新政将促进微电网商业化发展

 

为应对大规模分布式清洁能源的发展、提高电网的供电安全性，一般认为有两种技术路线可以选择：

 

一是增加主网设备投入，采用大范围的协调控制技术；

 

二是发展小微能源系统，通过小范围的源-网-荷管理实现能源的就地平衡，即发展符合能源供给侧结构性改革的微电网技术。

 

相比第一种方案，微电网技术可以延缓或减少上级电网的投资，并在主网故障时更具灵活性，具有更高的社会价值。

 

毫无疑问，在大规模分布式清洁能源发展的背景下，微电网作为分布式电源有效管理方案，已经成为现代电网的一个重要发展方向。同时我们必须注意到，分布式电源的消纳不仅是电力技术问题，也是电力市场机制问题。新一轮电改已两年有余，回顾“9号文”相关文件细则，每一份都极具针对性，但是却鲜有文件涉及微电网市场机制的相关问题。

 

虽然微电网可以从技术层面解决大规模分布式电源的并网需求，但结合有效的市场机制还将进一步提高微电网内分布式可再生能源的利用效率；与此同时，我国正大力提倡终端一体化多能互补系统的建设，微电网正是多能互补系统集成优化的解决方案之一。

 

笔者认为《试行办法》的具体意义如下：

 

（1）统一了微电网发展理念，利于促进微电网商业化发展。

 

长期以来，关于微电网的定义百家争鸣，系统容量、功能结构均存在不同层面的理解差异。另外，微电网投资主体是谁，盈利模式又有哪些，一直存在争议。

 

《试行办法》对微电网的内涵与外延进行了详细说明，相比之前的微电网文件更具有实际可操作性，不仅统一了现阶段微电网的发展理念，也利于探索一条适合我国国情的微电网发展之路。

 

（2）规范了微电网保障机制，利于提高微电网内分布式可再生能源的利用率。

 

长期以来，因为并网技术和市场机制的问题，分布式电源主要采用自发自用模式，余电上网或不上网。微电网技术可以在一定范围内调剂分布式发电资源，《试行办法》从机制上保障了微电网对分布式电源资源的统一管理和调度，对于提高微电网内分布式可再生能源的利用率有着重要意义。

 

（3）创新了微电网市场机制，利于终端一体化多能互补系统的健康发展。

 

我国正大力提倡多能互补系统建设，终端一体化多能互补系统有利于推动能源就地清洁生产和消纳、提高能源综合效率。毫无疑问，微网集成是能源互通互联的有效解决方案。

 

然而，除能源技术本身的互补特性之外，市场机制才是有效实现多能互补的关键。《试行办法》对于微电网的运营模式、交易模式、盈利模式等都进行了创新性规定，这将有利于以微电网为载体的终端一体化多能互补系统健康发展。

 

（4）肯定了微电网的辅助服务市场主体身份，利于大电网采用更多调节手段保障电网安全运行。

 

微电网技术出发点之一便是解决大规模分布式电源并网的安全问题，通过微电网的统一调度管理，不仅可以减少分布式可再生能源的并网冲击，还可以为大电网提供有效的有功支撑和无功支撑。

 

《试行办法》明确鼓励微电网作为独立辅助服务提供者参与辅助服务交易，这丰富了大电网的调节手段，有利于提高大规模分布式可再生能源并网背景下电网的安全运行。

 

具体而言，《试行办法》明确了以下要点，这些要点将是微电网商业化应用的重要政策依据。

 

规范了微电网的系统规模。

 

《试行办法》将“微型”作为微电网第一个主要特征，“35千伏”、“20兆瓦”是文件对于微电网的原则性要求。需要注意的是，系统容量20兆瓦上限是针对最大用电负荷而言，意味着微电网最大可再生能源装机容量可以根据需求超过20MW。“微型”本质上已将微电网限定在解决分布式清洁能源的范畴，鼓励清洁化、小型化发展的现代能源体系，并避免了以微电网名义发展大规模容量的电源建设。

 

明确了微电网内分布式能源性质。

 

“清洁”是文件对于微电网第二个主要特征要求，意味着可再生能源和天然气发电将是微电网的主要电源形式。同时，微电网需要做到“可再生能源装机容量占比在50%以上，或天然气多联供系统综合能源利用效率在70%以上”。

 

微电网需要有“自治”能力。

 

微电网区别于一般配电网的主要特点是实现自我平衡并且可以孤网运行，《试行办法》提出了“微电网与外部电网的年交换电量一般不超过年用电量的50%”，这不仅是对微电网自我平衡的要求，也避免了微电网被开发成高电源比例项目向电网“发电”。

 

另外，从安全供电角度提出了“独立运行时能保障重要负荷连续供电（不低于2小时）”的要求，这也说明微电网孤网运行的目标不在于形式，而在于对重要负荷的安全保障。

 

需要注意的是，文件并没有强调微电网与外部电网交换容量的要求。另外，“备用容量费用”机制说明了微电网运营主体可以根据微电网自平衡情况选择经济效益最大化的备用容量申报方案。

 

社会资本和电网企业均可以投资建设微电网。

 

文件鼓励地方政府和社会资本合作（PPP），以特许经营等方式开展微电网项目的建设和运营。电网企业可参与新建及改（扩）建微电网，但是投资运营需要独立核算，不得纳入准许成本。这从一定程度上保障了电网企业和非电网企业关于微电网投资建设的公平问题。

 

微电网各建设单元分别进行核准（备案）。

 

微电网如何核准是各投资主体最关心的问题。文件明确了“新建及改（扩）建微电网项目根据类型及构成，由地方政府按照核准（备案）权限，对微电网源-网-荷等内容分别进行核准（备案）”，符合简政放权、深化“放管服”等相关精神。

 

明确了微电网的电力市场主体地位。

 

对于一般的电力交易和售电业务，微电网运营主体应依法取得电力业务许可证（供电类），并将作为独立的电力市场主体，在具备售电公司准入条件、履行准入程序后，作为拥有配电网经营权的售电公司（第二类售电公司），开展售电业务；对于有偿辅助服务，鼓励微电网作为独立辅助服务提供者参与辅助服务交易，探索建立微电网可作为市场主体参与的可中断负荷调峰、电储能调峰、黑启动等服务补偿机制。

 

另外，文件提出“并入电网的微电网可视为可中断系统”，是指微电网作为辅助服务市场主体可以参与可中断负荷调峰，并且将是有偿行为。

 

说明了微电网的电力交易及售电方式。

 

微电网运营主体将负责微电网与外部电网的电力电量交换，并按照市场规则参与电力市场交易，承担与外部电网交易电量的输配电费用。对于网内用户交易及用户结算电价，应达成长期用能协议，微电网内能源价格体系由购售双方自行协商，并鼓励构建冷、热、电多种能源市场交易机制。

 

总之，这份文件对促进能源小型化、清洁化发展具有重要意义，正如文件开头所说，文件的出台是为了“推进能源供给侧结构性改革，促进并规范微电网健康发展，引导分布式电源和可再生能源的就地消纳，建立多元融合、供需互动、高效配置的能源生产与消费模式，推动清洁低碳、安全高效的现代能源体系建设”。有理由相信，随着这份文件的出台，并网型微电网商业化发展将迎来春天。