【核心閱讀】

 

微電網對于我國能源轉型和能源革命具有重要意義，但目前其收益難導致資本投資偏少，進而導致項目落地難。發展微電網需要嘗試創新微電網主體身份、交易模式、技術定義，以圍繞用戶需求為目的，以市場需求為導向真正發揮微電網技術優勢，服務社會經濟發展。

 

工業和信息化部電子信息司日前發布了智能光伏試點示范項目名單。值得注意的是，22個示范項目中直接包含5個微電網，分別是濉溪公交場站 13MWh 光儲能微電網示范項目、特變電工西安產業園源網荷儲協調型微網示范工程、京津塘高速公路五公里光儲充項目及十公里微電網示范、特銳德智能光伏微網系統試點示范和青島東軟載波園區微電網項目；另外，還有3個與微電網技術特點比較一致的光儲示范項目。

      

這對于我國微電網推廣傳遞了兩個積極信號，一是又有一批國家級的微電網相關示范項目出現；二是除國家發展改革委、國家能源局外，又有一個重量級的部門工信部加入到推進微電網發展的行列。這讓始終處于風口卻又始終熱不起來的微電網迎來了新的發展機遇。

 

近年來頻獲政策支持

      

2014年起，我國能源行業進入了體制機制改革與技術創新的快速發展期。作為融合新能源技術、信息技術、體制機制創新的典型代表，微電網得到了政府和行業的共同重視。

      

2015年中發[2015]9號文正式掀開了新一輪電力體制改革大幕，這也為微電網發展提供了適合生存的土壤。隨后，《關于推進新能源微電網示范項目建設的指導意見》《關于推進多能互補集成優化示范工程建設的實施意見》（發改能源[2016]1430號）、《推進并網型微電網建設試行辦法》（發改能源〔2017〕1339號）和江蘇省發布的《關于促進分布式能源微電網發展的指導意見》等支持微電網發展的中央和地方文件陸續發布，無不讓行業備受鼓舞。

      

與此同時，示范項目也層出不窮，除28個新能源微電網示范項目外，23個多能互補集成優化示范項目和56個能源互聯網示范項目中不少也與微電網技術相關。同時江蘇省明確提出2020年建成20個左右、2025年建成50個左右分布式能源微電網項目的目標；國家能源局也提出到2020年，各省（區、市）新建產業園區采用終端一體化集成供能系統的比例達到50%左右、既有產業園區實施能源綜合梯級利用改造的比例達到30%左右的目標，而實現多能互補和協同供應的途徑正是 “通過天然氣熱電冷三聯供、分布式可再生能源和能源智能微網等方式”。 

 

收益難致項目落地難

      

與政府轟轟烈烈發布文件支持微電網發展形成鮮明對比的，則是資本對于微電網投資的冷冷清清。新能源微電網示范項目已經開展兩年有余，但效果并不明顯；同時與微電網相關的多能互補集成優化示范項目和能源互聯網示范項目大多也已夭折。另外，無論是國家能源局提出的2020年新建50%、改造30%終端一體化集成供能系統的全國性目標，還是江蘇省提出的建成分布式能源微電網示范項目20個左右的省級目標似乎都還非常遙遠。

      

造成這一現象的原因，歸根結底是資本很難看到投資微電網帶來的經濟效益，特別是在近兩年降電價趨勢下，微電網收益更加困難。造成微電網經濟收益困難的主要原因在于：一方面是技術成本較高，除分布式能源及供電技術成本外，實現孤網及運行優化的技術成本也不容忽視；另一方面則是電力市場機制不健全，導致微電網無法通過功率可調、負荷可中斷等靈活技術優勢在市場中帶來經濟效益。再加上目前處于配售電改革利益博弈的復雜階段，在沒有明顯的經濟利益刺激時，社會資本對于微電網投資更加會 “知難而退”。

 

需有持續運營和盈利模式

      

微電網是推進能源發展及經營管理方式變革的重要載體，對推進節能減排和實現能源可持續發展具有重要作用，是貫徹落實能源生產和消費革命的重要措施。但如果未充分考慮我國電力市場目前所處的特殊階段以及我國電力供需當下的主要矛盾，微電網技術優勢將僅僅是空中樓閣，難以真正服務好我國社會經濟發展。

      

而此次工信部主導的智能光伏試點示范項目，雖然強調的是融合大數據、互聯網和人工智能的智能光伏應用示范，但歸根結底是為用戶服務的，需要有持續運營和盈利的創新模式。建議不妨以此為契機，用創新思維發展微電網。

      

一是嘗試創新微電網主體身份，繞開第二類售電公司身份的束縛。

 

雖然從功能性而言，第二類售電公司最符合微電網主體身份要求，是第二類售電公司的身份同樣讓現階段微電網的發展陷入了工作機制上的束縛以及利益博弈上的困境，這些束縛包括配電價格機制、交易機制、監管機制等等。考慮到大量用戶側的實際供電需求以及用戶側綜合能源服務的必要性，不妨嘗試創新一種用戶側微電網主體身份，既能擺脫第二類售電公司的尷尬處境，又可以解決目前轉供電主體合法身份的難題。

      

二是嘗試交易模式的創新，繞開電源-售電公司-用戶模式的束縛。

 

根據對微電網技術結構和現行我國電力市場機制的剖析，可以把微電網相關交易分為內部分布式電源交易與外部市場交易，這將涉及過網費、交易規則、交易考核等問題，雖然這足夠嚴謹，但會帶來許多更為復雜的問題。不妨結合創新的微電網主體身份，以降低用戶用電成本為目標，用更“簡單”的創新模式解決微電網交易問題。

      

三是嘗試技術定義的創新，繞開微電網必須具備孤網運行能力的強制性技術束縛。

 

誠然具備孤網運行能力是微電網最大優點之一，但提升分布式電源利用效率同樣是其問世的初衷。然而，孤網運行能力增加的技術成本不容小視。如果外部配網供電可靠性足夠強大，用戶不愿意為孤網運行買單，它反而會成為微電網的雞肋技術，增加微電網的運營負擔。是否具備孤網運行能力，應由項目實際需求和外部條件決定，包括內部負荷持續供電要求、外部電網可靠性技術能力及高可靠性接電收費水平以及微電網實現孤網運行能力的技術成本等，絕不能“為了實現孤網而孤網”。

 

（文丨吳俊宏，華東電力設計院智慧能源室主任）