【数能科谱】什么是“源网荷储一体化”？及其市场运营模式！

一、什么是“源网荷储一体化”？

当今社会，信息技术的快速发展使得数据的产生和储存量不断增加，如何高效地管理和利用这些数据成为了一个亟待解决的问题。源网荷储一体化技术应运而生，它是一种将源、网、荷、储四个环节整合在一起的技术。

“源网荷储一体化”，从字面上可简单理解为包含了电源、电网、用户、储能四方面要素的综合解决方案。根据发改委和国家能源局2021年2月印发的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，源网荷储一体化指的是“通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径。”

在具体实施上，“源网荷储一体化”要求充分发挥负荷侧的调节能力，实现就地就近、灵活坚强发展，以及激发市场活力，引导市场预期。在实施路径上，源网荷储一体化包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级三个层次的具体模式。具体介绍：微网“源-网-荷-储”一体化运营！

1.区域（省）级源网荷储一体化

1）引入电源侧、负荷侧、独立电储能等市场主体，全面开放市场化交易，通过价格信号引导各类市场主体灵活调节，培育用户负荷管理能力，提高用户侧调峰积极性。

2）加强全网统一调度，研究建立源网荷储灵活高效互动的电力运行与市场体系，充分发挥区域电网的调节作用，落实电源、电力用户、储能、虚拟电厂参与市场机制。

2.市（县）级源网荷储一体化

1）在重点城市开展源网荷储一体化坚强局部电网建设，梳理城市重要负荷，研究局部电网结构加强方案，提出保障电源以及自备应急电源配置方案。

2）结合清洁取暖和清洁能源消纳工作开展市（县）级源网荷储一体化示范，研究热电联产机组、新能源电站、灵活运行电热负荷一体化运营方案。

3.园区（居民区）级源网荷储一体化

1）运用技术手段和“互联网+”新模式，调动负荷侧调节响应能力。

2）在城市商业区、综合体、居民区，依托光伏发电、并网型微电网和充电基础设施等，开展分布式发电与电动汽车（用户储能）灵活充放电相结合的园区（居民区）级源网荷储一体化建设。

3）在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。

4）研究源网荷储综合优化配置方案，提高系统平衡能力。

省级源网荷储一体化方案示意图（河北南网为例）

通过实现“源网荷储一体化”，电网资源主体价值将得到更大的发挥，通过精准调度，实现参与电网的各个参与主体互利共赢。清洁能源发电企业、售电公司、可中断负荷、火电企业、电网企业、分布式储能等各个参与主体均可从中受益。

4.微网“源-网-荷-储”一体化运营

运营主体一体化保障微网的统一自治;投资主体多元化保障微网的风险共担,收益共享。微网传统运营模式为“自发自用,余量上网”,其收益以能源供给收益为主,缺乏经济性。本文在微网传统运营模式的基础上,提出包括“源-网-荷-储”优化控制运行、微平衡市场交易、内外两级购售电、网对网辅助服务、内外两级需求响应和新型备用容量机制的“源-网-荷-储”一体化运营模式,为微网提供合理的投资回报途径。

微网运营主体保障微网内能源供需实时平衡,通过“源-网-荷-储”优化控制运行,减少弃风弃光率,降低微网运行成本,促进节能减排,实现技术、经济、环境等综合效益最大化,如图5所示。

无论独立运行还是并网运行,微网运营主体应当满足微网内部多种能源的负荷需求,对状态偏离、设备故障等意外事件具有不平衡校正能力,实现微网内部“源-网-荷-储”各元件的自适应主动控制,符合电、热(热)、气多种能源供应的安全可靠性和质量水平要求;实现微网独立/并网运行模式的平滑切换,有效减少微网和外部电网并列/脱离过程中的暂态振荡。

微网优势之一是促进分布式能源的就地消纳,目前微网内风光等分布式能源主要采取“自发自用,余量上网”的运营模式,富余或不足部分电量由外部电网接收或提供。

微网运营主体掌握园区微网内能源供需和市场价格信息,通过构建计及电、热、气等多种能源的微平衡市场交易平台,组织园区微网内工业、商业、居民等各类型用户和分布式光伏、分散式风电、燃气三联供系统等分布式能源及储能资源,通过微平衡市场进行局部自主交易[11]。购售双方通过自主协商,确定交易量、结算价格等信息;分布式能源和用户可委托微网运营主体,代理参与微平衡市场交易,签订转购售能源合同。同时,微网运营主体收取一定微网内部能源输配“过网费”,三方共同签订供用能合同。

相比于“自发自用,余量上网”模式,微平衡市场交易将减少与外部电网之间的不平衡能量交换,尽可能实现在微网内部范围的就近利用。微平衡市场交易下微网的电量安排如图6所示。

图6 微平衡市场交易下微网的电量安排

未参与电力市场前,微网内部分布式能源上网电量以当地燃煤发电机组标杆上网电价结算,外购电量以目录销售电价(考虑峰谷分时)结算。

随着发用电计划不断放开,以及中长期电力交易开展,微网运营主体通过集成微网范围内富余的发电量和不平衡的用电量,达到市场准入条件,以“售电公司”身份,代理微网内部分布式能源和用户参与外部电力市场购售电交易。在电力市场中,微网运营主体和传统发电企业和用户具有相同市场地位,通过制定合理的交易策略,获得购售电价差额的收益。

外部电网调度中心根据电力系统运行需要,确定系统调峰、备用等多种辅助服务需求量,微网运营主体以独立辅助服务提供者的市场主体身份,通过远期双边合同或者短期辅助服务市场竞价的方式,为外部电网提供辅助服务,并获得相应的辅助服务补偿。

微网内部拥有多种分布式能源,具有供需自我平衡运行的能力,能够为外部电网提供黑启动(black start,BS)辅助服务;微网运营主体可利用储能设备,为外部电网提供可中断负荷(interruptible load,IL)辅助服务。与燃煤火电机组等传统的辅助服务提供者相比,微网响应速率更快,灵活性更强,更易于负荷匹配[14]。

微网和外部电网之间的关系,不再是传统“电网-用户”单向服务的关系,将是一种网对网相对独立且平等的关系。外部电网为微网平衡富余或不足电量,提供兜底服务;微网为外部电网提供辅助服务。微网和外部电网之间互为备用,双向服务。

内外两级需求侧响应是指：在微网内部,微网运营主体发布微网内部需求侧管理措施,主动引导用户削峰填谷,优化微网自身的负荷特性;在微网外部,微网作为一个整体参与所在地区的需求侧响应政策。

以峰谷分时电价(time-of-use,TOU)为例,外部电网的峰谷分时电价政策比较粗犷,微网运营主体可根据微网内部用户的负荷曲线及需求侧响应特性,精细化制定微网内部的高峰/低谷电价时段和 峰/谷/平电价之比,减少微网与外部电网不平衡电量交换曲线的峰谷差,内外峰谷分时电价的差价即为微网运营主体在微网内部实施需求侧管理措施的投资回报。

内外两级需求侧响应机制能够有效协调微网内外资源,实现大系统从局部到整体的多级最优化目标,从而提升系统整体的能源利用效率。

传统运营模式下微网并网点变压器按容量申报;微网运营主体通过储能、主动控制等技术或经济手段,在一定范围内自由调节微网和和外部电网之间的不平衡电量交换曲线,并与电网企业开展自主协商,变压器容量根据微网自平衡情况按最大需量进行申报,统一缴纳相应的备用容量费用。

新型备用容量机制是对微网能量精准优化控制技术的考验,微网自平衡能力越强,缴纳的备用容量费用越少。传统微网内储能的收益主要来自于移峰填谷后购电成本的减少。新型备用容量机制将为储能在微网中的应用提供崭新的投资回报模式,将极大促进储能设备的发展。

传统运营模式成本包括投资建设成本、运维成本、外购电成本以及容量成本,收益包括自发自用收益、上网电量收益、内部售电收益和补贴收益。

一体化运营模式成本包括投资建设成本、运维成本、外购电成本以及自主申报的容量成本,收益包括自发自用收益、外部售电收益、内部售电收益、“过网费”收益、辅助服务补偿收益和补贴收益。

表1 传统运营模式和一体化运营模式的成本收益

二、“源网荷储一体化”下，各市场主体商业模式

1.清洁能源发电企业通过参与多品种交易，提高利用小时数，创造发电增量收入。

2.售电公司

通过先进的负荷分析及预测技术，制定负荷聚合互动方案及合约匹配策略，作为负荷聚合商发挥规模优势，获得代理交易分成。

3.可中断负荷

1）通过主动响应或服从调度，为电网安全运行提供辅助服务，获得服务收益；

2）与清洁能源直接交易，提高清洁能源消费占比，降低用户用能成本；

3）通过价格信号的引导，用户有意愿对用能设备进行自动化和智能化改造，或是增加储能等综合能源利用装置和设备，提升能源利用效率，节约用能支出。

4.火电企业

辅助服务新规出台后，火电灵活性改造积极性提升，承担更多电源侧调节功能，获取辅助服务收益。

5.电网企业

1）发挥电力市场对资源聚合优化的关键作用，通过优化配置电网调峰资源，实现新能源更大范围消纳，拉动电量增长，提高输配电收入；2）解决因超、重载等网架约束导致的局部消纳困难问题，降低峰谷差，提高设备利用率，缓解电网投资。

6.分布式储能商业模式

1）分布式储能参与电网调峰辅助服务，获取辅助服务利润；

2）在电网电价低充高放，获取电价差利润。