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能源互联网官方指南将出炉！先把这5个问题解决好

[宁波电工电气协会]发表于 2015-06-05 15:40:53 阅读次数：0 次

 中国版能源互联网路线图的面纱即将被揭开。据媒体报道，能源互联网领域的第一本官方指南——由国家能源局牵头、工信部等参与制定的《互联网+智慧能源行动计划》正在收官。然而，在构想能源互联网美好未来的同时，如果本文提到的这5个电力系统的配套问题没有解决，美好的愿景难免是空谈。



据《第一财经日报》报道：
能源互联网领域的第一本官方指南——《互联网+智慧能源行动计划》将涉及分布式、储能、电动、电网等诸多细分市场，虽然内容中可能不会有详细的目标数字，但会包含一批能源互联网的示范区。
这份行动计划中，会确定中国能源互联网的定位、目标、功能、主要任务及保证机制、政策等，在大框架下还会确定相关的关键技术和研究课题、商业模式。行动计划中，也会论证能源互联网和智能电网的关系。
作为“能源互联网顶层设计”的行动计划，会有六步逐级推进：互联网售电、可再生能源市场交易、碳市场交易、储能、电动车以及智能家居等，且第一个目标可在近一两年内实现。而该权威人士称，上述六步属于商业模式的一种，是行动计划的一部分。

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【无所不能 文|张宁】建设能源互联网将是我国调整能源结构、实现碳减排目标、治理环境污染的重要支柱。电力系统作为连接一次能源与终端能源之间的核心纽带，将成为未来能源互联网的重要物理载体与主要能量枢纽平台。在大家热议能源互联网发展、展望能源互联网美好未来时，我国电力系统是否已经准备好步入能源互联网?在技术与机制上需要准备些什么?笔者从我国电力系统现状出发，从机制及技术的角度，将其总结为以下5个方面。

一、电力系统要有反映电能价值的市场与电价机制

在9号文出台之前，我国发电侧与售电侧电价长期处于管制阶段，在发电侧，发电企业固定上网电价没有反映不同时间与空间上电能价值的变化，间接导致新能源上网困难;在售电侧，居民、工业商业、农用电存在交叉补贴，居民电价被长期低估，造成了分布式发电、节能方案、储能、需求侧响应技术难以具有经济性。现行电价机制难以为能源互联网的生长提供良好的生态环境。当前我国虽然在售电侧引入分时电价，但其仍无法与新能源接入后系统供需随机波动相匹配。

引导电力价格向价值回归，不仅需要中长期市场，也需要短期现货市场反映电力系统供给需求的实时平衡。这对于高比例接入新能源具有重要意义：新能源大量发电时，将系统边际电价逼近零甚至负电价，迫使常规电源降低出力，鼓励储能及需求侧响应消纳新能源发电，而新能源则通过政府度电补贴盈利;新能源出力较低时，系统边际电价上升，常规机组合理盈利，并吸引储能及需求侧响应参与“发电”。

在西班牙，风电因波动性与不确定性而付出的成本约占其盈利的10%，其中包括风电大发时系统边际电价降低的损失以及备用、调频等辅助服务费用。可见，通过实时电价机制，使新能源的“红利”在电力用户、常规电源、新能源以及储能等多个利益方之间合理分配。而我国目前电价机制中没有让红利转移的通道，反而因弃风导致更大的利益损失。
二、电力系统需要坚强灵活的输配电网络设施

灵活的电能交换需要充裕的输电通道作为基础。我国电网系统目前正处于满足不断增长的能源需求的阶段，还尚未达到使所有接入电源及用户灵活的分享电能的阶段。特高压电网的发展能够解决大规模电力的跨大区输送问题，同时使电力系统更加坚强。但“强身”的同时，还需要“健体”，目前，很多新能源发电还没有走上特高压电网的”高速公路“，就被堵在了”国道“上，输电瓶颈问题依然十分突出。河北张家口，吉林白城等地风电送出通道仅为风电装机容量的一半左右。

输配电网络的建设需要大量消耗大量金属及土地等资源，使电力系统的建设无法像通信网等其他网络一样设计较多冗余。相反，电力系统对安全的要求还会使电力系统运行相对于其设计容量而言更加保守，进一步压低其可用容量。目前提高输配电能力的主要措施仍然还是以建设更多的线路为主，导致输配电网络投资成本过高。在新能源高比例接入、分布式能源广泛存在的能源互联网中，输电线路利用率将不可避免的降低，单纯靠新建线路满足输电容量需求的方式将难以为继。对于一年仅发生几十小时线路潮流重载的时段，应采用串补、安控措施、导线动态增容等技术合理利用其输电潜力。英国的Skegness到Boston的132kV风电场送出线路采用动态增容技术使线路容量提升了20%~40%。

三、电力系统需要适应分散自组织的调度、控制机制及技术

长期以来，我国电力系统均由集中式电力调度机构负责运行，电力系统不存在电网公司以外的利益相关方参与调度运行。但大规模分布式能源、储能以及需求侧的参与将极大增加电力系统中的信息处理负担，使集中式决策的效率和可行性都将降低。未来电力发电与负荷的界限将变得模糊，能源管理公司将承担大部分分布式能源的调度控制工作，对于电力系统而言能源管理公司将成为同时具有可控性与随机性、既可能发电也可能购电的虚拟电厂。根据Navigant Research调查公司的统计，2014年全球虚拟电厂已经达到4.8GW，主要集中于美国和欧洲。

能源互联网的发展过程中，电力系统必将逐步接受并适应集中与分散相协调的调度运行方式，其中涉及到分散决策下维持电力系统安全稳定问题，需要先进的调度控制技术的支撑，同时，也涉及到如何通过价格等机制引导每个个体的决策，实现分散个体的自组织，需要电网管理机制的革新。此外，分散式决策将降低电网企业对电力系统的控制力，电网企业的管理思维需要从掌控电网的管理者向服务用户的运营商转变，这需要电力体制改革的推动。
四、电力系统需要融合多能源类型的终端能量管理技术

电力系统单纯依靠电储能、需求侧响应不足以应对高比例新能源的接入，需要从更大的能源系统中考虑这个问题。现有的终端能源管理系统实际上仅仅是小区或楼宇配电网的管理系统，并没有考虑供热/供冷系统以及燃气系统之间的协同。实质上，目前单独在用电方面的节能与优化的空间并不大，只有把其他类型能源一同考虑才能获得较大的经济效益。

目前储热/蓄冷的成本远低于存储电能，可以利用多能源系统的协同利用储热蓄冷以及系统热惯性间接的实现“虚拟储电”。此外，通过冷热电联产等技术能够实现能源的梯级利用，极大的提高终端能源使用效率。实现从单纯的“节电”到全面“节能”。这一目标的实现，需要面向多能源的能量管理平台，电力系统应当作为枢纽实现跨能源互联互济，例如，对于我国北方冬季的供暖，在新能源发电较多时采用电热锅炉供暖，而没有新能源发电时采用燃气锅炉，或提前进行蓄热供暖。目前世界各国都在这一领域开展研究并推进示范应用，NREL在2013年成立了能源系统集成(Energy System Integration, ESI)部门，专门针对多能源系统集成进行研究。国际上多所大学及研究院也联合成立了国际多能源系统集成联席会(The International Institute for Energy Systems Integration, iiESI)。

五、储能资源的潜力挖掘及合理利用

储能对于电力系统而言具有颠覆性意义，对于现阶段电力系统而言需要解决两方面问题。

首先，对于能源互联网畅想的利用储能平抑新能源发电的愿景，储能容量相比需求而言在短期还具有较大差距。呼和浩特2014年已建成的抽水蓄能电站，蓄水量达到840万kWh，相当于10万辆特斯拉P85的蓄电容量，也相当于蒙西电网中每个家庭中都安装一个10kWh的Powerwall，但今年年初蒙西电网的弃风比例仍然没有本质上的降低，第一季度弃风率高达27%。可见，想实现电力的大规模存储，储能的需求量远比想象中更大。在目前储能普遍缺乏经济性的情况下，在发展纯粹的储能设备的同时，还应盘活现有系统中隐性的储能资源，包括数据中心的UPS电源、楼宇应急电源等。

其次，储能在电力系统中的角色远比简单充电放电复杂。新能源高比例接入对系统备用容量、调频容量等需求很高。储能为系统提供备用容量或调频容量可能比充放电参与调峰更加经济。此外，储能还具有电压支撑、黑启动、改善电能质量的功能，在未来电力系统储能不断增加时，如何对不同类型的储能资源进行有效的管理和调度，并设计能够反映储能各类服务价值的价格机制，是电力系统面临的另一大挑战。（来源：北极星电力网）
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