综合能源服务为电力行业产业延伸，是构造新型电力系统的重要基础和能源安全战略的重要支撑，也是能源企业数字化转型的必然选择和能源电力体制改革的现实写照。

  分布式光伏发电、电化学储能、充电桩、“风光储充”一体化、冷/热电气三联供、电力需求侧管理

  分布式光伏发电主要是采用“全额上网”“自发自用、余电上网”和“全部自发自用”等3种售电模式。

  发电收益=发电量×0.3932元/kWh（福建燃煤发电上网基准电价，下同）

  发电收益=自发自用电价×自发自用电量+上网电量×0.3932元/kWh。

  福建省10 kV工业用户两部制销售电价：0.5732元/kWh，峰段电价按上浮30%考虑（约0.7369元/kWh），无补贴。用户光伏消纳率与投资资本金内部收益率关联曲线可见，项目收益率与光伏消纳率成正比，30%消纳率时，投资资本金内部收益率7%。

  ，结合自身用电负荷情况配置分布式光伏，减少光伏发电上网比例，提高项目收益率。

  通过对储能系统来进行频繁充放电操作，平滑风电场短时输出，减少风力发电的波动性，使风电输出功率曲线跟踪计划曲线，以此来降低风电场有功功率变化和风电功率预测考核费用。

  根据《福建省电力调峰辅助服务交易规则（试行）（2022年修订版）》。交易期间机组深度调峰服务费的计算公式如下：

  假设电池储能系统在谷段或平段充电，峰段将电全部放光，高峰放电时获得售电收益，谷段和平段的充电视为参与辅助服务市场调峰，获得调峰收益。

  如布置1套10 MW/40 MWh的电池储能系统，并假设其放电时上网电价采用燃煤机组标杆上网电价核算，下调容量比率（10，15］，则其参与调峰的总收益计算如下。

  日调峰收益。单次可下调容量40MWh，中标价格按照对应最高申报价格计算，单日服务费用为：

  假设所存电量峰时都能出售，且充放电效率100%，不考虑放电深度，单日售电收益：售电收益=40×1000×0.3932×3=4.7万元全年收益。

  全年按照365d，假设储能每日理想状态运行，低充高放，则全年收益约为3420万元。

  电池储能容量成本约1100元/kWh，PCS成本35元/Wp，不考虑别的建设、人工、运维成本，配置1套储能系统总投资所需成本约3.94亿元，储能系统投资回收期约11.6a。

  电化学储能调频速度快，通过配置储能系统将为传统火力、水力发电机组带来可观的收益。

  ●联合调频储能电站，电厂投入机组参与调频辅助服务时，储能系统以补偿机组调频偏差为目标，对机组目前的超调、欠调、调频精度不足等部分进行补偿，同时提高机组的调节速率、调节精度、响应时间等性能，以提高机组的综合调频性能指标。

  调频收益规则。根据《福建省电力调频辅助服务市场交易规则（试行）（2022年修订版）》，现行调频收益计算规则：里程补偿=M1或M2×调频里程×调频综合性能指标K×出清价格。

  根据过往工程经验，当前水电机组调频性能综合指标K平均值约为0.6～0.8，机组配置储能后，由于储能的快速响应特点，机组的调频综合性能指标K将得到提升，水电机组配置储能后K值提升所增加里程补偿即为联合调频主要收益来源。

  火电机组调频性能综合指标K平均值约0.53，火电机组配置储能后K值提升所增加里程补偿得到大幅度提升。

  某工程不同调频模式收益见表2。可见，储能系统接入后能够大幅度提升系统整体综合性能指标，进而大幅度提高机组在福建调频辅助服务市场的竞价能力、机组中标概率和调节里程，推荐采用储能联合机组调频模式，来提升调频收益。

  电力系统跟着时间的变化用电量会出现高峰、平段、低谷等现象，高峰、平段、低谷等时段对各时段分别有不同的电价水平，即为分时电价。

  基于零售电价，用户依据自己实际用电情况安排用电计划，将电价较高时段的电力需求转移到电价较低的时段实现，以此来降低总体电价水平，即为分时电价管理。

  在电价较低时为电化学储能系统充电，在高电价时放电，通过低充高放来降低整体用电成本，且不改变用户用电习惯。

  分时电价管理的收益主要是通过电价差和用电计划的调整而获得，分时电价按照前述福建省内电价水平，具体收益计算如下：

  储能系统年收益=峰时段放电量×0.7368-谷时段充电量×0.4295-电化学储能度电成本×峰时段放电量

  电力用户在不影响正常生产工作的情况下，降低最高用电功率，有效地降低容量费用，以此来降低总体电费。

  通过配置储能系统，用户通过你自己的用电习惯，在自身用电负荷低的时段对储能设备充电，在需要高负荷时，利用储能设备放电，以此来降低用户最高负荷，达到减低容量费用的目的，收益模式类似峰谷价差套利。

  通过调整用户用电方式降低峰值负荷。与电池储能系统提供峰值调节和负载均衡的功能类似，理论上电池储能可当作提供需求侧响应的技术之一，帮助电力用户降低高峰负荷的用量，赚取需求响应服务费。

  充电桩商业模式大致上可以分为充电桩运营商、汽车制造企业和第三方服务平台等主导的全资自营或合作运营商业模式。

  投资方主要盈利来源充电服务费、政策补贴等，但是由于行业竞争非常激烈，导致充电服务费价格水平不高，且福建省充电桩设施补贴按退坡机制给予，补贴金额有限，因此投资方需挖掘其他增值服务，进而探索完善商业模式。

  根据《福建省物价局关于我省电动汽车充电服务价格有关问题的通知》，经营性集中式充电设施充电服务价格上限标准：电动乘用车1.00元/kWh，电动公交车0.8元/kWh，下浮不限。无固定服务车辆的充电站营业收入计算方式如下：

  充电服务费收入=充电服务价格×充电设备额定功率×充电设备负载率×充电设备每天有效充电时间×充电站运行天数

  假设充电站按一期建成，建设规模为10台60kW一体式直流充电机，充电机负载率取0.5，年运行天数按300d考虑。

  充电服务费标准暂按0.6元/kWh收取，充电桩每日有效上班时间需10 h。充电站年充电服务费收入预计54万元，项目投资回收期预计9a。

  可见，充电站仅依靠收取充电服务费作为项目收益来源，投资回收期较长，且对充电桩每日有效工作时长要求严格。

  根据目前已投运的充电桩项目，每日有效时长约6 h～8h，项目收益将没有到达预期，需探索新型商业模式。

  另外，“充电桩+广告”新模式逐渐进入市场，充电桩作为广告载体，在商业办公核心地区，广告费收益将高于充电桩建设成本及电费。

  投资方可采用合作运营模式，减少初期建设成本，有效利用各方资源，布局商场、医院和酒店等服务场所，拓展“充电桩+广告”业务提高收益。

  电力企业利用自身充电技术优势牵头联合平台服务商，通过构建云管理平台和配套充电App，便于电力公司和用户掌握和查询充电设施情况，拓展线上进行充电预约、线上支付等增值服务。随着综合能源服务推广，这种合作模式将为智能化综合充电站建设提供了基础支撑。

  国内目前投入的“风光储充”微电网项目大部分是示范项目或有特殊用途的项目。

  根据“风光储充”系统建设及运维阶段投资主体、以及投资主体之问合作方式的不同，参考较为成熟的分布式光伏投融资模式，用于微网系统的投融资模式有政府投融资、用户自投资、第三方融资等模式。

  项目收益主要来自于充电电费及服务费用和储能峰谷电价差套利，资本金内部收益率约7%。

  “风光储充”微电网项目收益尚可，且作为微电网示范项目具有宣传和推广企业形象等潜在收益，建议探索通信服务、广告收益等增值服务，采用合作运营模式降低项目投资所需成本，提高项目收益。

  分布式热电联产系统遵循“以热定电”原则，给园区内用户更好的提供电、冷、热、气服务，其中对CCHP供给用户的电、冷、热、气部分的价格给予10%的让利。

  在辅助服务情况下，CCHP联合储能系统，适当调整机组出力水平，参与外部大电网的调峰调频，获取额外收益。

  主要有优化用电方案、用电诊断、配售电一体化、电力运维、能源托管和虚拟电厂互联网售电等服务。

  优化用电方案服务根据具体用户用能负荷、电量曲线，结合不同时段电价，以实现用户用能成本最低为目标，优化用电时间。

  用电诊断服务针对用电量大但峰谷电量使用不合理的客户做全面的用电分析，提出对应的专业化建议，包括更换老旧设备以降低损耗、合理错时用电等方面，指导企业自觉避开用电高峰。

  配售电一体服务依托增量配电网资源，开展园区配电网规划-设计-建设-运维一体化服务，提高增量配电网智能化水平。

  电力运维服务主要为其他用户更好的提供现场运维服务，包括配电设备运维、抢修等。随着信息化水平的提高，未来可能出线

  为售电公司总体利用分布式电源、分布式储能和其他可调负荷资源提供了新途径。

  本文结合福建电力系统实际， 对各类型综合能源服务商业模式进行了定性或定量的研究分析， 对相关能源企业相关业务投资具备极其重大意义。

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