2020年1月20日，工業(yè)和信息化部電子信息司發(fā)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微電網(wǎng)的有5個，分別是濉溪公交場站13MWh光儲能微電網(wǎng)示范項目、特變電工西安產(chǎn)業(yè)園源網(wǎng)荷儲協(xié)調型微網(wǎng)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(wǎng)示范、特銳德智能光伏微網(wǎng)系統(tǒng)試點示范和青島東軟載波園區(qū)微電網(wǎng)項目;另外還有3個與微電網(wǎng)技術特點比較一致的光儲示范項目。這對于我國微電網(wǎng)推廣傳遞了兩個積極信號，一是又有一批國家級的微電網(wǎng)相關示范項目;二是除了之前國家發(fā)展改革委、國家能源局，又有一個重量級的部門工信部加入到推進微電網(wǎng)發(fā)展的行列。這讓始終處于風口卻又始終熱不起來的微電網(wǎng)迎來了新的發(fā)展機遇。

近年來我國一直在“大力”鼓勵微電網(wǎng)發(fā)展

2014年，習總書記提出能源“四個革命、一個合作”，從此我國能源行業(yè)進入了體制機制改革與技術創(chuàng)新的快速發(fā)展期。作為融合新能源技術、信息技術、體制機制創(chuàng)新的典型代表，微電網(wǎng)得到政府和行業(yè)的共同重視。

2015年中發(fā)[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(wǎng)發(fā)展提供了適合生存的土壤。隨后，《關于推進新能源微電網(wǎng)示范項目建設的指導意見》(國能新能[2015]265號)、《關于推進多能互補集成優(yōu)化示范工程建設的實施意見》(發(fā)改能源[2016]1430號)、《推進并網(wǎng)型微電網(wǎng)建設試行辦法》(發(fā)改能源〔2017〕1339號)和《關于促進分布式能源微電網(wǎng)發(fā)展的指導意見》(蘇發(fā)改能源發(fā)(2018)202號)等支持微電網(wǎng)發(fā)展的中央和地方文件陸續(xù)發(fā)布，無不讓行業(yè)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(wǎng)示范項目以外，23個多能互補集成優(yōu)化示范項目和56個能源互聯(lián)網(wǎng)示范項目中不少也與微電網(wǎng)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(wǎng)項目的目標;國家能源局也提出到2020年，各省(區(qū)、市)新建產(chǎn)業(yè)園區(qū)采用終端一體化集成供能系統(tǒng)的比例達到50%左右、既有產(chǎn)業(yè)園區(qū)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(xiàn)多能互補和協(xié)同供應正是“通過天然氣熱電冷三聯(lián)供、分布式可再生能源和能源智能微網(wǎng)等方式”。

政策很熱，資本很冷

與政府轟轟烈烈發(fā)布文件形成鮮明對比的，則是資本對于微電網(wǎng)投資的冷冷清清。新能源微電網(wǎng)示范項目已經(jīng)開展2年有余，但效果并不明顯;同時與微電網(wǎng)相關的多能互補集成優(yōu)化示范項目和能源互聯(lián)網(wǎng)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(tǒng)的全國性目標還是江蘇省建成分布式能源微電網(wǎng)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(xiàn)象的原因，歸根結底是資本很難看到投資微電網(wǎng)帶來的經(jīng)濟效益，特別是近兩年降電價趨勢下，微電網(wǎng)收益更加困難。造成微電網(wǎng)經(jīng)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(xiàn)孤網(wǎng)及運行優(yōu)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(wǎng)無法通過功率可調、負荷可中斷等靈活技術優(yōu)勢在市場中帶來經(jīng)濟效益。再加上目前處于配售電改革利益博弈的復雜階段，當沒有明顯的經(jīng)濟利益刺激時，社會資本對于微電網(wǎng)投資更加會“知難而退”。

微電網(wǎng)發(fā)展需要創(chuàng)新

毫無疑問，微電網(wǎng)對于我國能源轉型和能源革命具有重要意義，但是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(wǎng)技術優(yōu)勢將僅僅是空中樓閣，難以真正服務好我國社會經(jīng)濟發(fā)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(shù)據(jù)、互聯(lián)網(wǎng)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(xù)運營和盈利的創(chuàng)新模式。不妨以工信部主導為契機，用創(chuàng)新思維換個角度發(fā)展微電網(wǎng)：

一是嘗試微電網(wǎng)主體身份的創(chuàng)新，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(wǎng)主體身份要求，但是第二類售電公司身份同樣讓現(xiàn)階段微電網(wǎng)的發(fā)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(jiān)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(chuàng)新一種用戶側微電網(wǎng)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(chuàng)新，繞開電源-售電公司-用戶模式的束縛。根據(jù)對微電網(wǎng)技術結構和現(xiàn)行我國電力市場機制的剖析，可以把微電網(wǎng)相關交易分為內部分布式電源交易與外部市場交易，這里將涉及過網(wǎng)費、交易規(guī)則、交易考核等問題，雖然這么去理解它足夠嚴謹，但會帶來許多更為復雜的問題。不妨結合創(chuàng)新的微電網(wǎng)主體身份，以降低用戶用電成本為目標，用更“簡單粗暴”的創(chuàng)新模式解決微電網(wǎng)交易問題。

三是嘗試技術定義的創(chuàng)新，繞開微電網(wǎng)必須具備孤網(wǎng)運行能力的強制性技術束縛。誠然具備孤網(wǎng)運行能力是微電網(wǎng)最大優(yōu)點之一，但是提升分布式電源利用效率同樣是其問世的初衷。然而，孤網(wǎng)運行能力增加的技術成本不容小視。如果外部配網(wǎng)供電可靠性足夠強大，如果用戶不愿意為孤網(wǎng)運行買單，它反而會成為微電網(wǎng)的雞肋技術，增加微電網(wǎng)的運營負擔。是否應具備孤網(wǎng)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(xù)供電要求、外部電網(wǎng)可靠性技術能力及高可靠性接電收費水平以及微電網(wǎng)實現(xiàn)孤網(wǎng)運行能力的技術成本等。絕不能為了實現(xiàn)孤網(wǎng)而孤網(wǎng)。

結語

微電網(wǎng)是推進能源發(fā)展及經(jīng)營管理方式變革的重要載體，對推進節(jié)能減排和實現(xiàn)能源可持續(xù)發(fā)展具有重要作用，是貫徹落能源生產(chǎn)和消費革命的重要措施。但同時，微電網(wǎng)需要創(chuàng)新，以圍繞用戶需求為目的，以市場需求為導向，真正將微電網(wǎng)技術優(yōu)勢服務好社會經(jīng)濟的發(fā)展。