能源转型背景下，催生了微电网这一新型电力技术，同时电力体制改革提出放开配售电市场，推进电力市场建设，又产生了增量配电网这一概念。微电网和增量配网既有联系，又有区别，商业模式又不尽相同。增量配电网和微电网技术上有哪些区别？电改背景下又有哪些商业模式？它们又将如何开展售电和电力交易业务呢？

（文章来源：能源生态圈 ID:Energy-Ecosphere  作者：能源e直播）

1、增量配电网和微电网的定义

前言：之所以把增量配电网和微电网放在一起介绍，实际上前两年从能源互联网这个定义开始，出现了很多新概念，包括微电网、多能互补以及其他能源互联网的一些形式。能源互联网的发展模式有很多，国家相关的文件就把能源互联网定义了十大发展路线。这么多路线中，哪些是比较现实的？哪些是比较容易落地的？其中，微电网和与微电网相关的多能互补是一个比较容易落地的形式。其中，增量配电网是电改之后的一大新产物。

1.1什么叫增量配电网

增量配电网原则上指110kV及以下电压等级电网和220(330)kV及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。

新增配电网、混合所有制方式投资的配电网增容扩建或者除电网企业存量资产外其他企业投资建设运营的存量配电网。

注意：增量配电网的定义并不是根据电压等级去定义的，因为增量配电网在我们国家这一两年的发展里面，它最大的形式就是园区型的配电网。

那么，对于园区型的配电网，于它的功能来说，有些园区较大的，其电压等级对到220KV,于是就有了文件中关于增量配电网电压等级的定义。

在定义中，第一，强调了新增的配电网，以前没有现在新建设或规划建设的配电网。第二，强调了电网存量资产以外的配电网，也就是，除了我们常规意义上理解的国家电网以及南方电网自己建设的配电网之外，实际上，我们周边会有很多其他因历史原因造成的配电网。比如低电、短售或者其他一些园区型的配电网都在这些范畴以内。

1.2什么叫微电网

微电网在2000年处就已经形成了概念，当时，还只是欧美一些新兴学者提出的，并且做了一些相关的实验，那个时间段，我国还只是对微电网进行理论方面的研究。而发展至今，微电网已经有了商业应用的基础。并且在我国近两年电改背景下，微电网已经有了它越来越大的商业价值。现在的微电网不仅仅是学术上研究的东西了，而是实实在在存在的东西。

美国定义

微电网是由分布式电源和电力负荷构成，可以工作在并网和独立两种模式下，具有高度的可靠性和稳定性。

日本定义

微电网是指在一定区域内利用可控的分布式电源，根据用户需求提出的系统。

欧洲定义

利用一次能源并使用微型电源，可实现冷、热、电三联供，配有储能装置，使用电力电子装机进行能量调节，可以工作在并网和独立两种模式下。

共识:各种分布式发电、配电、负荷及监控和保护装置组成的微型发供电系统；具有灵活的运行方式和可调度性能，能在并网/离网两种模式之间切换。

1.3增量配电网和微电网的主要技术区别

两者之间内部电源问题是这两者比较重要的一大区别。增量配电网之中，是可以没有任何电源的，包括清洁型的分布式电源，一般的小煤电，的确是可以不需要这些电源的。但是，微电网必须要有电源，因为微电网一个很大的特征就是实现发电功率和用户负荷功率的自我平衡。

若增量配电网之中，没有电源，则无法实现自我平衡，它的电只能通过上级电网进行供电。由于微电网有电源，所以它能够实现自我平衡，并且实现自我平衡是微电网最大的一个特征。

因为增量配电网之中可以没有电源，所以增量配电网可以不能孤网运行。微电网必须地实现孤网运行，才叫微电网。并且，微电网分为离网型微电网和并网型微电网。

在一些偏远地区进行建设电力线路，其成本是非常高的，那么在这些地区是可以建设离网型微电网，那这些微电网的运行就是孤网运行。

并网型微电网，是与大电网相连在一起的微电网。虽然连在一起，但是它具备孤网运行的特点。这就使得在大电网发生故障的情况下，微电网是可以自己运行的。

2、增量配电业务发展路径和运营模式

增量配电网的发展模式可以从我们国家现有的文件政策以及我们现在实践的出来的一些经验这两个方面总结我们国家增量配电业务发展路径和运营模式。

2.1如何成为增量配网业主

在去年能源局出台《有序放开配电网业务管理办法》之后，文件中对于“如何成为增量配网业主”已经有清晰说明：

增量配网得纳入地方政府的电网规划之中，也就是地方政府相对于配电网做一个整体的电网规划，并且从中选取一部分试点园区作为增量配电网的一些试点，也就是说，这些试点园区可以做配电网了。但是这时候的试点园区实际上还没有确定项目业主。文件中说明需要通过市场化的方式确定项目业主。当然，市场化的方式不仅仅是常规理解上的招标和投标，还有竞争性谈判、竞争性磋商等等。通过以上这些市场化的方式，可以确定为项目业主。

随后后面的发展，出现了另外两种特殊的情况：

一是已经是存量的业主单位；

二是非存量的增量配电网，这种配电网是需要进行市场化的方式进行确定项目业主。

根据国家能源局最新发布的《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于云南增量配售电业务改革有关问题的复函》，除列入首批国家增量配电业务试点的项目（首批106个），其他符合条件的项目可积极申报，由地方政府部门进行筛选。

在已取得项目核准并已开展增量配电网建设的情况下，分三类：

1）对既有的拥有配电网存量资产绝对控股权的项目业主（除电网企业存量资产外），可直接向地方能源管理部门申请作为项目业主：

2）在《有序放开配电网业务管理办法》印发前就已开展的增量配电试点项目，按照之前已明确的项目业主继续推进；

3）在《有序放开配电网业务管理办法》印发后新发生的项目，地方政府按照该办法确定项目业主。

2.2增量配网运营模式

根据《有序放开配电网业务管理办法》规定，配电网运营者在其配电区域内从事供电服务，包括：

（1）负责配电网络的调度、运行、维护和故障消除。

（2）负责配电网建设与改造。

（3）向各类用户无歧视开放配电网络，负责用户用电设备的报装、接入和增容。

（4）向各类用户提供计量、抄表、收费、开具发票和催缴欠费等服务。

（5）承担其电力设施保护和防窃电义务。

（6）向各类用户提供电力普遍服务。公开配电网络的运行、检修和供电质量、服务质量等信息。受委托承担电力统计工作。

（7）向市场主体提供配电服务、增值服务。

（8）向非市场主体提供保底供电服务。在售电公司无法为其签约用户提供售电服务时，直接启动保底供电服务。

（9）承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任。

（10）法律、法规、规章规定的其他业务。

实际上，增量配电网的的确确能够开展的服务范畴主要包括两方面：第一方面是对于配电网而言，必须提供的一些基础服务，包括配电网的调度、运行、建设、改造以及给用户提供供电服务。第二方面是增量配电网实际上还可以开展一些在这个能源改革背景下特殊的政策服务，比如冷热电的政策服务。

2.2增量配网主要盈利点

关于增量配电网的赢利点主要体现在两方面，一方面如果是作为纯粹的增量配电的公司，可以不作为参与竞争性售电性业务的公司而言，其实他只是一个供电公司，那么根据配电网运营者的供电服务内容，收入主要有以下三个方面：

1）配电服务费

2）相关增值服务收入（包括冷热电以及用户节能服务等等，它并不是一个增量配电网企业必须开展的业务）

3）参与辅助服务市场营收（电力市场的概念，一个电网的运行，发电功率和负荷功率的平衡之外，还需要其他综合性质的平衡手段，比如有功平衡和无功平衡直接反映到电网，电网平率是否稳定、电压是否稳定。在这之中，辅助服务提供者起到了决定性作用。）

配电服务费

配电服务费将作为增量配网公司供电服务的主要营收来源，同时《有序放开配电网业务管理办法》指出：增量配电区域的配电价格由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。

补充：我们国家也在制定关于新增配电网的价格机制和办法，有很多办法可以去操作。第一种是准许成本加合理收益的模式，这也是我们国家省级配电网采用的办法，还有像竞争法、激励法等等。实际上，以后配电服务费采用哪种定价机制，是比较灵活的，根据不同地区的特征而言。

相关增值服务收入

相关增值服务根据文件规定包括但不限于：

用户用电规划、合理用能、节约用能、安全用电、替代方式等服务；

用户智能用电、优化用电、需求响应等；•用户合同能源管理服务；

用户用电设备的运行维护；

用户多种能源优化组合方案，提供发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务。

辅助服务市场营收

辅助服务市场营收主要是通过参与电力市场辅助服务获得相应收入，根据《电力中长期交易基本规则（暂行）》文件规定，辅助服务提供者除发电企业外，还可以包括独立辅助服务提供者。鼓励电储能设备、需求侧（如可中断负荷）等尝试参与独立辅助服务。

按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

辅助服务标准执行各区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则。电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。

2.3增量配电网开发主要难点

（1）和外部电网的协调问题（相连接问题）

（2）园区用户负荷增长预测偏差（投资增量配电网是一种社会资本的投资行为，与负荷预测相关）

（3）配电价格与投资经济性问题（按照现在配电价格测算，增量配电网的投资收益没有那么乐观）

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3、微电网发展模式

3.1微电网投资方式

微电网确切来讲也是增量配电网的一种形式。

根据《推进并网型微电网建设试行办法》，鼓励地方政府和社会资本合作（PPP）,以特许经营等方式开展微电网项目的建设和运营。

关于微电网项目的融资方式，鼓励微电网项目单位通过发行企业债券、专项债券、项目收益债券、中期票据等方式直接融资，参照《配电网建设改造专项债券发行指引》（发改办财金〔2015〕2909号），享有绿色信贷支持。

3.2微电网主要服务模式

相对于增量配电网而言，微电网在开展各类服务时有更大的优势。在这次电改之前，微电网在我们国家已经有很多试点项目了。这种试点项目往往建筑费用比较高，而盈利点模糊。电改之后，为微电网新的服务模式提供了很多新的方法：

第一个是售电服务。有了售电，微电网的建设和开发就有了最大的动力。

第二个是冷热综合服务。与多能互补合的微电网。多能互补必须要有合适的载体，以微电网为载体，去集成优化多能互补系统。

第三，辅助服务。微电网在做辅助服务的时候，有电源、储能、综合用户同意管理和相应。

冷热电产品及套餐服务案例分析

除给用户供电外，微能源网可通过冷网和热网向用户提供集中供冷、供热服务。为了保证能源利用率以及系统运行经济性，微能源网的冷热电终端消费需要一定的总量水平和合理的比例区间。微能源网的运营管理方可通过用户用能习惯、负荷预测、能源输入价格以及设备状态统筹，制定符合用户和微能源网最大经济利益的套餐。

假设微能源网的运行成本及上网费用如下：余电上网费用0.55元/（kW˙h），用电费用0.9元/（kW˙h），用气（燃气）费用2.2元/m³。

假设微能源网面向用户收费如下：单独供电费用0.8元/（kW˙h），单独供冷费用0.6元/（kW˙h），单独供热费用0.6元/（kW˙h）。

案例：该网包含两套（考虑制冷、制热各一套）分布式三联供机组（内燃机+溴化锂机组+余热交换设备），假定三联供产品技术参数如下：

输入额定功率：3395kW

额定输入气量：366m³/h

额定发电功率：1400kW

额定热功率：1500kW

余热交换制热能量转换效率（COP）：1

溴化锂制冷COP：1

该系统每立方米燃气约产生3.8kW˙h电量和4.1kW˙h的热量/冷量

表1无套餐情况下单独用能方式和费用情况

表2套餐用能方式和费用情况

结论：在用户用能量相同情况下，无套餐时，用户用能费用合计8520元，微能源网运行成本费用合计3534元；在有套餐时，用户用能费用合计为8221元，微能源网运行成本费用合计3151元。分别减少了299元和383元，提高了各方经济性。

注：为简化，暂不考虑微电网面向用户供电可能存在的政府性基金、电价税费、用户容量费等因素，仅从经济成本分析微能源网套餐的制定原则。在该模型下用户用能套餐考虑用电/用冷（或用热）比为1.4:1,5。在套餐内的使用能源费用为9折，即用户每消耗1.4kW˙h电+1.5kW˙h冷（或热）的费用为1.818元。

3.3微电网参与电力市场关键问题

微电网在电力市场中是怎样一个市场主体，接下来根据并网型微电网进行分析。

并网型微电网分类

并网型微电网根据功能结构和供电范围基本可以分为两类：

（1）单个用户型微电网，可以看作用户主体，例如单个工厂用户在厂区建设的微电网；

（2）形成局域网向多个主体供电的微电网，可以看作售电公司主体，例如工业园区建设微电网面向多个用户供电。

并网型微电网有一个很关键的问题就是储能，现如今储能的经济价值还不是特别高。如果微电网本身没有燃机、旋转电机在里面，里面只有光伏和风电。为了保证用户的安全用电，必须得上储能。但在另外一种环境下，多能互补系统中，本来就有分布式燃机去提供稳定可靠的电力。储能的作用是需要各个投资方去重点考虑的一个问题。所以并不建议为了做成微电网，加上储能，不能会导致微电网经济效益的下降。

主体身份

一般而言，局域网并网型微电网既具有发电主体属性又具有售电主体属性。虽然微电网包含分布式电源，但在批发市场上微电网主体的身份仍然宜属于售电主体而不是发电主体。

如何进行电力市场交易

对外部来讲，微电网将作为一个整体，去外面买电，把内部电源不足的电通过外面市场去购买，来满足内部用户的用电需求。

对于内部来讲，微电网主体需要跟内部建立一个能源售电售热的价格体系，由微电网主体自己去和各个用户进行协商。

需要进一步思考问题

辅助服务机制；

新型备有容量机制；

微电网的监管；

有了相关的定义之后，相关的微电网才能得到政策上的支持和补贴上的支持。所以，当微电网的运行、建设不符合微电网的本质，实际上是享受不到这些优惠的。这样，对微电网的监管就很有必要了，这个监管不仅仅指是作为增量配电网去监管的一些东西，而是作为微电网去监管和保障微电网该有的行为。

精彩问答

Q

近日，国家发改委、能源局颁布的《推进并网型微电网建设试行办法》，对于有意于运营微电网的主体而言有何利弊？

吴俊宏：实际上，这个文件发布之后。个人觉得，这个文件还是蛮重要的。特别是在这两年，在推增量配电网、多能互补的时候，遇到了很多问题。其中有一个很关键的问题，就是很多事情没有一个可以参考的文件去执行。特别是多能互补，多能互补发展的初衷其实是很好的，也是希望用户侧能源的发展，去通过这么一种多能互补的形式，集成优化的形式，去提高能源的利用效率。从而达到降低能源生产成本，提高能源利用效益，降低能耗这些主要的目的在里面。但是如果没有一个操作的方法在里面，很多多能互补项目也不知道如何去开展，可能也只能参考以前的电源上网形式。那么对于这些问题，如果没有一个文件去指导，就很难进行下去了。所以对于微电网在以后这几类能源发展形式中，包括增量配电网和多能互补等等，会有后来居上的势态。虽然是在那几个试点项目之后，才出现了微电网相关的一些办法，在其中的的确确有很多可以操作的手段在里面。微电网就本身技术而言，对于分布式能源和多能互补来讲，的确是一个很好的形式。除了技术本身之外，现在又有政策在支持和规范的管理文件，所以个人对于微电网的发展前景，个人是非常看好的。

Q

就目前示范的微电网而言，几乎是没有赢利点的，那么怎么样才能做好用户负荷增长预测？

吴俊宏：我个人理解的示范项目目前有两类。第一类是在今年之前或者前几年之前的投产的微电网项目，比如变电站里面搞的微电网的示范项目。前几年的示范项目的的确确没有盈利点，虽然微电网对于保障和提高安全可靠用电是很有好处的。但在中国这个配电服务价格机制之下，盈利是不现实的。因为之前的微电网没有合理的政策环境，也就是电力和电改市场环境，没有这些支撑，也就没有什么盈利点。

第二类是前两个月国家能源局发布的20几个微电网示范项目。示范项目的容量和电压等级和文件中所规定的实际上出入是蛮大的。据我了解，有些项目涉及到的范围几百平方公里，一个方圆几百平方公里的电网，它作为微电网示范项目，本身也有点问题在里面，所以它以后的赢利点在哪里，不仅仅从微电网本