智慧能源信息專刊 第44期 2018年2月9日

　　2018-03-30 17:54

　　

　　

　　【一周集團動態匯總】

　　【集團動態】智慧能源集團2018年年度工作會順利召開

　　【政策法規】國家能源局關於建立清潔能源示範省（區）監測評價體系（試行）的通知

　　【政策法規】河北省發改委：2018-2020規劃開發分散式接入風電430萬千瓦（附文件）

　　【行業動態】南方區域「兩個細則」印發 儲能電站納入電網調度統一管理

　　【行業觀點】光伏如何可持續發展：就近建設、以銷定產、市場交易、取消補貼

　　【行業觀點】中國能源結構情況分析預測 2030年全球清潔能源佔比將超過30%

　　【行業前沿】日本分散式能源網際網路應用及啟示

　　【行業前沿】江西省各市光伏項目投資收益率分析

　　【行業前沿】儲能在分散式光伏中的設計要點

　　【一周行業專家觀點】

　　【專家觀點】曾鳴：發展分散式能源需要能源網際網路

　　

　　智慧能源集團2018年年度工作會順利召開

　　2月8日下午，智慧能源集團（以下簡稱「集團」）2018年年度工作會在北京順利召開，會議以全面總結分析2017年集團全局工作的成績和經驗為抓手，梳理新思路、謀划新方向、樹立新目標，會議周密部署、統籌規劃集團在2018年的各項工作，推動集團在新一年中切實取得新突破、真正實現新發展。

　　

　　集團2018年年度工作現場

　　會上，集團總裁王勇人所作集團年度工作報告立足集團、內容豐富、立意深刻，引起了與會各單位高管的強烈共鳴，引發了與會代表的熱烈討論，各單位負責人及高管團隊紛紛結合報告暢談2018年發展思路，為各自單位的發展找方向、想辦法、定目標。

　　王勇人總裁指出，2018年國家經濟形勢總體向好，隨著國家能源「十三五」發展規劃、區域協調發展戰略的落地實施，對以分散式、多能互補為代表的「網際網路+」智慧能源技術和項目需求十分旺盛，能源行業發展動力十分強勁。

　　他表示，2018年集團將統攬發展全局、突破各種掣肘，重點做好以下幾方面的工作：一是要用大力氣深入推進「重點項目」。二是要用新思路搶佔布局能源市場。三是要積極主動擴大對外合作。四是要逐步做實集團各板塊功能。五是要加強對各公司扶持幫助。紮實做好集團重點工作，切實提高集團發展質效。

　　會上，華大天元（北京）科技股份有限公司等9家單位與集團簽訂2018年業績目標承諾書，為推動集團優質發展，向更高目標前進，許下莊嚴承諾。

　　

　　華大天元（北京）科技股份有限公司等9家單位與集團簽訂2018年業績目標承諾書

　　在會議總結中，集團總裁王勇人提出，智慧能源集團實現換擋提速、優質發展的關鍵在人！他要求集團高管做以身作則的好榜樣、做毫不動搖的掌舵人、做面面俱到的服務員；要求各子公司、區域公司高管做忠誠乾淨、思路開闊、敢打敢拼、勇於擔當的的頂樑柱；要求集團員工做綜合素質過硬的多面手，號召集團上下要緊密團結，眾志成城，共同創造集團發展的美好未來！

　　會議由集團首席執行官劉濤主持，集團總裁王勇人等集團高管和集團顧問劉建平出席會議，各子公司、區域公司高管團隊、集團本部員工、集團優秀團隊代表等60人與會。

　　

　　全體參會人員合影留念

　　

　　國家能源局關於建立清潔能源示範省（區）監測評價體系（試行）的通知

　　浙江省、四川省、西藏自治區、甘肅省、寧夏自治區、青海省發展改革委（能源局），水電水利規劃設計總院：

　　為促進全國清潔能源示範省（區）持續健康發展，加強清潔能源示範省（區）建設及運行情況的事中事後監管，總結各地成功經驗和工作方法，國家能源局決定建立清潔能源示範省（區）建設運行情況監測評價體系。現將有關事項通知如下。

　　http://www.secn.net/news/show-449.html（請長按地址，「選擇複製」>「打開」）

　　河北省發改委：2018-2020規劃開發分散式接入風電430萬千瓦（附文件）

　　河北省發改委近日印發《河北省2018-2020年分散式接入風電發展規劃》的通知。通知提出：2018-2020年，河北全省規劃開發分散式接入風電430萬千瓦；展望至2025年，力爭累計達到700萬千瓦。

　　http://www.secn.net/news/show-451.html（請長按地址，「選擇複製」>「打開」）

　　


　　南方區域「兩個細則」印發 儲能電站納入電網調度統一管理

　

　新年伊始，國家能源局南方監管局印發了《南方區域「兩個細則」（2017版）》，這是繼2015年南方區域「兩個細則」修訂以來，對發電廠併網運行管理和併網發電廠輔助服務管理的再次優化，體現了區域能源管理部門和區域電網對未來可再生能源發展和新技術應用的關注和重視。「兩個細則」增加了針對風電場、光伏電站和電化學儲能電站3個併網運行及輔助服務管理實施細則，豐富了新能源調度運行的管理控制手段。CNESA據此對惠及儲能技術應用的政策要點進行解析。

　　

　　一、輔助服務補償範圍擴大，補償標準有所提高。

　　在《南方區域併網發電廠輔助服務管理實施細則（2017版）》中，輔助服務被劃分為一次調頻、自動發電控制（AGC）、調峰、無功調節、備用、自動電壓控制（AVC）、黑啟動等7種服務類別，輔助服務提供者也不單純來自於傳統併網發電廠，電力用戶可為電力系統提供輔助服務。五省市AGC服務調節容量補償標準和電量補償標準是以往補償標準的4-10倍，其中廣東、廣西、雲南、貴州、海南AGC容量調節補償分別為12元/兆瓦時、5元/兆瓦時、5元/兆瓦時、10元/兆瓦時和10元/兆瓦時，而電量補償分別達到80元/兆瓦時、20元/兆瓦時、40元/兆瓦時、80元/兆瓦時和80元/兆瓦時。除雲南省外，其他四個地區深度調峰補償和旋轉備用補償標準均有3-6倍的增長，南方區域備用補償力度在全國範圍內保持領先。

　　具體來看，在調頻輔助服務中，除補償標準有所提高外，考核補償方式並未發生變化。與華北區域考核補償方式有所不同，南方區域依系統調節容量和電量對併網發電機組提供的AGC服務給予補償。而容量補償和電量補償分別基於其容量服務供應量（兆瓦時）和實際調節電量（兆瓦時）計算得出，容量服務供應量由當前出力點5分鐘（原3分鐘）內上下可調容量之和（MW）與調度時長（小時）的乘積決定，一個調度時長仍為15分鐘，調節電量則是比計劃發電曲線增發減發電量之和。

　　二、光伏電站納入調度管理，風光考核壓力存在。

　　風電場和光伏電站併網運行及輔助服務管理實施細則中明確，30MW及以上地方併網和30MW及以上地市級及以上直調風電場、地市級及以上直調10kV 及以上併網的集中式光伏電站納入「兩個細則」管理範疇。其中，風電場要在計劃出力曲線和出力預測等框架內合理調整運行方式，免於遭受考核。在限制出力時段內，其有功出力與調度計劃曲線的偏差不可超過1%，超出部分按積分電量的2 倍接受考核。而功率預測被劃分為日前預測（日預測）和實時預測（短期預測）兩類，風電場對次日0至24 時預測的準確率低於75%要接受考核，對未來15 分鐘至4 小時預測的準確率低於85%同樣接受考核，而光伏電站對應以上兩類預測的最低接受考核要求分別是85%（日預測）和90%（短期預測）。此外，風電場和光伏電站還要對其有功功率變化值或速率進行控制，以免超出限值接受考核。

　　三、儲能電站身份再次確立，基本服務和有償服務并行。

　　在此次發布的南方區域「兩個細則」中，明確將電化學儲能電站與傳統併網發電廠同等對待，可統一納入併網運行管理和輔助服務管理。

　　併網直調規模化儲能電站納入管理

　　接受地市級及以上直調的容量在2MW/0.5h及以上的儲能電站納入統一管理，充放電行為統一接受調度，非直調或規模較小儲能電站按市場化方式參與服務，且不享受充電補償。

　　併網直調儲能電站需滿足電壓、頻率和有功功率響應及調節基本要求

　　儲能電站須根據電網頻率和電壓異常情況，合理調整充放電狀態並及時響應調度信號；同時，須具備有功功率調節能力，充放電響應時間和轉換時間不大於200ms，充放電調節時間不大於1s；此外，電壓合格率要達到99.9%，無法滿足以上相應要求的要按電站額定容量接受考核。

　　享受輔助服務和調度充電雙重補償

　　併網直調儲能電站可按照《南方區域併網發電廠輔助服務管理實施細則》提供輔助服務，並獲得補償。但儲能電站在執行AGC功能時，還要滿足調節速率、調節範圍和調節精度三項調節指標要求，三項指標不達標時，合格率分別按50%、25%、25%遞減，依其對應時段上網電量接受考核。但在補償與考核外，直調儲能電站按其提供調峰服務，可依調度充電電量得到0.05 萬元/兆瓦時的充電補償。因此，儲能在調度下可享受輔助服務和充電調峰服務雙重收益。

　　獨立或聯合儲能電站依市場規則提供輔助服務

　　獨立參與或與其他主體聯合參與輔助服務的儲能電站，價格和補償按照市場規則或協商確定，此類電站無法享受「細則」下的電量補償支持。

　　2017年10月，國家能源局發布了《關於促進儲能技術與產業發展的指導意見》，提出未來10年中國儲能技術和產業的發展目標和重點任務。此次南方監管局印發的《兩個細則》是地方政府在《指導意見》的綱領指導下出台的配套文件，《兩個細則》擴大了新能源併網考核管理範圍，明確將電化學儲能電站納入電網調度進行統一管理，為國內儲能的商業化發展奠定了良好的市場基礎和政策環境。相信隨著市場發展的迫切需要，其他細分領域的相關配套政策也將陸續出台。

　　光伏如何可持續發展：就近建設、以銷定產、市場交易、取消補貼

　　導語：光伏將成為中國可再生能源的主力，而分散式光伏的比重將持續增長，成為光伏的主體發展形式。這不僅需要先進的光伏技術作支撐，更需要建立以「就近建設、以銷定產、市場交易、取消補貼」為核心的政策支撐體系。

　　2017年是中國光伏產業高歌猛進的一年，光伏總裝機高達53吉瓦，不但是中國歷史上光伏裝機規模最高的一年，並且超過曾經的光伏裝機第一大國德國過去20多年的光伏裝機總量。光伏的快速發展使其成為中國能源革命主力軍的前景越來越明朗。

　　

2015年4月，國家發展和改革委員會能源研究所發布了「中國2050高比例可再生能源發展情景暨路徑研究」報告。該報告指出在高比例可再生能源發展情景下，2050年2050年風電和太陽能發電合計為9.66萬億千瓦時，佔全部發電量的64%，成為未來綠色電力系統的主要電力供應來源。該報告預測，2050年太陽能發電裝機容量可能達到27億千瓦，以地面光伏電站為主，分散式屋頂光伏約可達到2.6億千瓦，僅佔全部光伏裝機量的10%左右。

　　雖然上述報告強調了光伏在能源革命中的重要地位，但明顯低估了分散式光伏的潛力。2017年分散式光伏裝機量高達19吉瓦，在總裝機量的比重高達36%，已遠遠高於該報告所預測的比重。

　　分散式光伏的比重未來還將持續增長，並將成為光伏的主體發展形式，而分散式光伏獲得快速持續發展不僅需要先進光伏技術作支撐，更需要相應的政策支撐體系。這一政策支撐體系的核心可以概括為16個字：就近建設、以銷定產、市場交易、取消補貼。

　　就近建設

　　「就近建設」不同於以往常說的「就近消納」。

　　「就近消納」一詞在國家能源局的文件中曾出現在2015年的發改辦運行〔2015〕2554號文件《開展可再生能源就近消納試點的通知》中，該文件明確在「可再生能源富集的甘肅省、內蒙古自治區率先開展可再生能源就近消納試點，為其他地區積累經驗，是努力解決當前嚴重棄風、棄光現象的大膽探索」。新疆和吉林也依據此文件很快制訂了可再生能源就近消納的行動方案。

　　這些地區已經建設了大量的光伏，以及風電，出現了大量棄風棄光的問題，如何就近消納呢？

　　文件提出的措施包括：

　　1.鼓勵可再生能源供熱以及實施電能替代，擴大電力消費。

　　2.鼓勵對燃煤機組進行技術改造、對熱電聯產機組加裝蓄熱器，實施深度調峰，提高電網可再生能源消納能力.

　　3.積極承接東部產業轉移。

　　4.積極加強輸電通道和配電網建設，促進可再生能源外送，擴大消納範圍。

　　但就近消納的潛力遠遠匹配不了光伏風電發展的規模，關鍵是因為這些地區總的用電量和用能規模較低。以內蒙古北部某地區的風電光伏就近消納案例來說，某縣區域內年用電量約2億多千瓦時，而在建的風電光伏的年發電量合計約7億千瓦時，雖然當地設計了推廣各種電能替代技術，全面推廣電供熱，建設電解水制氫裝置，再加上招商引資等舉措，仍然無法消納掉這7億度風電光伏，還要指望通過輸電網外送。

　　這類地區風電光伏過剩以及棄風棄光現象的出現有一定的必然性，因為這類光伏沒有遵循就近建設的原則。

　　就近建設是指在用電負荷集中地區建設光伏。從省份上來說優先指廣東、江蘇、浙江、山東、北京、上海、天津等經濟發達省市。例如，全國用電量用高的省份是廣東省，2016年全社會用電量5610.13億千瓦時。在廣東省依託現有的配電網，在現有電量中消納10%的光伏，即560億電量，技術上的困難很容易解決。560億電量對應約50吉瓦的光伏裝機量。如果按20%的消納能力測算，則對應約100吉瓦的光伏裝機量。北京市的全社會用電量約1000億千瓦時，若光伏消納以20%計，相當於200億千瓦時用電量，大約相當於17吉瓦光伏裝機規模，隨著北京市用電量的增長，消納能力還可以提高。北京市有一份研究報告建議2030年北京市設定20吉瓦的光伏發展目標。

　　2017年，我國全社會用電量63077億千瓦時。以光伏在其中佔10-20%粗略測算，可消納500吉瓦-1000吉瓦的光伏。若僅考慮其中位於110千伏及以下變電設施供電的部分約60%，總量約3.6萬億千瓦，光伏總裝機量也在300吉瓦以上。目前，我國的光伏裝機量僅為130吉瓦，因此，中國目前的光伏建設並不缺欠缺消納能力。

　　以省為單位分析就近建設還是遠遠不夠的，還需要進一步分析用電量高的城市，進一步分析用電量高的工業園區，從而制訂就近建設光伏的優先順序。

　　這些負荷密集地區，不可能像在中國西北地區利用戈壁和荒漠建設大規模的光伏電站，而需要充分利用工業園區和城市的建設用地建設分散式光伏，可利用的裝機資源有城市建築屋頂、建築南立面，停車場、污水處理廠、自來水廠，以及道路等。在一些情況下，附近的漁塘和大棚等農業設施也能提供了分散式光伏的建設資源。

　　以銷定產

　　光伏建設規模和運營應當遵循「以銷定產」的原則。

　　中國遼闊的國土面積上的太陽能資源遠遠超過當前的用能需求，中國國土面積的1%如果安裝上光伏，所發電的就能達到中國目前的全部用電量。依據2016年度中國國土資源公報，2015年底我國建設用地38.6萬平方公里，開發強度已達4%，也就是說僅把現有的建設用地的四分之一利用起來建設光伏，發電量就會超過全國用電量，而在戈壁沙漠等非建設用地上建設光伏的資源量還要大得多。因此光伏盲目發展必然會導致過剩。光伏建設不可能無限制擴張，必須遵循「以銷定產」的原則。

　　從當前情況考慮，光伏的最優建設規模應當保持在周邊電網的消納能力之內，超過消納能力的光伏就不應該建太多。針對現階段的情況，1901號文件提出了兩個衡量標準，標準一是分散式電源饋入配電網的功率不能向110千伏以上傳送。標準二是分散式發電項目總裝機容量小於供電範圍上年度平均用電負荷。

　　筆者認為，標準二的優點是容易識別，只要把上年的平均用電負荷調出來，就可以確定分散式發電的最大功率。標準一更科學，也更嚴格。但難點在於實時數據調用比較困難。根據這兩個標準，可以仔細核算出某區域的分散式光伏消納能力，從而核算出該地區適宜的光伏建設規模。區域的用電量、變電站等輸配電設施是動態發展的，因而適宜的光伏建設規模也是在動態變化的。

　　從運營的角度，有些時段如果沒有用戶購買，或者說無法消納，這些時段的光伏就沒有必要發出來。這在光伏發電規模已經達超過區域最小負荷的情況下有必要考慮。例如，某工業園區的光伏發電規模已經達到了當地中午的最大用電規模，而在春節假期，工廠放假，生產用電負荷大幅下降，園區的分散式光伏發電功率遠遠超過園區用電負荷，出現光伏發電越來220千伏變電站向外送的情況，此時，安全風險、輸電成本大幅上升。從系統最優的角度考慮，這些時間的光伏有必要利用智能棄光技術，主動停發，確保以銷定產。明顯加大電網安全風險的光伏應少發或不少，不具經濟性（在當前考慮補貼情況下）的光伏不應發。在經濟性可行的情況下，光伏配上儲能建設微能源網是一個值得發展的方向，這裡的儲能可以是儲電，儲熱或儲冰等多種能源存儲形式，也可以利用電動汽車和電動自行車電池的移動儲能。

　　市場交易

　　在電力體制改革大背景下，光伏必然要全面進入市場交易。

　　分散式光伏因其碎片化的存在形態，以及靠近用電負荷的特點，使得「市場交易」必然成為支撐分散式光伏大規模發展的關鍵制度支撐。

　　2015年11月發布的電改配套文件中明確了分散式光伏在電力市場中的優先發電權和交易主體地位。《關於推進電力市場建設的實施意見》強調堅持清潔能源優先上網，鼓勵可再生能源參與電力市場。《關於推進售電側改革的實施意見》明確「擁有分散式電源或微網的用戶可以委託售電公司代理購售電業務」。

　　2016年2月份，國家發改委、能源局、工信部聯合發布的《關於推進「網際網路+」智慧能源發展的指導意見》提出了微平衡市場交易：建立基於網際網路的微平衡市場交易體系，鼓勵個人、家庭、分散式能源等小微用戶靈活自主地參與能源市場。鼓勵企業、居民用戶與分散式資源、電力負荷資源、儲能資源之間通過微平衡市場進行局部自主交易，通過實時交易引導能源的生產消費行為，實現分散式能源生產、消費一體化。

　

　2016年6月底發布的國能科技[2016]200號《國家能源局關於組織實施「網際網路+」智慧能源（能源網際網路）示範項目的通知》，設計了「基於綠色用能靈活交易的能源網際網路試點示範」。示範要求：推動綠色能源的靈活自主微平衡交易，實現分散式電源、分散式儲能主體，依託配電網和網際網路交易平台，實現與個人、家庭級各類微小用能主體間的點對點自主交易。開展分散式電源直供負荷試點，在商業電價較高地區，積極開展分散式電源微平衡交易試點，探索分散式光伏直供工商業或電動汽車機制，實現光伏發電「自發自用、余量交易」，探索風電直供模式。在試點區內探索過網費標準和輔助服務費標準，交易監管等政策創新。

　　輸配電價是市場交易的重要基礎。配電價格的政策則為分散式光伏市場交易掃清了政策障礙。電改配套文件《有序放開配電網業務管理辦法》中明確增量配電區域在配電價格核定前，「暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網共用網路輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網路輸配電價執行。」

　　這一定價原則被1901號文件借鑒，表述為「過網費」，並進一步明確了過網費的計算依據是分散式發電市場化交易雙方所佔用的電網資產、電壓等級和電氣距離。文件明確，分散式發電市場化交易試點項目中，「過網費」由所在省（區、市）價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定製定，並報國家發展改革委備案。「過網費」核定前暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公共網路輸配電價（含政策性交叉補貼）扣減分散式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。這個計算方法明確了在配電網併網的光伏項目如果就近消納的話，就不用分攤高壓輸電線路的輸電成本的原則。

　　以北京為例，根據2017-2019北京電網輸配電價表測算可知，如果光伏110千伏併網，用戶為10千伏用戶，則一般工商業的過網費為0.071元，大工業的過網費為0.0448元。如果光伏在35千伏併網，用戶為10千伏用戶，則一般工商業的過網費為0.0242元，大工業用戶的過網費為0.0205元。

　　分散式光伏的交易雙方將就價格進行市場化磋商，其基準價格當然是目前的目錄電價。在目錄電價的基礎上扣減三方面內容，一是過網費，二是按國家有關規定繳納的政府性基金及附加，三是光伏發電單位對購電單位的優惠。

　　以下因素會影響到價格的確定：

　　1.用戶如果有購買綠電的強烈意願，則願意付出較高的電價。

　　2.大用戶直購電電價或電力交易價格會對光伏的交易價格產生影響。

　　3.未來現貨市場模式下，中午光伏的電價有較大降低的可能性。

　　在市場交易模式下，用戶可以與光伏售電方簽訂長達20年的購電協議，也可能只簽一至三年，合同到期后，再續約或另行尋找用戶簽訂購電協議。

　　取消補貼

　　只有取消補貼，中國光伏產業才可能真正實現可持續發展。

　　2017年全國光伏裝機量53吉瓦，其中分散式光伏19吉瓦，全年光伏補貼金額超過200億元。2018年及以後幾年的新增光伏補貼總額是由光伏裝機規模和補貼退坡程度決定的。就目前已經發出的指標而言，2018年普通地面光伏電站的指標為13.9GW，領跑者指標為8GW，第一批光伏扶貧指標為4.186GW，累計已知指標為26.06GW。2018年分散式光伏在分散式發電市場化交易試點的鼓勵政策下，總規模大於2017年的19吉瓦可能性很大。

　　以此推算，2018年的光伏裝機規模接近或高於50吉瓦的可能性很大。在2018年的補貼政策下，全年新增光伏的補貼金額約在180億元左右。如果2019年和2020年的光伏裝機規模與2017年大體相當，並微有增長，如果2020年是補貼政策的最後一年，那麼2020年的光伏補貼規模將超過1000億。即使2021年起將不再新增補貼，由於補貼政策要持續20年計，光伏產業所需要的補貼總金額將高達2萬億元人民幣。如果2022年是新建光伏發放補貼的最後一年，即現有的光伏補貼政策於2023年全部取消。那麼總的補貼規模將超過2.5萬億元。

　　這種情況發生的可能性極低，國家財政不可能為光伏產業發放高達2萬億的天量補貼。這樣就會出現兩種情況，一種是強制降低每年的光伏裝機量，並推廣光伏電站競價招標，以減少補貼金額。但裝機規模如果大幅下降，顯然對光伏產業將是極大的打擊。何況，2018年至2020年的光伏指標已經發出不小的規模。

　　第二種情況是，通過全面推廣分散式光伏市場化交易快速實現去補貼。在經濟發達，電價較高地區，用電側的光伏平價上網已經實現。以北京為例，2018年，光伏全額上網的電價是0.65元，也就是說光伏的成本低於0.65元每千瓦時的。而北京的一般工商業電價的平均電價是8毛多，再考慮到光伏發電時段主要在中午，而北京在10：00-15：00之間時段則為峰段電價，10千伏用戶的電價為1.3782元每千瓦時，這個價格顯然遠高於光伏的成本。東部沿海地區像北京這樣高電價的地區雖然不多，但工商業電價和大工業電價已經高於光伏成本的地區確已經相當多。

　　這使得補貼快速退坡並取消有了可能。「關於開展分散式發電市場化交易試點的補充通知」甚至明確地表達了全部取消補貼的可能性：「全額就近消納的項目，如自願放棄補貼，可不受規模限制」。

　　2018年的試點項目如果按減少補貼20%計算，度電補貼為0.296元。如果2019年分散式光伏全面參與市場化交易，並且把補貼降為0.1-0.15元，2020年全部降為0，在這種情況下，如果嚴控光伏電站規模，並且在2021年開始取消補貼，那麼，光伏產業的全部補貼金額有可能控制在1.6萬億左右。

　　雖然1.6萬億的補貼總額仍然是個非常巨大的數字，但這更強烈地表明全面普及分散式發電市場化交易，全面快速取消補貼的重要性。

　　綜上所述，就近建設、以銷定產、市場交易、取消補貼是保障光伏產業實現可持續發展，使光伏穩健地成為中國能源革命主力軍的關鍵政策保障。

　　中國能源結構情況分析預測 2030年全球清潔能源佔比將超過30%

　　一、能源結構的發展與變化

　　（一）世界能源的結構及展望

　　目前全球一次能源消費中，石油佔32.9%，天然氣佔一次能源消費的23.8%、煤炭佔29.2%、核能佔4.4%、水電佔6.8%。可再生能源在全球能源消費中的比重為2.8%，其中佔比最大的是風能（52.2%）。

　　

　　以發展眼光來看，全球的能源結構正在發生深刻的改變。2015 年，全球一次能源消費僅增長1.0%，遠低於十年平均水平1.9%，這是自1998 年以來的最低增速（2008 年金融危機除外）。其中，除了核電以外，剩下的石油、天然氣、煤炭、水電增長速度均低於十年均值。而可再生能源的情況卻相反： 2015 年，可再生能源發電量繼續增長，在全球能源消費中的比例重達2.8%， 遠高於十年前0.8%的水平。可再生能源發電量增長15.2%，其增量更是創歷史新高，幾乎是全球發電量的全部增量。

　　未來全球能源消耗將以可再生能源為主。國際能源署的有關預測也給出了相似的結果：2030 年全球清潔能源佔比將超過30%。

　　

　　以化石能源為主的傳統能源發展模式難以持續，清潔化和低碳化的可再生能源無疑是全球能源發展的最終目標。

　　（二）我國能源發展形勢

　　改革開放以來，中國經濟快速發展，能源消費量隨之不斷攀升， 2010 年中國成為世界上最大的能源消費國。「十二五」期間我國政府出台了一系列節能減排和保護環境的政策，能源消費量得到有效控制並持續下降。目前我國的一次能源結構以煤炭為主，雖然近年來風電、光伏等可再生能源快速發展，對天然氣的利用也有所增加，但煤炭消費在能源結構中比重依然最高。

　　二、我國電力裝機發展情況分析

　　（一）我國電力裝機的發展情況

　　我國電力工業的發展可以劃分為三個階段：第一階段為1949-1977 年，計劃經濟嚴格控制時期，此時電力工業呈現垂直壟斷的特徵。第二階段為1978-2002 年，體制改革、市場管理時期，電力裝機呈現8.0%的複合增長率。第三階段為2003-2016 年，競爭市場時期，電力裝機複合增速提升至11.5%。

　　我國電力工業發展階段

　　

　　我國電源裝機自改革開放后迅速發展。從1980 年到2016 年，國內總裝機容量由0.66 億千瓦增長到16.5 億千瓦，複合增速為9.4%。

　　我國基本按照「適度提前於經濟發展」來進行電力項目規劃和建設， 以滿足經濟增長對電能產品的需求。但我國電源裝機的增長並不是一個平穩的過程，在過去的三十多年中，電源裝機增速和發電設備利用小時數的波動很大。一方面，自改革開放以來，我國經濟對外依存度越來越高，受世界經濟波動的影響，經濟增長的不確定性也隨之增加。電力作為一種依附於經濟發展的需求，必然隨著經濟周期的波動而波動。另一方面，工業化進程對電力需求彈性係數有明顯影響。在進入工業化進程尤其是2000 年以後的工業重型化進程后，我國電力需求彈性係數開始大幅上升，可預測性明顯下降。而進入「十一五」以來，第三產業和居民用電佔比增加，且第二產業中高耗能產品產量大多下降，電力需求彈性係數逐步下滑。產業結構的調整對電力需求周期的影響顯著。

　　（二）火電裝機佔比漸降，達到歷史最低水平

　　2006 年以前，我國電源結構一直以煤電、水電為主，其他類型電源作為有效補充。2006 年以後，隨著技術水平的提升、節能環保意識和環保要求的增強，我國的電源結構逐漸發生了較大變化變化，新能源、清潔能源，特別是非水可再生能源出現指數增長態勢。2006 年至2016 年，我國煤電（含燃煤熱電）裝機比例佔比下降了約15%，達到了歷史新低。

　　風電、光伏等非水可再生能源發電依靠技術的發展及成本的下降，規模急劇上升，裝機比例不斷增加，導致火電設備利用小時不斷下降。

　　

　　三、非水可再生能源增速超預期，其餘各類裝機均衡發展

　　自2006 年以來，隨著發電技術的不斷進步，我國各類電源裝機發展速度呈現兩極逐步分化態勢，清潔能源裝機比重日益提高。所有裝機10 年複合增速為11.10%。其中增速最快的是光伏、風電為代表的非水可再生能源，10 年複合增速分別為98.87%和54.89%；其次是核電和天然氣發電，分別為17.25%和13.74%；煤電裝機增速最低，為8.32%。

　　此外，隨著居民生活水平不斷提高以及國家加快轉變經濟發展方式的政策的推動，我國用電結構正在不斷優化。從用電量增速上看，三大產業用電量增速趨勢差異日趨明顯：第三產業和城鄉居民用電量複合增速最高，工業供電量複合增速在2010 年後開始穩步下降，第一產業用電量複合增速最低。從用電量佔比上看，第三產業和城鄉居民用電量佔比持續上升。這一變化逐步導致電力峰谷差增加，裝機調節能力要求逐步提高。

　　

　　

　　日本分散式能源網際網路應用及啟示

　　一、前言

　　自上世紀70年代末引入分散式能源以來，日本政產學研各界對其一直寄予厚望。從最初的增效節能，到本世紀初的二氧化碳減排，直至現今的能源安全與能源自立，分散式能源系統的潛在優勢正在被全面挖掘。

　　截至2016年3月，日本國內基於熱電聯產的分散式能源系統總裝機容量突破1000萬kW，其中民用領域佔21%；總裝機台數為16424台，民用佔72%。然而，就實施效果而言，無論是民用還是工業領域，系統綜合能效遠未達到其最大潛力。究其原因，供需兩側熱、電等多元能源的匹配與平衡是影響系統性能的關鍵所在。

　　在日本，既有分散式能源系統大多以單體用戶為供能對象，用戶負荷單一，逐時波動性強，供需互動難以有效實現。為破解上述困局，近年來日本各大能源商開始嘗試突破現有分散式能源系統的供能邊界，將同一區域範圍內多個相鄰的分散式能源用戶納入統一供能體系，通過構建區域能源微網，實現能源在有限區域內的共享、融通。

　　另一方面，2011年東北大地震后，能源安全、業務持續計劃（BCP）、停電對應型能源系統等概念受到空前關注，而基於多用戶、多類型分散式能源的網路化、智能化應用被認為是應對上述問題的有效解決方案。基於上述理念，東京燃氣等大型能源服務商已開展了實證示範，並取得了初步成效。

　　在我國，「網際網路+」智慧能源理念正逐步滲透，相關示範項目也在如火如荼建設中。不可否認的是，我國在分散式能源相關理念、技術、政策等層面與日本存在一定差距，日本在該領域的實踐經驗對我國具有非常大的參考意義，通過總結其經驗教訓，可有效縮短我國的試錯過程，實現跨越式發展。長期以來，日本能源領域的發展一直是國內學者關注的重點，但已有研究大多集中於宏觀能源政策的整理與分析。

　　

在分散式能源領域，楊映等從政策法規、併網管理等角度分析了日本分散式能源發展的實踐經驗。筆者等也對日本分散式熱電聯產系統的發展歷程、技術現狀、未來趨勢等進行了分析。總體而言，既往研究多著力於宏觀分析，對於實際案例的介紹與分析目前相關研究甚少。

　　為此，本文針對區域層面分散式能源的網路化應用這一日本能源領域新的發展動態，在介紹其基本理念、相關政策的同時，通過具體案例分析，深入探討其技術架構及實施效果，為我國「網際網路+」智慧能源理念在區域層面的具象化提供有益參考。

　　二、分散式能源網際網路的理念與架構

　　分散式能源網際網路是協同、共享的網際網路理念在能源領域的滲透與融合，其提出的根本動因是為了破解常規分散式能源系統供需失衡的困境，由點及面深度挖掘節能減排潛力。另一方面，以綜合能源服務為導向的電力和能源體制改革，也為分散式能源的網路化應用提供了有效支撐。

　　

　　如圖1所示，常規分散式能源系統以小型化、分散化為立足點，著力於為特定用戶提供量身定做的能源服務。然而，單體用戶用能需求大多呈現明顯的季節性和時空性波動，而且電、熱需求亦不同步。為適應需求側用能行為的動態變化，供給側運行調度即使從技術層面能夠實現，也必將以犧牲系統效率為代價。分散式能源網際網路的提出則使分散式能源的應用超越了傳統時空約束，在廣域範圍內實現供需統合。

　　具體而言，在供給側，各用戶所配置的多類型分散式能源設備協調運行；在需求側，多元用戶負荷平均、互補，呈現更良好的負荷特性。最終，通過區域內多個分散式能源用戶間的協同調度、能源共享，確立剛柔並濟的新型區域供能體系。

　　三、日本分散式能源網際網路相關政策

　　在日本，分散式能源網際網路在物理層面上是傳統區域供熱供冷系統與分散式能源的耦合，為此，相關政策亦是從這兩個角度提出。回顧其發展歷程，1972年日本區域供熱供冷協會成立，2006年更名為城市環境能源協會，旨在通過更深入、徹底的節能推進低碳城市發展。

　　在分散式能源領域，日本於1985年設立了熱電聯產研究會，1997年更名為「日本熱電聯產中心」，2011年再次更名為「熱電聯產與能源高效利用中心」。從上述兩協會的發展歷程可見，傳統區域供熱供冷與分散式能源正逐漸統合，旨在面向分散式能源在區域層面的網路化應用。

　　在政策層面，自2005年「京都議定書目標達成規劃」發布以來，日本出台的一系列能源相關政策均明確提出要促進城市能源面域利用體系的構建，而分散式能源的網路化應用則是其重要舉措之一。

　　在2010年內閣府發布的「新增長戰略」中，作為100個戰略行動之一，提出要通過能源的面域利用促進需求側能源有效管理，並開始著手相關法律的制定。同年發布的「能源基本規劃」也重點強調了城市和街區層面的能源優化利用，特別是區域內可再生能源、未利用能源的有效利用。

　　為了引導能源區域層面的網路化應用，日本經濟產業省於2005年發布了「能源面域利用導則」，在探討其技術經濟可行性的基礎上，詳細闡述了能源面域利用的實施流程、相關法規手續等。2007年，再次發布了「基於未利用能源面域利用的供熱促進導則」，重點探討了將城市內部廣域分散的低品位未利用熱能，通過構建區域熱網進行有效利用的可能性。在宏觀引導的同時，日本環境省﹑經濟產業省﹑國土交通省等部門也頒布了一系列的激勵制度，以切實有效推進區域能源的網路化利用。

　　

　　表1給出了日本區域能源網路化利用的一些相關激勵制度。除國家層面外，各地方政府也出台了相應政策措施。

　　作為日本的政治、經濟和文化中心，東京以2020年奧運會為契機，提出了以「世界第一的城市———東京」為主旨的長期發展願景，針對2個基本目標，制定了8大城市戰略和25個政策方針，其中之一即為構建智能能源城市。為此，東京都政府推出了「智能能源區域形成推進事業」的補助制度，2015～2019年預計投入55億日元，補助熱電融通網路及熱電聯產等項目的初期投資費用。

　　四、日本分散式能源網際網路典型案例

　　日本分散式能源網際網路的應用實踐主要是由東京燃氣、大阪燃氣等幾大能源公司推動。下面分別介紹當前各大公司正在推進的典型案例。

　　（一）東京燃氣熊谷分社熱融通網路

　　根據日本於2008年修正的節能法，2000m2以下中小規模樓宇需要進行節能改造。在此背景下，東京燃氣熊谷分社（建於1984年，建築面積1400m2）和相鄰的賓館（建於1986年，建築面積為8940m2）於2009年進行了協同節能改造，通過構建熱融通系統，確立了新型能源面域利用模式。

　　

　　如圖2所示，改造前熊谷分社大樓屋頂已安裝有太陽能集熱器（72m2）、太陽熱驅動吸收式製冷機（35.2kW）和燃氣吸收式冷溫水機（141kW），本次改造新設光伏發電系統（5kW）和基於燃氣內燃機的熱電聯產設備（25kW）。

　　

　　如圖3所示，熊谷分社電負荷由光伏系統和內燃機供應，冷熱需求由太陽能集熱器和內燃機產生的餘熱供應。根據辦公建築用能特點，燃氣公司大樓春秋兩季熱需求較少，其他季節的非工作時間和雙休日熱需求也較少，會產生多餘熱量；而相鄰賓館則具有全年較穩定的熱需求。

　　因此，通過在兩棟大樓之間安裝熱融通管道，可將熊谷分社太陽能集熱器產生的餘熱融通至臨近賓館，以實現熱能的最大限度利用，避免損失。若太陽能集熱器產生的熱量不夠，可由熱電聯產機組回收的餘熱供應，從而節約能源且減少溫室氣體排放。據估計，通過上述改造，兩棟建築可實現年減排二氧化碳11t。

　　（二）大阪市岩崎智慧能源網路

　　大阪市岩崎地區擁有京瓷大阪體育場、永旺百貨等大型設施。該地區早在1996年便建有岩崎能源中心，對區域內13家用戶供熱供冷；2013年開始，利用區域內熱電聯產系統作為特定電氣事業，對5家用戶供電。在區域內實現冷熱電聯供的同時，利用IT技術實施需求側響應，確立了智慧能源網路架構。

　　

　　如圖4所示，岩崎能源中心由1個主站和3個分站構成，主站配有燃氣直燃機、餘熱回收型吸收式製冷機、電製冷機、熱水鍋爐等。分站1位於ICC大樓內，設置有燃氣內燃機和餘熱回收型吸收式製冷機，其產生的餘熱除自身使用外，亦可融通至主站。分站2位於地鐵站附近，設置有燃氣直燃機和燃氣鍋爐。分站3設置於2015年開業的大阪燃氣公司宣傳體驗設施「hu+g」博物館內，設置有餘熱回收型吸收式製冷機，其熱源來自於大樓內熱電聯產系統產生的餘熱以及太陽熱，剩餘部分可以融通至主站。除上述各能源站外，區域建築自身亦配置有不同類型的分散式能源系統，具體情況如圖5所示。

　　

　　永旺百貨配有1630kW的熱電聯產機組，京瓷體育場配置有1000kW熱電聯產機組，「hu+g」博物館配有停電對應型熱電聯產機組（420kW）、SOFC燃料電池（4kW）、太陽能集熱器（120kW）、光伏發電系統（20kW）和蓄電池（50kW˙h）。區域內建築用戶與能源站進行電、熱融通，從面域層面構建高效能源利用體系。

　　（三）千住混合功能區域能源網際網路

　　該項目是日本經濟產業省的實證示範項目，於2011年開始運行。區域範圍內主要有東京燃氣公司的千住技術中心和荒川區立養老院，其中技術中心又由辦公建築A（26190m2）、辦公建築B（8881m2）、智能示範樓和能源中心（C樓）構成，如圖6所示。

　　

　　如圖7所示，能源中心可利用多種熱源，通過控制系統為其設置了優先順序，太陽熱優先、熱電聯產餘熱其次。同時，在技術中心和養老院間構建了雙向熱融通網路。實測結果表明，通過構建上述能源網路，區域全年節能13.6%，減排35.8%。

　　

　　（四）東京豐洲碼頭區域智能能源網路

　　東京燃氣集團以其2020願景為導向，於2014年開始在新開發的豐洲碼頭地區構建智能能源網路。在設置兼具能源供應與防災提升功能的智能能源中心的同時，利用ICT技術導入了可對設備進行實時最優控制的SENEMS系統，為區域內4個地塊提供電、熱等綜合能源服務。

　　具體而言，能源中心配置有7MW級大型高效燃氣內燃機組、利用燃氣壓差的壓差發電機（560kW）、餘熱回收型吸收式製冷機（2000RT）、電動製冷機（4000RT）、蒸汽鍋爐，同時還設置有電力自營線路、強抗災性中壓燃氣管網（見圖8）。

　　

　　該燃氣內燃機額定發電效率高達49%，與其他分散式能源協同，大約可提供區域電力峰值的45%；同時，發電餘熱亦在區域內融通。此外，熱源系統還配置有BCP對應功能，即使在停電時亦可提供45%的峰值熱需求。根據預測，導入上述智能能源網路，可以實現年二氧化碳減排3400t，減排率約40%。

　　五、日本實踐對我國的啟示

　　（一）我國分散式能源網路化發展趨勢

　　在我國，2015年3月15日，中共中央國務院下發《關於進一步深化電力體制改革的若干意見（中發[2015]9號）》，明確了「三放開、一獨立、一研究、三強化」的改革基本主線，明確要放開售電側，多途徑培育市場主體，允許擁有分散式電源的用戶或微網系統參與電力交易。2016年2月24日，發改委發布《關於推進「網際網路+」智慧能源發展的指導意見（發改能源[2016]392號）》，指出要加強多能協同綜合能源網路建設，發展可接納高比例可再生能源、促進靈活互動用能行為和支持分散式能源交易的綜合能源微網。

　　同年7月4日，發改委發布《關於推進多能互補集成優化示範工程建設的實施意見（發改能源[2016]1430號）》，要求通過天然氣熱電冷三聯供、分散式可再生能源和能源智能微網等方式，實現多能協同供應和能源綜合梯級利用；提出「十三五」期間，建成國家級終端一體化集成供能示範工程20項以上，到2020年，各省（區、市）新建產業園區採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。首批23個多能互補集成優化示範工程於2016年12月26日對外發布。

　　同時，2016年7月26日，國家能源局發布《關於組織實施「網際網路+」智慧能源（能源網際網路）示範項目的通知（國能科技[2016]200號）》，提出要開展園區能源網際網路試點示範，首批55個示範項目已於2017年6月28日對外發布。2017年5月5日，首批新能源微電網示範項目也對外公布。

　　此外，2017年2月7日，國家能源局發布《微電網管理辦法》（徵求意見稿），對微電網的定義與範圍、建設管理、併入電網管理、運行管理、試點示範、政策保障、監督管理等方面做了明確規定，從而進一步規範了微電網的建設運營管理。

　　（二）值得借鑒的日本分散式能源網際網路的實踐經驗

　　根據上述分析，我國分散式能源已經從傳統單體應用模式逐步轉變為網路化應用模式，並已進入先導示範階段。在此歷史性階段，借鑒日本已有實踐經驗，可以為我國示範工程建設及後期可能的規模化應用提供有益參考。

　　具體而言，以下幾方面值得關註：

　　1.日本分散式能源網際網路大多以燃氣公司為主來推進，所配置的設備也大多是以天然氣為燃料的燃氣內燃機、直燃機等，而光伏、光熱只作為補充。相反，我國首批能源網際網路示範項目則大多由電力公司牽頭申請，而且光伏等可再生能源佔比均較大。這主要是由於我國的能源網際網路理念是由國網公司最先提出，並以智能電網作為核心支撐。

　　電是典型的二次能源，而天然氣是一次能源，以燃氣公司為主體推進能源網際網路建設，可以使網際網路理念在能源領域的滲透更深入、更徹底。值得欣慰的是，新奧等傳統燃氣供應商已在積極行動，提出了「泛能網」等創新理念，並在逐步推進。

　　2.日本分散式能源的網路化應用更關注區域內用戶間的熱融通，而電融通則相對較少。相反，我國無論是多能互補示範項目，還是能源網際網路示範項目，以新能源、儲能等為核心的區域內電力匹配與協調均是建設重點。

　　誠然，作為一種典型的分散式能源，以光伏為主體的可再生能源應用需要引入新的思路，而能源網際網路理念為其提供了機遇。然而，綜合考慮電和熱的基本物理特性，熱能的傳輸損失要遠大於電，而且在終端能源需求中，熱能佔比也高於電。為此，在區域層面，構建熱能區域網的迫切性要高於電能區域網。

　　3.日本分散式能源網際網路的規模均較小，即使相鄰兩棟建築間也可建立能源融通網路，這與我國動輒數十兆瓦容量的區域分散式能源系統大相徑庭。而既有實踐表明，我國一些已建成的區域分散式能源系統，由於預估負荷不能到位，難以正常運行。為此，在今後區域層面的分散式能源系統規劃設計過程中，不能貪大貪多，應立足於可確定負荷，分步、分期實施。

　　4.日本分散式能源網際網路大多是結合既有建築節能改造進行推進。相反，我國區域層面的分散式能源應用則大多數是結合新區規劃實施。可以想象，在今後若干年中，我國必然有大量既有建築面臨能源系統改造，而在此過程中，可以借鑒日本的實踐經驗，擴展思路，構建跨邊界的一體化節能改造框架體系。

　　六、結語

　　作為分散式能源的先行者之一，日本的分散式能源應用正從傳統單體模式走向網際網路模式。

　　日本分散式能源網際網路的推進大多以燃氣公司為實施主體，以既有建築為實施對象，以區域熱融通為實施內容，側重於網際網路理念在能源物理層面的滲透。這與我國正在推進的能源網際網路、多能互補等示範項目的實施理念存在一定的差異性。作為一種具有革命性的能源利用思路和模式，分散式能源網際網路所呈現的不同技術路徑各有優劣，在今後的實證示範過程中，可以借鑒日本經驗，結合我國國情，確立最佳實現方案。

　　江西省各市光伏項目投資收益率分析

　　江西省地處北緯24°29′14″至30°04′41″，東經113°34′36″至118°28′58″之間，東鄰浙江省、福建省，南連廣東省，西接湖南省，北毗湖北省、安徽省而共接長江，屬於華東地區。江西省轄南昌、上饒、九江、萍鄉、新余、鷹潭、贛州、宜春、景德鎮、吉安、撫州11個地級市，本篇文章投融君就來帶大家測算一下這17個地級市的光伏項目投資收益，主要分析的三種項目類型包含地面電站、屋頂全額上網電站和屋頂自發自用電站。

　　一、光照資源

　　

　　江西省太陽能資源從地域分佈來看，從西南向東北逐漸增加。各市的太陽能資源概況見下表。

　　

　　二、政策

　　2018年暫未發布新政策。原來已享受20年0.2元/度電的度電補貼用戶，繼續享受補貼。

　　三、收益率分析

　　1.地面電站主要模型參數設計：

　　目標全投資收益率：8.5%

　　項目建設總量：20MW

　　土地租金：300元/畝/年（部分扶貧電站可減免土地租金）

　　土地面積：600畝

　　資本金比例：30%

　　運營費用：0.1元/W

　　電力增值稅率：17%，所得稅率：25%

　　年均可利用小時數：見上表

　　誤差率：負正1%

　　上網電價：0.75元/千瓦時

　　脫硫煤標桿電價：0.4143元/千瓦時

　　根據上述模型參數測算地面電站投資成本（元/W），見最後表格。

　　2.屋頂分散式電站主要模型參數設計：

　　全額上網目標全投資收益率：8.5%

　　自發自用目標全投資收益率：9.5%

　　項目建設總量：5MW

　　屋頂租金：5元/平米/年

　　屋頂面積：50000㎡

　　資本金比例：30%

　　運營費用：0.1元/W

　　電力增值稅率：17%，所得稅率：25%

　　年均可利用小時數：見上表

　　誤差率：負正10%

　　全額上網電價：0.75元/千瓦時

　　脫硫煤標桿電價：0.4143元/千瓦時

　　自發自用項目光伏補貼：0.37元/千瓦時

　　全額上網項目根據上述模型參數測算投資成本（元/W），見最後表格。

　　自發自用項目收益率受尖峰平谷時間段、電價、自用比例等因素影響嚴重，根據上述模型參數測算折后綜合電價（元/千瓦時）供大家參考，投資成本按照5.5元/W測算，見最後表格。

　　通過測算，三種項目類型見下表：

　　

　　1.還有2018年以前備案並納入以前年份財政補貼規模管理的集中式光伏電站抓緊在2018年6月30日前併網；

　　2.2018年1月1日後，全額上網類分散式光伏電站在滿足收益率的情況下，倒推投資成本比2017年需下降0.9元/w；

　　3.2018年1月1日後，集中式電站在滿足收益率的情況下，倒推投資成本比2017年需下降0.7元/w；

　　4.2018年1月1日後，自發自用類分散式光伏電站在滿足收益率的情況下，倒推折后綜合電價比2017年需上升0.04元/千瓦時。

　　儲能在分散式光伏中的設計要點

　　由於風能、太陽能資源的波動性和間歇性，以及新能源發電設備中電力電子元件的弱電網適應性，新能源安全穩定運行和有效消納問題非常突出：新能源大規模脫網事故頻發，僅2011年就發生50萬kW以上風電脫網事故8起，風電機組脫網3800餘次，損失電力487萬kW，脫網事故造成電網有功功率缺額，引發系統頻率降低，危及電網運行安全；二是棄風/棄電現象嚴重，2012年和2013年全國棄風電量分別達到208億kW˙h和162億kW˙h，約佔當年風電總發電量的20%和10%，儘管政府和行業企業進行了多方努力，新能源發電的消納問題較之前有了較大的改善，但是2017年前三季度，國家能源局提供的數據顯示，新疆和甘肅等地的棄風/棄電仍然超過20%。因此，新能源併網安全和有效消納已成為我國新能源可持續發展的主要瓶頸。

　　基於解決上面問題，儲能的加入就勢在必行。事實證明，無論在削峰填谷、分時調度、調頻調峰等各個方面，儲能的優勢都非常明顯。那進行儲能系統的設計就變為必要性，由於大規模的儲能技術還需要完善和經濟性，我只闡述「分散式光伏+」儲能項目的設計要點。

　　一、儲能電氣系統的組成儲能型分散式光伏儲能系統主要用於配合光伏發電，因此，整個系統包括光伏組件、開關站、儲能電池組、電池管理系統、逆變器、電能表及儲能電站聯合控制調度系統等。儲能接網系統構架如下圖1所示。

　　

　　圖1.儲能接網系統構架

　　二、電氣主接線設計儲能電站的電氣主接線應根據儲能電站的電壓等級、規劃容量、線路和變壓器連接元件總數、儲能單元設備特點等條件確定，並應滿足供電可靠、運行靈活性、操作檢修方便、投資節約和便於過渡或擴建等要求，儲能電站接入方式應滿足標準Q/GDW564—2010《儲能系統接入配電網技術規定》，儲能電站高壓側可採用線路變壓器組、單母線、單母線分段、橋形接線等簡單接線方式。

　　三、電氣一次設備與選擇儲能電站電氣設備性能應滿足儲能電站各種運行方式的要求。儲能電站電氣設備和導體選擇應符合國家現行標準GB50060-2008《3-110kV高壓配電裝置設計規範》和DL/T5222—2005《導體和電器選擇設計技術規定》，對於20kV以下儲能電站還應滿足現行國家標準GB50053-2013《20kV及下變電所設計規範》的規定。

　　四、儲能電站的設備布置儲能電站電氣設備布置應結合方式、設備形式及儲能電站總體布置綜合因素確定。儲能電站電氣設備布置應符合國家標準GB50060-2008《3-110kV高壓配電裝置設計規範》的規定。對於20kV以下儲能電站還應滿足現行國家標準GB50053-2013《20kV及下變電所設計規範》的規定。

　　五、儲能電站站用電電源設計儲能電站站用電源配置應根據儲能電站的功能定位、重要性、可靠性要求等條件確定。儲能電站站用電源的設計應符合現行國家標準GB50054-2011《低壓配電設計規範》的規定。儲能電站站用電源應滿足站內操作、照明及其他動力用電。儲能電站的備用電源可引自光伏站站用備用變壓器或單獨從10kV配電網中引接備用電源。

　　六、電纜的選擇與敷設儲能電站電纜選擇與敷設的設計應符合現行國家標準GB50217-2007《電力工程電纜設計規範》的規定。

　　鋰電池的電池分系統基本上由電池模塊按一定容量放置在電池櫃內，因此電纜進、出線宜由下端引出，宜採用電纜橋架敷設。

　　液流電池具有強酸腐蝕性，存在滲漏的可能性，為了弱鹼其對進、出線的腐蝕，推薦進、出線由上端引出，採用電纜橋架敷設。

　　七、儲能電站電氣二次設計儲能電站的二次系統是保障儲能電站安全、穩定運行不可或缺的重要部分。儲能電站的二次配置應與全站的電氣一次系統統籌考慮。儲能電站的二次系統主要包括變電站綜合自動化、繼電保護和安全自動化裝置、電池管理系統和儲能電站監控系統等。實現與其他二次系統的無縫切換，接受電網公司的調度是二次設計的重點。

　　八、儲能電站土建設計儲能電站的建、構築物的設計應做到統一規劃、造型協調、結構合理、整體性好、生產及生活方便，便於施工及維護。儲能電站總平面布置應按最終規模進行規劃設計，目前儲能裝置一般都採用集裝箱式。

　　總結

　　對電網公司來說，儲能對電網適用性強、友好性強。隨著大規模的分散式項目+儲能項目的應用，期盼早日完成《關於促進儲能技術與產業發展的指導意見》中對儲能「十三五」的定位要求：儲能產業發展進入商業化初期。儲能對於能源體系轉型起到關鍵作用。

　　

　　

　　曾鳴：發展分散式能源需要能源網際網路

　　我想講一下能源網際網路對分散式能源發展的支撐作用。我們現在最關心的還是分散式能源，能源網際網路是集中式、分散式有機結合，但到底如何支撐分散式能源發展？

　　

　　第一，能源網際網路是提高分散式能源智能化、靈活化的有效途徑。具體說，分散式電站建設從最初的選址到建設后的運行監控，都可以利用能源網際網路得出最優設計和最優方案。在建設之前，通過數據統計評估建站地區的光照、氣侯等條件，可以節省建設成本，這是通過能源網際網路可以做到的。在建設管理中，通過能源網際網路數據、平台，選取最合適的設備、相關服務提供商，能夠節省投標或者比選環節的時間和成本。設備運行后，通過智能系統實時監測，為用戶提供最優的用電方案，可以提高用戶用能的靈活性和智能水平。

　　第二，分散式發電與智能電網以及用戶側服務有機融合也要依靠能源網際網路支撐。具體來說，能源網際網路平台將是各類分散式能源融合發展的一個關鍵支撐。一方面，隨著能源網際網路建設以及售電側改革的不斷推進，當售電側有了能源網際網路平台及相關信息，用戶才能根據需求進行用電選擇，分散式電源才有機會深入用戶側服務。另一方面，能源網際網路開放型生態系統可以吸引更多分散式能源進入能源價值鏈，形成一套全新的商業模式、營銷模式、研發模式、運營模式、服務模式。

　　第三，能源網際網路有助於分散式能源與金融的創新結合。過去我們分散式能源發展受到各種因素制約，融資難便是其中之一。當前，在「網際網路+」驅動下，能源行業正進行著一場「能源網際網路+金融」的創新探索，基於能源網際網路的融資模式極大改變了傳統的電站融資方式，能源網際網路提供的實時數據也能對其提供更為有力的支撐。

　　那麼，分散式能源發展需要哪些關鍵技術？

　　首先是雲端大數據分析技術。主要有三種：具備普世性能量信息交互結合、雲端信息傳輸分析技術、能源供需動態監測技術。

　　其次是信息能量交互分析技術。在能源網際網路框架下，不同能源網際網路模塊之間的信息要互聯互通，要以強有力的交互技術為基礎，在信息交互、能量交互方面有所突破。

　　最後是廣域綜合能源協同集成調度技術，也就是控制技術。這項技術整合能源網際網路框架下多個分散式能源模塊的核心技術，主要應用在能源供應側和能源需求側兩方面。能源供應側通過機器學習、模式識別、大數據分析、趨勢預測與建模技術，研究能源供需特性和周邊環境因素，更好實現不同能源模塊之間的協同；能源需求側利用大數據對區域、微觀能源消費數據進行精細化預測，尋找能源消費數據與其它信息數據之間的相互關係，建立差異化的大數據分析模型。