陕西省微电网发展研究 基于典型示范项目的调查

简版简版在本报告的编写过程中，特别感谢以下来自政府、企业和研究机构的专家对报告撰写提供的洞见与陈丹北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目吴迪北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目特别感谢陕西省工业和信息化厅、陕西省发展和改革委员会、西安市发展和改革委员会、宝鸡市工业和信息化局、宝鸡市高新区科技和工信商务局、西电宝鸡电气有限公司、施耐德（陕西）宝光电i◎摘要 ◎第一章陕西省微电网发展背景及意义 1◎第二章陕西省微电网典型示范项目 4 4 9 ◎第三章陕西省微电网推广面临的主要问题与挑战 ◎第四章陕西省微电网发展中的利益相关者 ◎第五章陕西省推广微电网的相关政策建议 ◎参考文献 20西北地区风光资源丰富，西北电网已成为我国首个新能源为发电装机主体电源的区过50%。然而，受本地消纳能力有限、外送通道建设滞后、风电、光伏等电源装机容量地处西北地区的陕西省是煤炭大省，具有丰富的风能、太阳能等可再生能源资源，新能源装机占比也在不断上升，2023年陕西新能源装机规模突破3000万千瓦大关，占陕西电网总装机容量超过40%，创历史新高。陕西省是我国重要的综合能源基地和“西电东送”的重要枢纽，是极富发展潜力的内陆枢纽地区。清洁、可靠的电力供应是经济高质量发展的重要保障。如何充分利用风光等新能源资源优势，加快新能源就地消纳，加速建设新型电力系统是实现陕西省高质量发展的重要课题，对西北其他省（区）储能组成微电网，通过智能控制系统，不仅能够提高供电稳定性，还能提高能源使用效率，实现节能降碳目标。建设一批高水平微电网项目，将为推动陕西能源转型，资源优势向经济优势转化发挥重要作用。陕西省、市开展了一系列微电网试点示范项目，建立本课题总结了陕西省微电网发展背景及意义，通过调研西电宝鸡电气园区多能互补示范项目、XD宝光工业园区项目以及能源互联岛等典型示范项目，对其项目建设内容、经济效益及环境效益进行分析。识别微电网项目在实际推广中面临电价机制、储能激励机制、以及微电网与大电网互动等诸多问题与挑战、利益相关者在项目发展中的角色，iii陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查西北地区主要包括陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔自治区五省（区）。在能源转型大趋势的推动下，西北地区面临着从大规模高比例传统能源为依托的高耗能产业向以新能源为主要支撑的产业逐渐过渡的挑战。在西北五省（区）当中，陕西省拥有最高的GDP和最大的人口规的风光资源、以及十分紧缺的水电资源。随着经济社会的高质量发展，陕西省需加快能源转型进程，发展新能源产业，全面推动陕西实现碳达峰、碳中和目标，加快构建新型2019年底陕西省累计建成可再生能源（风电、光伏、生物质）发电装机1485万千瓦，位居全国第13位，占全省电力总装机的30.6%。1到2023年，陕西省火电装机5676万千瓦，可再生能源装机量超过4000万千瓦，可再生能源电力装机占全省电力装机的40%以上。其中可再生能源装机量中水电353万千瓦、风电1285万千瓦、光伏发电装机规模2292万千瓦，具体情况见图1.1。2021年、2022年可再生能源项目总建设规模约2690万千瓦，超过“十二五”“十三五”建设规模总和。075周年陕西经济社会发展报告之六》陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查1从发电量看，2023年陕西省火力、水力、风力及太阳能发电量分别为：2556.5亿千瓦时、107.6亿千瓦时、170.8亿千瓦时、110.89亿千瓦时，与上年相比分别：增长了168.9亿千瓦时、增长了29.7亿千瓦时、增长了13.6亿千瓦时、增长了5.45亿千瓦时，同比增速分别：增长6.6%、增长39.5%、增长2.4%、增长1.4%，分别占陕西省发电量：占86.78%、占3.65%、占5.8%、占3.76%，具体各类发电量见图1.2。陕西省加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，风电、光伏发电规模成效显现。近五年可再生能源装机以风电、火电和太阳能发电为主，风电及太阳能发电装机均有明显陕西省光伏电站以集中式为主，分布式为辅，其中分布式电站又以户用光伏为主。2023年，集中式光伏占陕西省新增光伏的81.5%；分布式光伏占18.5%；其中户用光伏占分布式的100%。累积量上，陕西省集中式光伏电站并网容量1825.7万千瓦；分布式光伏466.4万千瓦。陕西省分布式电站还有很大开发空间，结合全国来看，陕西省的光伏利用情况仅是2陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查省省全国总计21630.012001.49628.64348.360891.835448.125443.811579.7陕西776.0632.2143.8143.82292.11825.7466.4251.6伴随陕西省新能源装机的逐渐扩大以及新能源发电量的日益增多，新能源的消纳压力也将逐渐增加。陕西省2023年消纳可再生能源电量634.5亿千瓦时，可再生能源总量消纳责任权重完成25.9%，超额完成国家下达我省2.9个百分点；消纳非水电可再生能源电量494.9亿千瓦时，完成权重20.2%，超额完成1.7个百分点。根据相关机构预计，到2024年底，新能源装机将突破5000万千瓦，新能源发电量达到650亿千瓦时，新能源电力消纳量达到700亿千瓦时以上，新能源占全省电力装机比重突破45%。根据2017年7月，国家发改委和国家能源局印发《推进并网型微电网建设试行办法》的通知，微电网是由分布式电源、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成的小型发配用电系统（必要时含储能装置）。微电网分为并网型微电网和独立型微电网，可实现自我控制和自治管理。并网型微电网既可以与外部电网并网运行，也可以离网独建设以“分布式新能源+储能”为主体的微电网项目是提升分布式新能源的接入和消纳能力的方式之一。目前，微电网相关政策、技术和市场机制等正在逐步完善中，一些地区仍在通过微电网试点项目积极探索如何实现经济效益、供电可靠性、节能降碳等多重目标。随着国家电力改革和微电网发展的政策不断出台，陕西省微电网政策机制也主要包括鼓励分布式能源接入电网、优惠政策和补贴等，以推动分布式能源的发展和目中，其中陕西宝光集团老厂区启动风光氢储互补型智能微电网项目入选国家发改委、国家能源局的第一批新能源微电网示范项目，特变电工西安产业园源网荷储协调型微电网示范项工程目入选工信部公布第一批智能光伏示范企业及示范项目。2023年，陕西省确定了117个项目1001万千瓦纳入2023年陕西省风电、光伏发电项目保障性并网规模（其中风电73个、共604万千瓦，光伏44个、共397万千瓦）。截至目前陕西微电网类型均为并网型项目，其中从微电网投资主体的角度划分，陕西省的微电网运行模式陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查3西电宝鸡电气有限公司于2020年6月建成多能互补微电网系统解决方案及示范工充分融合分布式光伏、太阳能光热、风力发电、储能(热)、蓄电池储电、溴化锂制冷、交直流混合配电网、智能充电桩等多种能源供需、传输形式，通过各清洁能源的优化配比及互补，降低用能成本，实现节能减排，打造“绿色”能源供给系统，实现对整个园区提供“冷、电、热、汽”四联供的系统解决方案和一站式服务。该项目主要建设内容见表2。园区原有的5.9MW分布式光伏发电系统接入能源管理系统1×5kw风力发电系统220kw的太阳能光热供热系统（550m槽式太阳能集热器）1380kwhth（热）固体储热系统50kw/100kwh磷酸铁电池储能系统5kW柔性UPS供电系统交直流混合智能充电系统（7kw交流充电桩×5、60kw直流充电桩×3、120kw直流充100kw柴发备用电源接口160kW溴化锂热源制冷系统4陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查总投资建设成本2732万元，各分项成本：光伏系统2236万元，输配电及控制系统50万元，光热加储热系统410万元，储能系统8万元，风电系统8万元，充电桩系统20万元。每年运营成本如下：光伏系统10万元/年，光热加储热系统5万元/年，风电系统1万元/年，电池储能系统0.5万元/年，充电桩系统0.2万元/年。该项目项目的实际收益情况如下：发电上网电价0.3545元/千瓦时，峰谷价差0.6元/千瓦时，平均用电成本0.7元/千瓦时，使用年限均按15年计。年发电上网量650设备峰谷套利，按充电0.2203元/千瓦时，日充电100千瓦时，放电0.8283元/千10元计算（电车主要用于接送员工上下班，每日盈利来源于员工所付的车费），共9辆陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查5电车，工作330天，年收益3万元。年总收益248.6万元，年维护费16.4万元，总投在节能降碳效益上。光热场年集热量23万千瓦时，折合标准煤约83.89吨，年可减少烟尘排放约4吨，碳粉尘约60.57吨，二氧化碳约222吨，二氧化硫约6.68吨，氮氧化物约3.34吨。充电桩采用清洁电力，置换燃油通勤车，配置的充电桩每年可节约燃油约33万升燃油，每年CO2减排约700吨。考虑到储能和充电桩成本下降因素影响，课题组设置两种情景模式研究项目的盈利2024年以前电力价格采用2019年电力价格水平，2024年起采用最新电价政策。2019年4月2024年7月 尖/1.092668峰0.86690.918127平时段0.55020.580825谷0.23350.243523与冻结情景相比，动态情景下，由于陕西省分时电价政策调整和储能系统更新成本下降，进一步提升了项目经济性，项目净现值增加了66.8万元，动态投资回收期缩短了0.70年，内部收益率提升了0.56个百分点。6陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查22362581565.227041033332835020331830501035502732640.51959707.3640.5707.310.3年9.6年11.33%15.70%08103350-304 H光热加储热系统陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查7课题组以冻结情景为例研究储能比、储能组建成本以及电价政策对西电宝鸡电气园区多储能组建成本以及电价差对该项目具体影响分析见表5、表6及表7。项目配储比例7%配储比例16%配储比例30%财务净现值3733.5万元3585.7万元3013.7万元动态投资回收期9.3年10.3年11.5年内部收益率13.26%11.33%10.13%价格降10%价格降30%3585.7万元3673.5元3801.1元10.3年9.5年8.2年11.33%12.57%14.25%2024年电价4011.5万元7.3年15.09%3585.7万元10.3年11.33%8陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查指标指标配储比例0.19储能设备价格0.31峰谷价差0.81从分析结果可以看出，峰谷价差的变化对项目内部收益率的影响最大。该项目通过智慧能源管理平台对能源供给、储存、传输、利用进行综合管理，以实现对整个园区提供电、热、冷、汽联供的系统解决方案和一站式服务，降低园区用能成本，提高用能效率。项目建设至今也积累了可靠的运行数据，为系统优化及方案应用在相似场景的推广陕鼓能源互联岛是面向分布式能源市场的综合系统解决方案，通过顶层设计、统筹规划，应用互联网及大数据分析，从全流程全区域供能、用能、能量转换的角度出发，通过多能互补梯级利用，将可再生、清洁及传统能源高效耦合集成，以智能管控、专业运营模式，按时、按需、按质向用户端提供的分布式清洁能源综合一体化的解决方案。陕鼓能源互联岛项目具体建设内容见表9。陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查9多热源联合供热系统（带冷调峰的垂直埋管土壤源+污水源+空压机废热）的水源热泵供冷供热系统1800kw冷热电三联供200kw蓄能装置（蓄热14400kwh/蓄冷6417kWh）原有燃气热水锅炉（4200kw）智能微电网系统（光伏70kw、天然气分布式能200kw、市电）项目经济效益以疫情前2019年项目运行数据分析，项目实施前后运营成本下降39%，能源站全年用水0.8132万立方米，用电177.9615万千瓦时，用气88.2812万立方米，综合能源消耗折标煤1290.7t，供热55684GJ，供冷10177GJ，自发电5.1599万千瓦时，中水产量3.6836万立方米。相比2016年，综合能源消耗（折标煤）下降30.5%，减排二氧化碳1395吨。与原供能系统对比节能12%，项目综合能源利用率为87%，单位万元产值能耗由原来的0.009tce/万元下降到0.006tce/万元，下降32.86%。在节能降碳方面，燃气内燃机和光伏项目运行后年自发电量为128.7270万千瓦时，虽然新增了溴化锂机组、热泵机组、污水处理系统设备等，但扣除自发电量后，项目外购电量仅为41.4370万千瓦时，低于项目实施前的外购电量47.28万千瓦时。由于原供热单元只采用燃气锅炉系统，天然气价格波动较大，且全年用气量不平衡，冬季无法保证用气量，减少了燃气热水锅炉的使用，以及使用了热泵机组（COP为6.3）提高能效，天然气消耗由原来的143.8万立方米减少到58.7880万立方米，天然气节约了59%。8.58吨减少到6.34吨，减排26%，各项指标满足环保排放国家标准。该多能互补微电网项目不仅可以实现新能源的高消纳，也为企业节省大量的人力物对微电网运营部分的投入变少，使得微电网作用不明显。因此微电网建设时也需要考虑10陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查施耐德为实现“碳中和”园区、绿色工厂、零碳工厂等发展目标以及减少能耗和能源成本，大力发展新能源并提高新能源在园区的使用占比。施耐德(陕西)宝光电器有限公司计划在SSBEA工厂内部部署微电网系统，不仅为SSBEA厂区供电，也可以为屋顶部署光伏约屋顶部署光伏约800kWp100kWh储能T300边缘控制器EMA微电网能源顾问该项目微电网的前期投入主要包括屋顶加固，微电网系统的架构和光伏及储能的建设。其中屋顶加固费用由宝光园区支出，约20万元；微电网系统和光伏及储能的建设由SSBEA支出，投资约75万元（含税）和40万元。项目建成后光伏年发电量79.4万千瓦时，SSBEA厂区可自消纳36.27%，全宝光园区可消纳新能源发电量的90.4%。微电网建成后，对SSBEA厂区，25年累计可节约电费约22.9419万元，年均节约电费0.9176万元，25年累计减少CO2排放约6039吨，年均可减少CO2排放241.6吨，每年可减少碳汇资金1.2078万元，光伏渗透率可达52.26%。对全宝光园区而言，微电网项目建成后，25年累计可节约电费约34.2389万元，年均节约电费1.3659万元，累计减少CO2排放约9012吨，年均减少CO2排放3605吨，并减少年需量电费3.2948万元，光伏渗透率可达17.13%。项目微电网建设不仅可以以单独企业为主体，也可以以兄弟企业所在的产业园为主体，共同建设运营微电网，提高了新能源的消纳率，也降低了单一企业建设微电网的投资与风险。共用一套微电网系统，整体消纳新能源的能力提升，电力波动小，与大电网的互动更加简便。具体调度问题由企业与电网双陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查11微电网作为“源-网-荷-储”一体化的综合能源系统，在投资、建设、运营中所面临的难题也是多方面的、复杂的、综合的，微电网项目在实际推广中面临以下问题与允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边能源消费者的隔墙售电模式是提高微电网项目经济性的一个重要措施，通过隔墙售电，自发自用这部分电量享受打折，余电上网部分可以销售给就近工商业用户进一步提升收益，而不是以燃煤基准单价国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司于2017年末发布了《关于开展分布式场化交易试点方案编制的有关事项，之后又陆续出台了一些相关政策，江浙地区开启了试点项目。今年4月河南开启工业企业、园区方面的隔墙售电政策征求意见，但从全国范围内来讲并没有大面积推广。由于涉及到电网收益、输配电价核定、交易平台运维服务费用等方面因素，仍需厘清各利益相关方之间的关系、利益分配等核心问题，以为微陕西省出台过一些储能激励政策，但由于激励效果有限，同时峰谷价差较小在一定程度制约了储能发展，不利于微电网项目的自平衡自调节。在2024年4月出台了《陕12陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查西省新型储能发展实施方案(2024-2025年)》，方案给出了一些较为具体的支持细则，如明确了独立储能的市场主体地位，独立储能可以参与电力中长期、现货和辅助服务市场交易，明确了新型储能参与辅助服务市场电力调峰次数不少于260次等。方案一定程度上弥补了陕西峰谷价差不利于储能项目建设的缺陷，经过测算，灵活运用政策支持大约可以找回1-2毛钱的空间，储能项目成本回收期可以缩短为5年，在当前电化学储能价格持续下降的情况下，推动工商业储能项目建设成为可能。但方案需要储能项目方熟悉电力市场规则，并能够在有效匹配规则的情况下才能获得相应补偿，虽是激励，但依峰谷电价差问题。按照陕西省发改委发布的《关于进一步完善分时电价机制有关事价每日分为高峰、平段、低谷三个时段，每个时段8个小时。高峰时段为8:00-11:30、18:30-23:00，低谷时段为23:00-7:00，其余时间为平段；二是大工业生产用电峰平谷以当月购电价格（含电能量交易价格和输配电价）为基数浮动。政府性基金及附加不参夏季尖峰时段为每日19:30-21:30，冬季尖峰时段为每日18:30-20:30，尖峰时段用电价格在峰段电价基础上每千瓦时上浮20%，具体电价差见图3.1，根据峰谷分时电价政策，结合当前售电侧实际交易情况来看，以1-10kV大工业用电来分析，峰谷价差在0.6陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查13按照是否与大电网连接，微电网可分为并网型微电网和独立型微电网。并网型微电网依靠大电网稳定电压和频率，可以实现能量的双向交换。在大电网发生故障时，又可切换为独立运行模式，保证对重要负荷的供电。独立型微电网不与大电网相连，仅依靠自身的分布式电源和储能系统为负荷供电，通常需要利用内部的柴油发电机和储能系统微电网与大电网之间的互动涉及技术性、经济性等问题。在技术上，需制定合理的控制策略和保护措施，研究微电网与大电网之间的协同调度策略，确保两者的稳定运行和安全性。一些并网型微电网自调节、自平衡能力差，在电力供应不足时需依赖大电网供电保供。同时，微电网具有自治性和灵活性，可以通过需求侧管理来响应大电网的需求。在用电高峰期，微电网可以调整自身的发电和用电计划，减轻大电网的负担；在用电低谷期，微电网可以储存多余的能源，以备不时之需。微电网与大电网之间的费用分14陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查政府是在微电网项目建设过程中，能够行使政府职能的部门和组织。陕西区域微电网项目建设过程中，除了国家有关部门出台的微电网行业试点示范激励政策外，在省级层面，省发展和改革委员会、省工业和信息化厅、省财政厅、省住房和城乡建设厅、省能源局以及项目所在市的相应政府职能部门等，利用企业技改资金补贴等对微电网项目业主是微电网项目的核心决策者，业主一般是微电网项目的投资、建设、运营管理方，也是直接使用和收益方，负责项目的整体策划、决策和投资，并且负责项目组织实施和运行管理，通过与政府、电网公司、投资方等各方合作，共同推动微电网项目的实施和发展，获取稳定的电力供应、合理的电价。陕西省微电网建设仍处于起步阶段，产业资本对微电网仍处于观望阶段，微电网投资方主要是项目业主本身。投资方主要为国有企业，对微电网的投资往往承载着国家战略意图和行业发展导向，在社会责任和可持续发展方面的诉求更为突出，在微电网投资上能够承担更大的风险，并有能力推动项目波动性、间歇性等特点的分布式电源大量接入配电网，电网稳定性受到极大挑战。电网公司在微电网领域具有重要影响和作用，通过参与微电网的技术研究、项目建设和运营管理，推动微电网技术的创新和发展，提升微电网的可靠性、经济性和环保性，掌握微陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查1516陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查探索工商业、增量配电网、农村等微电网项目的隔墙售电。通过限制分布式发电并网规模，确保发电量在接入电压等级范围内就近消纳；分布式发电可以采用“直接交易”“委托交易”“标杆价收购”的三种交易模式；新能源电力“过网费”按照分电压等级输配电价级差的核定原则优化。开放输配电试点项目，对纳入试点的分布式发电项目在输电费、政策性交叉补贴等方面予以政策建议参照其他省份进一步优化峰谷电价时间，结合陕西省气候特点，调整高峰时段为15:00-23:00，低谷时段为11:00-15:00、1:00-6:00。夏季及冬季工商业用电实施尖峰电价。同时，建议对工商业进行峰谷电价调整，市场化交易上网电价高峰时段在平段电价基础上上浮40%、低谷时段在平段电价基础上下浮60%；输配电价高峰时段在平段电价基础上上浮60%、低谷时段在平段电价基础上下浮60%；尖峰电价在高峰电价基础上上浮20%、深谷电价在低谷电价基础上下浮20%。陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查17在推广微电网项目时，不仅将它作为一个独立的项目单独建设，还可以与其他区域工业园区、大型商圈、大型商业综合体作为产业和商业聚集区，其能源需求量大且场景多样，将微电网与零碳、低碳园区建设、低碳商业建设和多能互补项目相结合，不此外，微电网项目对乡村振兴同样具有重要意义。通过建设光伏扶贫电站，可以为贫困群众提供稳定的收入来源，改善生活条件。同时，乡村作为生物质的重要生产和使用场所，推广生物质发电技术并联合光伏项目，提高乡村能源的自给自足能力，促进乡建议调整光伏整区推进政策，出台支持工商业分布式光伏等新能源及绿色微电网项目细则，在西安试点对新建公共和民用建筑光伏安装从鼓励改为强制要求，提高可利用屋顶安装面积至不低于80%，对既有建筑因地制宜、分布实施，提升省内新能源生产消纳能力。同时，陕西省作为光伏产业大省，具有突出的创新能力、完整的产业体系、明显的集群优势，省内龙头企业隆基绿能发挥带头作用，通过技术创新、路径创新和政策创新，加快产业升级、扩大省内配套，扶持一批创新型中小企业和上下游配套企业集聚18陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查同时现行电力调度系统、电力交易平台功能不完善。分布式项目发电量采集存在困难，影响边界出清电价。交易平台对分布式项目信息披露机制不完善，影响市场主体功率及现货出清电价预测。2024年9月，北京电力交易中心公开印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）》，新增了“分布式发电主体以聚合形式由聚合商代理参与绿电交易”的相关内容。国家发改委、财政部、国家能源局发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，明确绿证全覆