增量配售电业务将助力终端一体化多能互补系统完善运行机制

 

 

 

多能互补集成系统一般有两种模式：一是终端一体化多能互补系统，这类系统面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用；二是大型综合能源基地多能互补系统，这类系统利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势，实现风光水火储等多能互补系统统一送出。

 

对于大型综合能源基地多能互补系统，其重点是对电源的送出进行互补和集成优化，它针对送端电源的组合，利用具有灵活调峰能力的机组（例如具有灵活调节能力的火电机组或是储能装置），搭配出力不可控的可再生能源电厂（例如光伏和风电），使得送端电源组合输出稳定，并且可以根据电力交易及调度信号实现输出功率可控，从而提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益。

 

而终端一体化集成多能互补系统的重点是实现用户侧分布式能源的高效利用，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式实现多能互补和协同供应，为用户提供高效智能的能源供应和相关增值服务，同时实施能源需求侧管理，推动能源就地清洁生产和就近消纳，提高能源综合利用效率。

 

 

 

在终端一体化多能互补系统模式下，将通过综合能源服务商实现面向用户的冷热电综合供能服务。关于终端一体化多能互补系统的运行机制，笔者认为本质上是综合能源服务商通过用户用能需求分析，结合各分布式供能系统的固有生产成本、转换效率以及外部能源交易价格信号，选择整个系统能源生产成本最低、用户用能成本最低的开机组合方式，以此满足用户的各类用能需求。因此对于综合能源服务商而言，多能互补系统的优化需要基于用户用能需求，实现能源生产成本最低的目标。为实现这一目标，能源的生产、传输和消费需要建立一种关联，在这种关联下，只有生产的能源给用户消费了，才能实现分布式能源的就地利用；也只有用户消费了分布式供能系统生产的能源，才有动力根据用户的用能需求去优化分布式能源的生产方式。换言之，如果用户的能源消费方式，特别是电能的消费方式，不能够和综合能源服务商的供能服务挂钩，例如用户选择了目录电价购电或者选择了非综合能源服务商的售电公司购电，这将让用户的用电和分布式能源的发电失去关联，将解耦能源的消费端和生产端，多能互补系统的运行优化也将失去一个主要目标。因此，综合能源服务商直接面向用户提供售电服务是有必要的，可以通过能源的生产端和消费端的耦合促进多能互补系统的优化。

 

 

 

前文已经阐述，为了实现多能互补集成优化的目的，系统需要建立一种能源生产、传输和消费的关联，并且可以通过综合能源服务商的售电业务实现这种关联。但是另一方面，如果分布式电源生产的电仅采用上网模式（包括自发自用、余电上网模式），综合能源服务商不能将这部分电力直接销售给用户，那么也无法完全实现能源生产端和消费端的耦合。于是，电能的传输环节以及分布式电源的交易环节就很关键。

 

电能传输需要靠电网，但是目前的电网机制下，还没有成熟的分布式电源面向用户的交易机制，因此多能互补系统很难实现各类分布式电源的统一管理和交易。笔者认为，目前有两种方案可以解决多能互补系统关于电源的管理和交易，一是微电网模式，二是增量配电网模式。微电网通过源—网—荷统一管理实现分布式电源面向用户的供电和售电服务，虽然是不错的多能互补集成方案，但是它对于容量和电压等级有较大要求，并不适应规模稍大的多能互补系统。增量配电网模式则提供了具有普遍适应性的多能互补系统集成方案，它为用户侧和电源侧提供了较直接的关联方式。目前业内较倾向于把增量配网看作独立电网，而基于这种观点，内部电源和用户将由增量配网统一调度和管理，因此增量配网内部电源不仅可以根据相关电改文件面向用户直接交易，也将因为属于“网内”交易模式免收外部电网的输配电费用，这将为增量配网的网内电力交易创造一个良好的市场环境。

 

因此，增量配网模式下，综合能源服务商能够直接实现分布式电源和用户的关联，通过综合能源商的售电服务完全耦合电能生产端和销售端。只有实现这种耦合，综合能源服务商才能根据用户的用能需求实现多能互补系统的运行优化，降低能源生产成本并提高能源利用效率。

 

终端一体化集成多能互补系统对于我国能源转型具有重要的战略意义，其运行机制是综合能源服务商通过用户用能需求分析，结合能源生产成本和外部能源交易价格信号，实现整个系统能源生产成本最低、综合利用效率最高。基于此，能源的生产、传输和消费需要建立一种关联，而增量配网业务和售电业务则为这种关联创造了有利的耦合条件。在这种耦合关系下，多能互补系统才能够根据用户的用能需求实现优化。因此，增量配电业务和售电业务将是终端一体化集成多能互补系统成功实施的关键，将助力多能互补系统健康发展。