自2015年新一轮电改9号文发布后，多个省份不同资本来源的售电公司纷纷成立，起初仅为发电企业和零售用户提供电能量购售服务，逐渐因深入贴近海量用户群体，根据其用能需求提供包括综合能源服务之内的增值服务。但是，由于综合能源服务业务发展起初不明朗，售电公司在较长一段时间难以找到适合其切入的综合能源服务业务方向。
综合能源服务业务发展受限
综合能源服务包括两层含义：第一层次是指综合能源，涵盖多种能源，包括电力、燃气和冷热；第二层次是指综合服务，包括工程服务、投资服务和运营服务，并强调包含资金、资源和技术三要素。
中电联规划发展部于2021年12月曾发布《综合能源服务发展情况研究》，明确指出综合能源服务面临以下四方面问题：行业缺乏整体发展规划，支持政策有待完善；行业各领域各子系统间存在行业壁垒，体制机制改革还需进一步深入；标准体系不健全，商业模式不成熟；产业链、生态圈尚未形成，企业间的沟通合作不强。
归根到底，其业务发展主要是缺少让多方主体可充分介入投资并获取可持续收益的市场环境，同时能源技术发展瓶颈和区域经济发展不均衡也一定程度制约了综合能源服务的业务发展。
需求侧响应加速发展
对用户侧用电管理，国内早期于20世纪90年代设立“三电办”，通过计划用电、节约用电、安全用电的方式指令性分配用电指标；1993年引入美国所提出的需求侧管理，主要通过季节电价、高效用电设备、合同能源管理等方式实现保平衡提能效；从加州电力危机得出价格发现需要需求侧参与，2005年美国“能源法”部署了电力需求侧响应，2012年，上海作为第一个需求侧响应试点也正式成立，随后，江苏、河南、山东等省份陆续建设需求侧响应市场，但市场所用资金暂未通过市场化方式解决。直至2021年广东需求侧响应市场启动，明确需求侧响应市场资金通过用户以市场化电量分摊，用户通过邀约参与市场响应来获取收益，这才真正激发了市场主体的参与度。
近年来需求侧响应发展迅速的主要原因：在碳达峰、碳中和目标环境下，随着清洁能源的快速发展，间歇性发电特性的风光装机占比日渐攀升，将加剧源荷间功率匹配矛盾，源网储荷一体化的耦合需求愈加迫切，进一步推动了新型电力系统建设进度；随着电改的不断深入，电价进入了随市场供需和发电成本联动的时代，2021年电力供需紧张和大范围的限电加快了综合能源服务市场化转型的步伐。2021年9月中旬起，广东、山东、辽宁等多个省份陆续出现电力短缺、限电停产等情况，影响制造业和工业生产、经济正常运行；电力现货市场逐渐成熟，具备市场运转及资金分摊的条件（市场化电量分摊需求侧响应市场资金）。多个政策风口的叠加，需求侧响应市场终于找到了综合能源服务业务的突破口，在保障电力供需及助力国家“双碳”目标、降低社会总成本的同时，更能以市场形式配置用户需求。
目前，需求侧响应市场正处于逐步完善并加速发展的过程中，需求侧响应市场基础制度和标准规范逐渐出台，有利于提升需求侧响应能力评估、效益评估等相关技术水平，有利于改善需求侧响应市场营商环境，降低参与需求侧响应门槛与技术难度。同时，促进先进实施案例的推广应用，减少区域间需求侧响应技术、服务、监管等方面的差异，可为需求侧响应持续健康发展创造良好统一的市场环境。
“谁受益，谁分摊”
市场资金分摊原则成共识
2021年3月30日，广东省能源局、南方能源监管局联合发布《广东省市场化需求响应2021年实施方案(试行)》，明确参与需求侧响应的市场主体可获取补贴收益，其中削峰响应的收益区间为0~4.5元/千瓦时。分摊原则为“谁受益，谁分摊”，主动降低用电量的用户为电力供需平衡做出贡献，保障了其他用户的正常用电，需求侧响应调用费用由所有参与市场化交易的市场用户（包括批发用户和零售用户）共同分摊。广东的需求侧响应模式在一定程度上解决了资金来源的问题，通过市场化交易调动了各方的积极性，给予需求侧响应市场持续运行的基础保障。
国家能源局于2021年12月发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，两份文件的修订发布，有效激发市场的活力，促进新商业模式的不断涌现。扩大电力辅助服务新主体，新增了新能源、新型储能、负荷侧并网主体（包括传统工业负荷、可中断负荷、电动汽车充电网络等），完善了用户共享分担新机制，按照“谁受益、谁承担”的原则，用户可结合自身负荷特性，承担必要的辅助服务费用或按照贡献获得相应的经济补偿，通过市场机制提升需求侧调节能力。
售电公司如何进军？
类似发电企业在参与电力现货市场上需具备边际成本优势，售电公司在需求侧响应市场上同样需打造核心竞争力，即低响应边际成本，体现在地市聚合力、多元化场景、强管控能力及高平台算力等多个方面。
在起步阶段，售电公司通过对政策、市场的研究分析，调研各典型行业负荷特性，深入其生产环节，摸排响应资源调节空间，通过对用户负荷特点和生产工艺进行排查，筛选有电力需求响应弹性容量的价值用户。现阶段，主要以大型用户为主，中小型用户为辅。同时，结合属地电网的可调负荷容量需求，整合有签约意向的用户潜在可调负荷容量，形成地市聚合力。特别是在电力供应调度紧张时段内，聚集灵活响应调整负荷或可调节容量，形成一定规模的区域级电力系统储容能力。
在运行阶段，售电公司应聚焦需求侧响应的代理子单元进行系统化管理，对可控负荷运行状况、响应成本及意愿、执行能力等情况进行管控，这也是判断各负荷集成商响应能力高低的标准。通过加强对用户电力需求响应容量的调配和资源优化，打造并形成具备合约响应负荷的管控及调度能力。售电公司可结合海量用户中储能、充电桩、水泥磨、轧钢机等多元响应资源及应用场景，提供不同季度、时段所需要的响应资源，以体现其响应成本，更能体现需求侧响应不同时段的物理及金融价值，激发用户参加需求侧响应市场的信心，形成真正意义上多市场主体参与的价值响应市场。
同时，随着现货市场、辅助服务市场逐步成熟，负荷聚合商应综合聚合负荷多元、响应申报时段缩短、电能量与需求侧响应市场耦合、用户收益平衡点变化等因素，挖掘用户潜在的合同能源管理潜能。通过用户侧能源管理平台，适时开发储能、冰蓄冷等用户侧响应资源，实现用户端冷、热、气、电等多种资源之间协调统一，优化电力需求响应合成曲线。以需求侧响应为切入口扩展综合能源业务空间，打造从被动性响应升级为主动性匹配响应需求的能力，通过需求侧响应与电能量现货、辅助服务市场的耦合交易，提升资产市场化利用率，推动售电公司从单一电能量代理商到形成电能聚合商的转型升级，将用能设备从用能成本的“负债”转化为赢利的“资产”，并实现多方的资产保值增值。
