中國儲能網訊：智能微電網是實現(xiàn)源網荷儲一體化的先進技術手段，是支撐新型電力系統(tǒng)構建的重要電網形態(tài)，在提升分布式新能源開發(fā)消納水平、挖掘系統(tǒng)靈活調節(jié)能力方面發(fā)揮著重要作用。在“雙碳”戰(zhàn)略目標引領下，隨著分布式能源和儲能成本逐步下降、電力市場機制不斷完善，智能微電網正迎來重要的發(fā)展機遇。然而，當前微電網仍然存在“概念認識不統(tǒng)一、建設應用待明確、要素配置難統(tǒng)籌、價格機制需完善”挑戰(zhàn)。本文結合首個農村能源革命試點（蘭考縣）實際工作及智能微電網建設實踐，分析智能微電網配置及運行原則，提出智能微電網健康有序發(fā)展相關建議。
一、智能微電網基本情況
國家以促進分布式新能源接入消納為出發(fā)點，初步形成了智能微電網規(guī)劃配置技術要求，支撐引導各地綜合考慮區(qū)域新能源發(fā)展、負荷消納、網架結構等因素，統(tǒng)籌布局、積極推進智能微電網試點示范，探索更加多元的消納方式。
（一）智能微電網大體涵蓋“兩種類型、三類功能、四大場景”
按照與外部電網的連接方式，智能微電網大體可分為獨立型和并網型。獨立型智能微電網不與外部電網互聯(lián)，可獨立實現(xiàn)內部電能自發(fā)自用、功率平衡，主要解決“高、海、邊、無”用電問題。并網型智能微電網通常與外部電網聯(lián)網運行，且具備并離網切換與獨立運行能力。根據(jù)經營主體與服務對象不同，又可分為電網企業(yè)主導型、第三方1主導型和用戶自用型。根據(jù)初步調研，全國智能微電網并網型占比約65%、獨立型占比約35%。
按照建設目標及功能定位，智能微電網可分為新能源消納型、末端保供型、能效提升型。新能源消納型智能微電網，對內通過“源網荷儲”一體化控制實現(xiàn)自律自治，對外作為獨立可控單元參與市場化交易并接受電網調度，實現(xiàn)對新能源接入電網的有效緩沖，降低系統(tǒng)調節(jié)能力和備用容量需求。末端保供型智能微電網，在電網末端和延伸困難地區(qū)，就地集成“源網荷儲”要素，具備電力供需自我平衡能力。能效提升型智能微電網，可兼顧提供冷、熱等多種能源，實現(xiàn)多種能源形式的時空匹配融合，有效提高能源綜合利用效率。
按照服務對象及應用場景，智能微電網主要分為村鎮(zhèn)社區(qū)類、偏遠地區(qū)類、工業(yè)園區(qū)類、商企建筑類，微電網示范項目占比分別為38%、27%、17%、16%，初步形成了有價值的建設路徑參考。
表 智能微電網類型劃分
（二）智能微電網與多類新型經營主體存在界面交叉和應用交融
電網企業(yè)主導型智能微電網是公共電網的一個管理和運行單元，第三方主導型是獨立的市場經營主體、以項目整體與公共電網互聯(lián)，用戶自用型以用戶身份接入公共電網。與增量配電網相比，若35千伏及以下增量配電網業(yè)主通過建設分布式新能源、儲能等設施，整體具備自平衡、自調節(jié)能力后，相對于大電網而言可視為智能微電網。與源網荷儲一體化相比，根據(jù)《關于支持電力領域新型經營主體創(chuàng)新發(fā)展的指導意見》，在配電環(huán)節(jié)具備相應特征的源網荷儲一體化項目可視作智能微電網。與綠電直連項目相比，綠電直連項目未明確儲能配置和調節(jié)能力要求，基本不具備離網運行能力，與智能微電網有本質區(qū)別。與虛擬電廠相比，虛擬電廠側重需求側資源組織模式創(chuàng)新，聚合對象為已有資源，沒有固定物理邊界，不改變聚合對象與大電網的物理連接方式，而智能微電網是源網荷儲組成的小型供用電網絡，強調物理層面的自平衡、自管理、自調節(jié)。
二、智能微電網配置及運行分析
智能微電網源荷類型多、時序差異大、機制不完善，導致源荷比例關系錯綜復雜、消納模式和交互方式存在較大不確定性、建設運營經濟性欠佳，結合河南蘭考“一鄉(xiāng)一村一臺區(qū)”智能微電網群示范工程實踐，探索破解“配置缺依據(jù)、運行缺指導、投資難回收”三大難題。
（一）要素合理配置是智能微電網建設的核心基礎
智能微電網要素優(yōu)化配置將從根本上影響其平衡能力、與外部電網交互特性以及成本收益情況，因此需要按照“以荷定源、源荷定儲”原則，充分考慮源荷特性匹配，在滿足技術經濟性前提下合理配置智能微電網源儲等要素規(guī)模。
面向差異化應用場景，智能微電網用戶類型不同、負荷特性及源荷匹配特性呈現(xiàn)出較大差異，導致對新能源的接納能力及對儲能的需求水平不同。以蘭考“一鄉(xiāng)一村一臺區(qū)”智能微電網群為例，某鄉(xiāng)鎮(zhèn)級微電網負荷類型以工商業(yè)和居民負荷為主，春秋季負荷較為平穩(wěn)、夏冬季呈現(xiàn)明顯晚高峰，年最大負荷利用小時數(shù)約3450小時。某村級微電網負荷類型以居民負荷為主，春秋季呈現(xiàn)“早晚雙峰”、夏冬季呈現(xiàn)“午晚雙峰”，年最大負荷利用小時數(shù)約2000小時。在滿足自平衡能力2且兼具經濟性的要求下，某鄉(xiāng)鎮(zhèn)級微電網源荷比3范圍為1.4～4.8，其中光伏、風電配比范圍集中分布在1:1～4:1，儲源比?范圍為0.13～1.5；某村級微電網源荷比范圍為0.6～1.0，其中光伏、風電配比范圍為2:1～4:1，儲源比范圍為0.4～0.67。
總體來看，一方面，工商業(yè)負荷與新能源的匹配度好于居民負荷，適當提升微電網內工商業(yè)負荷占比，有助于改善微電網對新能源的接納能力。另一方面，通過適度配置儲能、優(yōu)化儲能策略，可調節(jié)新能源出力特性、增加新能源配置規(guī)模，但過度配置儲能將出現(xiàn)邊際效應，對微電網自平衡能力提升作用呈現(xiàn)“先增后降”態(tài)勢。
（二）系統(tǒng)自治平衡是智能微電網運行的關鍵約束
智能微電網自治平衡能力受調控策略因素影響，因此需要按照“就近消納、自給自足”原則，制定多時間尺度運行調控策略，通過自管理、自調節(jié)，實現(xiàn)智能微電網與外部電網交換功率及交換電量位于自平衡能力合理區(qū)間。
季度層面，由于微電網內部電源以新能源為主，源荷供需特性存在明顯的季節(jié)性差異，需充分考慮不同季節(jié)微電網運行交互特性，設定電力電量平衡約束目標。春秋季新能源大發(fā)時，可能出現(xiàn)連續(xù)多天新能源發(fā)電量遠大于本地用電量、微電網向外部電網大量送電，需約束上送電量及上送功率在合理范圍，實現(xiàn)新能源自供電比例最大化。夏冬季大負荷或極端天氣（暴雨、暴雪等）下，新能源發(fā)電量不足、微電網從外部電網大量取電，需約束下送電量及下送功率在合理范圍，實現(xiàn)新能源本地消納率最大化。以某村級微電網為例，為滿足“與外部電網年交換電量不超過年用電量50%”的國標要求，建議春季上送電量不超過總發(fā)電量的33%、新能源自供電比例大于85%，秋季上送電量不超過總發(fā)電量的15%、新能源自供電比例大于65%；夏季下送電量不超過總用電量的45%、新能源本地消納率大于90%，冬季下送電量不超過總用電量的60%、新能源本地消納率大于95%。
日度層面，遵循“需求響應提前計劃、儲能V2G實時調節(jié)、分布式光伏柔（剛）切保底”調節(jié)思路，充分調動可調資源能力?；谌涨俺隽柏摵深A測，開展需求響應邀約?；谌諆葘崟r預測，疊加需求響應能力后，實時調整儲能充放電策略及V2G充放電約束。新能源大發(fā)時刻，若需求響應疊加儲能仍無法滿足交互功率約束，則對分布式光伏進行柔（剛）性調節(jié)。
（三）市場運行機制是智能微電網發(fā)展的重要保障
智能微電網市場運行機制是其可持續(xù)發(fā)展的根本保障，因此需要按照“分層分級、靈活互濟”原則，考慮主配微縱向貫通、源網荷儲橫向協(xié)同，優(yōu)化儲能及可調資源布局，引導多元要素靈活互動，支撐破解“新能源就地消納、微電網經濟運行”難題。
以靈活互濟的網架支撐自給自足消納。高壓一次主干網支撐能量的可靠傳送，各網格通過源荷匹配就近消納、互供互濟。打造強簡有序、布局合理的有源配電網一次網架，推動多個網格聚合成特性互補的網格自治群，最大程度實現(xiàn)網格內自治、網格間互濟。以智慧可靠的系統(tǒng)支撐自給自足匹配。針對網格內中壓饋線量測量不足的問題和新能源高滲透率下新元素調控、感知新要求，統(tǒng)籌“自平衡、自調節(jié)、自管理”發(fā)展需求，分別從最小化采集+數(shù)據(jù)推演、網格自治、智能微電網三個方面開展建設。以協(xié)同創(chuàng)新的機制支撐自給自足響應。以微電網和儲能的合理規(guī)建補強電網薄弱區(qū)域，協(xié)同微電網群、分布式儲能支撐區(qū)域電網的經濟高效運行。河南省能監(jiān)辦出臺《關于推進蘭考縣域可調節(jié)負荷資源參與電力調峰輔助服務市場交易試點的通知》，為可調負荷參與市場化交易提供了明確的交易模式和實施路徑。成立全省首家縣域負荷管理中心，制定負荷管理的運行機制，簽約需求響應用戶，發(fā)展負荷聚合商，2023年4月開展電力調峰輔助服務交易市場試運行，共同助推縣域能源自給自足響應。
三、智能微電網發(fā)展相關建議
落實國家相關政策要求，堅持“政府推動、企業(yè)主動、電網互動”的原則，充分發(fā)揮各方能動性和優(yōu)勢，因地制宜，多措并舉，推動智能微電網健康有序發(fā)展。
第一，深化政企聯(lián)動，科學規(guī)劃建設智能微電網。一是統(tǒng)一定位標準。強化落實國家相關標準要求，明確微電網的概念定義、范圍界定和技術指標，進一步深化行業(yè)交流，加強宣傳引導，推動社會各方達成統(tǒng)一認識。二是堅持統(tǒng)籌規(guī)劃。將智能微電網納入電網發(fā)展全局，強化智能微電網發(fā)展與各級能源、電力、電網發(fā)展規(guī)劃的銜接，合理確定發(fā)展規(guī)模、建設布局與時序安排。三是規(guī)范投資建設。出臺智能微電網項目投資建設管理辦法，明確源網荷儲各側投資主體要求、核準（備案）手續(xù)、供電區(qū)域劃分等內容，明晰項目內部電源、電網、儲能與負荷同步建設、同步投產等要求。
第二，強化運行安全，確保智能微電網友好交互。一是挖掘資源互動潛力。加強智能微電網內部源網荷儲各側資源的統(tǒng)籌管理能力，挖掘調節(jié)互動潛力，提升自主調峰、自我調節(jié)水平，確保安全可靠運行。二是強化安全管控能力。明確智能微電網與配電網之間的安全責任界面，由運營主體制定運行維護規(guī)程、現(xiàn)場操作規(guī)程、事故預案及應急管理措施、停運檢修計劃等，并定期向電力調度機構報備。三是加強監(jiān)督考核。組織建立智能微電網的監(jiān)測、統(tǒng)計、信息交換和信息公開等體系，健全建設運行監(jiān)督考核機制，加強對安全運行、公平承擔社會責任等方面的考核評估。
第三，創(chuàng)新運行模式，服務智能微電網降本增效。一是推動新能源開發(fā)企業(yè)收益“反哺”，通過收益分成精準扶持。支持能源開發(fā)企業(yè)在微電網項目中，集中開發(fā)建設非自然人戶用分布式光伏，采用全額上網模式獲取收益。優(yōu)化利益分成模式，在給予用戶屋頂租金的基礎上，給予用戶上網售電收益分成。二是創(chuàng)新村企合作模式，通過合同能源管理方式“固定降價”。能源開發(fā)企業(yè)在微電網項目中，集中開發(fā)建設非自然人戶用分布式光伏，采用“自發(fā)自用、余電上網”模式獲取收益，通過配儲等方式滿足自發(fā)自用比例要求。由村集體代表用戶與開發(fā)企業(yè)簽署合同能源管理服務協(xié)議，約定項目用戶自發(fā)自用電量部分電價。
第四，健全體制機制，促進智能微電網可持續(xù)發(fā)展。一是完善電價政策。推動完善微電網電價機制，自發(fā)自用電量應繳納政策性電價交叉補貼、政府性基金及附加，合理制定系統(tǒng)備用費標準，足額補償大電網服務項目的接網及備用成本，實現(xiàn)社會責任平等共擔。二是優(yōu)化電力市場機制。落實市場主體地位，由運營主體統(tǒng)一代理內部電源與用戶參與交易，出臺參與電能量市場、輔助服務市場的實施細則，明確主體資質、準入條件、交易規(guī)則等，暢通智能微電網收益渠道。三是健全成本疏導機制。建立智能微電網成本疏導機制，電網企業(yè)參與投資部分應全額納入有效資產，通過輸配電價予以疏導，確保智能微電網可持續(xù)建設運行。
1.除電網業(yè)主外的各類主體，包括電網公司產業(yè)單位、發(fā)電企業(yè)、專業(yè)運營商、分布式電源設備制造商及其他社會資本。
2.自平衡能力=（1-微電網與外部電網年交換電量/微電網年總用電量）×100%。
3.源荷比：新能源額定容量與最大負荷之比。
4.儲源比：儲能額定功率與新能源額定容量之比，儲能按2小時系統(tǒng)考慮。
