投资偏少，项目落地难，微电网发展还需三大创新

电力18讯：

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微电网对于我国能源转型和能源革命具有重要意义，但目前其收益难导致资本投资偏少，进而导致项目落地难。发展微电网需要尝试创新微电网主体身份、交易模式、技术定义，以围绕用户需求为目的，以市场需求为导向真正发挥微电网技术优势，服务社会经济发展。

 

 

 

工业和信息化部电子信息司日前发布了智能光伏试点示范项目名单。值得注意的是，22个示范项目中直接包含5个微电网，分别是濉溪公交场站 13MWh 光储能微电网示范项目、特变电工西安产业园源网荷储协调型微网示范工程、京津塘高速公路五公里光储充项目及十公里微电网示范、特锐德智能光伏微网系统试点示范和青岛东软载波园区微电网项目；另外，还有3个与微电网技术特点比较一致的光储示范项目。

      

这对于我国微电网推广传递了两个积极信号，一是又有一批国家级的微电网相关示范项目出现；二是除国家发展改革委、国家能源局外，又有一个重量级的部门工信部加入到推进微电网发展的行列。这让始终处于风口却又始终热不起来的微电网迎来了新的发展机遇。

 

近年来频获政策支持

      

2014年起，我国能源行业进入了体制机制改革与技术创新的快速发展期。作为融合新能源技术、信息技术、体制机制创新的典型代表，微电网得到了政府和行业的共同重视。

      

2015年中发[2015]9号文正式掀开了新一轮电力体制改革大幕，这也为微电网发展提供了适合生存的土壤。随后，《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》（发改能源[2016]1430号）、《推进并网型微电网建设试行办法》（发改能源〔2017〕1339号）和江苏省发布的《关于促进分布式能源微电网发展的指导意见》等支持微电网发展的中央和地方文件陆续发布，无不让行业备受鼓舞。

      

与此同时，示范项目也层出不穷，除28个新能源微电网示范项目外，23个多能互补集成优化示范项目和56个能源互联网+示范项目中不少也与微电网技术相关。同时江苏省明确提出2020年建成20个左右、2025年建成50个左右分布式能源微电网项目的目标；国家能源局也提出到2020年，各省（区、市）新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右、既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右的目标，而实现多能互补和协同供应的途径正是 “通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式”。 

 

收益难致项目落地难

      

与政府轰轰烈烈发布文件支持微电网发展形成鲜明对比的，则是资本对于微电网投资的冷冷清清。新能源微电网示范项目已经开展两年有余，但效果并不明显；同时与微电网相关的多能互补集成优化示范项目和能源互联网示范项目大多也已夭折。另外，无论是国家能源局提出的2020年新建50%、改造30%终端一体化集成供能系统的全国性目标，还是江苏省提出的建成分布式能源微电网示范项目20个左右的省级目标似乎都还非常遥远。

      

造成这一现象的原因，归根结底是资本很难看到投资微电网带来的经济效益，特别是在近两年降电价趋势下，微电网收益更加困难。造成微电网经济收益困难的主要原因在于：一方面是技术成本较高，除分布式能源及供电技术成本外，实现孤网及运行优化的技术成本也不容忽视；另一方面则是电力市场机制不健全，导致微电网无法通过功率可调、负荷可中断等灵活技术优势在市场中带来经济效益。再加上目前处于配售电改革利益博弈的复杂阶段，在没有明显的经济利益刺激时，社会资本对于微电网投资更加会 “知难而退”。

 

需有持续运营和盈利模式

      

微电网是推进能源发展及经营管理方式变革的重要载体，对推进节能减排和实现能源可持续发展具有重要作用，是贯彻落实能源生产和消费革命的重要措施。但如果未充分考虑我国电力市场目前所处的特殊阶段以及我国电力供需当下的主要矛盾，微电网技术优势将仅仅是空中楼阁，难以真正服务好我国社会经济发展。

      

而此次工信部主导的智能光伏试点示范项目，虽然强调的是融合大数据、互联网和人工智能的智能光伏应用示范，但归根结底是为用户服务的，需要有持续运营和盈利的创新模式。建议不妨以此为契机，用创新思维发展微电网。

      

一是尝试创新微电网主体身份，绕开第二类售电公司身份的束缚。

 

虽然从功能性而言，第二类售电公司最符合微电网主体身份要求，是第二类售电公司的身份同样让现阶段微电网的发展陷入了工作机制上的束缚以及利益博弈上的困境，这些束缚包括配电价格机制、交易机制、监管机制等等。考虑到大量用户侧的实际供电需求以及用户侧综合能源服务的必要性，不妨尝试创新一种用户侧微电网主体身份，既能摆脱第二类售电公司的尴尬处境，又可以解决目前转供电主体合法身份的难题。

      

二是尝试交易模式的创新，绕开电源-售电公司-用户模式的束缚。

 

根据对微电网技术结构和现行我国电力市场机制的剖析，可以把微电网相关交易分为内部分布式电源交易与外部市场交易，这将涉及过网费、交易规则、交易考核等问题，虽然这足够严谨，但会带来许多更为复杂的问题。不妨结合创新的微电网主体身份，以降低用户用电成本为目标，用更“简单”的创新模式解决微电网交易问题。

      

三是尝试技术定义的创新，绕开微电网必须具备孤网运行能力的强制性技术束缚。

 

诚然具备孤网运行能力是微电网最大优点之一，但提升分布式电源利用效率同样是其问世的初衷。然而，孤网运行能力增加的技术成本不容小视。如果外部配网供电可靠性足够强大，用户不愿意为孤网运行买单，它反而会成为微电网的鸡肋技术，增加微电网的运营负担。是否具备孤网运行能力，应由项目实际需求和外部条件决定，包括内部负荷持续供电要求、外部电网可靠性技术能力及高可靠性接电收费水平以及微电网实现孤网运行能力的技术成本等，绝不能“为了实现孤网而孤网”。

 

（文丨吴俊宏，华东电力设计院智慧能源室主任）