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【一周政策法规动态】
【政策法规】 国家发改委、财政部等六部门调整重大技术装备进口税收政策：2个风电项目免税（附通知）
【政策动态】河北2017首批村级光伏扶贫计划：年底并网享每度0.2元省补 连补3年
【行业观点】新视角：中国能源转型和发展
【行业观点】行业呼吁光热电价政策延期一年以上
【行业观点】多能互补应用趋势与效益最大化的几种路径
【行业动态】审批权下放利好生物质发电
【行业观点】透视分布式光伏盛景：市场规模预增长1.6倍 交易试点上半年全启动
【技术前沿】基于现实的微电网保护方案研究
【技术前沿】分布式储能的关键应用技术研究进展
【一周行业专家观点】
【专家观点】梁志鹏: 有决心、有信心、有措施在2020年前解决弃水弃光弃风问题
国家发改委、财政部等六部门调整重大技术装备进口税收政策：2个风电项目免税（附通知）
国家发改委、财政部等六部门联合发布《关于调整重大技术装备进口税收政策有关目录的通知》，通知指出，自2018年1月1日起，对《国家支持发展的重大技术装备和产品目录（2017年修订）》和《重大技术装备和产品进口关键零部件、原材料商品目录（2017年修订）》所列项目免征关税和进口环节增值税，其中包含2个风电项目，免税执行期限截至到该年度12月31日。
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河北2017首批村级光伏扶贫计划：年底并网享每度0.2元省补 连补3年
河北省发改委、河北省扶贫办联合下达2017年第一批村级光伏扶贫项目计划，将建设1412个村级光伏扶贫电站项目，总规模615506.132千瓦，覆盖23个县2006个建档立卡贫困村，帮扶贫困户90843户。
本次村级光伏电站上网电价按国家发改委最新电价政策执行，即0.5兆瓦及以下标杆电价三类地区分别为0.65元、0.75元和0.85元。2018年底建成投产的，省级补贴标准为0.2元/千瓦时，连补3年。
http://www.secn.net/news/show-446.html（请长按地址，“选择复制”>“打开”）
新视角：中国能源转型和发展
2017年12月8日，国际能源署（IEA）在北京发布《世界能源展望2017 中国特别报告》。作为IEA的年度旗舰出版物，《世界能源展望》今年聚焦中国，为中国能源界提供了新视角，也为世界其他国家更好地了解中国未来能源转型和绿色发展提供了重要窗口。作为国家能源局和国际能源署《三年合作方案》的支持单位，以及国际能源署中国联络办公室的依托单位，电力规划设计总院深入参与了报告相关研究工作，得到了IEA高度评价。
前言 中国变，一切皆变
世界能源格局近年来发生了若干重大转变。这些转变可以总结为以下四方面：一是页岩气革命使美国成为了世界最大的石油和天然气生产国；二是可再生能源的迅速发展，例如，太阳能光伏在许多国家正在成为成本最低的新增发电能源；三是中国治理环境污染的举措，正在重新定义其在全球能源市场中的角色；四是制冷、电动汽车和能源系统数字化等方面的电力需求，使电气化成为未来能源发展的趋势。
与此同时，中国的能源产业也在发生深刻变革。中国正在迅速改变方向，向侧重于以服务为基础的经济和更清洁的能源结构方向迈进，而经济的结构性调整和清洁能源转型，使能源需求增长模式产生质变和量变。因此，中国的能源前景将与过去有着天壤之别。
2017年的《世界能源展望》聚焦中国，这个选题可以说切中全球能源发展的要害。一方面，中国已经成为世界能源生产和消费的第一大国；另一方面，当前世界能源格局正在经历重大变化，这些新格局、新业态的产生，无一不与中国有着密切的关系。举例来说：第一，中国能源结构向清洁化、低碳化的转型引领了世界可再生能源的发展，也直接导致煤炭在全球能源结构中的占比显著降低；第二，世界能源领域的电气化趋势明显，电力在中国能源行业的角色也越发吃重，中国在太阳能、风能、电动汽车、电池等领域均投入巨资；第三，页岩气革命改变了全球天然气市场供应格局，天然气在中国未来能源结构中的地位则改变了全球天然气市场需求格局，以中国为代表的亚洲国家在全球市场上将成为液化天然气资源的最大买家。总体来讲，IEA的这份报告把脉中国能源领域，立足当下、放眼未来，观点清晰、内容翔实，具有非常高的参考价值。
为了使能源行业同行更好地读懂这份报告，本报特邀请电力规划设计总院国际能源署中国联络办公室的专家，从需求侧、供给侧以及能源政策选择等方面，对IEA《世界能源展望2017 中国特别报告》进行解读。
能源需求向新常态迈进
综合考虑经济结构转变、能源利用效率提升和人口结构变化带来的影响，IEA预测，中国能源需求仍将保持世界最快增长速度，但在未来20年内将以每年1%左右速度下降。中国人均能源消耗量也将增长四分之一，并将在2035年左右超越欧盟人均能源消耗量。
对于以煤炭为首的化石能源，受到能源消费向清洁化和多样化发展的影响，我国煤炭需求将有所回落。IEA预测煤炭需求的下降最初将体现在工业领域，从2030年左右开始，电力行业煤炭需求也将减少，燃煤火电在电力总装机中的占比将从2016年的三分之二降到40%以下。而伴随燃煤火电的装机达到峰值，重工业用煤和居民供热用煤出现结构性下滑，煤炭需求在未来将远低于2016年水平，煤炭在我国主要能源结构中的占比到2040年将降至45%，比现在低20个百分点。
中国是全球石油市场的主力军。我国未来将成为世界上最大的石油消费国，但不再是世界石油需求增长的最大来源。由于运输燃料的需求，预计我国石油需求增长会持续到2030年；2030年到2040年石油需求将保持相对稳定水平，乘用车对油品的消费将受限于严格的燃油标准而有所下降，届时电动车在汽车中占比将增加到四分之一左右。
我国天然气消费的增长是与工业和住宅产业密切相关的。IEA预测，到2040年，天然气需求量将上升到6000亿立方米以上，使中国成为仅次于美国的全球第二大市场，也是全球天然气需求增长的最大来源，而这个过程中，天然气在中国主要能源结构中的份额也将从不到6%上升至12%以上。
随着全球能源领域电气化趋势越发明显，电力也同样将在未来中国能源需求中扮演重要角色。电力在终端消费领域，尤其是工业、建筑和交通领域的占比不断增加，使得电力将在2030年超过石油，成为我国的主要能源。电力行业方面，低碳发电将在2025年左右超过化石燃料发电，并在2040年占比达到60%。电力的发展与可再生能源密不可分，可再生能源将在2040年占低碳发电量的90%以上，我国也将届时成为全世界光伏发电、风力发电和水力发电的最大市场。这其中光伏发电的增长将尤为迅速：到2020年，其平均成本将低于燃气发电；到2030年，其平均成本将低于新增燃煤火电和陆上风电；到2040年，其平均成本将低于已有燃煤电厂的预计运营成本。这是对传统化石能源成本优势的颠覆，具有重大意义，但伴随可再生能源的发展也将产生消纳问题。我国目前弃风、弃光率仍然很高，部分地区甚至达到20%至30%。风电、太阳能发电这类间歇性可再生能源比例提升所引发的消纳问题，需要靠整体提升电力系统的灵活性来解决，并且有赖于电力市场改革的支持。
能源转型延伸到供给侧
21世纪初的煤炭投资热潮，造成我国的煤炭供应能力明显过剩。重组和强化煤炭行业是中国经济改革的重要组成部分。IEA预测，未来的几十年内，我国仍将主导全球煤炭市场动向，而我国煤炭行业的主要挑战将是如何匹配产能和未来需求。到2040年，我国煤炭过剩产能将得到成功削减，煤炭消费量将比2016年下降约15%，即减少约3.5亿吨标准煤。鉴于采煤业属于劳动密集型产业，预计煤炭行业从业人员数量将大幅度缩减，由之引发的就业问题需要决策者高度重视。积极管理市场，采用包括关闭生产方式落后的煤矿、进行价格指导和压减煤矿产能，从而使煤炭市场重获平衡，将是我国未来几十年里煤炭行业的工作重点。
我国石油产量从2015年以来下滑幅度明显。现阶段正在推动的油气改革如能进一步优化资本和技术配置，那么我国石油生产潜力将得到释放，但即使如此，面对油价下跌后国有企业在油田投资的缩减，以及相关企业工作重心向天然气倾斜的趋势，IEA认为，我国石油产量将从现在的400万桶/天降至2040年的310万桶/天。与此同时，我国的石油需求将会增长35%，达到1550万桶/天，石油进口依赖度则将增至80%。另一方面，尽管面临产品结构调整和燃料质量标准日益严格等挑战，我国炼油行业规模仍将大幅增长，未来将超过美国成为世界第一炼油大国。
与石油行业类似，市场改革、常规产量和不确定性相对较大的页岩资源将是决定我国未来天然气供应的几大关键因素。在政策层面上，为扩大天然气利用规模，我国油气改革将致力于实现更加开放和市场化的供气结构，以及上游油气管网监管。总体来说，由于页岩气产量的增长，天然气生产前景比石油更为乐观，到2040年将从今天的1400亿立方米增加到2040年的3350亿立方米，其中将近1000亿立方米来自页岩气。与此同时，IEA对中国2040年天然气需求量的预测结果为6000亿立方米，我国通过管道进口约1500亿立方米天然气，并进口约1300亿立方米液化气，并成为仅次于欧盟的主要天然气进口国。
另一个能源供给侧的显著趋势是，低碳能源在我国能源结构中的占比将从2016年的11%，上升到2040年的24%。这一方面得益于电力行业的核电、太阳能光伏和风电的显著贡献——尤其是风电和太阳能发电，二者发电量占比将从5%增长到20%以上，而风电将在2040年趋近水电的装机规模；另一方面，可再生能源未来供热份额也将从1%增加至将近5%，交通运输领域里生物质燃料消耗量也将有很大提升，从目前的210万桶油当量增至2040年的2250万桶油当量。
2016年，我国是全球最大的能源投资国，占全球能源投资总额的21%。随着对燃煤电厂投资的下降，我国境内能源投资主要包括低碳电力、电网建设以及能效提升。预计截至2040年，中国将在能源领域投资共计64000亿美元，电力行业尤其是低碳电力和电网建设，将占投资总额的三分之二以上，能效投资也将总计超过20000亿美元。
政策影响未来能源发展
IEA认为，未来几十年，中国能源发展路线的选择将对未来全球市场、能源贸易和投资动向、技术成本以及全球能源治理的共同目标产生持续的、深远的影响。
IEA指出，我国能源相关政策的执行和变化可能会给未来能源发展路线带来较大的不确定性。其中，经济转型的步伐对全球能源市场尤为重要。IEA主要模拟的情景基于我国由传统能源密集型产业向经济服务业和高附加值制造业的转型，并以“中国制造2025”国家战略为基础。假如转型过程延迟10年，并且工业转型升级速度低于预期，在这种情况下，我国2040年的煤炭需求量可能会比IEA预测的主要情景水平高35%，石油需求量将多出18%。而另一方面，如果我国根据能源革命战略行动的精神，进一步加快能源转型的步伐，将会使清洁能源转型的速度比IEA主要模拟情景预期的更快：2040年的可再生能源装机量将高出20%，天然气需求增长会进一步上升10%，煤炭需求量将减半，石油需求量将减少三分之一。这意味着我国空气质量的大幅度改善，以及化石燃料进口成本的大幅削减。
同样的，我国未来的能源发展政策选择将对全球气候目标的实现至关重要。如果我国经济转型延迟10年，2040年我国温室气体排放将增加27亿吨；而如果根据能源革命战略加快能源转型发展，则会使2040年我国温室气体排放减少53亿吨。由此可见，中国的能源发展将深刻影响到全球格局。
结语 中国变，一切皆变！
IEA在这份《世界能源展望2017 中国特别报告》中对中国能源行业前景进行预测，主要结论可以总结为以下几点：一是能源的结构性调整和清洁能源转型使中国能源需求增长模式产生质变和量变；二是中国将成为世界最大石油进口国和消费国，中国石油安全问题需要高度关注；三是中国将成为世界最大天然气进口国，并对全球液化天然气市场产生巨大影响；四是中国将继续保持其清洁能源技术最大投资国的地位；五是中国清洁能源转型的成功对其自身和全球环境目标的实现至关重要。
总的来说，IEA《世界能源展望2017 中国特别报告》系统梳理了我国能源发展情况，并重点对中国未来能源供给和需求、能源投资、以及不同政策路线对中国乃至全球能源市场的影响进行展望，并提出相关建议。目前，中国经济和能源政策正在经历着巨大变化，本报告的发布不仅能够帮助社会各界把握中国能源发展的深层次逻辑，研判中国能源发展趋势，也为世界其他国家更好地了解中国未来能源转型发展提供了参考。因此，对于正处在能源转型关键时期的中国，《世界能源展望2017 中国特别报告》的发布可谓是恰逢其时。
行业呼吁光热电价政策延期一年以上
按照两年左右的建设周期，首批太阳能热发电示范项目中的许多（简称“光热项目”）无疑无法在2018年底前的时限内完成，这也意味着无法享受1.15元/千瓦时的标杆上网电价，进而意味着项目将无利可图甚至亏损。
面对日益临近的“大限”和难以启动的项目，业主有些着急了。在岁末年初，全国工商联新能源商会举行的一次关于光热的闭门会议上，讨论非常热烈，大家纷纷表达了对现行土地政策的不满和对电价政策延期的期许。
土地成本成为最大绊脚石
目前，首批光热项目未能按预期进行的原因，如果用一个字来概括，就是“钱”。融资难源于投资成本巨大，决策难也源于投资成本巨大。光伏与光热一字之差，投资成本却千差万别。
一个分布式光伏项目只需建设3~5兆瓦就可以发电，实现现金流，1千万的投资就可以实现光伏老板梦，但光热项目的投资是以十亿起的。“一个光热项目最少50兆瓦，占地约4000多亩，每亩土地的价格2000~20000元/不等。算算成本有多大？”全国工商联新能源商会常务副会长、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟副理事长姚志豪告诉记者。
近日，西北能源监管局对辖区内太阳能热发电示范项目进行调研显示，光热项目土地成本高，“太阳能热发电项目占地面积大，选址要求也较光伏发电更为严格，但项目土地投资费用高，加大了项目建设期资金投入。”据介绍，中广核德令哈槽式光热发电项目已缴纳和需缴纳共三项费用：一是征用土地给当地牧民经济补偿；二是耕地占用税；三是草原征占用费用。2015年中广核德令哈公司已经取得土地证，但近期有关部门通知该公司因占用草原，需接受处罚再补办草原征占用手续，处罚金额及征占费用目前还无法准确计算。
原本一片荒漠的西北地区土地成本低是建设光热电站的一大优势，但项目开工后却被告知要交“草原征占用费用”，让光热项目业主难以接受。内蒙古和张家口的土地成本尤其高。
“原来那里不过是稀稀拉拉的几根草，光热项目的玻璃具有一定遮光作用，有利于植被的生长，每周一次清洗更是给干旱的土地浇足了水分，对植被恢复大有好处，为什么还要收草原占用费用？应该对草地植被恢复的贡献给予业主补偿。”姚志豪说。
记者了解，目前国家对光热项目土地价格并没有明确的标准，有些地区参照光伏标准，光热项目得以顺利进行，但张家口地区动辄每亩万元以上的价格成为光热项目顺利进行的最大绊脚石。
“太阳能热发电项目是并网友好型的清洁能源，具有明显的‘绿色、节约’的环保特性，完全符合十九大报告中提出的‘壮大清洁能源产业，推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系’的要求，应是今后一段时期重点支持发展的领域。”姚志豪对记者说。
呼吁标杆电价延期一年以上
光热项目因为投资巨大，许多公司都是初次涉足这一领域，因此顾虑比较多。加上受制于土地价格不规范等原因，行业发展明显没有实现预期的进度。因此，光热行业人士纷纷呼吁国家进一步加大支持力度。
“光热与光伏就像高铁和小汽车，虽然功能都一样，都实现了运输，但是门槛却不一样。运营一个高铁项目，需要大量的投资，投资回报的时间也很长，而运营一个小的汽车租赁公司，不需要多少投资，回报也比较快。那我们为什么还要运营高铁呢？因为高铁可实现大容量、长距离运输，与小汽车各有优势。”姚志豪说。
他同时表示，光热自带大容量廉价储能，和传统火电产业能够兼容消纳，是传统火电产业的转型升级，光热这步棋下好了，不只是对已经饱和的火电产业，对目前一些其它过剩产业，如钢铁、玻璃、化工、水泥等都有很大的需求拉动作用。对西部地区精准扶贫也有较大贡献，可以为当地老百姓提供大量永久的工作岗位。
2016年9月，国家发展改革委印发《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》（发改价格[2016]1881号），核定了全国统一太阳能热发电（含4小时以上储热功能）标杆上网电价为1.15元/千瓦时（含税），并明确表示该电价仅适用于纳入国家能源局2016年组织实施的、2018年12月31日前全部投运的太阳能热发电示范项目。业内普遍认为，在配套政策加速跟进的同时，电价是对光热项目的最大的支持，鉴于目前首批项目进展不理想的情况，应延长标杆上网电价享受时限。
姚志豪介绍说：“光热项目基本上都在西部，在寒冷地带，入冬之后是不能施工的。这点和光伏有很大的不同。大量分布式光伏在中东部地区，可以全年施工。按照明年春季开工，需要两年的施工时间，因此，1.15元的标杆光热上网电价应至少延长一年时间，甚至两年。”
《能源发展“十三五”规划》明确，积极推动光热发电产业化发展，2020年，光热发电规模达到500万千瓦。姚志豪分析说，按照目前首批光热项目的施工进度，到2018年底投运的规模不会超过50万千瓦。如果电价政策能延期一年以上，民营企业便于融资，央企便于决策，光热项目能够更好地推进。到2019年底，首批示范项目则有70%~80%能够并网。
即使这样，并网规模也仅为100万千瓦左右。要实现“十三五”规划目标，必须尽快启动第二批示范项目。
“不能因为第一批项目目前遇到一些问题，第二批项目就不启动。光热发展需要国家给产业界一个明确的预期。不管装备制造还是投资运营，如果看不到行业持续的发展，投资会更加谨慎。目前光热设备的国产化率已达90%以上，是非常有前景的产业。因此，我们呼吁第二批示范项目2018年上半年启动，同时给予合理的电价。”姚志豪说。
记者了解到，由于光热项目投资大，央企更具有投资实力。因此业内专家普遍呼吁，央企应作为光热发展的主力，起到带头示范作用，尽快开工建设，从而触发行业的火热发展。
“中国的光热产业不只是面向国内的，还面向世界，中东、北非等地区发展光热比国内有更好的气候条件，而且电力需求强劲。如果国内光热产业能够很好地起步，将对国家‘一带一路’国际产能合作起到重要支撑作用。”姚志豪对记者说。
多能互补应用趋势与效益最大化的几种路径
2018年1月3日，国家能源局发布《关于分布式发电市场化交易试点的补充通知》，对分布式发电市场化交易试点工作部署进行了补充。此前，有关部门鼓励市场化交易的分布式发电项目采取多能互补方式建设，提升供电灵活性和稳定性。
我国作为能源消耗大国，过度依赖化石能源等高污染供能体系导致环境问题日益突出。“十三五”时期，我国将进入能源低碳转型的关键期，从宏观能源结构到能源生产和消费细节都将面临一轮演变和革新，低碳、高效、智慧、融合成为能源转型的关键词。
由各种能源多元化集成、更加贴近用户侧的智能化能源系统的发展和成熟将扩大清洁可再生能源的比重，并逐步替代目前的粗放型能源供给形式，成为未来能源供给的主流之一。
多能源互补系统的两个应用趋势如下图所示：
图1.分布式多能互补系统特点及优势
图2.集中式多能互补系统特点及优势
根本性制约因素亟待突破
多能互补系统要实现更加高效和融合，不能简单的通过各种电源形式的联通来实现，需要在综合考虑需求侧和生产侧不同情况的条件下形成一套优化机制。目前，制约多能互补系统大规模发展的主要挑战包括技术水平和投资回报两方面。
多能互补的核心是多种能源之间的衔接融合和调配，从能源生产端的多能源协同到用户侧的分配布局和响应，甚至管网架设细节等都亟待成熟。
目前多能互补系统相对传统能源供给形式主要短板在经济成本，各类可再生能源尚未实现平价上网，尤其是关键储能技术成本还没有下降到具有竞争力的水平，多能互补系统在整体经济性上处于劣势，阻碍了大规模推广。
国家能源局鼓励多能互补项目的应用和发展，2016年安排了首批多能互补集成优化示范工程，共23个项目，其中，终端一体化集成供能系统17个、风光水火储多能互补系统6个。从新能源指标、上网电价、并网的便利性等方面给予一定的政策扶持。
表1.首批多能互补集成优化师范工程项目名单
顺应能源发展趋势实现效益最大化
多能互补智慧能源系统的发展离不开创新驱动，利用灵活性、清洁高效的优势，与最新的市场动向相融合，创新多种经营模式也为提高能源综合效益提供了多种路径。
路径1.与能源互联网深度融合
目前，能源发展与前沿科技的结合越来越紧密，利用信息化手段优化能源供给形式是未来发展中的一大趋势，多能互补与信息化的结合能够形成复合效益。能源互联网即“互联网+”智慧能源，能够促成多能源互补分布式能源与大数据、云计算、信息通信等前沿技术将产生更加紧密的联系，基于储能技术和能源互联网的高速发展，多种分布式能源系统之间的匹配和协调统一将更加频繁，实现集成优化、智慧融合，构建能源生产、输送、使用和储能体系协调发展、集成互补的智慧能源体系。
路径2.参与市场化交易
分布式发电市场化交易试点于今年开始推行，多能互补系统可以作为一个能量输出整体参与市场化交易，为电力市场提供多元化的选择。《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》文件也提出分布式发电项目可采取多能互补方式建设。
路径3.与增量配电网衔接
目前我国已经开展了两批增量配电网试点，向社会资本放开增量配电业务是新电改的一大亮点。多能互补系统可与增量配电网结合，打造清洁高效的能源微网，作为大电网的有效补充，既能实现灵活供应，又能打破固有格局，助力电网体系集成优化，促进能源消费的转变。
路径4.定制化增值服务
多能互补未来将更加受到用户需求差异的影响，走向定制化的路线，其中除了提供用户所需的能源外，还能够提供差异化的针对定制服务。分布式多能互补系统与终端用户的交互将衍生更多的服务内容，充分发挥分布式能源灵活性的特点，使供能与用能端联系更加紧密，互动更加频繁。推动深度融合，扩大服务体系和管理职能，增加收益。
审批权下放利好生物质发电
2017年12月27日，国家发改委官网以12号委令的形式，废止了一批文件，其中就有《国家发展改革委关于生物质发电项目建设管理的通知》（发改能源[2010]1803号）。正值元旦节日前夕，这个消息当时未引起生物质能行业重视，殊不知这是生物质发电的一个重大事件。
发改能源[2010]1803号文件对于生物质发电发展起到了重要的推动作用，特别是其中对生物质发电规划、建设规模、资源条件、项目管理等的明确规定，对生物质发电初期发展起到了重要的推动作用。当时，生物质发电还是个新生事物，社会各界都不熟悉，国家发改委出台该政策，明确了一些重大原则和要求，促进了生物质发电健康发展。
由于当时处于产业发展初期，发改能源[2010]1803号文件对于一些技术问题提出了初步要求，比如，每个县或100公里半径范围内不得重复布置生物质发电项目；生物质发电项目装机规模一般不超过3万千瓦等。对于当时还处于发展探索阶段的生物质发电，文件明确了发展路线和方向，便于地方主管部门遵循执行。
近几年来，随着生物质发电不断发展壮大，以及简政放权持续推进，国家对生物质发电的管理方式也在不断创新。2014年国家发改委办公厅印发了关于加强和规范生物质发电项目管理有关要求的通知（发改办能源[2014]3003号），内容简单明了，简要概括就四句话：加强规划指导、合理布局项目，鼓励发展生物质热电联产，农林生物质发电项目严禁掺烧化石能源，规范项目管理。其中规范项目管理中明确，农林生物质发电非供热项目由省级政府核准；农林生物质热电联产项目，城镇生活垃圾焚烧发电项目由地方政府核准。发改办能源[2014]3003号明确了国家管理生物质发电的总体原则和要求，即规划管理、热电联产、严禁掺煤，国家从宏观方面提出相关原则，不再对项目提出具体要求。
2016年10月，国家能源局印发农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见（国能综新能[2016]623号），明确防治掺煤的基本原则和责任主体，对新建项目核准、已投产项目运行等方面提出了防治掺煤的要求。
2017年7月，国家能源局印发可再生能源发展“十三五”规划实施指导意见（国能发新能[2017]31号），明确“十三五”生物质发电规划布局方案，其中农林生物质发电项目510个、1312万千瓦，垃圾焚烧发电项目529个、1022万千瓦。方案提出：“纳入生物质发电“十三五”规划布局方案的是符合国家可再生能源基金支持政策的农林生物质发电和垃圾焚烧发电项目。不符合国家可再生能源基金支持政策，或者不申请国家可再生能源基金支持的布局项目，不纳入本规划布局方案。规划布局方案之外核准建设的项目，由所在省（区、市）负责解决补贴资金问题”。并再次提出：“大力推进农林生物质热电联产，从严控制只发电不供热项目。因地制宜推进城镇生活垃圾焚烧热电联产项目建设。”
2017年12月，国家发改委、国家能源局印发促进生物质能供热发展指导意见的通知（发改能源[2017]2123号）明确，生物质能供热的重要意义、指导思想、基本原则、重点任务、政策措施等，是生物质能全面转向供热的指导性文件，对生物质发电转向热电联产提出了相关要求，明确了发展目标和任务。
从上述政策可以看出，国家对生物质发电管理已经全面转向宏观管理和规划管理，以及防治掺煤的边界性管理，落实发改办能源[2014]3003号文件要求，项目管理交由地方管理，国家不再对具体技术及其他管理细节提出要求。这次废止发改能源[2010]1803号文件，是进一步落实中央简政放权要求的具体措施，责权利全部交给省里，项目怎么布局、项目怎么核准、项目怎么监管，全部由省里负责。国家不再要求“每个县或100公里半径范围内不得重复布置生物质发电项目”等具体事项。
今后国家对生物质发电的管理主要三方面，一是要求省级主管部门编制规划，作为项目管理的依据；二是各地申请国家可再生电价附加补贴资金的项目，要纳入国家“十三五”规划布局。不纳入国家规划布局的项目，由地方解决补贴资金；三是国家完善支持生物质热电联产的补贴政策，加快向热电联产转型升级。国家管理主要是宏观管理、规划管理和政策管理，项目管理都在省一级能源主管部门，省级能源主管部门责任重大。笔者建议，省级能源主管部门出台生物质发电项目管理办法，明确本地区生物质发电项目管理的原则，对资源管理、项目布局、技术管理等做出明确的规定。省级能源主管部门需要加强生物质发电规划编制，科学地编制规划，指导本地区生物质发电可持续健康发展。
对投资者而言，影响有三方面：一是，国家为生物质发电释放了最大的活力和动力，审批权限下放到省里、甚至是省级以下政府，资源管理、技术管理等都完全由省里负责，为生物质发电发展创造了最大限度的有利条件；二是，由于对于一定范围内只能有一家项目的技术性保护的撤销，提高了生物质发电的竞争程度，加快行业优胜劣汰步伐，将进一步促进已投产项目提高管理水平，提高抗风险能力。但不善于经营管理的项目将面临较大的竞争压力；三是，随着生物质发电市场化水平的提高，行业新进入者需要进一步提高战略判断力，更好地做好市场分析、资源评价和风险判断，风险自担、责任自负。
总而言之，生物质发电行业竞争程度将越来越激烈，行业发展水平将越来越高，行业整体竞争力将越来越强，在调整能源结构、加强环境保护等方面发挥越来越大的作用。
透视分布式光伏盛景：市场规模预增长1.6倍 交易试点上半年全启动
据中国光伏行业协会统计，2017年中国光伏发电装机保持快速增长态势，其中分布式光伏呈现爆发式增长，2017年全年，预计全国新增光伏装机50GW，其中分布式装机超20GW。
分布式光伏在2017年的爆发，毫无疑问是整个光伏发展史上浓墨重彩的一笔，堪称前无古人的壮举。“全民光伏”的热闹景象背后，是亮眼的增长数据，分布式光伏在新增光伏市场中的占比由12%跃升至36%。有研究机构认为，2018年的分布式光伏有望在增速和新增装机规模上双双超越地面电站。
1月3日，国家发改委和国家能源局正式印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，要求各地区分布式发电市场化交易试点最迟均应在上半年全部启动。
两部委新年伊始的发文，让分布式交易试点成为行业寄予厚望的又一发力点，再添新期待。多家研究机构预测，随着去年底国家发改委《2018年光伏发电项目价格政策的通知》中下调电价的相关要求落地，今年分布式光伏的发展增速将趋于理性。
潜在市场集中在分布式
《太阳能发展“十三五”规划》中明确指出，到2020年底，国内太阳能发电装机要达到1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏装机要达6000万千瓦以上，而2016年底分布式累计装机仅为1032万千瓦，剩余将近5000万千瓦的巨大市场空间集中在分布式光伏。
分布式光伏分为工商业分布式和户用分布式，工商业分布式起步远远早于户用光伏，户用光伏市场则在2017年才出现“群雄争霸”的场面。据不完全统计，去年全年市场上共有30家以上的户用系统品牌，设备企业包括汉能、天合、晶科、协鑫、阳光、阿特斯等，投资企业则以中民智荟、正泰、航天机电等为代表，也有EPC企业，比如特变电工、晴天科技、比高等，形成从龙头光伏企业到小型经销商，再到居民家庭的“全民光伏”市场。除了一直以来支撑光伏行业向前的众多民企以外，中环等大型国企、央企也正式进入或者有意向进入户用光伏市场。
毫无疑问，成本和补贴双降，使得限制光伏行业发展的天花板越来越高，更大的市场空间正在逐步释放。 实际上，支持分布式光伏发展的政策早已在2013年、2014年密集出台，而在酝酿三四年后终于爆发。谈及背后原因，中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为归因于两大方面，她说：“一是2016年光伏地面电站的指标逐步开始竞价，导致大量中介机构失去存在价值，作为地方资源的重要整合者，这支队伍迅速转战分布式市场，从开发地面电站转型到开发屋顶光伏。二是分布式收益上升，2016年分布式的补贴没有同步下降，投资人能够担负起这些中间方的费用。”
市场宠儿
谈起2017年分布式光伏市场的关键词，除了耳熟能详的“火爆”之外，中国投资协会能源特聘专家王淑娟认为还有“集中与分散”。据《2017中国户用光伏市场调研报告》相关数据，2015年的户用光伏约为2万套，2016年上涨7.3倍，达到14.98万套，2017年预计为50万套。可观数字的背后，其实是不平衡的市场，浙江、山东、河北新增占比达50%以上，高达一半的比例，其中浙江省新增15万套、山东新增10万套、河北新增近10万套。
“目前户用市场是群雄争霸的战国时代，并没有哪家企业明显领先，行业乱象也不可避免。”王淑娟如此形容至少2000家大大小小的经销商、50万套规模的户用市场。她算了一笔账，在此背景下，每家企业的销售量不足2万套，按照10W/套计算，总规模不超过200MW，按照7.5元/W考虑，总销售额不足15亿元。
王淑娟预期2018年户用规模在80万套以上，总体市场容量为6GW，理论上，全国具有3000万户—3500万户的安装潜力，在分布式光伏市场得到进一步规范的同时，一批系统集成专业性强、售后运维成本控制好的户用企业将脱颖而出。
事实上，一些光伏龙头企业正在紧锣密鼓打造自身的户用光伏品牌，比如天合光能、阳光电源、三晶电气、英利等均成立了相应的子公司或者户用光伏部门，纷纷推出家用系统，以期率先打响品牌。
谈及新能源，就不得不谈并网和补贴问题，根据国家能源局每个月公布的能源监管热线投诉举报处理情况通报，部分地区分布式光伏发电项目并网难和补贴费用结算不及时仍旧是主要问题。
“交易试点”或成最大看点
实际上，目前对于分布式并没有统一的定义。比如国家发改委对分布式定义是按照装机容量，6兆瓦以下算分布式，而国家电网则按照并网容量来计算，要求10千伏以下。有企业高管告诉记者，“这给行业发展带来一些困扰和阻碍”。所幸，去年年底两部委联合下发的《分布式市场化交易的通知》，既规定了分布式的容量，又明确了接网的电压，单体项目容量超过20MW但不高于50MW，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。同时，明确了分布式发电交易的3种交易模式：直接交易、电网代售、标杆收购。
“项目容量被放大至50MW，接入电压等级最高可以到110kV，更多的项目可以符合要求进行分布式交易，可以找到更多的大用户。”彭澎认为，“双边结算不通过电网，可以重新定义电网角色，这是非常关键的一步。国家能源局要先通过试点方案，让电网能够代收电费，并且允许隔墙供电，以此突破收费难。”记者就此采访了多位行业专家和相关企业负责人，他们均表示这或是2018年分布式市场的最大看点。
刚刚下发的《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，则对3种交易方式作了细节补充。比如，鼓励选择分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易的模式。尤值一提的是，电力交易平台，让社会资本可投资增量配网，不仅意味着这是有丰厚收益的轻资产环节，也意味着具有雄厚资本的非能源企业能够进入该领域。
分布式市场的痛点主要是开发难、没有标准化流程，导致分布式光伏资产难以得到认可。“幸运的是，分布式蓬勃发展时恰逢电改关键时刻。”彭澎认为，“分布式的核心优势是靠近用电侧，电改或新政策将逐步解决现在分布式的瓶颈问题。”
虽然饱受期待，但除了电网的配合程度等尚未可知外，交易平台自身的专业能力、信用等级、中立角色也是影响“交易试点”发展的重要因素，尚需协力前行。
基于现实的微电网保护方案研究
近年来随着国家对新能源产业的大力扶持，新能源产业得到了快速的发展，分布式发电在电网中变得愈发普遍，这种以新能源为背景的微电网结构在电网中的比例逐渐则大。而微电网本身潮流不稳定，系统容量小，运行方式多样，给微电网的保护造成了一定的困扰。
对微电网保护的合理配置，建立科学有效的微电网保护方案是确保微电网可靠运行的基本保障。本文利用通讯手段，建立了集中控制的微电网保护方案，并针对具体的微电网结构，制定了微电网保护的具体方案。
一、微电网保护方案设计
（一） 设备的集中保护方案
集中保护可以便于对全网综合信息进行分析，从而准确的快速的判断故障位置以及故障原因。微电网设备集中保护方案如图1所示。
其主要由保护装置和保护控制平台构成。微机保护设备的主要功能包括：电能信息的采集和计算、根据保护算法模型分析对数据进行分析、将运算结果传输到上层控制中心、接收集中保护中心的控制信号并执行上级控制中心的指令、监控设备状态。
系统中选用的监测装置、智能保护单元均支持IEC61850通信，从而可以进行方便的组网，与集中保护平台形成统一的网络。
图1.微电网设备集中保护方案
集中保护中心对微机保护设备的数据信息进行故障分析，判断设备是否处于正常运行状态，一旦有故障发生，则应根据故障情况采取相应的保护措施。集中保护可以对现场监测设备的信息进行分析比较，从而判断故障位置。
如图1所示，当F节点工作不正常时，保护设备MPD1和MPD4的都会检测到正向故障，而系统就会通过分析对比判断相应的末端保护和后备保护，此时，MPD4作为末端保护应首先动作，MPD1进行后备保护。
（二）设备的本地保护方案
当微电网保护通信系统出现问题时，由于本地装置无法收到上级集中控制平台的动作指令，现场保护设备应具备根据本地设定进行保护的能力，根据本地信息对故障进行检测和判断，完成设备保护动作。
保护监督动作衔接可根据系统故障判断结果和延时来判定，如图2所示，tf是保护动作的响应时间，tm为动作响应延时时间，该值通常可以设为20ms。另外可以采取安装电子断路器的方式对线路进行短路保护。
图2.保护动作的动作时序
当线路的F处出现故障时，保护设备MPD、MPD1、MPD2会同时检测到系统故障，但MPD2会优先动作，而后备保护MPD和MPD1会根据需要延时动作。往往微电网的规模都比较小，没有较长的输电线路，基本不存在电源通过一条馈线接入的情况，因此通过该保护方案就可以满足保护需要。
保护设备MPD的主要保护设定有：
1.功率方向保护。
微电网的潮流方向是不固定的，有时需要对故障方向进行识别时，则要增加功率保护装置。
2.系统接地故障保护。
当有单相接地故障在TN系统出现时，系统的零序电流分量往往难以检测。这时可以通过计算系统四相电流的和是否为0来判断是否有单相接地故障发生。
3.系统过流保护。
当电网有不对称短路故障出现时，系统的负序电流的电流变动会非常大，所以，可以通过检测负序电流，对系统进行保护。
4.电压故障保护
电压故障保护往往在系统公共连接点或者集成在系统逆变器中。系统各公共连接点的欠电压保护的目的是在外部电网运行不正常时，可以确保系统单独正常运行。
同时，在系统内部出现问题时，也可以有效的将系统切除，确保外部电网的运行安全。为确保分布式电源的故障穿越能力，公共连接点的保护动作时限不应大于分布电源保护单元。
5.电网频率保护。
系统频率保护的设置位置和电压保护相同。保护动作时限随频率偏差的增大而减小。
6.电子断路器保护。
电子断路器保护功能较为全面，具有较强的保护能力，其通常配备过载长延时保护以及过载瞬时动作保护。过载延时动作的保护时间根据系统电流的有效值计算。
（三） 自动测控单元的保护逻辑
自动测控单元是微电网保护控制的核心设备，依靠其强大的测控能力，可以方便的实现微电网的保护功能。自动测控单元的保护逻辑如下图所示。
图3.控制保护逻辑图
通过集中保护和就地保护相结合，从而实现对系统的可靠有效保护。
二、微电网保护的配置分析
假设某微电网结构如图4所示。其中DG1的额定容量为600kVA，DG2的额定容量为400kVA，DG3、DG4和DG5的额定容量为50kVA，系统电流最大输出值为额定容量的1.2倍，计算得出其分别为1.03kA以及0.69kA。
图4.微电网系统集中式保护方案
对系统电子断路器的额定电流选择为按照系统最高负荷电流的1.2倍。瞬间过载动作电流选择电子断路器的2倍及以上电流，1#断路器处虽然额定电流只有25A，但根据经验系统中的尖峰电流经常超过几十安培，为防止扰动造成开关误动作，瞬断电流取100A。
如表1所示。其故障动作时间选择40ms，长时间过载电流根据线路最大负荷适当增加即可，8#和9#电子断路器的动作时间设定为5S，剩余电子断路器的动作时间为4S。智能保护设备的保护动作电流值和时间设定如表2所示。
这些保护动作时间都是针对微电网网络断线时的本地保护动作时间。而在系统通讯正常时，系统和根据对保护装置的上传信息的分析结果，进行有针对性的切除，主保护的动作时间缩短为0.07S后备保护动作时间缩短为0.1S。
表1.系统电子断路器参数配置表
表2.保护动作时间设定
系统故障保护动作。
对在CCB9和MPD2之间的线路出现两相接地故障的情况进行研究。
1.过渡电阻设定为0.2欧姆，系统负荷达到最大，系统保护动作情况如下表所示。
表3.保护设备动作情况
2.过度电阻设置为2欧姆，系统负荷达到最大，系统保护做情况如下表所示。
表4.保护设备动作情况
同时，我们对系统负荷处于最小时的情况也进行了实验，保护设备均能可靠动作，即使在CCB9在一些故障情况下不能动作时，MPD1和MPD2可以很好的对线路进行保护。
此外，微电网潮流的不稳定运行的方式是多样的，我们通过对系统电源电压和频率，对系统的电源质量保护进行了验证，通过调整负载情况，对系统的过负荷情况进行了验证，都取得了比较理想的保护效果。
三、结论
随着新能源和智能电网的建设，分布式电源结构在配电网络中越来越普及。本文针对微电网结构的特点，构建了微电网集中保护控制平台，并对微电网保护设备的配置进行了介绍。
为应对集中控制功能丧失的问题，对微电网的本地保护进行了设置。并通过实验对微电网保护系统进行了检验，获得了较为理想的效果。
分布式储能的关键应用技术研究进展
近年来，分布式电源大量接入配电网，其接入点的随机性和出力的不确定性给配电网的规划运营带来了新的问题。与此同时，随着负荷快速增长，峰谷差不断增大，城乡配电网“标准低、联系弱、低电压”等问题日益突出，负荷需求响应作为一种有效调节手段，在一定程度上可以缓解上述问题，但是要从根本上解决，需要引入储能技术。
随着储能技术进步和成本降低以及需求侧的演化发展，分布式储能在电力系统中的广泛应用是未来电网发展的必然趋势，也是突破传统配电网规划运营方式的重要途径。分布式储能安装地点灵活，与集中式储能比较，减少了集中储能电站的线路损耗和投资压力，但相对于大电网的传统运行模式，目前的分布式储能接入及出力具有分散布局、可控性差等特点。从电网调度角度而言，目前缺乏有效的调度手段，如任其自发运行，相当于接入一大批随机性的扰动电源，它们的无序运行无助于电网频率、电压和电能质量的改善，也造成了储能资源的较大浪费。在配电网中合理地规划分布式储能，并调控其与分布式电源和负荷协同运行，不但可以通过削峰填谷起到降低配电网容量的作用，还可以弥补分布式出力随机性对电网安全和经济运行的负面影响。进一步，通过多点分布式储能形成规模化汇聚效应，积极有效地面向电网应用，参与电网调峰、调频和调压等辅助服务，将有效提高电网安全水平和运行效率。
储能规划技术
目前，分布式储能的应用场景主要包含用户侧、分布式电源侧和配网侧 3 个方面，其投资主体包括用户、分布式电源投资商和电网公司，多以分布式电源、用户侧或微电网为背景引入，电动汽车也是其中的一种重要组成。在配网中，关于分布式储能规划技术的研究主要涉及容量优化配置及选点布局 2 个方面，并且当需要同时开展容量和选点研究时，鉴于二者间存在的强耦合关系，在目前国内外开展的研究中，往往将之作为一体化问题处理，多通过将分布式储能规划描述为一个优化问题，优化目标和约束条件随应用场景和应用目标而变。优化目标主要包括技术性目标和经济性目标两类，约束条件一般包含储能设备布局总点数、储能本身和系统运行方面的约束条件。
在配网侧规划储能系统时，储容配置和选点布局的一般步骤如下：
1.确定研究对象，电网和储能应用场景（约束条件、负荷曲线、时间跨度等)。
2.确定电网内可用于安装储能设备的节点数。
3.确定分布式储能系统的总容量。
4.确定储能系统的控制策略。
5.确定分布式储能系统的容量划分方式。
6.在选定的应用场景中，模拟分布式储能的分配效果。
7.重复步骤 5和 6，迭代次数取决于布局点数和计算精度要求。算法流程图见图1。
图1.采用遗传算法的求解流程图
综合目前国内外开展的分布式储能系统的优化规划方面的研究，大多建立以技术性或经济性或技术与经济性综合目标的目标函数，在储能本身和系统运行的约束条件下开展寻优求解，目标函数一般可综合为单目标优化，约束条件包含等式约束和不等式约束，针对该优化求解问题也开展了较多研究，多采用智能求解算法进行求解，比如遗传算法。
此外，在用户侧规划储能设备，不存在布点问题；并且因为我国目前实行分时电价和针对工商业用户的两部制电价政策，所以用户侧分布式储能的引入多从经济性角度出发，以减少电费或最大化收益为目标开展储能配置研究。江苏 2017年用户侧分布式储能规划建设情况如表 1 所示。从表 1可以看出，当前用户储能的建设目标还是以需求响应（价差套利）和提高供电可靠性为主，对电网的支撑作用主要是削峰填谷。
表1.江苏省2017年用户侧储能规划建设情况（容量1MW以上）
总体而言，国内外在分布式储能规划方面已有较多研究，但目前的研究均是在确定的应用场景下开展常规性的规划研究，为提高分布式储能系统的利用效率和充分调动电网资源，有必要面向电网应用，开展基于配网内现有储能资源的补充性规划技术研究，即针对电网需求，首先评估电网内已有的可汇聚储能资源，在此基础上，开展差额配置和布点研究。
储能参与配电网优化运行
储能系统凭借其快速功率调节以及兼具供蓄能力的特征，在平滑间歇式能源功率波动、削峰填谷、改善电压质量以及提供备用电源等方面都发挥了较大作用，是配电网实现对广泛接入的分布式能源灵活调节以及网络优化运行的关键所在。当大量可再生能源接入配电网时，其出力的波动性会对配电网的电压质量带来不利影响，甚至会使电压越限，使用储能装置可以对接入节点的可再生能源及负荷进行削峰填谷，从而抑制了功率波动，减小了电压越限风险，提升了配电网对新能源的接纳能力；同时，储能系统的接入也可以改善配电网潮流、降低网损，优化配电网的运行。此外，将多个子储能系统并联在微网中可提高储能系统的容量，利用储能系统的快速功率调节能力，可为整个孤网系统提供稳定的电压频率支撑，维持微网系统运行的稳定。
储能参与系统辅助服务
储能系统可通过参与系统辅助服务，对电网起到支撑作用，应用模式主要包括调频和调峰。不同于传统火电机组，可再生能源发电系统属于低惯量系统，虽然可以通过虚拟同步或虚拟惯量控制策略获取一定的阻尼特性，但是作用有限。大量光伏电站或风电场并网会降低电力系统的惯量，弱化电网对频率的调节能力，影响其安全稳定运行。利用储能系统，可以进行削峰填谷的工作，减小有功功率的波动；也可以提升可再生电源对频率调节的响应能力，改善低惯量系统的一次调频特性。当光伏电站或风电场不足以响应系统的频率调节时，储能系统可以通过放出或吸收功率，完成新能源电站对电网频率变化的响应。
总体而言，已有研究大多针对集中式大容量的储能系统，而对于分布式储能参与电网辅助服务的协同控制技术研究还较少。如何构建规模化分布式储能汇聚效应的动态仿真模型，协调控制多点布局的分布式储能以及柔性负荷，亟需开展相关内容的深入研究与应用。有研究定义了负荷聚合商概念，因此进一步可以扩展到储能参与需求响应和提供辅助服务中，将会出现“资源聚合商”，未来资源聚合商将汇聚若干分布式用户储能参与电力市场交易，基本框架如图 2 所示。
图2.分布式储能汇聚（资源聚合商）参与电网调度交易示意图
关键装备：高效率、即插即用储能变流器
在一些特殊的场合下，分布式储能设备需要有并网和离网运行 2 种工作模式，这 2 种工作模式之间的切换需要尽可能平滑，减小对用户或电网的冲击和影响，使分布式储能设备能够柔性接入和退出的控制技术是实现分布式储能设备即插即用的基础。通过并网切换孤岛过程补偿算法与孤岛切换并网过程预同步方法可以实现 2 种工况的无缝切换。
对于提高分布式储能系统的效率而言，基于新型中点钳位（A-NPC）拓扑结构的三电平变流器可以提高输出电压波形质量，有利于降低绝缘栅双极型晶体管（IGBT）耐压，以减小开关器件成本、IGBT损耗和电感损耗，来提高系统整体效率，因此具有广泛的应用前景。
目前对于单台储能变流设备无缝切换控制策略研究较多，但是如何实现设备即插即用的电气/通讯接口技术以及设备并网运行时的柔性接入/退出，减小对系统冲击方面和不同应用模式下平滑切换控制技术方面研究较少，亟需开展相关内容的深入研究。
关键装备：储能系统就地监控设备
电池储能系统一般由储能电池、电池管理系统、双向变流器和监控系统等几个主要部分组成，并通过升压变压器接入 10 kV 及以上电压等级。储能监控系统与电池管理系统、双向变流器、上级调度系统通过高速的通信协议以及通信网络实现信息交互与传输，从而实现对储能系统的监测、运行控制以及能量管理。针对分布式储能系统的不同应用场景以及需求，储能监控系统基于储能系统中电池、双向变流器等配套设备的运行状态，实时控制各储能变流器的充放电功率并优化管理储能电池系统充放电能量，不仅实现电池储能系统在各种场景下的应用目标，并可实现电池系统的优化调度管理，有效减缓电池劣化，实现储能系统高效、安全、可靠、经济运行。储能监控系统的设计需要遵循IEC 61850 标准，能够完成实时监控和高效控制的功能，提高储能系统运行的稳定性，主要环节包括信息采集、状态监测、远程控制、人机交互等。储能监控系统拓扑结构见图3。
图3.储能监控系统拓扑结构
由于国情不同、电网的生产运营方式不同以及高昂的价格，国外的监控系统很难在国内推广应用。考虑到今后储能监控技术与需求的发展，实现先进的优化控制调度，开发具有自主知识产权适用于多点布局中小规模分布式工程的低成本储能监控系统势在必行。
关键装备：多源储能系统协调控制设备
多源协调控制根据分布式电源、负载类型以及配电网不同的工作模式，通过主从控制、对等控制以及其他相关控制策略，抑制因各节点电压差产生的环流和控制直流母线电压的稳定，实现配电网中的各供电电源的协调控制。常用的控制技术包括多代理系统的直流电压稳定控制策略、电压分层协调控制策略、基于动态虚拟惯量的分布式电源控制等。对于离网运行的工况而言，多台储能逆变器并联运行时，需要为整个微网系统提供稳定的电压频率支撑，但逆变器等效输出阻抗和线路阻抗的差异会造成功率分配不均以及环流过大等问题，从而导致整个微网系统的不稳定。P-U、Q-f下垂控制策略可以解决功率在多台储能逆变器之间的分配问题。针对逆变器间的环流，可以增加虚拟阻抗技术，使变流器等效输出阻抗呈现阻性，从而抑制环流；对于不同电池系统，其荷电状态不同，可以施加功率控制外环，根据电池系统的荷电状态合理分配功率，从而实现多台逆变器离网状态下的协调控制。下垂控制适用于本地多逆变器离网的并联控制，对于配电网中分布式储能而言，往往是并网运行，且分布在不同节点上。对于广域布局分布式储能系统的协调控制设备的研制，需要遵循IEC 61850 通信标准建立储能系统的扩展信息模型，实现不同节点储能系统的通信与数据共享，并以最优电能质量指标或最大经济效益为目标编写控制软件，实现广域布局分布式储能系统的协调控制。除了分布式储能系统之外，有学者在分析电动汽车动力电池特性的基础上提出了电动汽车分布式储能的概念。在满足电池约束、电网约束和车主约束的基础上提出了电动汽车分布式储能的控制策略。
目前，国际上的分布式储能协调控制设备研发也处在刚刚起步的过程，如德国能源供应公司SENEC.IES，目前有 2000 个用户参与到他们的Economic Grid计划中，家庭用户安装“双向能源管理系统”（简称 BEMI），每 15 min 储存用户用电数据，记录用户用电习惯，当电价发生变动时，BEMI 通过控制分布式储能系统来调控用电时间和用电量。目前国内尚没有分布式储能相关产品，主要是借用微网控制器实现类似功能，然而微网控制器多用于本地控制，很少涉及到广域多点调度相关功能，同时微网控制器缺乏对电池储能系统在线检测、充放电优化控制和保护的相关功能，难以实现对于分布式储能系统的全面控制和优化。伴随配网侧分布式储能的快速发展，面向电网的储能资源汇聚应用将包含电池储能设备、通过 V2G并网的电动汽车、储热锅炉、冰蓄冷中央空调等分布式储能设备，通过多设备间的协调控制，参与电网调峰、调频等应用，如图4所示。在这个过程中，储能系统的协调控制设备在上层调度和各分散的分布式储能资源间起到调度指令分解、储能设备协调控制、储能监控与保护、多应用功能切换等功能。
图4.面向电网应用的分布式储能协调控制框图
商业模式
作为分布式可再生能源发电和智能微电网的关键支撑技术，分布式储能在分布式发电和微电网系统中除了参与系统运行控制，还可以产生相应的经济效益，如在分时电价机制下，可以通过低储高发实现套利，在工商业用户两部制电价下，通过降低基本电价为用户节省电费，或通过提供用户需求响应能力，帮助用户降低高峰负荷的用电量，赚取需求响应服务费等。2016 年国家能源局发布的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》特别强调了鼓励电储能参与电网的调峰，并针对用户侧电储能调峰进行了说明，用户侧建设的电储能设施，充电电量既可执行目录电价，也可参与电力直接交易自行购买低谷充电电量，放电电量既可自用，也可视为分布式电源就近向电力用户出售电量；用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体或与发电企业联合参与调频、深度调峰和启停调峰等辅助服务。该通知明确了电储能参与系统辅助服务的身份，在目前的电力市场环境下通过低储高发获取收益是可行的途径。从目前的市场环境来看，储能设备获利是具有政策支持的，目前的研究也多基于此展开。
目前，与分布式光伏组合形成的分布式光储系统在国外已有较多的商业应用，在不同的国家，分布式光储发电的应用重点各不相同，美国加州在工商业领域的分布式项目居多，澳大利亚和德国市场的重点在户用储能领域。以德国 SENEC.IES 公司为例，该公司将用户侧储能聚集起来开展“免费午餐”模式，享有对电池的主要控制权，当电网“零电价”时控制电池从电网充电。用户主要通过最大化地自我消纳屋顶光伏所发的电力、使用 SENEC.IES 提供给用户的“免费储存的电力”，实现更低的电费账单，进而获益。SENEC.IES 的商业模式见图5。
图5.SENEC.IES的商业模式
Fenecon/Ampard 开展的虚拟电厂模式，将Ampard 的能源管理模块与 Pro Hybrid 储能系统集成起来，使其可以在用户侧被用作虚拟电厂。用户为了增加自发自用而购买储能系统，Ampard 利用他们的能源管理系统（Ampard Energy Manager）将这些系统管理起来，为这些储能系统增加虚拟电厂的功能提供一次调频控制和备用等服务。Fenecon/Ampard 的商业模式见图6。
图6.Fenecon/Ampard的商业模式
从目前分布式储能应用现状来看，分布式储能系统具有通过汇聚将“点”资源凝聚起来，通过前面定义的资源聚合商概念，实现分布式储能资源的汇聚商业运营的可能，国外在该方面的应用已经初具雏形。国内对于分布式储能运营商业模式研究还处于起步阶段，相关的探讨和分析仍比较局限。随着政策引导和市场需求的增强，预期将发展形成一大批从事各类型储能技术研发、制造、建设、运营的相关企业，分布式储能将在电网中得到更广泛的应用，关于商业模式的研究有待进一步深入。
经济性评估
在自由竞争的电力市场中，相关的评估研究大多针对运营商的收益，如低储高发套利、调频收益、备用收益等，根据电价预测，计及运维成本，建立优化调度模型，在日前市场中合理安排储能系统的调频容量、备用容量和充/放电策略，使运营商获取最大的效益，从而对储能系统应用的效益进行评估。
对分布式储能的经济评价，需要量化储能的投资运行费用、政策的补贴、工作模式如削峰填谷和配合新能源接入等带来的收益以及节能减排等其它收益。由于新能源出力的不确定性，可以使用典型日提取、信息决策理论等方法对储能带来的收益进行量化评估，建立相应的目标函数，评估储能投资的可行性。分布式储能参与系统调峰目前在美国已经实现商业化运营，针对这一应用模式就目前中美两国的应用现状进行比较，如表 2 所示。
表2.中美分布式电储能参与调峰辅助服务现状对比
表3.美国加州某区电价
表4.上海地区电力市场相关数据
通过表 2 的对比情况可看出，目前在我国通过储能参与电网调峰辅助服务并不具备经济性，作为优质的辅助服务资源，应尽快出台量化储能价值的政策法规，通过政策导向激励储能产业，以产业自身发展带动成本下降，进而实现储能产业的良性发展。
商业模式
近年来，国内外在分布式储能的优化配置、参与辅助服务、关键设备研制以及商业模式等方面已有一定研究。在此基础上，未来在以下方面进行深入探讨。
1.补充性规划技术。面向参与电网辅助服务或优化电网运行等应用，基于对局域电网内现有分布式储能资源的评估，开展补充性规划技术研究，通过在关键节点配置少量储能，起到以小博大的作用，充分整合已有的储能资源。
2.针对大电网的调峰、调频和紧急事故响应需求、配电网的电压调节、清洁源满额消纳和源网经济运行等需求，开展分布式储能、柔性负荷等响应资源的协同调控策略研究。
3.在分布式储能关键设备方面，有必要根据不同拓扑结构以及所设定系统动态、稳态性能指标对不同功率等级的分布式储能设备进行参数优化设计，提高设备运行效率，降低运维成本，实现分布式储能系统在不同应用模式下平滑切换。此外，针对广域多点调度需求的分布式储能监控设备、规模化分布式储能协调调控设备的研制工作亟待开展。
4.在促进分布式储能的商业运营发展方面，应认可储能作用，给予储能参与电力市场的同等身份。鉴于目前我国储能技术发展主要是依托于可再生能源，通过出台补贴政策推动储能产业发展的可行性不大，建议放开辅助服务市场，使储能设备获得与其他资源同等的身份，通过分布式储能汇聚参与电网辅助服务实现市场化运营。
5.在时间粒度和位置粒度上细化储能系统的计量计费办法，量化储能的时间价值和位置价值，并研发支撑细化办法的计量设备。
梁志鹏: 有决心、有信心、有措施在2020年前解决弃水弃光弃风问题
1月9日，2018年中国新能源电力投融资论坛于广州召开。国家能源局新能源司副司长梁志鹏为大会致辞，提出政府部门需要为新能源行业的投融资创造以下条件：
1.创造实际的、可靠的、稳定增长的新能源市场。
2.降低成本，增加补贴，解决补贴缺口。
3.新能源在成本降低、价格下调之后，对补贴的依赖就会减轻，才有更多的发展机遇和应用空间。
4.规范管理，进行公开透明的监督，让投资者放心进行投资。
梁志鹏副司长发言实录：
在过去的一年当中，我们可以看到新能源的发展有显著的进步，技术水平快速提高，成本和价格快速下降，这种变化不但是在中国，而且在全球全面展开。我们印象特别深刻的就是在阿联酋、墨西哥、沙特等等国家以及德国海上风电的招标项目，风电和光伏发电的价格正在大幅下降。在能源界，大家已经有这样的感觉：新能源的快速发展，即将改变能源利用的格局，我们既感受到压力，又觉得这是一个机会。
中国的新能源发展在过去的5年当中取得了重大的进展。在能源消费结构当中，新能源的比重迅速提高，推动了我们国家的能源结构调整和环境污染治理。进入2018年，新能源的发展又面临着全面的机遇。
在党的十九大报告当中，党中央提出壮大节能减排、新能源生产，生态文明建设的一个分类，我们可以看到能源的发展，能源革命对我们经济社会发展，对环境保护，对人民生活有明显的变化，我们也可以预见在新能源技术快速进步，成本在降低，这样的一个体制下，新能源的发展也正在进入快速发展的时期，新能源的快速发展也给各行各业带来了众多的机遇，我们一方面新能源快速规模化的发展，同时我们也看到在背后最主要的是技术进步推动的作用，我个人觉得新能源的发展在今后是进入一个规模快速增长和技术创新全面爆发的一个时期，我们是不是能够抓住这样的一个机遇，也决定了我们在能源的绿色发展方面是否能够做得更好，我们在2017年的鲜明特征，就是新能源的快速发展，在2017年以光伏发展为代表的新能源取得了重大进展。今年我们也看到这个发展的广阔空间，这个最大特征就是这个项目是一个广泛存在的，而且每个人都可以参与投资，它为我们发展提供了广阔的空间，我们可以看到新能源光伏发电给企业、个人或者说有土地的企业和个人提供了一个投资新能源的机遇，那么我们没有土地的人没有屋顶的人怎么获得新能源投资的机会，我们想这就是一个需要金融创新，需要有新的平台、新的投资机制，使广大消费者也成为能源的投资者，那我们能源发展的力量就会不断壮大。
在发展过程中，我们需要更多的新能源企业进入，也需要更多的个人投资者进入。这就要求我们改善新能源的投资环境，需要政府部门做出以下努力：
第一、创造实际的、可靠的、稳定增长的新能源市场。
过去的几年中，弃水、弃风、弃光问题日益严重。2017年，国家在电力问题方面取得较大的进展，和2016年相比，光电和光伏的弃光率均下降6个百分点。2018年，我们将会进一步解决这些问题，并且有决心、有信心、有措施在2020年之前有效解决现在的问题。
第二、解决补贴的问题。
现在新能源补贴的缺口不断增大，预算的缺口也在累计，解决补贴应该包括降低成本和增加补贴两个方面。
第三、风电、光伏发电等新能源行业的成本在逐年下调，这是由于新能源技术的进步。
在价格下调之后，新能源有更大发展的空间，对补贴的依赖就会减轻。所以从这个方面来讲，新能源在成本降低、价格下调之后，意味着有更多的发展机遇，而且在价格下调之后，也才有更多应用的空间。
第四、如何保障投资项目的质量。
要满足投资项目的质量，必须要有先进的、高质量的产品，而且要有先进的技术。此外，只有引入规范的管理、公开透明的监督，才能让投资者获得透明、客观的信息，以放心进行投资。我们需要通过金融创新，使融资成本能够进一步降低；还要通过多种渠道、多种方式吸纳资金，使项目获得稳定可靠的投资回报。
新能源变革对新能源发展具有十分重要的意义。可再生能源专业委员会等机构发起新能源电力投资，在新能源投资方面进行有力的探索，现在和金融业、碳交易等机制合作，将会为新能源发展带来更多的机会。
我们也希望借助广州市花都区这样的金融创新示范区，能够打造一个中国特色的新能源投资平台。那么这样的投资平台不但是为中国的新能源能够提供这样的机遇，提供这样的服务，而且新能源的投资将来应该是没有边界线的，应该是不受国家、地区的区域限制，这也将会是中国在整个全球新能源投资创新方面重要的实验，我们也相信通过新能源投融资的创新试验，将为新能源发展创作更多的机遇，使新能源取得更大的、更好的、更广泛的发展，使我们的能源变革能够进展得更快、更好，更多的造福人类，谢谢大家。 | 
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