储能在微电网里将发挥更大作用 商业化或提前到来

在这些模式下我们可以看到增量配电网的主要盈利点是这些，我认为主要是三个。第一个是配电服务费，第二个是关于增值服务收入，第三个是关于参与电力辅助服务市场营收。其实有很多人有疑惑，很多人会觉得售电服务或者售电将是增量配电网主要的营业收入来源，为什么我没有单独把它拿出来而是在这张表上进行了分开的说明。虽然增量配电网很多售电公司想去开发，是站在可以去抢占更多用户、销售更多电力的角度出发的，但是实际上增量配电网按照我们国家的文件精神对于供电服务的收入和配电服务的收入需要分开核算的，而且有条件的是需要成立两个不同公司执行的。售电服务营收也会是增量配电网公司主要的营收来源，但是对于增量配电网本身来讲，主要来源还是从供电服务上提供的。

我这解释一下关于配电服务费肯定是增量配电网主要的营收来源，但是目前还没有明确的价格机制管理办法。今年年底之前国家应该会出台关于新增配电网价格机制的说明，那个时候对于增量配电网的价格机制将会有明确的说明。目前我们只是按照暂定办法在有序放开配电网业务。管理办法中是这么提的，比如说安徽省开发了一个110千伏的供电网，这个接入的输配电费是一毛四，10千伏的话是一毛七，这个配电网下面整个配电网享受到的配电网营业费是一毛四，也就是三分钱将作为现在增量配电网配电服务费的主要收入来源。

第二个是增值服务收入，增值服务其实也是现在不光是售电公司还是配电公司一直在提的事，所谓的增值服务其实说白了就是提供相比基础服务以外所有的只要能够提高用户满意度、提高盈利点服务我认为都叫增值服务。文件里面主要谈了这几点。像用户的有电规划、合理用能、提供用户的冷热电综合服务，其中冷热电综合服务我想大家可能不太陌生，这几年国家也在力推多能互补和用户的综合联供，这方面对于能效提高是有好处的，另外一方面通过冷热电综合服务实际上是为增量配电企业创造更多的盈利收入的一个很重要的一点。

第三个是辅助服务市场，辅助服务市场实际上是电力市场里面的一部分，我们国家的电力改革中建设电力市场也是一个很重要的任务。但是电力市场目前我们国家对于它的建设主要是停留在直接交易上，我们也能看到目前在推几个省的服务试点，另外辅助服务市场也是电力市场里面很重要的一个方向。在电力中长期交易基本规则里面提出了一种所谓的独立辅助服务提供者的概念。什么叫独立辅助服务提供者呢？我们一般认为提供辅助服务只有电源才能提供而且一般是可控可调的电源。比如说燃气电厂、煤电厂这类调整性比较好的能提供比较好的辅助服务。在独立辅助服务提供者实际上是为其他更多的比如说储能、增量配电网这种具有用户需求管理特性的主体面向他们提供。也就是说在辅助服务市场里面增量配电网可以通过辅助服务创造营收。但可惜的是目前我们国家关于辅助服务这块推进比较缓慢，包括电力中长期交易记录规则里面对辅助服务的说明也是谈到两个细则执行，实际上两个细则电网公司同志应该不陌生，里面关于辅助服务的收入其实比较有限，还不足以有足够大的市场驱动力开展相关的服务。

我谈一下增量配电网目前做的一些难点。因为增量配电网在我们国家还是一个新生事物，很多问题都还没有明确的研究，比如说跟外部电网怎么联网、什么调度关系，实际上是有待进一步明确的。还有是对于开发增量配电网其实经济性都是我们要考虑的问题，但是增量配电网往往是在新的园区进行开发，园区还得符合预测偏差，实际上对于项目投资的经济性是蛮大的。最后就是配电价格，配电价格刚才我也提到了目前还没有明确的配电价格，也就是说目前来看，9月底之前确定投资业主，我们这些想投资增量配电网的企业可能在某一个没有明确预期的配电价格下面就要投资增量配电网，这可能是一种风险。

最后我讲一下关于微电网，微电网才是我今天讲的重点。刚才我也提到了目前我们国家关于微电网的发展模式倾向于把它建立为更小的增量配电网这种形式上的微电网模式。7月底出台了推进并网型微电网建设试行办法，这个文件是在今年2月份微电网管理办法征求意见稿的基础上进行修改完善再出台的政策稿。这个办法实际上对于微电网怎么操作和落地有了很明确的指导意见，我个人觉得他对于微电网的商业化运行有非常高的指导意义。

我举个例子，实际上在去年的时候多能互补很火大家都知道，国家23个示范项目今年也在推进，但是多能互补其实是一个以分布式电源为主的系统，要实现多能互补可能会涉及到跟用户交易的行为。但是很可惜，关于多能互补里面电源怎么跟用户交易没有一个明确的文件进行说明，虽然有一些文件可以参考，但是没有明确说明。这就说明，地方或者能源管理部门在操作这些问题的时候遇到了一些困难，不知道到底怎么允许这个项目开展合理的商业模式。微电网就不同了，实际上这次文件里面关于微电网如何投资、如何建设、如何运营、如何跟用户发生交互等等都有了明确的说明，这样的话微电网投资落地就有比较高的保障。

关于微电网的投资其实也是跟增量配电网类似，是鼓励地方政府和社会资本合作以PPP方式的合作、以特许经营的方式开展微电网项目的建设和运营。关于微电网的融资也是除了一般融资方式之外鼓励债券方式融资并且享受信贷的支持。我们再来看一下微电网的服务模式，微电网跟增量配电网有一些比较类似的地方，目前来看如果去商业化开发一个微电网的话可能主要的服务是这么几个。

第一个是最主要的输电服务，也就是说在微电网35千伏电压等级以下小的网络里面，我们建设微电网分布式电源，通过电力交易我们就可以开展面向用户的售电服务了，而这块有一个主要的收入来源。

第二个就是冷热电综合服务，2000年初的时候我们还在讨论微电网的时候记得当时对于仅仅停留在电这个能源层面，但是到了今天我们再讨论微电网的时候无可避免会把天然气、冷热电、综合联供放到微电网里，因为冷热电综合服务也将是现在的微电网或者增量配电网里面主要的功能和服务形式，所以冷热电综合服务面向用户的供冷服务、供热服务创造的价值也是微电网主要的服务模式。

第三个是高可靠性的服务，微电网的特点是能够保证中小负荷的安全可靠供电，从这个角度出发实际上他在向用户提供供电服务的时候提供了一个附加服务，就是比一般配电网更加可靠性服务。从这点出发和这个价格分析的话实际上是可以对那些提供重要高可靠性服务的用户额外增加一部分更高的配电价格或者说收费，可以做一些更高的收入来源。

第四个是辅助服务，这个辅助服务跟刚才我谈到的增量配电网比较类似，需要建立在我们国家开展的电力辅助服务市场上。微电网在开展辅助服务的时候比增量配电网更好的一点就是，因为微电网内部有很多分布式电源、有储能，而且微电网本来就是一个统一的管理电源和用户的系统，所以能更有效做到对有功无功的配置，在辅助服务市场有更大的综合性。

微电网如果要参与电力市场,主体身份应该是售电公司主体。我们看一下微电网参与电力市场的关键问题。第一个是外部，因为微电网内部有很多不可控的可再生能源，电不够的时候需要去外部购买，怎么购买呢？是需要与微电网主体统一去外部参与批发市场购买，作为售电公司去购买。我们国家电力体制改革不管是直接交易还是售电公司，用户除了交易定价之外还要付给电网公司的输配电价。关于内部整合驱动刚才我也提到了，微电网内部的能源交易不止电还有冷热电各种其他能源，所以需微电网主体和各类用户建立能源交易价格体系，由微电网主体与自己的用户结算。

关于微电网我提了几个思考跟大家探讨一下，就是关于余电交易。刚才我讨论的是微电网电不够了我们可以去买，那么微电网电多了我们怎么办？现在我还没看到明确说法，我估计可能会有两种方式。第一种是跟分布式电源一样余电上网，电网公司收购，第二种方式是余电参与电力市场。第一种方式我觉得对电网公司不是特别公平，既然微电网已经是电力市场运营主体了，那所有的电不管是多的还是不够的要靠市场解决。第二种就是电力交易，微电网余电参加电力交易跟燃煤机组比起来没有任何优势，这种情况下余电如何处理是很关键的。如果是采用第二种方式，那以后可能储能在微电网里面的价值就很大了，一旦微电网发现电低我去外面交易卖不掉，电网公司又不肯收，这个电如果弃风弃光就不合适，需要储能在微电网里面更大的利用。

第二个是备用容量的问题，要研究微电网和公共电网的备用容量机制这也是文件里提出的，跟储能关系很大。备用容量机制也涉及到价格，可能是钱的问题，在这个确定的情况下，我们关于微电网的配置和储能配置才可以确定一个对微电网投资最有经济性的配置。第三个是监管机制，之所以要出台相关文件规范微电网一方面是为了提供优惠政策之外另外一方面一些地方也会制定微电网相关的补贴政策，这样对于微电网的监管就非常重要了。

（本文根据会议录音整理，未经本人审核）

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