捋一捋：增量配网与微电网的技术区别、商业模式、发展路径

　　3.2微电网主要服务模式

　　相对于增量配电网而言，微电网在开展各类服务时有更大的优势。在这次电改之前，微电网在我们国家已经有很多试点项目了。这种试点项目往往建筑费用比较高，而盈利点模糊。电改之后，为微电网新的服务模式提供了很多新的方法：

　　第一个是售电服务。有了售电，微电网的建设和开发就有了最大的动力。

　　第二个是冷热综合服务。与多能互补合的微电网。多能互补必须要有合适的载体，以微电网为载体，去集成优化多能互补系统。

　　第三，辅助服务。微电网在做辅助服务的时候，有电源、储能、综合用户同意管理和相应。

 

　　冷热电产品及套餐服务案例分析

　　除给用户供电外，微能源网可通过冷网和热网向用户提供集中供冷、供热服务。为了保证能源利用率以及系统运行经济性，微能源网的冷热电终端消费需要一定的总量水平和合理的比例区间。微能源网的运营管理方可通过用户用能习惯、负荷预测、能源输入价格以及设备状态统筹，制定符合用户和微能源网最大经济利益的套餐。

　　假设微能源网的运行成本及上网费用如下：余电上网费用0.55元/(kW˙h)，用电费用0.9元/(kW˙h)，用气(燃气)费用2.2元/m³。

　　假设微能源网面向用户收费如下：单独供电费用0.8元/(kW˙h)，单独供冷费用0.6元/(kW˙h)，单独供热费用0.6元/(kw˙h)。

　　案例：该网包含两套(考虑制冷、制热各一套)分布式三联供机组(内燃机+溴化锂机组+余热交换设备)，假定三联供产品技术参数如下：

　　输入额定功率：3395kW

　　额定输入气量：366m³/h

　　额定发电功率：1400kW

　　额定热功率：1500kW

　　余热交换制热能量转换效率(COP)：1

　　溴化锂制冷COP：1

　　该系统每立方米燃气约产生3.8kW˙h电量和4.1kW˙h的热量/冷量

 

　　表1无套餐情况下单独用能方式和费用情况

 

　　表2套餐用能方式和费用情况

　　结论：在用户用能量相同情况下，无套餐时，用户用能费用合计8520元，微能源网运行成本费用合计3534元;在有套餐时，用户用能费用合计为8221元，微能源网运行成本费用合计3151元。分别减少了299元和383元，提高了各方经济性。

　　注：为简化，暂不考虑微电网面向用户供电可能存在的政府性基金、电价税费、用户容量费等因素，仅从经济成本分析微能源网套餐的制定原则。在该模型下用户用能套餐考虑用电/用冷(或用热)比为1.4:1,5。在套餐内的使用能源费用为9折，即用户每消耗1.4kW˙h电+1.5kW˙h冷(或热)的费用为1.818元。

　　3.3微电网参与电力市场关键问题

　　微电网在电力市场中是怎样一个市场主体，接下来根据并网型微电网进行分析。

　　并网型微电网分类

　　并网型微电网根据功能结构和供电范围基本可以分为两类：

　　(1)单个用户型微电网，可以看作用户主体，例如单个工厂用户在厂区建设的微电网;

　　(2)形成局域网向多个主体供电的微电网，可以看作售电公司主体，例如工业园区建设微电网面向多个用户供电。

　　并网型微电网有一个很关键的问题就是储能，现如今储能的经济价值还不是特别高。如果微电网本身没有燃机、旋转电机在里面，里面只有光伏和风电。为了保证用户的安全用电，必须得上储能。但在另外一种环境下，多能互补系统中，本来就有分布式燃机去提供稳定可靠的电力。储能的作用是需要各个投资方去重点考虑的一个问题。所以并不建议为了做成微电网，加上储能，不能会导致微电网经济效益的下降。

 

　　主体身份

　　一般而言，局域网并网型微电网既具有发电主体属性又具有售电主体属性。虽然微电网包含分布式电源，但在批发市场上微电网主体的身份仍然宜属于售电主体而不是发电主体。

　　如何进行电力市场交易

 

　　对外部来讲，微电网将作为一个整体，去外面买电，把内部电源不足的电通过外面市场去购买，来满足内部用户的用电需求。

　　对于内部来讲，微电网主体需要跟内部建立一个能源售电售热的价格体系，由微电网主体自己去和各个用户进行协商。

　　需要进一步思考问题

　　辅助服务机制;

　　新型备有容量机制;

　　微电网的监管;

　　有了相关的定义之后，相关的微电网才能得到政策上的支持和补贴上的支持。所以，当微电网的运行、建设不符合微电网的本质，实际上是享受不到这些优惠的。这样，对微电网的监管就很有必要了，这个监管不仅仅指是作为增量配电网去监管的一些东西，而是作为微电网去监管和保障微电网该有的行为。

　　精彩问答

　　Q

　　近日，国家发改委、能源局颁布的《推进并网型微电网建设试行办法》，对于有意于运营微电网的主体而言有何利弊?

　　吴俊宏：实际上，这个文件发布之后。个人觉得，这个文件还是蛮重要的。特别是在这两年，在推增量配电网、多能互补的时候，遇到了很多问题。其中有一个很关键的问题，就是很多事情没有一个可以参考的文件去执行。特别是多能互补，多能互补发展的初衷其实是很好的，也是希望用户侧能源的发展，去通过这么一种多能互补的形式，集成优化的形式，去提高能源的利用效率。从而达到降低能源生产成本，提高能源利用效益，降低能耗这些主要的目的在里面。但是如果没有一个操作的方法在里面，很多多能互补项目也不知道如何去开展，可能也只能参考以前的电源上网形式。那么对于这些问题，如果没有一个文件去指导，就很难进行下去了。所以对于微电网在以后这几类能源发展形式中，包括增量配电网和多能互补等等，会有后来居上的势态。虽然是在那几个试点项目之后，才出现了微电网相关的一些办法，在其中的的确确有很多可以操作的手段在里面。微电网就本身技术而言，对于分布式能源和多能互补来讲，的确是一个很好的形式。除了技术本身之外，现在又有政策在支持和规范的管理文件，所以个人对于微电网的发展前景，个人是非常看好的。

　　Q

　　就目前示范的微电网而言，几乎是没有赢利点的，那么怎么样才能做好用户负荷增长预测?

　　吴俊宏：我个人理解的示范项目目前有两类。第一类是在今年之前或者前几年之前的投产的微电网项目，比如变电站里面搞的微电网的示范项目。前几年的示范项目的的确确没有盈利点，虽然微电网对于保障和提高安全可靠用电是很有好处的。但在中国这个配电服务价格机制之下，盈利是不现实的。因为之前的微电网没有合理的政策环境，也就是电力和电改市场环境，没有这些支撑，也就没有什么盈利点。

　　第二类是前两个月国家能源局发布的20几个微电网示范项目。示范项目的容量和电压等级和文件中所规定的实际上出入是蛮大的。据我了解，有些项目涉及到的范围几百平方公里，一个方圆几百平方公里的电网，它作为微电网示范项目，本身也有点问题在里面，所以它以后的赢利点在哪里，不仅仅从微电网本身去看它，要去其他的角度去看它，其盈利的方式和微电网不大一样。