动”

煤电目前是煤电企业开展综合能源的根基。煤电企业首先应该充分利用政策红利，做好煤电机组的改造，以节能降碳改造、灵活性改造、供热改造等“三改”为主进行机组改造，不断提升煤电清洁高效和灵活性水平，为综合能源服务打下基础。

目前我国已建成世界最大的清洁煤电系统，煤电清洁排放水平全球领先。以国家能源集团泰州电厂为例，该电厂有世界首台百万千瓦级超超临界二次再热机组，供电煤耗低达266.3 g/(kW·h)。国际能源署认为该工程机组是国际上发电效率最高的燃煤发电机组，投运3 年实现节约标煤363万t/a，二氧化碳减排1 016万t/a，创造了巨大的经济效益和社会效益。

另外，国华三河电厂是一个依托大城市进行供暖改造的典型案例。国华三河电厂临近京冀交汇处，随着三河地区住宅面积增加，民用供热能力面临较大缺口。2016年，该电厂采用“背压机抽汽+循环水热泵”的配置方式，通过热泵系统回收循环水余热，降低蒸汽消耗，实现了稳定的对外热水供应，在一定程度上实现了企业的转型和价值再实现。

3.2 提升多能互补供应能力

煤电企业应积极布局分布式和集中式新能源电站建设，适当发展多种发电侧储能，为综合能源服务“开源”，提升多能互补能力，适应未来能源系统需要。

(1)通过大力发展光伏和风电等新能源，可以充分利用厂内闲置土地、屋顶等空间，开发以自发自用为主的分布式光伏项目。当下大部分煤电企业已经在厂区范围内建设类似光伏电站，可以小部分满足厂内用电需求。同时，在具备条件的地区开发集中式光伏和风电电站。“十四五”期间国家将在西北地区布局多个大型“风光火储”基地建设，煤电企业应该争取参与相关建设。另外也可以和地方政府合作开发城市或工业园区工商业屋顶光伏，参与乡村振兴，推进整县光伏开发。

(2)和国内储能龙头企业广泛开展合作，发展发电侧储能。煤电企业可以应用或探索的场景主要是“煤电+储能”用于调峰调频，其中电化学储能已经在很多燃煤电厂进行了应用，主要通过合同能源管理形式与储能方进行合作。另外一个值得关注的技术是“煤电+熔岩储能”，不仅可以用于调峰调频，还可以蓄热供暖，但目前尚无成熟案例。江苏国信靖江电厂2×660 MW机组熔盐储能调峰供热项目(设计配套储热量75 MW·h)，将打造全国首个真正意义上采用熔盐储热技术的大规模火电调峰/调频/供热项目。随着电力市场特别是辅助服务市场改革的逐步深化与落地，“发电侧+储能”的潜能有望进一步释放，成为煤电企业从事综合能源服务的重要方式之一。

3.3 不断丰富单体服务场景

煤电企业有土地、资产等多方面优势，可以此发展大量综合能源服务场景。基于调研，提出了煤电企业综合能源服务开发的思路，如图1所示。场景开发可以从技术视角和生态视角来考虑，其中技术视角主要着重电厂现有资源利用的深度，而生态视角则强调资源利用的广度。其典型场景如下。

图1 煤电企业综合能源服务场景

(1)低成本集中供热、分布式冷热联供能源站以及工业气体和用水集中供应是当下非常实用的综合能源场景。充分利用电厂蒸汽、热力等价格低的优势，为客户提供综合能源服务。南通天生港压缩空气项目是天生港电厂、龙源环保、江苏金通灵3家公司投资建设的项目，该项目利用天生港电厂的低廉蒸汽、厂用电作为驱动力，在电厂内设置大型的汽驱空压机，为南通市港闸区的工业企业提供价格低廉的压缩空气，终端压缩空气成本不高于0.07元/Nm3。

(2)耦合生物质发电和固废处置是生态效应突出的综合能源应用场景。英国德拉克斯(DRAX)电厂在2003年开始在煤中掺配不到1%的生物质原料进行试烧，开始了其生物质耦合燃烧发电的历程，目前 其4台660 MW机组全部改造为100%燃烧生物质原料，生物质燃料消耗超过700万t/a，连续多年生物质燃料供电量超过100亿kW·h，电厂二氧化碳排放降低超过90%。

(3)建设大型电动车充电设施。利用电厂周边大量闲置空地以及厂用电价格较低的优势，建设以电厂直供电的大型充电桩智能停车场或换电站，消纳部分厂用电；或者推进标准蓄电池换电工作，在厂内建设蓄电池换电站，实现标准电池的充电，借助现有的分销网点实现蓄电池的输配。

(4)低碳循环工业园区。利用电厂供热、供电、协同处置固废等，可以整合其他合作资源，共同打造城市低碳循环园区，为城市实现碳达峰、碳中和探索新路。

(5)工业旅游场景。围绕电厂工业设施，开展工业旅游、工业博物馆、冷却塔地标建设、城市场馆供暖等民生工程，更好服务社会发展。

(6)未来绿氨燃料替代。使用NH3作为化石燃料的补充或替代燃料，将有助于减少化石燃料的使用，降低各个领域使用化石燃料的二氧化碳排放。目前最值得期待的是其具有大幅降低火力发电二氧化碳排放的潜力。对此，国际能源署(IEA)将该技术定位为实现现有燃煤发电二氧化碳减排的重要且有力的手段。

(7)虚拟电厂。德国五大电力集团之一的意昂集团(E.ON)在德国和英国开发虚拟电厂业务，为其拥有的发电机组(热电联产、燃气和蒸汽机锅炉、应急发电机、风力电厂)、能源用户(工业负荷、水泵、热电联产)和储能设施(如电池)资源等客户提供信息通信技术设备，以便远程管理电厂，优化电厂的收入，参与平衡市场。E.ON和德国最大的扁钢生产商蒂森克虏伯合作，将其一个用于生产绿氢的电解水工厂纳入其虚拟电厂，并通过其快速调节绿氢产能以提供灵活性。绿氢生产工厂通过参与电力平衡市场获得额外收入，同时提高了绿氢生产的经济性。

3.4 以园区为基础建设能源综合服务一体化项目

产业园区用能形式多样，有工商业用户和住宅用户，是综合能源服务的天然对象，也是当下综合能源服务企业抢夺的重点客户。产业园区综合能源项目的成功实施将大幅提升煤电企业的综合能源运营能力，形成系统的集成能力。当下煤电企业都在大力发展产业园区用户，与产业园区管委会、运营公司及园区内企业合作，搭建综合能源服务系统。虽然不同产业园区综合能源服务系统有所差异，但是一个理想的综合能源系统应该以“多能互补+源网荷储+智慧数字”为主要骨架。目前有些煤电企业已经开始工程示范，并且获得园区及内部企业的认可。

煤电企业在开发工业园区综合能源服务中的优势主要是“冷热汽水电”多联供体系。例如生物医药、精细化工等产业园区都需要热力和蒸汽供应，目前新能源在工业用热力和蒸汽以及居民供暖等方面还存在一定的技术和商业应用方面的不足。煤电应该充分发挥多联供的独特优势，积极开拓具备多能需求的园区，将其作为系统化综合能源服务的主要阵地。

国能宿州热电公司正打造宿州高新区综合能源项目，如图2所示。宿州高新区主要发展高新技术产业，云计算和智能制造是其两大主导产业。宿州高新区综合能源项目将以煤电(“热汽电”)+风光绿电为源，同时建设区域微电网和能源资源循环利用平台以及智能控制的综合能源信息化平台，从而实现园区用能的低成本、稳定性和绿色低碳之间的平衡。

图2 国能宿州高新技术园区综合能源项目

丹麦卡伦堡工业园区是国外循环经济园区典型代表，从某种程度来看，也是围绕煤电厂开展综合能源服务的园区代表。燃煤发电站是工业园区的核心，向炼油厂和制药厂供应工业蒸汽，向全镇居民提供供暖，从而大量减少了燃烧废弃物和污染物排放；向水泥厂和建筑公司提供粉煤灰，用于制砖和铺路；向石膏板厂提供生产用的脱硫石膏等等。以煤电厂为中心，园区内通过贸易的方式，充分利用关联企业的副产品或废弃物作为本企业的原材料，减少了废弃物排放，实现了能源梯级利用和资源循环利用[16]。

3.5 不断创新商业模式

综合能源服务商业模式主要包括EPC(对项目的设计、施工等实行全过程或若干阶段的承包)、BOT(投资建设，运营约定时间后转交给业主)、EMC(合同能源管理)、PPP(负责设计投资建设运营，政府付费或业主付费方式收回投资)、DBFO(项目设计开始就特许经营)、BSO(项目建设后通过设置特定公司出售股份来获取现金流)模式[17]。

根据不同应用场景和客户的需求，煤电企业需要开发不同的商业模式，并不断进行创新。一般而言，对于园区类综合能源项目，由于投资量比较大，涉及场景比较复杂，建议采用BOT、PPP模式，或者采用与园区运营方共建合资公司长期运营的模式。对于工业企业、建筑等单体场景，比较适合的方式是EMC、BSO等模式。

4 进一步推动煤电企业发展综合能源服务的建议

4.1 加强政策引导和支持

政府应制定本地综合能源服务规划，明确综合能源服务行业的发展方向。加大电力市场改革力度，推进电力辅助服务市场化改革，为煤电从事调峰调频等综合能源服务提供足够激励。鼓励企业与园区合作共同建设“源网荷储”的能源系统，促进“微电网”等示范落地，推进打破“隔墙售电”约束，打造新型综合能源服务试点示范工业园区。在煤电机组应急扶持资金、碳排放权指标、新能源发展指标、税收优惠空间等方面给予更多有利政策，同时在储能发展措施、绿电制氢扶持措施、整县光伏、新能源开发建设用地、旧机组升级改造、腾退土地再次利用等多领域、多层面出台支持政策。

4.2 积极开展技术创新

煤电企业应提升相关技术能力，充分利用太阳能、储能、氢能等领域的技术进步，实现多种技术的融合。与储能公司及相关机构合作，共同开展储能示范技术的应用与落地。与信息化、人工智能等公司合作，共同开发智慧能源的综合服务平台，建设综合能源服务“大脑”。与科研院所及高校等合作共建综合能源服务、碳中和等实验室以及研究项目，利用应用场景优势，促进相关技术转化落地。

4.3 探索综合服务新模式

煤电企业应加快由生产型企业向服务型企业转型，转变思想认识，建立专业化的综合服务团队，主动接触终端客户，制定合理的市场营销方案，增强市场开拓能力。以热电销售为抓手开拓能效提升、节能优化、碳交易、碳资产管理、能源数据管理等多种类型的拓展服务，最终提供以客户为中心的全链条能源服务。搭建综合能源服务人才平台，提高人才教育和专业技能水平。引进或培养掌握电力、热能等综合型的专业人才，并建立相应的人才激励机制，促进后期综合运营与服务。

4.4 加快产业生态圈建设

综合能源服务的业务特点决定了其发展必须依靠生态体系建设和广泛的企业间协作，在综合能源服务领域构建共享的生态体系。煤电企业应加快打造综合能源服务的生态圈，充分汇聚资源，寻求合作共赢的商业模式，助力产业可持续发展。