我国综合能源服务整体尚处于发展的初级阶段，各相关企业纷纷布局能源互联网、智慧能源、多能互补、能源微电网等项目，加快向综合能源服务转型。

在政策、市场、技术等多重因素作用下，综合能源服务正由概念导入、项目孵化迈向市场验证阶段。但在这一过程中，需要认识到综合能源服务市场当前存在的困难与挑战。

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项目总体的经济性较差

制约当前综合能源服务业务发展的主要因素是该类项目的经济性较差。

首先，综合能源服务涉及多种能源供应，业务之间基本是物理叠加，融合的有机性较差，不能取得范围经济效应，特别是更多地加入了可再生能源，并加入了很多新业态，较传统能源供应成本增加。

其次，能源终端价格有“天花板”。一方面，政府层面要求降低能源价格，降低民生和企业用能成本，提高经济的活力和竞争力。另一方面，在能源“变绿变智”的过程中，能源价格相对固定，增加的环保成本并没有传导给终端消费者，无疑降低了整个能源系统的经济性。

再次，供热供冷管道等能源基础设施投资巨大，并且存在传输损耗，供热、供冷半径过长问题，综合能源服务在发展初期业务规模有限，不能充分发挥供能网络的规模效应，影响成本回收周期。最后，项目的资源条件和地方政策也直接影响项目的经济性。

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项目投资风险高或受限、融资难

项目投资回报具有不确定性，影响企业投资积极性。

一方面，园区内企业的平均寿命短，影响投资决策。以微网项目为例，一般以25年生命周期测算收益，燃机、光伏均按25年正常运行测算，若电价不变，项目整体收益率满足12%~13%，每少运行一年，项目收益率就会大幅下降。若服务企业短期内倒闭，在硬件已投入的前提下，投资收益就没有保障。

另一方面，能源费用拖欠问题严重。尤其是民营企业在电费收取上存在一定难度或滞后性，甚至赖账，导致企业收益没有保障。

其次，电网企业在投资上也存在一些限制，如国网系统实施主体以省级公司为主，但根据规定省公司仅有1000万元投资权限，综合能源类项目投资金额一般较高，自主投资决策权限不足制约了市场参与能力。再次，多能互补类项目小且新，不符合银行的融资要求，导致项目落地存在困难。

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分布式能源发电不能直接参与电力交易

国家虽然出台了开展分布式发电市场化交易试点的通知，但试点项目尚未发布。

目前，分布式“隔墙售电”模式仍未打通，余电只能卖给电网，不能与终端客户进行直接交易，导致非电网企业在分布式发电项目的售电业务盈利性较差。

分布式发电交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加了电网企业的运营成本。特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格，与全部由电网企业供电相比，这部分电量对应的电网企业的售电（或输配电价）收入就减少了。

项目试点将影响电网企业利益，获取电网企业的消纳承诺函较难。受此影响，一些企业开展分布式发电的积极性比较差。有些企业采取“并网不上网”的模式，甚至为了更容易办理电力接入申请，节省安装保护装置成本，宁可浪费掉余电，也不上网。

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增量配电区域界定等存争议导致项目落地难

当前，开展综合能源服务业务的企业也期望开展增量配售电业务，以增加新的效益增长点。尽管第一批105个（后又增加1个）增量配电业务试点项目早在2016年底即已出台，但在实施过程中，不少项目遭遇落地难，因涉及项目业主不确定、外部电网边界、接入主电网难、信息资料不对称等问题停滞不前。

此外，自建配电网核算的配售电价格标准与过网核算配售电价格标准不同，影响企业投资增量配电网的积极性。若企业自身投资建设增量配电网，按照规定的配售电价格核算，投资回报率很低，导致企业不敢投资增量配电网。

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技术上有待更大突破

综合能源服务能否顺利推广，技术上存在两大关键因素。

一是解决可再生能源接入问题，需要储能技术取得重大突破。储能可以平抑分布式可再生能源的波动性，起到调峰调频的作用，但目前储能技术仍存在储能容量小、经济性较差等问题，不能大规模普及，直接影响综合能源服务业务的推广。

二是解决多种能源的调度问题，需要多能管理协调控制技术的重大突破。如何管理各种能源、各类负荷调节，协调运行很关键。当系统由多个微电网组成，形成几十个、甚至上百个微电网群时，如何协调控制和互补运行，将成为巨大的技术挑战。

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政策扶持力度有限

为了减少环境污染，国家力推可再生能源发展，鼓励多种能源综合利用，先后推出了能源互联网试点、多能互补试点、新能源微网示范项目等，然而这些试点项目并未有太大进展，主要是因为其盈利性较差。

而综合能源服务在物理结构上与上述项目本质上相同，但国家层面对诸如相关示范项目并没有明确的补贴政策，仅有个别省份对相关类似项目进行了地方层面的补贴，多是为了促进光伏消纳，对含光伏电站的创新示范项目给予一定的补贴，这在一定程度上影响了企业投资积极性。