面向源网荷储一体化的能源服务典型发展模式

周国鹏，赵春阳，康俊杰，赵良，李铮

(1.中国华能集团有限公司能源研究院，北京 100031；2.中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司，北京 102209)

在我国实现碳达峰、碳中和及构建以新能源为主体的新型电力系统目标引领下，能源电力行业正迎来新一轮重大变革。随着新能源的快速发展，未来10年，电力供需在空间和时间上的平衡难度将大幅增加，对电力系统灵活调节能力提出了更高要求[1]。2021年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《国家发展改革委 国家能源局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》(以下简称《指导意见》)，指出源网荷储一体化和多能互补是实现电力系统高质量发展、促进能源行业转型和社会经济发展的重要举措[2-3]。在此形势下，国内学者聚焦源网荷储一体化发展前景、发展模式、关键技术等问题，掀起了新一波分布式发电、微电网、储能、综合能源服务等内容的研究热潮[4-11]，希望从新的视角寻找促进我国源网荷储一体化发展的路径。

从发展内涵看，源网荷储一体化侧重于负荷侧，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源要素，以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，在市场价格放开、市场垄断放开的前提下，促进电源侧、电网侧、负荷侧要素自发组合、优化匹配。仅从概念来看，这与发展多年的综合能源服务非常契合，但两者又不完全等同。综合能源服务强调的是面向用户需求，提供冷热电气氢等多能耦合、多元高效的能源服务业务，而源网荷储一体化是站在全系统的角度，强调发挥负荷侧调节能力，就地就近灵活发展，激发市场活力，引导市场预期。目前的研究多针对综合能源服务概念，分析发展现状、面临困难，研判未来面向平台化、数字化、多能耦合等场景的综合能源发展趋势。文献[12-13]分析了综合能源服务发展现状、关键技术及面临的困难，提出未来会向着能源互联网、电网故障自愈及超级储能等方向发展。文献[14]从市场投资需求的角度，重点探讨了节能服务、综合供能服务、智慧能源服务的市场投资需求，分析了“十四五”期间我国综合能源服务产业发展的新趋势，并提出了若干建设性建议。文献[15-16]从能源客户需求、能源技术、能源服务模式、能源服务业态、能源政策等方面，研判综合能源服务未来可能向平台化、数字化、区块链等方向发展，并从政府、行业、企业等不同层面提出相应措施建议。文献[17]对发电企业已投运项目进行分析，提出多能源接受能力不足且耦合深度不够、核心技术储备不足及相关优惠政策缺失是发电企业综合能源发展面临的主要困难。文献[18-19]聚焦于电-气互联的综合能源系统，分别构建了计及储碳、储氢设备联合运行的电气综合能源系统低碳经济调度模型，以及包含电力系统、天然气系统的电转气(P2G)厂站联合规划方法。

从具体模式看，源网荷储一体化主要包括“区域(省)级源网荷储一体化”“市(县)级源网荷储一体化”“园区级源网荷储一体化”等。目前，已有一些学者对源网荷储一体化运营模式开展了研究，但多数还是从单纯的综合能源服务角度切入，缺乏对一体化发展路径的系统研究。文献[20-21]从优化控制运行、微平衡市场交易、内外两级购售电、网对网辅助服务、内外两级需求侧响应、新型备用容量机制建立面向园区微网的源网荷储一体化运营模式，提出了传统运营模式和一体化运营模式下微网经济性分析方法。文献[22]分析了多能源分析规划技术、能量管理技术、协调优化控制体系与储能技术的发展现状，指出多能互补将向着容纳高比例波动性可再生能源电力的发、输、配、储、用一体化的局域电力系统发展。文献[23]立足于供电网络、供冷/热网络、供气网络和能源站构成的综合能源一体化系统，建立了园区综合能源微网日前动态优化调度模型。文献[24]研究了综合能源中多个供应商和用户的均衡生产与定价博弈问题，分析了完全竞争市场环境下综合能源系统运行模式。文献[25]从电力物联网角度，分析了综合能源服务市场格局、市场竞争以及市场发展的演化路径，提出了综合能源服务平台企业的生态化发展策略。为更好地促进我国源网荷储一体化发展，本文从源网荷储一体化内涵出发，梳理一体化发展的相关政策，分析发展现状，提出面向源网荷储一体化的能源服务发展的几种推荐模式及相关建议，旨在对行业发展提供有益思考。

1 我国源网荷储一体化发展情况

2015年以来，国家出台了一系列有关源网荷储协同发展的政策文件，以“互联网+”智慧能源、分布式电源、微电网、多能互补、源网荷储一体化等不同的形式体现。相关政策的出台，有力推动了新能源、分布式电源、微电网、储能、需求侧响应等相关领域的发展，也为实现碳达峰、碳中和，构建新型电力系统背景下源网荷储一体化发展路线的确立奠定了坚实基础。2017年2月，根据《国家能源局关于公布首批多能互补集成优化示范工程的通知》(国能规划〔2017〕37号)，国家能源局公布了首批23个多能互补集成优化示范工程，其中包括17个源网荷储一体化集成供能系统项目(见表1)。这些示范项目建设有序推进，形成了一些典型经验，例如：廊坊泛能微网生态城多能互补集成优化示范工程、大同经济开发区多能互补集成优化示范工程采用风电、光伏与天然气冷热电三联供模式，为科技园区、开发区提供电能与冷热能综合供应，取得了较好的示范效果；青岛中德生态园泛能网项目面向青岛市中德生态园用能需求，能源站建设与园区发展同步，打造供热、供冷、供工业蒸汽为一体的泛能站，并且园区建筑采用被动房等节能技术，初步形成了源网荷储一体化的低碳能源服务体系。

表1 我国首批源网荷储一体化示范工程Tab.1 Source-network-load-storage integration demonstration projects in China

当前，在我国碳达峰、碳中和背景下，清洁低碳化、系统智能化已经成为能源发展的大趋势，各类新技术、新业态、新模式不断出现，综合能源服务及源网荷储一体化迎来了新的发展机遇，传统能源企业、电网企业、民营企业等立足于自身传统优势业务，纷纷向其他能源领域拓展渗透，将传统能源业务向综合能源服务领域转型升级。但从整体来看，我国源网荷储一体化还处于发展初级阶段，开发模式、商业模式和盈利模式还在探索中，用能方式和新兴市场正在培育，源网荷储一体化的发展还存在一定困难。实现碳达峰、碳中和目标和构建以新能源为主体的新型电力系统对源网荷储一体化发展提出了更高要求，源网荷储一体化面临新的机遇和挑战，发展路径、发展模式尚不清晰，需要对其进行系统的分析和总结。

2 面向源网荷储一体化的能源服务发展模式

目前，源网荷储一体化项目大多属于市(县)级和园区级项目，能够归为区域(省)级的项目较少。考虑实际发展情况，市(县)级和园区级项目由于更加贴近用户，供需侧对接易于落地，也具有更现实的发展需求；因此，在调研、总结现有发展模式的基础上，本文主要针对市(县)级和园区级源网荷储一体化发展，提出6种推荐的典型发展模式。

2.1 数字化驱动下的区域虚拟电厂

虚拟电厂(virtual power plant，VPP)并不是传统意义上的电厂，而是聚合优化“源网荷储售服”清洁发展的新一代智能控制技术和互动商业模式，将泛在可调资源聚合为可与电网柔性互动的互联网电厂。区域虚拟电厂(如图1所示)一般以110 kV母线为连接，聚合了区域电网内大量分布式电源、储能、电动汽车负荷以及其他可调可控的柔性负荷，并通过虚拟电厂控制平台分别与电网调度侧、客户侧实现5G实时通信。利用大数据、人工智能等先进信息技术，虚拟电厂可以突破地理位置局限，将各类分布式发电及可调节负荷资源聚合成一个虚拟实体，实现更大范围的资源整合与精准调配，是智能聚合源网荷储资源的新模式，可推动源网荷储一体化创新发展。

图1 区域虚拟电厂模式Fig.1 Regional VPP mode

“十三五”期间，我国江苏、上海、河北、广东等地开展了电力需求响应和虚拟电厂的试点。江苏省于2015年率先出台了《江苏省电力需求响应实施细则》，2016年开展了全球单次规模最大的需求响应，削减负荷3 520 MW，2020年再次刷新纪录达到4 770 MW，削峰能力基本达到最高负荷的3%～5%。国网冀北电力公司建设需求响应支撑平台，优化创新虚拟电厂运营模式，高质量服务绿色冬奥，并参与了多个虚拟电厂国际标准制订。然而，目前我国虚拟电厂仍存在政策激励机制不健全的问题，组织、实施和管理基本还是沿袭需求侧管理的旧模式，尚未形成体系化、常态化的工作机制，缺乏统一的规范标准。在技术层面，大数据预测分析能力、电力交易市场模型、优化调度算法、信息交互与安全等虚拟电厂核心技术也有待突破。据统计，我国可供参与虚拟电厂运营的可控资源体量庞大，可达到150 GW，且电动汽车、储能等资源处于快速上升期。虚拟电厂的规模化发展需要健全的市场体系，随着我国电力体制改革的推进与电力市场交易机制的日益完善，特别是电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂通过电力交易等形式参与电网运行与调节的应用场景会越来越多，未来有望成为推动市(县)级、区域级源网荷储一体化的重要支撑。

2.2 煤电转型发展下的“煤电+”耦合发电与区域能源站

碳达峰、碳中和已经成为煤电产业的主要边界，而以新能源为主体的新型电力系统建设则需要煤电的支撑，煤电的容量价值和调峰价值短期内难以被大规模取代，煤电产业需要在生存与发展双重压力中寻求转型路径。在此形势下，除了按照国家要求做好煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”之外，煤电产业还需要主动谋划，向综合能源服务业务转型发展。未来煤电发展应聚焦区域生态环保与低碳经济发展需求，以城市综合体、工业园区生态环境保护与能源需求为导向，探索燃煤耦合污泥发电、垃圾发电、生物质发电、生物天然气、固废处置等“煤电+”业务，在煤电站址基础上建设区域源网荷储一体化的综合能源供给站，大力促进城镇污水垃圾处理、农业面源污染治理，实现传统煤电业务向综合能源服务、节能环保产业等领域的转型升级发展。如图2所示，“煤电+”耦合发电系统一般将污泥作干化或半干化处理，然后与煤炭一起入炉焚烧发电，中间产生的热能可以循环使用。目前，先进的耦合发电已经可以实现不经干燥预处理，直燃耦合高水分的湿污泥。例如，中国华能在秦皇岛秦热发电厂成功应用2台300 MW大型循环流化床(circulating fluidized bed，CFB)锅炉机组，实现了80%水分湿污泥的耦合掺烧。

图2 “煤电+”耦合发电模式Fig.2 Coal-fired+ coupling power generation mode

随着我国工业化和城镇化步伐不断加快，工业和城市产生大量污泥、垃圾等固废。预计“十四五”时期，我国每年将会有1×108t的新增固废焚烧处置需求。同时，我国拥有世界最大的清洁高效煤电体系，利用煤电机组对污泥、垃圾等进行耦合发电，是对固废进行无害化、减量化、资源化、规模化处理的重要技术手段。目前，国内相关企业已开展了“煤电+”耦合发电、服务区域能源供应的试点项目。中国华能先后在珞璜电厂、太仓电厂、玉环电厂等开展了一批耦合发电改造项目，打造“城市污染物终结者”的生态环保品牌。然而，“煤电+”耦合发电还面临缺乏系统规划、行业标准化建设不够完善等问题。为更好发挥“煤电+”耦合发电优势，需进一步加强对“煤电+”固废耦合发电的集中统一规划，充分发挥现役煤电机组优势，加快地理位置条件较好的城市周边煤电机组耦合发电项目建设，使燃煤电厂从污染物集中排放单位转变成为城市废弃物处理中心，推动煤电机组在资源循环利用和生态环境保护中更好地发挥作用。

2.3 “风光发电+微电网+电动汽车+储能”

“分布式风光发电+储能”构成的微电网模式可以有效促进新能源就近消纳，是园区绿色能源服务比较常见的配置，也是当前园区级源网荷储一体化建设中必不可少的选项。如图3所示，系统由风电、光伏、储能、充电桩等组成，各设备可以经过逆变器共同连接于直流母线，进一步降低系统损耗，提高运行效率。该模式下，经能量管理平台统筹调度，系统可以充分发挥源网荷储各单元的作用。分布式光伏发电具有资源丰富、便于用户端就近消纳等优势，是解决清洁能源利用难题的重要途径，大力发展分布式光伏是推进能源清洁化利用的现实选择。随着电动汽车的快速发展，大量的车载电池提供了丰富的移动式储能资源，可充分利用其充放电灵活的特性，发展分布式发电、储能与电动汽车相结合的园区级源网荷储一体化系统。

图3 “风光发电+微电网+电动汽车+储能”模式Fig.3 Wind-solar-microgrid-EVs-storage mode

当前，碳达峰、碳中和促进了低碳、零碳园区建设，风光储充用一体化的微电网可以充分利用园区屋顶、土地资源，提高新能源就近消纳能力，有望成为实现园区级源网荷储一体化发展的优选模式之一。在电力体制改革及售电侧逐步放开的背景下，国内相关能源企业开展了大量园区级源网荷储一体化探索，主要是以示范项目建设的形式，打造绿色低碳、高效节能的能源供应系统。例如国网上海电力大学临港新校区综合能源项目围绕以客户为中心的理念，推动学校建设和综合能源规划设计同时进行，采用了“风光发电+微电网+电动汽车充电+储能”的模式，实现了建筑能效管理、综合节能管理和“源网荷储充”协同运行。对于医院、高校等公共事业单位，用能场景具有能耗水平较高、负荷波动较小、用能需求增长快等特点，项目前期收益率虽然不高，但收益较为稳定，风险较小，具有较好的示范推广意义。此外，在传统分布式光伏基础上，进一步整合储能、供冷、供热等系统，开展多种形式耦合的分布式光伏项目，如光储充一体、光热耦合等，并在农林牧渔等各行业，因地制宜推广“光伏+”项目，可以促进光伏发展与生态建设深度融合。

2.4 “燃气发电冷热电三联供+蓄冷蓄热”

燃气冷热电三联供以天然气为主燃料带动燃气轮机或内燃机等燃气发电设备运行，产生电力以满足用户用电需求，系统排出的废热则通过余热锅炉或溴化锂等设备向用户供热、供冷。冷热电三联供是成熟稳定的能源供给方式，能够实现能源的梯级利用，其能源综合利用效率高达80%以上，具有输配电损耗低、能效利用高、供能安全可靠、节能环保及个性化强等优点，是现阶段综合能源服务发展的一大热点。燃气冷热电三联供在国外已有30多年发展历史，美国、欧盟、日本等均出台了促进燃气冷热电三联供发展的优惠和补贴政策，发展和推广形势较好。相对而言，国内燃气冷热电三联供研究起步较晚，同时受制于我国天然气资源不足等因素，目前主要是部分企业开展了小规模的用户开发，还未形成大范围推广应用的局面。比较有代表性的国电投珠海横琴综合智慧能源项目以“一厂十站”(1座燃气电厂、10座能源站)为基础，采用“冷热电三联供+区域供冷+冰蓄冷储能”技术，将1.5×107m2区域的空调装机容量从1 350 MW降至512 MW，降幅达到62%。近年来，我国燃气发电装机容量呈现大幅增长趋势，燃气冷热电三联供技术可以充分发挥燃气发电调节灵活的优势，同时可与生物质、风能、太阳能、地热能、余压余热余气等能源形式耦合互补，通过蓄冷蓄热满足用户冷热电多种形式用能需求，有效提升源网荷储一体化系统的能源利用效率。大多数燃气冷热电三联供项目服务于新建的工业园区和公共建筑，具有开展增量配电和售电业务的有利条件。通过开展配售电业务，成立区域售电、售热、售冷一体化能源服务公司，实现发、配、售一体化，实现区域综合能源服务，进而更好地满足用户多样化和定制化的需求，是燃气冷热电三联供项目未来的重要发展方向。

2.5 “风光发电+燃气发电+储能+蓄冷蓄热”

这种模式可以提供绿色可靠的能源电力供应，与上述“燃气发电冷热电三联供+蓄冷蓄热”的主要区别在于增加了风光发电、储能装置，是一种综合燃气发电、可再生能源发电的冷热电联供系统；因此，此种模式的优点主要体现在既消纳了风光发电产生的可再生能源，又有燃气机组保障系统的稳定性与调节能力，同时冷热电三联供提高了整个源网荷储一体化系统的能源利用效率。这种融合了风光、燃气发电及储能系统的一体化模式可以应用在一些用电量、用热量大的产业园区。由于系统可靠性较高，也适用于在老旧工业园区、科技园区升级改造以及新建科技园中推广部署。在具体操作层面，投资方与用能企业之间可以采用合同能源管理、能源托管等常见模式协调利益分配，尽可能实现多方共赢。需要注意的是，项目的用户需求、边界条件、政策规定等随时可能发生变化，要根据商业模式的变化随时调整技术方案，保证项目的可持续性。

2.6 BIPV

BIPV是指将光伏电池集成到屋顶、窗户、立面甚至阳台、天窗等建筑围护结构中，替代传统建筑材料的太阳能利用方法，将建筑从耗能方转变为供能方，为实现零能耗和零碳建筑提供了一条可行的道路。我国BIPV市场尚处在市场导入阶段，从2016开始陆续有企业开始从事光伏瓦、光伏幕墙等应用的生产制造，随着光伏行业的发展，可应用于BIPV的光伏组件也越来越多，例如双玻组件、中空组件、不透光组件、透光组件、U型组件、叠瓦组件等，大部分组件国内厂商均可生产。但是，目前用于BIPV的光伏产品都是基于光伏设计考虑，对建筑装饰的重视程度偏低，大多是将太阳能光伏组件以光伏幕墙形式安装于建筑物外立面，严格意义上还不能称之为BIPV。在我国“双碳”目标及源网荷储一体化发展推动下，BIPV具有非常广阔的发展前景。目前，国内外很多企业已经开始积极发展低碳、零碳的绿色建筑，而BIPV是推动绿色建筑发展的重要途径。未来，还需加强建筑产业与光伏等产业的深度融合，推动BIPV在多场景下的示范应用，以实现更适用、更实用的光伏利用技术的创新，降低建筑的碳排放，并形成可持续的发展模式。此外，围绕“建筑+光伏+储能+充电桩”，构建“光储柔直”一体化的多元互补能源发电微电网系统，也是重要探索方向。

3 结论及建议

源网荷储一体化以安全、绿色、高效为目标，力争通过创新电力生产和消费模式，探索构建源网荷高度融合的新型电力系统发展路径。本文在分析发展政策及现状的基础上，系统研究面向源网荷储一体化的能源服务发展路径，归纳提炼出6种可行的发展模式。从市(县)级源网荷储一体化看，可行的发展路线主要有数字化驱动下的区域虚拟电厂、煤电转型发展下的“火电+”耦合发电与区域能源站2种。从园区级源网荷储一体化看，可行的发展路线主要有“风光发电+微电网+电动汽车+储能”“燃气发电冷热电三联供+蓄冷蓄热”“风光发电+燃气发电+储能+蓄冷蓄热”、BIPV等4种。鉴于源网荷储一体化技术、商业模式等都处在不断发展进步的过程中，本文所提的几种模式仅是在目前阶段被认为较为可行，笔者的认识难免具有局限性。在具体发展路线选择上，需要结合项目自身需求及资源特点，因地制宜选择成本可控、低碳可行、安全可靠的发展模式。为更好促进源网荷储一体化发展，支撑我国新能源为主体的新型电力系统建设及碳达峰、碳中和目标实现，提出以下建议：

a)加快发展“煤电+”耦合发电模式。加强对“煤电+”固废耦合发电的集中统一规划，充分发挥现役煤电机组优势，大力推广“煤电+污泥”“煤电+生物质”“煤电+垃圾”等耦合发电技术，优先在地理位置条件较好的城市周边火电厂建设耦合发电项目，将燃煤电厂转变成为城市废弃物处理中心，推动煤电机组在资源循环利用和生态环境保护中更好发挥作用。从设备补贴、电价制度、碳市场交易等方面，建立健全“煤电+”耦合发电市场，在技术耦合、政策耦合、资源耦合、社会效益耦合上创新、重构商业模式，形成促进行业可持续发展的良性机制。

b)重点发展园区级源网荷储一体化项目。园区配电网(包括增量配电网、用户微电网等)具有发展源网荷储一体化的资源优势与内在动力，应明确将其作为源网荷储一体化项目的重点布局对象。综合考虑园区的自身资源条件与用户类型、分布特点、用能特征等因素，因地制宜选择一体化发展模式，可以优先选择风光储充放、冷热电三联供、BIPV等模式，提高资源利率效率，促进可再生能源的就地就近消纳。同时，在园区配电网广泛部署物联网数据采集终端，提高供给侧分布式电源出力预测能力和需求侧用能弹性分析能力，为园区级一体化项目的规划建设、运行管理提供可靠技术支撑。

c)推动建立源网荷储一体化标准体系。全面梳理已建、在建、拟建一体化示范工程项目，明确源网荷储一体化系统的定义、范围及技术要求，制订源网荷储一体化项目的规划、建设、运营标准，制订电(气)网接入、并网运行等技术标准和规范，为一体化项目提供便捷、及时、无障碍的接入和应急备用服务。在工业园区、虚拟电厂、绿色建筑等重点领域，率先形成源网荷储一体化项目建设运营的标准体系。面向碳达峰、碳中和目标，推动源网荷储一体化项目涉及的碳排放监测、计量、核算、认证等领域标准化建设，形成一体化项目低碳减排标准或指南。