传统电力系统具有大容量、高参数、远距离、特高压等发展特点，同时也面临着电能不能存储、电力品种单一、仍以煤为主、政府行政管制等发展问题。新形势下，能源用户对能源多样化、便利化、智能化、低成本、高能源清洁度的需求逐渐增多，对能源供应体系提出了更高的要求，必须通过供给侧结构性改革，实现能源供给的升级。

　　可再生能源的快速发展，吸引社会资本大量投入。随着增量配电放开，新兴市场主体快速进入电网领域，加上用户对能源供给和服务要求的逐步提高以及用户积极投入分布式能源建设等成为传统电力的新挑战。因此，传统主流电力企业的角色也发生了变化，从以前的“发展自己、壮大自己”到“巩固自己、照亮别人”，大电网为“增量配电”、“分布式能源”等公平接入，并为其提供备用。新增的工业园区等对能源品种的需求已不再限于电力单一品种，存储技术的快速发展也在加速改变电力系统的常规发展。

　　综合智慧能源是能源“四个革命”的战略抓手，是新一轮电力体制改革的最佳实践，正在快速改变着我们的生活。从规划、建设、运营全寿命周期，综合智慧能源通过生产、输送、消费的协同和供需互动，极大地提高能源系统的效率，从而将大幅度节约能源的成本、降低能源价格，最终为用户创造更多的价值。

　　国家在政策方面对综合智慧能源发展给予大力支持，电力体制改革“9号文件”，明开了增量配电环节，鼓励社会资本投资配电业务，允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电，允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易；鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务，建议售电主体创新服务，向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务；鼓励用户侧发展热电冷联产的分布式电源。此外，国家还通过试点模式，全力推进智慧能源的各种实践。截至目前，国家发改委、能源局已经安排三批共320个示范项目，基本实现了地级以上城市全覆盖。

　　在技术支持方面，综合智慧能源讲电力系统现有技术成果与云大物移智的跨界融合，促使发电技术升级、成本降低，清洁能源的大规模使用成为可能。智慧电厂、灵活性发电，使电源的功能性、节能性、灵活性、调节性大幅度提高；供热供冷方式的多样化，丰富了能源供应品种；综合管廊的升级，为不同能源品种的协同传输提供了可能；各种储能、源网荷储联合协同控制技术，实现了不同能源品种时空分布的优化；能源信息采集、控制技术，使不同能源品种同台协同运行，实现了更加高效和经济。

　　国家发改委、国家能源局调研结果显示，第一批综合智慧能源试点项目总体缓慢，增量配电网试点106个项目，取得电力业务许可证的仅20个、开工18个；多能互补集成优化示范工程共23项，未实现目标；首批“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目55个，要求首批示范项目原则上于2018年底前建成，目前国家能源局正在组织验收，要求2019年4月底完成。

　　梳理现有综合智慧能源实践成果发现，综合智慧能源体系建设过程中，还存在一些问题：增量配网的定位尚未明确、区域能源发展缺乏顶层设计和统筹规划、现行核准机制不能满足要求、增量配电价机制、电网接入、项目盈利点等。目前，许多地方不同能源品种、不同环节的能源规划分属不同部门管理，规划之间相互割裂，缺乏顶层设计和统筹规划。综合智慧能源项目是由多种能源组成，相互之间协同、互补性极强，如果在经济性评价等方面无法做到综合考虑经济效益，将影响决策的科学性。此外，目前增量配电网定价机制不明确，部分增量配电项目接入电网存在一定程度阻碍。

　　立足目前国内综合智慧能源发展实际，建议在综合智慧能源商业模式确定时应遵循以下原则。

　　关于投资主体，要发挥各方优势，鼓励采用混合所有制的开发主体；为实现协同管理，应该统一一个投资主体；投资主体的确定应该通过专业化、市场化、法制化的方法，由地方政府组织按程序确定，中央政府应该出台约束性规定。

　　关于运营模式。运营商和投资者即可以为一体也可以分开，但应自愿、有利于项目运营为主；运营模式坚持一体化原则，实现不同能源品种，不同时段的优化和协同。

　　关于示范项目。对于符合行业发展趋势，国家鼓励的此类项目，在一时难以看清采取什么样的政策时，可以通过示范项目进行验证，允许试对，也允许试错，鼓励试点项目大胆创新，但示范项目不易过多。

　　出台规范化的管理办法。在总结试点经验的基础上，出台综合智慧能源管理办法，规范业务范围、接网条件、电网备用规定，能源市场化价格机制等。

　　（作者：赵风云 集团公司发展部电力市场营销总监 本文根据作者在2019首届中国园区智慧能源高峰论坛上的讲话整理）