ICS 27.010
中国建筑节能协会团体标准
P 45 T/CABEE 060-2024
能源互联网用户侧综合能源系统
技术导则
Technical guidelines for integrated energy system on the demand side of energy internet
2024-02-01 发布 2024-04-01 实施
中国建筑节能协会 发布
中国建筑节能协会团体标准
能源互联网用户侧综合能源系统技术导则
Technical guidelines for integrated energy system
on the demand side of energy internet
T/CABEE 060-2024
批准部门：中国建筑节能协会
施行日期：2024 年 4 月 1 日
2024 北京
中国建筑节能协会文件
国建节协[2024]11 号
关于发布《能源互联网用户侧综合能源系统技术导则》
团体标准的公告
现批准《能源互联网用户侧综合能源系统技术导则》为中国建筑节能协会团体标准，标准编号为：T/CABEE 060-2024，自 2024 年 4 月 1 日起实施。现予公告。
2024 年 2 月 1 日
前 言
根据中国建筑节能协会《关于印发<2019年度第二批团体标准制修订计划>的通知》(国建节协〔2019〕22号)的要求，编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，参考有关国际标准和国内外先进标准，并在广泛征求意见的基础上，编制了本导则。
本导则的主要技术内容是：1 总则;2 术语;3 基本规定;4 方案编制;5 数字能源平台建设;6 工程验收与调适运维;7 系统评价。
本导则由中国建筑节能协会团体标准化管理办公室负责管理(联系电话： 010-57811218，邮箱：jishubu@cabee.org)，由中科华跃(北京)能源互联网研究院有限公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见或建议， 请寄送至中科华跃(北京)能源互联网研究院有限公司(地址：北京市海淀区双清路30号学研大厦B座7层702室，邮编：100084)
本导则主编单位：清华大学
中科华跃(北京)能源互联网研究院有限公司
本导则参编单位：同济大学
同方泰德国际科技(北京)有限公司珠海格力电器股份有限公司
国网综合能源服务集团有限公司
同济大学建筑设计研究院(集团)有限公司
北京清华同衡规划设计研究院有限公司
北京恒华伟业科技股份有限公司
北京交通大学
北京建筑大学
同方智慧能源有限责任公司
北京市可持续发展促进会
深圳德方建筑科技有限公司
上海建筑科学研究院有限公司
北京京能能源技术研究有限责任公司
北京林业大学
本导则主要起草人员：薛志峰 阮应君 贺 迪 章永洁 赵志刚林常青 林 慧 张 涛 高 岩 范 滢童亦斌 徐珍喜 赵晓宇 蒋建云 刘 烨马伟芳 朱伟峰 陈国伟 徐 臣 梁大伟王 健 徐晓燕 金海魁 徐婷婷 张永明张子引 任 鹏 范凌云 王 飞 邵嘉兴
本导则主要审查人员：江 亿 倪江波 孙正运 赵旭东 郝 军郝 斌 柳晓雷 于 震 徐慧明 汤 芳张宸宇
1 总 则
1.0.1 为贯彻国家的能源革命战略，实现“双碳 ”战略目标，推动能源互联网用户侧综合能源系统的应用和发展，提高城乡建设领域的可再生能源应用比重，提升能源综合利用效率，助力碳减排，制定本导则。
1.0.2 本导则适用于新建、改造和扩建的能源互联网用户侧综合能源系统的方案编制、数字能源平台建设、工程验收与调适运维、系统评价。
1.0.3 能源互联网用户侧综合能源系统技术除应符合本导则规定外，尚应符合国家现行有关标准和现行中国建筑节能协会有关标准的规定。
2 术 语
2.0.1 能源互联网 energy internet
以电能为核心，集成热、冷、燃气等能源， 综合利用互联网等技术，深度融
合能源系统与信息通信系统，协调多种能源的生产、传输、分配、存储、转换、调控、消费及交易，具备绿色低碳、安全高效特征，呈网状结构的开放式能源网络。
2.0.2 综合能源系统 integrated energy system
在先进电能替代、虚拟电厂、互联网技术的基础上， 综合利用远方、本地清
洁能源，通过综合能源网络将光伏、地/水/空气源热泵、电制冷机组、蓄冷(蓄热/储电)等能源生产侧资源，以及各类建筑、电动车充电桩等消费侧资源，在逻辑上强耦合形成集能源生产消费于一体，且能够在不同能源间实现互动、转换、调控，使其在系统内供给、存储、使用等达到较高的效率和响应速度以及可靠性的能源系统。
2.0.3 能源互联网用户侧综合能源系统 integrated energy system on the demand side of energy internet
接入能源互联网中的各类建筑和人们日常工作生活用能系统，以及生产企业的生产制造用能和城市公共设施及交通的用能系统，是能源互联网的基本单元。
2.0.4 区域 distrcit
由若干个地块组成，具有清晰的地理边界和供能范围、管理主体明确、统一运营管理，总用地面积为几十公顷到数十平方公里，建筑规模可达几十到上千万平方米的片区、产业园区或科技园区、居住社区、校区。
2.0.5 源网荷储用 resource-grid-load-storage-management
构成能源互联网能源供应、能量输配、负荷需求、能量储存、能源管理及交易消费的五个环节。
2.0.6 数字能源平台 digital energy platform
采用自动化、信息化、智能化等先进技术，对综合能源系统的分布式产能、用能预测、购入存储、加工转换、输送分配、调度运行、交互协同、终端使用和能源计量等实施集中动态监控和智慧化管理的系统。
2.0.7 系统整体调适 total energy system commissioning
通过在设计、施工、验收和运行维护阶段的全过程监督和管理， 保证综合能源系统能够按照设计和用户要求，实现安全、高效的运行和控制的工作程序和方法。
2.0.8 光储直柔 photovoltaics, energy storage, direct current and flexibility (PEDF)配置建筑光伏和建筑储能，采用直流配电系统，且用电设备具备功率主动响
应功能的新型建筑能源系统。
2.0.9 电力动态碳排放责任因子 dynamic carbon emission responsibility factor
根据某一时刻的电力构成计算得到每千瓦时电力对应的二氧化碳排放责任，是对真实的直接碳排放量在生产侧(电源侧)和消费侧(用电侧)之间的一种分配，是用于协调用电侧与电源侧调节的激励信号。
3 基本规定
3.0.1 能源互联网用户侧综合能源系统应秉持可持续发展理念、遵循远近结合、适度超前、合理布局、环境友好、低碳节约和可持续发展的原则，根据当地能源资源条件、低碳发展政策及用户需求，合理优化配置“源网荷储用”各环节设备及配套设施，并应与区域内建筑的功能和能效水平相匹配。
3.0.2 能源互联网用户侧综合能源系统应优先发展分布式光伏、余热利用等可再生能源，提高电气化比例、光伏自消纳率、零碳建筑和光储直柔建筑占比，实现与电网友好互动，实现能耗及碳排放总量和强度控制目标。
3.0.3 能源互联网用户侧综合能源系统宜统筹部署电力储能、双向电动汽车充电桩、建筑蓄热蓄冷等措施， 实现储电和蓄热、蓄冷相结合、功率型和能量型相结合、短期(数小时、1 天或 1 周)和中长期相结合(数周或数月)，降低用户用能成本，保障清洁能源规模发展和电网安全经济运行，提升综合能源系统的柔性、包容性和平衡功能。
3.0.4 制冷、供热、电力、燃气、智能化等各分系统的方案编制、工程建设、调适运维的全过程应满足各分系统之间的互动要求，并为实现“源网荷储用 ”互动及建设数字能源平台预留条件，构建“系统、平台、数据、服务 ”的完整体系。
4 方案编制
4.1 现状分析与目标设定
4.1.1 能源互联网用户侧综合能源系统的方案编制，应依次开展现状分析与目标设定、能源资源评估、 负荷预测，并在此基础上完成“源网荷储用”各环节的技术方案编制。
4.1.2 方案编制前应进行现状分析，并开展实地踏勘、统计年鉴以及行业和地方主管部门发布的数据和资料收集、上位规划和专项规划解析、国家及地方相关政策研究等工作。
4.1.3 现状分析时应采取现场调研、问卷、座谈、社会调查等方法，掌握规划区域的地理位置、行政区划、交通条件、 长年的气候资料、社会发展状况、用户需求等，以及区域周边和区域内现有电力、燃气、热力等能源供应基础设施现状。
4.1.4 方案编制应依据上位规划、能源资源禀赋、用户侧负荷、发展趋势等确定发展目标，且规划目标宜定量和定性相结合，并根据规划期限分别给出近期、中期和远期的具体目标值。
4.2 能源资源评估
4.2.1 方案编制前，应进行能源资源禀赋的评估。能源资源评估对象除常规能源资源外，应重点评估项目所在区域的太阳能、风能、生物质能、地热能、工业余热等可再生能源的的条件。
4.2.2 可再生能源资源的评估内容、评估方法和评价指标除应符合国家现行有关标准的规定外，还应符合下列规定：
1 太阳能资源的评估内容、评估方法和评价指标符合国家现行标准《太阳能资源评估方法》GB/T 37526、《太阳能发电工程太阳能资源评估技术规程》NB/T 10353等的规定;
2 风能资源的评估内容、评估方法和评价指标符合国家现行标准《风电场风资源评估方法》GB/T 18710、《分散式风力发电风能资源评估技术导则》QX/T308等的规定;
3 生物质能的评估内容、评估方法和评价指标符合现行行业标准《生物质能资源调查与评价技术规范》NB/T 10493的规定;
4 地表水源、污水源、浅层地热(土壤源)、中深层地热以及各类工业余热资源等低品位热能资源的评估内容、评估方法和评价指标符合现行相关行业标准的规定，并应结合当地气候条件、地勘报告、水资源报告、 现有项目历史运行数据、工业工艺流程特点和工业余热参数等进行综合分析评价。
4.3 负荷预测
4.3.1 负荷预测计算应先分别计算基于供给侧和基于需求侧的负荷，并在此基础上，统筹电力、供热和制冷、燃气等各类负荷之间的匹配协同，确定最终结果。
4.3.2 当基于供给侧情况进行负荷预测时，应符合下列规定：
1 可结合基础设施状况、人口规模、能源政策、 价格政策、环保政策、社会经济发展状况及城市或镇发展规划等开展电力负荷、供热负荷、燃气负荷的预测计算;
2 电力负荷预测应符合国家标准《城市电力规划规范》 GB/T 50293的规定;
3 燃气负荷预测应符合国家标准《城镇燃气规划规范》 GB/T 51098的规定;
4 供热负荷预测应符合国家标准《城市供热规划规范》 GB/T 51074的规定。
4.3.3 当基于需求侧情况进行负荷预测时，应符合下列规定：
1 可根据不同阶段建设的各类建筑规模、各类单体建筑用能特点和同时使用系数，进行基于需求侧的区域总电力负荷、供热负荷、制冷负荷的预测计算;
2 对大型重点单体建筑以及区域的电、冷、热负荷宜通过软件模拟方法分别进行计算，并与当地同类型建筑实际运行数据或能耗定额数据相互验证后确定;
3 负荷模拟的相关参数设定应符合现行国家标准《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50736、《公共建筑节能设计标准》GB 50189 、《建筑节能与可再生能源利用通用规范》GB55015等的规定。
4.3.4 负荷预测计算的数据结果处理，应划分为制冷、采暖、生活热水、用气、分项分类用电和总用电量的预测，并包含各季节的典型日负荷、年总负荷和全年逐时负荷。
4.4 “源网荷储用”各环节技术方案编制
4.4.1 源侧系统技术方案应统筹规划传统能源和新能源，并应符合下列规定：
1 应明确各类能源的开发原则和目标，并确定规划期限内各阶段各类能源的利用总量和能源供应结构;
2 应结合上位规划以及区域电力、交通、供热、给排水、天然气等专项规划，确定化石能源设备设施新增及退役规模、地点、建设及退役时序等，确定近期、中期、远期的化石能源利用总量，并合理布局;
3 应估算各类可再生能源利用总量，并确定近期、中期、远期的可再生发展规模、空间布局和建设时序等;
4 应根据区域特点，结合经济技术条件，优先利用太阳能、风能、地热能、生物质、工业余热等资源，并应与城市能源基础设施和城市电热气网的衔接;
5 应根据空间规划、规划区建设时序、负荷需求强度、负荷变化规律，确定能源资源布点方案和容量。
4.4.2 网侧系统技术方案应统筹规划电网、热网、燃气网等，并应符合下列规定：
1 应明确各能源网络发展原则，并确定各能源网络布局;
2 配电网规划应分层分区设置，且各分层分区应明确供电范围，并应符合现行国家标准《城市电力规划规范》GB/T 50293的规定;
3 热网布局应结合城市近期、中期、远期建设需要，综合热源位置、负荷分布、道路条件等多种因素，经技术经济比较后确定;热网的布置形式、敷设方式、热网介质、参数选取等应符合现行国家标准《城市供热规划规范》GB/T 51074的规定;
4 工业燃气、燃气调峰电站、 调峰用燃气锅炉等应与城市燃气输配设施相衔接，且管道压力等级和管网布置等应符合国家现行有关标准的规定。
4.4.3 荷侧系统技术方案应侧重于建筑领域，兼顾工业非工艺用能和区域内公共交通用能，并应符合下列规定：
1 应明确建筑、工业和交通三大领域的近期、中期、远期用能强度和能源消耗总量;
2 应根据区域气候条件、负荷特点、当地社会经济发展条件，制定建筑领域节能减排目标、策略、原则、思路和技术路线;明确居住建筑、公共建筑、工业建筑等不同类型建筑的单位建筑面积用能强度、以及相应技术路线; 结合开发时序，明确区域建筑节能近、中、远期发展目标和重点工作;
3 区域工业用能应满足当地产业发展规划，并开展生产工艺节能减排、节约非工艺性用能、在周边建筑领域合理利用工业余热资源;
4 区域交通用能应满足当地交通规划，并开展交通领域节能减排，区域内公共交通与周边城市交通设施的衔接，合理规划区域内公共交通、布局充换电设施。
4.4.4 储侧系统技术方案应统筹规划储冷、储热、储电和其他形式储能等，并应符合下列规定：
1 应结合新能源发展规划、负荷特点、储能技术发展水平、经济效益、环境效益等，明确近期、中期、远期的各类储能形式、储能规模和布局。
2 储电设施应符合下列规定：
1)应根据电网侧功率波动平抑、电压控制、改善电能质量等功能需求，明确调峰、调频不同储电设施容量;
2)应根据用户侧储电设施参与需求侧响应、新能源绿色电力的消纳、电动车充电负荷平衡等特点需求，规划储电规模;
3)用户侧储电设施功率和容量的配置， 应满足接入点变压器容量、本地电源接入、负载特性及要求、储能目的与运行策略等的要求;
4)应根据储电设施的位置，确定其布置形式，并采取安全保障措施。 3蓄冷和蓄热设施应符合下列规定：
1)储冷和储热设施的出力和容量配置， 应满足接入点热力系统情况、本地冷热源接入、负载特性及要求、运行策略等的要求;
2)应与现有热力系统兼容，并满足部分负荷、负荷爬坡，协调近中远期的发展规划;
4 应结合当地资源条件、用能需求和经济技术水平等特点，实现储电和蓄热、蓄冷相结合、功率型和能量型相结合、短期(数小时、1天或1周)和中长期相结合(数周或数月)。
4.4.5 用侧系统技术方案应实现各环节、各领域以及区域和区域外供能设施之间的协同，并应符合下列规定：
1 应建设数字能源平台，并宜具备分项计量、设备监测、负荷预测、应急保障、优化调度、运维诊断等功能;
2 数字能源平台应实现燃气、电力、热力等各领域之间以及能源系统与周边能源设施之间的协同和互动，保证能源供需平衡，保障重要负荷供能，确保区域能源安全，提升能源系统效率;
3 数字能源平台宜兼顾能源交易、需求侧管理、碳排管理等发展要求，具备参与电力市场、需求侧响应、电网调度指令响应和互动的拓展功能，并符合信息网络安全的各项管理要求。
5 数字能源平台建设
5.0.1 数字能源平台应以用户为中心，构建“平台、数据、服务 ”体系，实现“源网荷储用 ”互动，提升用户的能源管理水平。
5.0.2 数字能源平台应满足能源互联网用户侧综合能源系统方案的性能要求，并应具备下列功能：
1 能源生产量、消费量以及碳排放量的核算与分析评价;
2 系统涉及的各种能源的负荷预测;
3 输出以成本最低、能效提升或碳排放优化为目标的控制策略;
4 用户交易、计价、结算，需求侧管理，服务请求与跟踪;
5 查询、统计、对标、绩效评价、项目审核及信息分级分类管理;
6 故障报警、识别与诊断、接口扩展、系统远程维护和升级。
5.0.3 数字能源平台应以能源互联网用户侧综合能源系统方案为指导，确定标准测点和信息录入内容的数据集，并应符合下列规定：
1 数据集应满足系统和设备安全运行监测、评价、策略优化、资产管理， 以及对外服务和展示等各方面的需要;
2 平台应明确规定数据的极性、量纲、量程、精度、采集频率要求;
3 平台应支持多种数据接口协议，提供各类传感监测装置数据接入功能，满足电、气、水、冷、热等设备能耗数据及其状态监测信息的采集需求;
4 平台宜积累有价值的数据，并宜提供算法;
5 平台应为所有监测数据提供标注，且标注宜采用适用于本行业的标准化和结构化的数据标签。
5.0.4 对于有多种能源输入的系统，数字能源平台宜提供简明、统一的能效评价。并宜符合下列规定：
1 宜提供关键设备、设备组、流程及系统的多级评价体系， 并提供相应的指标;
2 评价内容宜包括能效水平、运行成本、污染物排放、设备故障率、利用率、
安全性、服务满意度等;
3 宜使用经验证的方法或工具进行评价，并根据实际使用条件进行修正，评价对象的数据应经过筛选，具备足够的样本量。
5.0.5 数字能源平台应根据需求提供运行成本优化或用能保障为目标的优化控制策略，并符合下列规定：
1 平台应就用户能源消费品种、能源消费量、用电负荷、用能质量、能效对标、考核评价等用能数据进行统计分析;
2 平台与现场自动化控制系统之间应具备明确的接口和管理边界，在对能源管理系统及关键设备评估的基础上，提供控制策略、运行维护、节能措施或设备选型等建议;
3 平台宜建立与现场自动化控制系统的交互机制，以便自动地提供优化运行模式指令和系统设定值;
4 平台宜提供自动运行的短时、自修正的负荷预测;
5 对于有多种能源输入的系统，平台宜提供以运行成本或供能安全为目标的不同能源输入的最佳匹配策略;
6 平台宜在能源和系统仿真的基础上，提供负荷或设备选型变更的评估。
5.0.6 数字能源平台宜具备下列资产管理功能：
1 建立能源管理系统相关固定资产的台账，以及巡检内容、时间间隔和维护保养条件，备品、备件库存及出入库， 以及包含外包服务的价格、供货期、供货商等信息;
2 支持提供资产全生命周期运行数据，包括资产运行条件、运行环境、寿命等信息，支持开展资产的计划检修、状态检修、代运维等服务;
3 提供维修申请、过程监控、结果评价的全流程管理;
4 提供按时资产统计报表;
5 利用互联网实现远程设备配置、编程和固件升级。
5.0.7 数字能源平台宜提供下列运营服务：
1 面向能源消费者的交互服务，包括用能计费和线上交易界面，能源服务产
品组合和用户自选的合约执行，能源与设备服务请求、响应、任务分配与评价，能源服务信息发布和用户咨询;
2 利用互联网和移动通信的便利，为新能源车辆用户用能提供匹配导航和交易结算;
3 将用户用能系统的可用性级别作多级划分，确定需求侧管理目标，提供负荷聚合磋商服务，并进行交易激励;
4 支持绿证、绿电、碳交易;
5 提供能源数据交易，并支持能源大数据增值服务。
5.0.8 数字能源平台宜提供下列数据增值服务：
1 能源数据监测分析，为客户提供能源精细化管理、能效诊断、节能改造和能源托管方案建议等增值服务，为能源网络提供运行建议;
2 应用云计算、大数据、人工智能算法等技术手段， 实现能源的开放互联和调度优化，为能源的综合开发、梯级利用和能源共享提供条件， 提升能源的综合使用效率;
3 支撑能源运行、维护、交易、金融等大数据分析。
6 工程验收与调适运维
6.1 工程验收
6.1.1 能源互联网用户侧综合能源系统工程建设过程中应进行质量检查，对于隐蔽部位应在隐蔽前进行检查，并应留存文字记录和图像资料。
6.1.2 材料、产品和设备等的验收应符合下列规定：
1 应具有产品合格证、功能使用说明、型式试验报告、出厂试验报告、现场试验资料等技术文件;
2 应通过节能产品认证或达到能效标识要求。
6.1.3 系统验收应符合下列规定：
1 制冷系统、电气系统、燃气系统、信息系统应按照国家现行有关标准规定进行分系统质量验收。
2 各分系统验收完成后，应通过启动和试运行、移交、竣工等三个阶段的系统整体验收，并宜进行能效要求、系统接入、多能互补方面的性能检查。
6.2 调适运维
6.2.1 能源互联网用户侧综合能源系统应在设备调适及各分系统调适的基础上，按《公共建筑机电系统调适技术导则》 T/CECS 764-2020的要求，将各个系统进行充分整合，重点开展联动调适，确保设备及综合能源系统安全、稳定、高效运行，确保各主要参数能满足设计要求及使用需要，并应符合下列规定：
1 调适范围应覆盖但不限于制冷系统、供热系统、供配电系统、智能化控制系统;
2 调适的基本内容应包括夏季工况、冬季工况以及过渡季节部分负荷工况的性能验证和动态工况调节;
3 调适报告应包含施工质量检查报告，风系统、水系统平衡验证报告， 自控验证报告，系统联合运转报告，综合效能调适过程中发现的问题日志及解决建议。
6.2.2 系统联动调适应充分利用数字能源管理平台采集的监测和运行数据，并形成可溯源体系。
6.2.3 系统联动调适过程中，宜根据用能设备的不同能源类型和功能需求，按设定的策略主动参与用能负荷调节，或响应系统能量调度管理指令改变自身运行状态，实现柔性用能。
6.2.4 系统联动调适宜结合“源网荷储用”互动的多种形式同步开展。互动的形式包括价格响应、动态碳排放责任因子响应、需求侧响应，用能负荷特性优化、计划供能和有序用能等一种或多种组合，并应符合下列规定：
1 综合能源系统的运营管理方与能源消费方应通过签署协议等形式，约定实施计划供能的触发条件、测算方法、补偿或优惠措施等细节;
2 能源运营管理方应向能源消费方提供与价格体系相适应的价格和需求信息发布、满足计量要求的能源监测装置;
3 能源消费方可根据通过发布的价格和需求信息调整用能负荷特性。
7 系统评价
7.1 指标体系
7.1.1 能源互联网用户侧综合能源系统的评价指标体系应由系统的安全可靠性、运行经济性、技术先进性、绿色低碳性、产业带动性五个方面组成(图7. 1.1)。
图7.1.1 能源互联网用户侧综合能源系统的评价指标体系
7.2 分项指标
7.2.1 系统的安全可靠性评价应包括下列指标：
1 供电可靠率，是指整个年度供电系统向用户持续稳定供电的能力，可按下式计算：
供电可靠率=(1-用户平均停电时间/全年时间)×100% (7.2.1-1)
2 供气可靠率，是指整个年度燃气供应系统向用户持续稳定供气的能力，可按下式计算：
供气可靠率=(1-燃气管网故障时间/全年小时数)×100% ( 7.2.1-2 )
3 供热可靠率，是完整采暖期供热系统向用户持续稳定供热的能力，可按下式计算：
供热可靠率=(1-供热系统故障时间/采暖期小时数)×100% (7.2.1-3)
4 制冷可靠率，是指制冷期制冷系统向用户持续稳定供冷的能力，可按下式计算：
供冷可靠率=(1-制冷系统故障时间/制冷期小时数)×100% (7.2.1-4)
5 数字能源平台数据信息可靠率，是指整个年度数字能源平台数据信息持续稳定采集传输的能力，可按下式计算：
平台数据信息可靠率=(1-平台数据中断缺失时间/全年小时数)×100%
(7.2.1-5)
7.2.2 系统的运行经济性评价应包括下列指标：
1 投资回收期，是指以项目的净收益回收项目投资所需要的时间，为项目投资现金流量表中累计净现金流量由负值变为零的时点，是考察项目投资回收能力的重要静态评价指标，投资回收期越短，表明项目投资回收越快，抗风险能力越强，可按下式计算：
Ta (7.2.2-1)
式中：
Pt —静态投资回收期;
Ta —累计净现金流量首次出现正值或零的年份数;
CI —现金流入量;
CO —现金流出量;
(CI-CO)t —第t期的净现金流量。
2 财务内部收益率，是项目在计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率，是考察项目盈利能力的主要动态评价指标，当内部收益率大于基准收益率时，说明该方案在经济上是可行的;反之，说明该项目有亏损的风险，经济上不可行，可按下式计算：
_t = 0 (7.2.2-2)
式中：
IRR —内部收益率;
CI —现金流入量;
CO —现金流出量;
(CI-CO)t —第t期的净现金流量;
n —项目计算期。
3 总投资收益率，是能源互联网用户侧综合能源系统达到设计能力后正常年份息税前利润或运营期内平均息税前利润与项目总投资的比率，表示总投资的盈利水平，可按下式计算：
ROI (7.2.2-3)
式中：
EBIT —项目正常年份的年息税前利润或运营期内平均息税前利润;
TI —项目总投资，是动态投资和生产流动资金之和。
4 用户用能成本降低率，是指相比于所在地区市场可比项目能源成本的降低水平，是项目用户价值最重要体现。可按下式计算：
用户用能成本降低率=(1-用户全年用能成本/市场可比项目用能成本)×100%
(7.2.2-4)
7.2.3 系统的技术先进性评价时，应将其技术方案与国家的能源技术革命重点创新行动路线图进行比较，并对近期、中期和远期采用的创新技术进行分析说明。
7.2.4 系统的绿色低碳性评价应包括下列指标：
1 区域建筑能耗总量，是指在整个年度内，满足区域内用户(不包括工业生产和运营型交通)的冷、热、电、气用能需求，包括供暖、通风、空调、照明、炊事、生活热水， 以及其他为了实现建筑各项服务功能所产生的能源消耗(含非运营类电动车用电)的实物量，按照规定的计算方法和单位分别折算后的总和，单位为千克标准煤(kgce)或千瓦时(kWhEE)。
1)区域建筑能耗强度可采用单位建筑面积或人均能耗进行评价。
2)单位建筑面积能耗是在整个年度内，区域建筑能耗总量与建筑面积的比值。单位为千克标准煤每平方米(kgce/m2)或千瓦时每平方米(kWhEE /m2)。
3)人均能耗是在整个年度内，区域建筑能耗总量与用能人数的比值。单位为千克标准煤每人(kgce/人)或千瓦时每人(kWhEE/人)。
2 区域建筑碳排放总量指在整个年度内，区域内建筑在运行使用过程中消耗的由区域外部购入的电力、燃料、热力等各种能源的实物量， 按照碳排放因子法折算为碳排放量后的总和，单位为千克二氧化碳(kgCO2)，可按下式计算：
c = Σ1 Ei .cfi (7.2.4-2)
式中：
i——由区域外部购入的能源类型，包括电力、燃气、热力等;
Ei——由区域外部购入的第i类能源消耗量(实物量)，单位为kWh(电力)、 Nm3(燃气)、GJ(热力)等;
cfi——第i类能源的碳排放因子(kgCO2/单位实物量)，其中电力碳排放因子应优先采用所在地电力调度部门发布的动态碳排放责任因子，当动态碳排放责任因子无法获取时，可采用国家相关部门发布的电网平均碳排放因子;其他能源类型的碳排放因子按照国家和地方的相关标准取值。
区域建筑碳排放强度可采用单位建筑面积或人均碳排放量进行评价。
3 区域建筑的光伏发电应优先本地消纳，建筑分布式光伏发电系统的自消纳率可按下式计算：
建筑分布式光伏发电自消纳率=1-光伏系统上网电量/光伏系统全年总发电量×100% (7.2.4-3)
4 电力消费占比是衡量一个区域电气化程度的重要指标，可按下式计算：
电力消费占比=年电力消费量/年能源消费总量×100% (7.2.4-4)
5 区域内发展光储直柔建筑和零碳建筑，能提高建筑与电网友好互动的柔性调节能力，区域内光储直柔建筑和零碳建筑占比，可按下式计算：
光储直柔建筑和零碳建筑占比=区域内光储直柔和零碳建筑的面积/区域内的总建筑面积×100% (7.2.4-5)
7.2.5 系统的产业带动性的评价，是指能源互联网用户侧项目对当地与能源服务相关的产业带动作用的大小，可根据表7.2.5的规定进行定性评价。
表7.2.5 产业带动性评价指标
7.3 评价结果
7.3.1 评价的分值计算应符合下列规定：
1 评分采用总分100分制，并符合表7.3.1的规定;
2 安全可靠性、运行经济性的每项二级指标均应根据系统具备的条件设定目标值，绿色低碳性的每项二级指标应达到地区行业参考值或地区标杆值;
3 对于安全可靠性、运行经济性和绿色低碳性的得分，可先将每项二级指标的计算结果与满分要求进行比较，得出该二级指标得分值，然后将二级指标得分值累计得到该项一级指标的得分值;
4 对于技术先进性和产业带动性的评价，用户可自行定义满分要求，经定性比较后给出其得分值。
表7.3.1 评价指标分值计算表
7.3.2 系统总体评价结果可采用雷达图表示。
本导则用词说明
1 为了便于执行本导则条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1)表示很严格，非这样做不可的用词：
正面词采用“必须 ”，反面词采用“严禁 ”;
2)表示严格，在正常情况均应这样做的用词：
正面词采用“应 ”，反面词采用“不应 ”或“不得 ”;
3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：
正面词采用“宜 ”，反面词采用“不宜 ”;
4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可 ”。
2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定“或 ”应按……执行 ”。
引用标准名录
《公共建筑节能设计标准》GB 50189
《通风与空调工程施工质量验收规范》GB 50243 《城市电力规划规范》GB/T 50293
《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300
《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303 《综合布线系统工程验收规范》GB/T50312
《建筑工程施工质量评价标准》GB/T 50375
《建筑节能工程施工质量验收标准》GB 50411
《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50736 《城市供热规划规范》GB/T 51074
《城镇燃气规划规范》GB/T 51098
《微电网接入配电网系统调试与验收规范》GB/T 51250 《风光储联合发电站调试及验收规范》GB/T 51311
《石油天然气工程施工质量验收统一标准》GB/T 51317 《电子工程节能施工质量验收标准》GB 51342
《网络工程验收标准》GB/T 51365
《分布式电源并网工程调试与验收标准》GB/T51338 《建筑节能与可再生能源利用通用规范》GB55015 《风电场风资源评估方法》GB/T 18710
《信息安全技术-网络安全等级保护定级指南》GB/T 22240 《太阳能资源评估方法》GB/T 37526
《能源互联网系统术语》GB/Z 41237
《绿色建筑运行维护技术规范》JGJ/T 391
《太阳能发电工程太阳能资源评估技术规程》NB/T 10353 《生物质能资源调查与评价技术规范》NB/T 10493
中国建筑节能协会团体标准
能源互联网用户侧综合能源系统
技术导则
T/CABEE 060-2024
附：条文说明
编制说明
《能源互联网用户侧综合能源系统技术导则》T/CABEE 060-2024 经中国建筑节能协会于 2024 年2 月 1 日批准发布。
导则的主要技术内容是：1 总则;2 术语;3 基本规定;4 方案编制;5 数字能源平台建设;6 工程验收与调适运维;7 系统评价。
为了便于从事咨询策划、规划设计、系统集成、运营管理的相关单位在使用本标准时能正确理解和执行条文规定，《能源互联网用户侧综合能源系统技术导则》编制组按章、节、条顺序编制了本标准的条文说明， 对条文规定的目的、依据及执行中需注意的有关事项进行了说明。但是， 条文说明不具备与标准正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握标准规定的参考。
1 总 则
1.0.1 本条阐述了编制本导则的目的。《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》提出，要开展能源互联网推广行动，建设国际领先的能源互联网技术标准体系，加快前沿性创新技术转化为标准。国家发改委、国家能源局、工业信息化部印发《关于推进“ 互联网+”智慧能源发展的指导意见》(发改能源〔2016〕392 号)，提出在 2016 年到2018 年，初步建成能源互联网技术标准体系，形成一批重点技术规范和标准;2019 年到2025 年，形成较为完备的技术及标准体系并推动实现国际化，引领世界能源互联网发展。为了更好地实现从能源供给侧到需求侧的有机互联，有必要制定能源互联网用户侧综合能源系统的技术要求，从而帮助各方主体更好地了解和应用该技术体系，助力能源革命和双碳战略的落实。
能源互联网是指以电能为核心，集成热、冷、燃气等能源，综合利用互联网等信息技术的开放式能源互联网络，从空间尺度上可划分为全球能源互联网、城市能源互联网、区域能源互联网等由大到小的多个层级。能源互联网涵盖了能源的供给侧、输配侧和用户侧，过于聚焦能源生产/供给侧，不利于发挥出该技术的整体效益。随着分布式能源技术的发展，建筑由单纯的能源使用者兼有了能源生产者的角色，在能源互联网当中的参与度不断提高，城乡建设领域当中的建筑群和区域即是城市能源互联网的组成部分，也可以独立进行能源互联，构建用户侧综合能源系统。
1.0.2 本条规定了本导则的适用范围。
本导则的适用对象是片区、园区、社区、校区四类区域的管理部门，综合能源系统的投资开发主体，以及从事咨询策划、规划设计、系统集成、运营管理的相关单位。
能源互联网用户侧对应的空间对象为城乡规划和建设当中由若干个地块组成的区域，总用地面积为几十公顷到数十平方公里，建筑规模可达几十到上千万平方米。能源互联网用户侧综合能源系统对应的用能范畴以区域当中服务于各类建筑和人们日常工作生活的能源消费为主，可兼顾区域内生产企业的生产制造用能和城市公共交通用能，后两者有单独的行业能源管理要求和碳排放核算体系。
能源互联网用户侧综合能源系统对应的区域大致分为四种类型：一是由行政主管部门管理的城区、新区或重点片区;二是由管委会管理的产业园区或科技园区;三是由街道办事处(镇人民政府)、开发商或居住小区物业单位管理的社区;四是中小学校、职业学校和高等院校的校区。它们是能源互联网体系当中适合建设综合能源系统的典型用户，通常具备三个特点，一是具有清晰的地理边界和供能范围，并具备一定的规模;二是用能需求多样，冷、热、电协同供应能够提高供能可靠性、提高能效、降低成本;三是管理主体明确，根据参与主体意愿和能源交易模式可建立统一的运营管理体系。
对于这四类用户，无论是新建项目、还是改建或扩建项目，均适合开展能源互联网用户侧综合能源系统的构建。
1.0.3 能源互联网用户侧的综合能源系统项目范围较广，有不少方面又与国家标准和其他行业标准交叉，或专业性较强的内容未在本标准表述，为避免执行中可能出现的矛盾或误解，故作此规定。
2 术 语
2.0.1 能源互联网作为一个跨领域的前沿概念，其内涵在不断发展，难以给出所有人都认可的标准定义。能源互联网的提出和发展具有深刻的环境、经济、社会、技术和政策驱动力，已经成为国内外学术界和产业界的关注焦点和创新前沿，近几年发展迅速。目前提出的不同能源互联网概念各有侧重，分别侧重全球电力互联、侧重多种能源耦合和侧重能源信息融合，但距离理想的能源互联网还有差距。能源互联网是能源和互联网深度融合的结果，能够包容现有的理念，但具有更深刻的内涵。开放是其核心理念，互联网理念和技术的深度融入是其核心特征，能源系统的类互联网化和互联网+是其基本架构。能源互联网将改变能源的生产、传输、消费方式和人们的生活工作方式，成为推动我国能源转型、提高能源利用效率、实现节能减排和可持续发展的重要途径，势必将对其他行业和整个社会产生深远影响。能源互联网按规模大小，划分为全球级、国家级、城市级、区域级。
2.0.3 用户侧的建筑用能种类和服务业态丰富，用能负荷复杂多变，建筑节能标准逐步提高，超低能耗、净零能耗建筑开始区域集中连片发展，太阳能光伏等可再生能源电力应用比例不断提高，城市及区域级别的建筑能耗监管平台正在广泛建设，综合能源服务、合同能源管理、能源托管、电力需求侧响应等能源管理及商业模式不断涌现，是能源互联网业态在用户侧的新特点。构建“ 以用户为中心” 的能源互联网用户侧综合能源系统，正在逐步成为能源互联网发展的核心任务。
2.0.5 能源互联网最突出的技术优势是“ 源网荷储用” 的全过程优化(图 1 )。传统能源系统是从生产环节出发，到能源消费的单向线性结构，其中的能源供应和使用是相对独立的;能源互联网强调以用户为中心，由“ 源网荷储用”构成环状结构，对应能源的供应、输配、需求、存储转移、运营管理及消费交易。传统的能源系统是由生产开始到消费结束的线性结构，能源互联网是网状结构，用户侧涉及源网荷储用各个环节，可以是一部分能源消费的结束，也可以是分布式能源的供应生产的开始。
图 1 能源互联网的五个环节
2.0.6 能源互联网是新型能源技术、智能电网技术、信息技术的集成创新，其主要技术特征之一是电力、冷热和燃气等多种能源在供应方式和需求上实现互补。其中，电力和冷热转化的主要装置是电动热泵，燃气和电力转化的主要装置是燃气轮机，而燃气和冷热转化的主要装置是吸收式热泵，能源供应和转换过程的优化及装置的控制调节的基础是系统运行数据，数字能源平台是能源互联网的关键支撑。
2.0.10 风光电的大规模应用是基于改变能源结构、由碳基电源转为零碳电源这一战略目标。而调动终端用电的灵活性，其目的就是有效消纳风光电从而实现电源结构调整的目标。因此，就可以选取电力对应的碳排放作为激励信号，不同时刻的电力对应于不同的度电碳排放量，从而可激励用电者选择碳排放低的时刻多用电、尽可能避开碳排放高的时刻用电，这就可以实现调动终端用电灵活性的目标。由此可以采用电力“动态碳排放责任因子”作为激励信号：即单位千瓦时电力对应的二氧化碳排放责任("Cr" )，kgCO2/kWh。之所以称为“责任因子”，是为了区别于直接碳排放。不能简单地把电力的直接碳排放作为当时的用电者所应该承担的碳排放责任。因为当电力负荷处在低谷期，电力系统为了保证用电可靠，必须保留足够的旋转备用容量。燃煤机组由于启动时间很长，必须处在热备用状态，从而维持其最小发电量。
此时的旋转备用就是热备用，是以发电和碳排放为代价的。这时的最小发电量就不再是为了满足电力终端的用电需求，而是为了电网调节所要求的旋转备用的需要。此时如果电源侧总的发电功率高于负荷侧，就不得不弃风弃光，以维持火电机组在最小功率下运行。此时火电机组发电导致的碳排放，就不能直接由当时的用电者承担，而应由未来在负荷高峰期的用电者承担。因此，负荷高峰期用电侧要承担的碳排责任就不再仅仅是当时电源侧的直接碳排放，还应加上低谷期调峰电源低负荷运行时的直接碳排放。这样，我们用于协调用电侧与电源侧调节的激励信号就不再是当时的直接碳排放量，而是碳排放责任，它就是对每个时刻真实的直接碳排放量在生产侧(电源侧)和消费侧(用电侧)之间的一种分配。代之以每个瞬间都由电力消费侧承担所有的碳排放责任。碳排放责任因子，其实质上就是每个瞬间都在生产侧和消费侧分配当时的碳排放，生产侧和消费侧都承担不同比例的碳排放责任。由此，碳排放责任因子的确定应满足如下基本原则：
a) 平衡性原则：每个瞬间生产侧的碳排放责任与消费侧的碳排放责任之和必须等于当时电源的直接碳排放总量;
b) 一致性原则：碳排放责任的分担应与生产侧和消费侧双方可以实现的减碳行动一致，也就是降低碳排放责任的努力与促进生产和消费双方通过改变发电和用电模式以降低碳排放量的努力完全一致;
c) 可持续原则：确定碳排放责任的具体分配方式可持久下去，也就是在目前以燃煤火电为主的电源结构下、未来以风电光电为主的电源结构下、以及处在这两种结构之间的过渡状态下，在生产者和消费者之间分配碳排放责任的方式不变，这可以实现相关政策机制的稳定性和可持续性;
d) 灵敏性原则：碳排放责任因子在不同时刻的变化范围应足够大，从而能确实起到对用电终端调节的激励作用。
4 方案编制
4.1 现状分析与目标设定
4.1.3 能源互联网用户侧综合能源系统的方案编制需要通过实地的勘测、资料收集了解规划区域发展现状，并与区域政策环境、上位规划以及能源结构等相协调，以达到因地制宜的基本原则。方案编制的依据包含国家和地方相关法律、法规、技术标准、规范等文件和国土总体规划、控制性详细规划、燃力、电力、交通、市政、供热等各类专项规划、产业发展规划等文件。
4.1.4 明确发展目标是能源互联网用户侧综合能源系统方案编制的基础，发展目标因地而异、因需而定。在确定发展目标时既要和上位规划保持一致，也要考虑区域发展现状。能源互联网用户侧综合能源系统的方案编制应处理好与所在区域的电力、燃气、热力等能源专项规划和市政、交通、绿化、供水、排水、通信等相关专项规划的关系。能源互联网用户侧综合能源系统方案编制涉及到国民经济社会发展的诸多领域，且与区域所在城市或区域能源基础设施密切相关，牵涉到发展改革、自然资源、城乡规划、住房和城乡建设、生态环境等行业部门，需要处理好各方面、各行业之间的关系。
4.2 能源资源评估
4.2.3 本条规定了能源资源评估内容、评估方法和评价指标。
1 明确太阳能资源评估内容、评估方法和评价指标。《太阳能资源评估方法》GB/T37526规定了太阳能资源数据要求和处理方法、代表年数据订正方法及评估内容要求等，适用于能源、建筑、气象、电力、农业等相关领域太阳能利用的规划、科研和产业中太阳能资源的计算和评估。《太阳能发电工程太阳能资源评估技术规程》NB/T 10353 规范了太阳能发电工程太阳能资源评估内容、方法和技术要求，适用于光伏发电工程和太阳能热发电工程太阳能资源的评估。
2 明确风能资源评估内容、评估方法和评价指标。《风电场风资源评估方法》GB/T 18710规定了评估风能资源应收集的气象数据、测风数据的处理及主要参数的计算方法、评估风能资源的参考判据等，适用于风电场风能资源评估。《分散式风力发电风能资源评估技术导则》 QX/T 308 规定了分散式风力发电的项目选址或风能资源评估技术要求，适用于分散式风力发电的项目资源评估和区域发展规划编制。
3 明确生物质能资源评估内容、评估方法和评价指标。《生物质能资源调查与评价技术规范》NB/T 10493 规范了生物质能资源调查与评价原则、内容和方法，统一了技术要求。此规范适用于县级及以上区域范围内可能源化利用的农业生物质、林业生物质、城镇有机固体废物等生物质资源的调查与评价。
4 明确地表水源、污水源、浅层地热(土壤源)、中深层地热以及各类工业余热资源等低品位热资源评估内容、评估方法和评价指标。
4.3 负荷预测
4.3.1 本条明确要对基于供给侧和基于需求侧负荷预测数据相互结合，电、热、冷和燃气负荷之间统筹协同，避免负荷预测过大，各专业各自为政和重复计算。
4.3.3 本条明确单体建筑冷热负荷模拟方法， 能耗模拟软件可采用 DeST 、TRNSYS、 EnergyPlus 、DOE-2 ，eQUEST 等行业通用工具。
4.4 “源网荷储用”各环节技术方案编制
4.4.1 本条明确能源规划方案中源侧应涵盖的内容、遵循的原则、具体指标等。源侧规划指的是对供给侧的能源开发、利用及布局方式的统筹规划。
4.4.2 本条明确能源规划方案中网侧应涵盖的内容、遵循的原则、具体指标等。网侧规划指的是对电、热、燃气能源的网络布局统筹规划。
4.4.3 本条明确能源规划方案中荷侧应涵盖的内容、遵循的原则、具体指标等。
4.4.4 本条明确能源规划方案中储侧应涵盖的内容、遵循的原则、具体指标等。储侧规划指的是结合电源侧、电网侧以及负荷需求侧统筹规划冷、热、电能源的储能规模、方式和布局。
4.4.5 本条明确能源规划方案中用侧应涵盖的内容，促进源网荷储单元的深化协同。
6 工程验收与调适运维
6.1 工程验收
6.1.3 能源互联网用户侧综合能源系统总体及各分系统的质量验收内容，可依据下表开展：
6.2 调适运维
6.2.4 价格响应是用户依据能源的价格变化趋势，通过调整负荷特性，降低能源购买成本;能源生产和供给方，通过价格调整，对用户用能行为进行引导。能源价格可以采取固定价格、分时价格、阶梯价格、尖峰价格或实时价格等形式，或是组合定价方式。
需求侧响应是通过制定价格，或采取奖励、补偿和惩罚等激励措施，引导用户调整用能行为。用户根据市场价格信息、激励政策，或是政府等管理机构的指令直接做出响应，对用能行为进行调整，用户参与需求侧响应，可以获得约定的回报。除了价格和政策，需求侧响应还可以采取“直接负荷控制”、“ 可中断负荷”、“ 需方投标”、“ 紧急需求响应” ，以及“辅助服务” 等多种形式。
用户通过用能行为调整和源网荷储互动等方式，对用能负荷特性进行优化，提高负荷率、减小峰谷差和尖峰负荷率。在必要情况下，通过源网荷储互动等方式将尖峰负荷或负荷波动限制在给定的范围以内，可以被认为实现了限负荷或恒定负荷的目标。
计划供能是指在能源供应不足、突发事件等情况下，通过行政命令、经济手段和技术方法等措施，控制或限制部分用能需求。有序用能是指用户为降低计划供能可能带来的不利影响而采取的措施，包括生产计划调整、后备能源供应，以及减少非必要用能等。源网荷储互动有助于改善用户有序用能水平，减少计划供能可能造成的不利影响，有助于降低自身用能成本。
7 系统评价
7.2 分项指标
7.2.3 2016 年 3 月国家发展改革委、国家能源局发布 了 《能源技术革命创新行动计划(2016–2030 年)》文件中的“ 能源技术革命重点创新行动路线图”，可作为比较参照依据。
7.2.4 根据《建筑能耗数据分类及表示方法》等相关标准中采用等效电法换算建筑能耗时，应以 EE 作为换算结果计量单位下角标，如 kWhEE。
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