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【一周集团动态汇总】
【集团动态】智慧能源集团2018年年度工作会等会议顺利召开
【一周政策法规动态】
【政策法规】国家能源局关于建立清洁能源示范省（区）监测评价体系（试行）的通知
【政策法规】河北省发改委：2018-2020规划开发分散式接入风电430万千瓦（附文件）
【行业动态】南方区域“两个细则”印发 储能电站纳入电网调度统一管理
【行业观点】光伏如何可持续发展：就近建设、以销定产、市场交易、取消补贴
【行业观点】中国能源结构情况分析预测 2030年全球清洁能源占比将超过30%
【行业前沿】日本分布式能源互联网应用及启示
【行业前沿】江西省各市光伏项目投资收益率分析
【行业前沿】储能在分布式光伏中的设计要点
【专家观点】曾鸣：发展分布式能源需要能源互联网
智慧能源集团2018年年度工作会等会议顺利召开
2月8日下午，智慧能源集团（以下简称“集团”）2018年年度工作会在北京顺利召开，会议以全面总结分析2017年集团全局工作的成绩和经验为抓手，梳理新思路、找准新方向、树立新目标，会议周密部署、统筹规划集团在2018年的各项工作，推动集团在新一年中切实取得新突破、真正实现新发展。
集团2018年年度工作现场
会上，集团总裁王勇人所作集团年度工作报告立足集团、高瞻远瞩、内容丰富、立意深刻，引起了与会各单位高管的强烈共鸣，引发了与会代表的热烈讨论，各单位负责人及高管团队纷纷结合报告畅谈2018年发展思路，为各自单位的发展找方向、想办法、定目标。
王勇人总裁指出，2018年国家经济形势总体向好，随着国家能源“十三五”发展规划、区域协调发展战略的落地实施，对以分布式、多能互补为代表的“互联网+”智慧能源技术和项目需求十分旺盛，能源行业发展动力十分强劲。
他表示，2018年中集团将统揽发展全局、突破各种掣肘，重点做好以下几方面的工作：一是要用大力气深入推进“重点项目”。二是要用新思路抢占布局能源市场。三是要积极主动扩大对外合作。四是要逐步做实集团各板块功能。五是要加强对各公司扶持帮助。扎实做好集团重点工作，切实提高集团发展质效。
会上，华大天元（北京）科技股份有限公司等9家单位与集团签订2018年业绩目标承诺书，为推动集团优质发展，向更高目标前进，许下庄严承诺。
华大天元（北京）科技股份有限公司等9家单位与集团签订2018年业绩目标承诺书
在会议总结中，集团总裁王勇人提出，智慧能源集团实现换挡提速、优质发展的关键在人！他要求集团高管做以身作则的好榜样、做毫不动摇的掌舵人、做面面俱到的服务员；要求各子公司、区域公司高管做忠诚干净、思路开阔、敢打敢拼、勇于担当的的顶梁柱；要求集团员工做综合素质过硬的多面手，号召集团上下要紧密团结，众志成城，共同创造集团发展的美好未来！
会议由集团首席执行官刘涛主持，集团总裁王勇人、集团金融财务总监张琦、集团董事局秘书杨健、集团总裁办主任兼集团人力资源总监张岭、集团行政总监易文定等集团高管和集团顾问刘建平出席会议，各子公司、区域公司高管团队、集团本部员工、集团优秀团队代表等60人与会。
全体参会人员合影留念
国家能源局关于建立清洁能源示范省（区）监测评价体系（试行）的通知
浙江省、四川省、西藏自治区、甘肃省、宁夏自治区、青海省发展改革委（能源局），水电水利规划设计总院：
为促进全国清洁能源示范省（区）持续健康发展，加强清洁能源示范省（区）建设及运行情况的事中事后监管，总结各地成功经验和工作方法，国家能源局决定建立清洁能源示范省（区）建设运行情况监测评价体系。现将有关事项通知如下。
http://www.secn.net/news/show-449.html（请长按地址，“选择复制”>“打开”）
河北省发改委：2018-2020规划开发分散式接入风电430万千瓦（附文件）
河北省发改委近日印发《河北省2018-2020年分散式接入风电发展规划》的通知。通知提出：2018-2020年，河北全省规划开发分散式接入风电430万千瓦；展望至2025年，力争累计达到700万千瓦。
http://www.secn.net/news/show-451.html（请长按地址，“选择复制”>“打开”）
南方区域“两个细则”印发 储能电站纳入电网调度统一管理
新年伊始，国家能源局南方监管局印发了《南方区域“两个细则”（2017版）》，这是继2015年南方区域“两个细则”修订以来，对发电厂并网运行管理和并网发电厂辅助服务管理的再次优化，体现了区域能源管理部门和区域电网对未来可再生能源发展和新技术应用的关注和重视。“两个细则”增加了针对风电场、光伏电站和电化学储能电站3个并网运行及辅助服务管理实施细则，丰富了新能源调度运行的管理控制手段。CNESA据此对惠及储能技术应用的政策要点进行解析。
一、辅助服务补偿范围扩大，补偿标准有所提高。
在《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（2017版）》中，辅助服务被划分为一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、自动电压控制（AVC）、黑启动等7种服务类别，辅助服务提供者也不单纯来自于传统并网发电厂，电力用户可为电力系统提供辅助服务。五省市AGC服务调节容量补偿标准和电量补偿标准是以往补偿标准的4-10倍，其中广东、广西、云南、贵州、海南AGC容量调节补偿分别为12元/兆瓦时、5元/兆瓦时、5元/兆瓦时、10元/兆瓦时和10元/兆瓦时，而电量补偿分别达到80元/兆瓦时、20元/兆瓦时、40元/兆瓦时、80元/兆瓦时和80元/兆瓦时。除云南省外，其他四个地区深度调峰补偿和旋转备用补偿标准均有3-6倍的增长，南方区域备用补偿力度在全国范围内保持领先。
具体来看，在调频辅助服务中，除补偿标准有所提高外，考核补偿方式并未发生变化。与华北区域考核补偿方式有所不同，南方区域依系统调节容量和电量对并网发电机组提供的AGC服务给予补偿。而容量补偿和电量补偿分别基于其容量服务供应量（兆瓦时）和实际调节电量（兆瓦时）计算得出，容量服务供应量由当前出力点5分钟（原3分钟）内上下可调容量之和（MW）与调度时长（小时）的乘积决定，一个调度时长仍为15分钟，调节电量则是比计划发电曲线增发减发电量之和。
二、光伏电站纳入调度管理，风光考核压力存在。
风电场和光伏电站并网运行及辅助服务管理实施细则中明确，30MW及以上地方并网和30MW及以上地市级及以上直调风电场、地市级及以上直调10kV 及以上并网的集中式光伏电站纳入“两个细则”管理范畴。其中，风电场要在计划出力曲线和出力预测等框架内合理调整运行方式，免于遭受考核。在限制出力时段内，其有功出力与调度计划曲线的偏差不可超过1%，超出部分按积分电量的2 倍接受考核。而功率预测被划分为日前预测（日预测）和实时预测（短期预测）两类，风电场对次日0至24 时预测的准确率低于75%要接受考核，对未来15 分钟至4 小时预测的准确率低于85%同样接受考核，而光伏电站对应以上两类预测的最低接受考核要求分别是85%（日预测）和90%（短期预测）。此外，风电场和光伏电站还要对其有功功率变化值或速率进行控制，以免超出限值接受考核。
三、储能电站身份再次确立，基本服务和有偿服务并行。
在此次发布的南方区域“两个细则”中，明确将电化学储能电站与传统并网发电厂同等对待，可统一纳入并网运行管理和辅助服务管理。
并网直调规模化储能电站纳入管理
接受地市级及以上直调的容量在2MW/0.5h及以上的储能电站纳入统一管理，充放电行为统一接受调度，非直调或规模较小储能电站按市场化方式参与服务，且不享受充电补偿。
并网直调储能电站需满足电压、频率和有功功率响应及调节基本要求
储能电站须根据电网频率和电压异常情况，合理调整充放电状态并及时响应调度信号；同时，须具备有功功率调节能力，充放电响应时间和转换时间不大于200ms，充放电调节时间不大于1s；此外，电压合格率要达到99.9%，无法满足以上相应要求的要按电站额定容量接受考核。
享受辅助服务和调度充电双重补偿
并网直调储能电站可按照《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》提供辅助服务，并获得补偿。但储能电站在执行AGC功能时，还要满足调节速率、调节范围和调节精度三项调节指标要求，三项指标不达标时，合格率分别按50%、25%、25%递减，依其对应时段上网电量接受考核。但在补偿与考核外，直调储能电站按其提供调峰服务，可依调度充电电量得到0.05 万元/兆瓦时的充电补偿。因此，储能在调度下可享受辅助服务和充电调峰服务双重收益。
独立或联合储能电站依市场规则提供辅助服务
独立参与或与其他主体联合参与辅助服务的储能电站，价格和补偿按照市场规则或协商确定，此类电站无法享受“细则”下的电量补偿支持。
2017年10月，国家能源局发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，提出未来10年中国储能技术和产业的发展目标和重点任务。此次南方监管局印发的《两个细则》是地方政府在《指导意见》的纲领指导下出台的配套文件，《两个细则》扩大了新能源并网考核管理范围，明确将电化学储能电站纳入电网调度进行统一管理，为国内储能的商业化发展奠定了良好的市场基础和政策环境。相信随着市场发展的迫切需要，其他细分领域的相关配套政策也将陆续出台。
光伏如何可持续发展：就近建设、以销定产、市场交易、取消补贴
导语：光伏将成为中国可再生能源的主力，而分布式光伏的比重将持续增长，成为光伏的主体发展形式。这不仅需要先进的光伏技术作支撑，更需要建立以“就近建设、以销定产、市场交易、取消补贴”为核心的政策支撑体系。
2017年是中国光伏产业高歌猛进的一年，光伏总装机高达53吉瓦，不但是中国历史上光伏装机规模最高的一年，并且超过曾经的光伏装机第一大国德国过去20多年的光伏装机总量。光伏的快速发展使其成为中国能源革命主力军的前景越来越明朗。
2015年4月，国家发展和改革委员会能源研究所发布了“中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究”报告。该报告指出在高比例可再生能源发展情景下，2050年2050年风电和太阳能发电合计为9.66万亿千瓦时，占全部发电量的64%，成为未来绿色电力系统的主要电力供应来源。该报告预测，2050年太阳能发电装机容量可能达到27亿千瓦，以地面光伏电站为主，分布式屋顶光伏约可达到2.6亿千瓦，仅占全部光伏装机量的10%左右。
虽然上述报告强调了光伏在能源革命中的重要地位，但明显低估了分布式光伏的潜力。2017年分布式光伏装机量高达19吉瓦，在总装机量的比重高达36%，已远远高于该报告所预测的比重。
分布式光伏的比重未来还将持续增长，并将成为光伏的主体发展形式，而分布式光伏获得快速持续发展不仅需要先进光伏技术作支撑，更需要相应的政策支撑体系。这一政策支撑体系的核心可以概括为16个字：就近建设、以销定产、市场交易、取消补贴。
就近建设
“就近建设”不同于以往常说的“就近消纳”。
“就近消纳”一词在国家能源局的文件中曾出现在2015年的发改办运行〔2015〕2554号文件《开展可再生能源就近消纳试点的通知》中，该文件明确在“可再生能源富集的甘肃省、内蒙古自治区率先开展可再生能源就近消纳试点，为其他地区积累经验，是努力解决当前严重弃风、弃光现象的大胆探索”。新疆和吉林也依据此文件很快制订了可再生能源就近消纳的行动方案。
这些地区已经建设了大量的光伏，以及风电，出现了大量弃风弃光的问题，如何就近消纳呢？
文件提出的措施包括：
1.鼓励可再生能源供热以及实施电能替代，扩大电力消费。
2.鼓励对燃煤机组进行技术改造、对热电联产机组加装蓄热器，实施深度调峰，提高电网可再生能源消纳能力.
3.积极承接东部产业转移。
4.积极加强输电通道和配电网建设，促进可再生能源外送，扩大消纳范围。
但就近消纳的潜力远远匹配不了光伏风电发展的规模，关键是因为这些地区总的用电量和用能规模较低。以内蒙古北部某地区的风电光伏就近消纳案例来说，某县区域内年用电量约2亿多千瓦时，而在建的风电光伏的年发电量合计约7亿千瓦时，虽然当地设计了推广各种电能替代技术，全面推广电供热，建设电解水制氢装置，再加上招商引资等举措，仍然无法消纳掉这7亿度风电光伏，还要指望通过输电网外送。
这类地区风电光伏过剩以及弃风弃光现象的出现有一定的必然性，因为这类光伏没有遵循就近建设的原则。
就近建设是指在用电负荷集中地区建设光伏。从省份上来说优先指广东、江苏、浙江、山东、北京、上海、天津等经济发达省市。例如，全国用电量用高的省份是广东省，2016年全社会用电量5610.13亿千瓦时。在广东省依托现有的配电网，在现有电量中消纳10%的光伏，即560亿电量，技术上的困难很容易解决。560亿电量对应约50吉瓦的光伏装机量。如果按20%的消纳能力测算，则对应约100吉瓦的光伏装机量。北京市的全社会用电量约1000亿千瓦时，若光伏消纳以20%计，相当于200亿千瓦时用电量，大约相当于17吉瓦光伏装机规模，随着北京市用电量的增长，消纳能力还可以提高。北京市有一份研究报告建议2030年北京市设定20吉瓦的光伏发展目标。
2017年，我国全社会用电量63077亿千瓦时。以光伏在其中占10-20%粗略测算，可消纳500吉瓦-1000吉瓦的光伏。若仅考虑其中位于110千伏及以下变电设施供电的部分约60%，总量约3.6万亿千瓦，光伏总装机量也在300吉瓦以上。目前，我国的光伏装机量仅为130吉瓦，因此，中国目前的光伏建设并不缺欠缺消纳能力。
以省为单位分析就近建设还是远远不够的，还需要进一步分析用电量高的城市，进一步分析用电量高的工业园区，从而制订就近建设光伏的优先顺序。
这些负荷密集地区，不可能像在中国西北地区利用戈壁和荒漠建设大规模的光伏电站，而需要充分利用工业园区和城市的建设用地建设分布式光伏，可利用的装机资源有城市建筑屋顶、建筑南立面，停车场、污水处理厂、自来水厂，以及道路等。在一些情况下，附近的渔塘和大棚等农业设施也能提供了分布式光伏的建设资源。
以销定产
光伏建设规模和运营应当遵循“以销定产”的原则。
中国辽阔的国土面积上的太阳能资源远远超过当前的用能需求，中国国土面积的1%如果安装上光伏，所发电的就能达到中国目前的全部用电量。依据2016年度中国国土资源公报，2015年底我国建设用地38.6万平方公里，开发强度已达4%，也就是说仅把现有的建设用地的四分之一利用起来建设光伏，发电量就会超过全国用电量，而在戈壁沙漠等非建设用地上建设光伏的资源量还要大得多。因此光伏盲目发展必然会导致过剩。光伏建设不可能无限制扩张，必须遵循“以销定产”的原则。
从当前情况考虑，光伏的最优建设规模应当保持在周边电网的消纳能力之内，超过消纳能力的光伏就不应该建太多。针对现阶段的情况，1901号文件提出了两个衡量标准，标准一是分布式电源馈入配电网的功率不能向110千伏以上传送。标准二是分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷。
笔者认为，标准二的优点是容易识别，只要把上年的平均用电负荷调出来，就可以确定分布式发电的最大功率。标准一更科学，也更严格。但难点在于实时数据调用比较困难。根据这两个标准，可以仔细核算出某区域的分布式光伏消纳能力，从而核算出该地区适宜的光伏建设规模。区域的用电量、变电站等输配电设施是动态发展的，因而适宜的光伏建设规模也是在动态变化的。
从运营的角度，有些时段如果没有用户购买，或者说无法消纳，这些时段的光伏就没有必要发出来。这在光伏发电规模已经达超过区域最小负荷的情况下有必要考虑。例如，某工业园区的光伏发电规模已经达到了当地中午的最大用电规模，而在春节假期，工厂放假，生产用电负荷大幅下降，园区的分布式光伏发电功率远远超过园区用电负荷，出现光伏发电越来220千伏变电站向外送的情况，此时，安全风险、输电成本大幅上升。从系统最优的角度考虑，这些时间的光伏有必要利用智能弃光技术，主动停发，确保以销定产。明显加大电网安全风险的光伏应少发或不少，不具经济性（在当前考虑补贴情况下）的光伏不应发。在经济性可行的情况下，光伏配上储能建设微能源网是一个值得发展的方向，这里的储能可以是储电，储热或储冰等多种能源存储形式，也可以利用电动汽车和电动自行车电池的移动储能。
市场交易
在电力体制改革大背景下，光伏必然要全面进入市场交易。
分布式光伏因其碎片化的存在形态，以及靠近用电负荷的特点，使得“市场交易”必然成为支撑分布式光伏大规模发展的关键制度支撑。
2015年11月发布的电改配套文件中明确了分布式光伏在电力市场中的优先发电权和交易主体地位。《关于推进电力市场建设的实施意见》强调坚持清洁能源优先上网，鼓励可再生能源参与电力市场。《关于推进售电侧改革的实施意见》明确“拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务”。
2016年2月份，国家发改委、能源局、工信部联合发布的《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》提出了微平衡市场交易：建立基于互联网的微平衡市场交易体系，鼓励个人、家庭、分布式能源等小微用户灵活自主地参与能源市场。鼓励企业、居民用户与分布式资源、电力负荷资源、储能资源之间通过微平衡市场进行局部自主交易，通过实时交易引导能源的生产消费行为，实现分布式能源生产、消费一体化。
2016年6月底发布的国能科技[2016]200号《国家能源局关于组织实施“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目的通知》，设计了“基于绿色用能灵活交易的能源互联网试点示范”。示范要求：推动绿色能源的灵活自主微平衡交易，实现分布式电源、分布式储能主体，依托配电网和互联网交易平台，实现与个人、家庭级各类微小用能主体间的点对点自主交易。开展分布式电源直供负荷试点，在商业电价较高地区，积极开展分布式电源微平衡交易试点，探索分布式光伏直供工商业或电动汽车机制，实现光伏发电“自发自用、余量交易”，探索风电直供模式。在试点区内探索过网费标准和辅助服务费标准，交易监管等政策创新。
输配电价是市场交易的重要基础。配电价格的政策则为分布式光伏市场交易扫清了政策障碍。电改配套文件《有序放开配电网业务管理办法》中明确增量配电区域在配电价格核定前，“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。”
这一定价原则被1901号文件借鉴，表述为“过网费”，并进一步明确了过网费的计算依据是分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。文件明确，分布式发电市场化交易试点项目中，“过网费”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。“过网费”核定前暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。这个计算方法明确了在配电网并网的光伏项目如果就近消纳的话，就不用分摊高压输电线路的输电成本的原则。
以北京为例，根据2017-2019北京电网输配电价表测算可知，如果光伏110千伏并网，用户为10千伏用户，则一般工商业的过网费为0.071元，大工业的过网费为0.0448元。如果光伏在35千伏并网，用户为10千伏用户，则一般工商业的过网费为0.0242元，大工业用户的过网费为0.0205元。
分布式光伏的交易双方将就价格进行市场化磋商，其基准价格当然是目前的目录电价。在目录电价的基础上扣减三方面内容，一是过网费，二是按国家有关规定缴纳的政府性基金及附加，三是光伏发电单位对购电单位的优惠。
以下因素会影响到价格的确定：
1.用户如果有购买绿电的强烈意愿，则愿意付出较高的电价。
2.大用户直购电电价或电力交易价格会对光伏的交易价格产生影响。
3.未来现货市场模式下，中午光伏的电价有较大降低的可能性。
在市场交易模式下，用户可以与光伏售电方签订长达20年的购电协议，也可能只签一至三年，合同到期后，再续约或另行寻找用户签订购电协议。
取消补贴
只有取消补贴，中国光伏产业才可能真正实现可持续发展。
2017年全国光伏装机量53吉瓦，其中分布式光伏19吉瓦，全年光伏补贴金额超过200亿元。2018年及以后几年的新增光伏补贴总额是由光伏装机规模和补贴退坡程度决定的。就目前已经发出的指标而言，2018年普通地面光伏电站的指标为13.9GW，领跑者指标为8GW，第一批光伏扶贫指标为4.186GW，累计已知指标为26.06GW。2018年分布式光伏在分布式发电市场化交易试点的鼓励政策下，总规模大于2017年的19吉瓦可能性很大。
以此推算，2018年的光伏装机规模接近或高于50吉瓦的可能性很大。在2018年的补贴政策下，全年新增光伏的补贴金额约在180亿元左右。如果2019年和2020年的光伏装机规模与2017年大体相当，并微有增长，如果2020年是补贴政策的最后一年，那么2020年的光伏补贴规模将超过1000亿。即使2021年起将不再新增补贴，由于补贴政策要持续20年计，光伏产业所需要的补贴总金额将高达2万亿元人民币。如果2022年是新建光伏发放补贴的最后一年，即现有的光伏补贴政策于2023年全部取消。那么总的补贴规模将超过2.5万亿元。
这种情况发生的可能性极低，国家财政不可能为光伏产业发放高达2万亿的天量补贴。这样就会出现两种情况，一种是强制降低每年的光伏装机量，并推广光伏电站竞价招标，以减少补贴金额。但装机规模如果大幅下降，显然对光伏产业将是极大的打击。何况，2018年至2020年的光伏指标已经发出不小的规模。
第二种情况是，通过全面推广分布式光伏市场化交易快速实现去补贴。在经济发达，电价较高地区，用电侧的光伏平价上网已经实现。以北京为例，2018年，光伏全额上网的电价是0.65元，也就是说光伏的成本低于0.65元每千瓦时的。而北京的一般工商业电价的平均电价是8毛多，再考虑到光伏发电时段主要在中午，而北京在10：00-15：00之间时段则为峰段电价，10千伏用户的电价为1.3782元每千瓦时，这个价格显然远高于光伏的成本。东部沿海地区像北京这样高电价的地区虽然不多，但工商业电价和大工业电价已经高于光伏成本的地区确已经相当多。
这使得补贴快速退坡并取消有了可能。“关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知”甚至明确地表达了全部取消补贴的可能性：“全额就近消纳的项目，如自愿放弃补贴，可不受规模限制”。
2018年的试点项目如果按减少补贴20%计算，度电补贴为0.296元。如果2019年分布式光伏全面参与市场化交易，并且把补贴降为0.1-0.15元，2020年全部降为0，在这种情况下，如果严控光伏电站规模，并且在2021年开始取消补贴，那么，光伏产业的全部补贴金额有可能控制在1.6万亿左右。
虽然1.6万亿的补贴总额仍然是个非常巨大的数字，但这更强烈地表明全面普及分布式发电市场化交易，全面快速取消补贴的重要性。
综上所述，就近建设、以销定产、市场交易、取消补贴是保障光伏产业实现可持续发展，使光伏稳健地成为中国能源革命主力军的关键政策保障。
中国能源结构情况分析预测 2030年全球清洁能源占比将超过30%
一、能源结构的发展与变化
（一）世界能源的结构及展望
目前全球一次能源消费中，石油占32.9%，天然气占一次能源消费的23.8%、煤炭占29.2%、核能占4.4%、水电占6.8%。可再生能源在全球能源消费中的比重为2.8%，其中占比最大的是风能（52.2%）。
以发展眼光来看，全球的能源结构正在发生深刻的改变。2015 年，全球一次能源消费仅增长1.0%，远低于十年平均水平1.9%，这是自1998 年以来的最低增速（2008 年金融危机除外）。其中，除了核电以外，剩下的石油、天然气、煤炭、水电增长速度均低于十年均值。而可再生能源的情况却相反： 2015 年，可再生能源发电量继续增长，在全球能源消费中的比例重达2.8%， 远高于十年前0.8%的水平。可再生能源发电量增长15.2%，其增量更是创历史新高，几乎是全球发电量的全部增量。
未来全球能源消耗将以可再生能源为主。国际能源署的有关预测也给出了相似的结果：2030 年全球清洁能源占比将超过30%。
以化石能源为主的传统能源发展模式难以持续，清洁化和低碳化的可再生能源无疑是全球能源发展的最终目标。
（二）我国能源发展形势
改革开放以来，中国经济快速发展，能源消费量随之不断攀升， 2010 年中国成为世界上最大的能源消费国。“十二五”期间我国政府出台了一系列节能减排和保护环境的政策，能源消费量得到有效控制并持续下降。目前我国的一次能源结构以煤炭为主，虽然近年来风电、光伏等可再生能源快速发展，对天然气的利用也有所增加，但煤炭消费在能源结构中比重依然最高。
二、我国电力装机发展情况分析
（一）我国电力装机的发展情况
我国电力工业的发展可以划分为三个阶段：第一阶段为1949-1977 年，计划经济严格控制时期，此时电力工业呈现垂直垄断的特征。第二阶段为1978-2002 年，体制改革、市场管理时期，电力装机呈现8.0%的复合增长率。第三阶段为2003-2016 年，竞争市场时期，电力装机复合增速提升至11.5%。
我国电力工业发展阶段
我国电源装机自改革开放后迅速发展。从1980 年到2016 年，国内总装机容量由0.66 亿千瓦增长到16.5 亿千瓦，复合增速为9.4%。
我国基本按照“适度提前于经济发展”来进行电力项目规划和建设， 以满足经济增长对电能产品的需求。但我国电源装机的增长并不是一个平稳的过程，在过去的三十多年中，电源装机增速和发电设备利用小时数的波动很大。一方面，自改革开放以来，我国经济对外依存度越来越高，受世界经济波动的影响，经济增长的不确定性也随之增加。电力作为一种依附于经济发展的需求，必然随着经济周期的波动而波动。另一方面，工业化进程对电力需求弹性系数有明显影响。在进入工业化进程尤其是2000 年以后的工业重型化进程后，我国电力需求弹性系数开始大幅上升，可预测性明显下降。而进入“十一五”以来，第三产业和居民用电占比增加，且第二产业中高耗能产品产量大多下降，电力需求弹性系数逐步下滑。产业结构的调整对电力需求周期的影响显著。
（二）火电装机占比渐降，达到历史最低水平
2006 年以前，我国电源结构一直以煤电、水电为主，其他类型电源作为有效补充。2006 年以后，随着技术水平的提升、节能环保意识和环保要求的增强，我国的电源结构逐渐发生了较大变化变化，新能源、清洁能源，特别是非水可再生能源出现指数增长态势。2006 年至2016 年，我国煤电（含燃煤热电）装机比例占比下降了约15%，达到了历史新低。
风电、光伏等非水可再生能源发电依靠技术的发展及成本的下降，规模急剧上升，装机比例不断增加，导致火电设备利用小时不断下降。
三、非水可再生能源增速超预期，其余各类装机均衡发展
自2006 年以来，随着发电技术的不断进步，我国各类电源装机发展速度呈现两极逐步分化态势，清洁能源装机比重日益提高。所有装机10 年复合增速为11.10%。其中增速最快的是光伏、风电为代表的非水可再生能源，10 年复合增速分别为98.87%和54.89%；其次是核电和天然气发电，分别为17.25%和13.74%；煤电装机增速最低，为8.32%。
此外，随着居民生活水平不断提高以及国家加快转变经济发展方式的政策的推动，我国用电结构正在不断优化。从用电量增速上看，三大产业用电量增速趋势差异日趋明显：第三产业和城乡居民用电量复合增速最高，工业供电量复合增速在2010 年后开始稳步下降，第一产业用电量复合增速最低。从用电量占比上看，第三产业和城乡居民用电量占比持续上升。这一变化逐步导致电力峰谷差增加，装机调节能力要求逐步提高。
日本分布式能源互联网应用及启示
一、前言
自上世纪70年代末引入分布式能源以来，日本政产学研各界对其一直寄予厚望。从最初的增效节能，到本世纪初的二氧化碳减排，直至现今的能源安全与能源自立，分布式能源系统的潜在优势正在被全面挖掘。
截至2016年3月，日本国内基于热电联产的分布式能源系统总装机容量突破1000万kW，其中民用领域占21%；总装机台数为16424台，民用占72%。然而，就实施效果而言，无论是民用还是工业领域，系统综合能效远未达到其最大潜力。究其原因，供需两侧热、电等多元能源的匹配与平衡是影响系统性能的关键所在。
在日本，既有分布式能源系统大多以单体用户为供能对象，用户负荷单一，逐时波动性强，供需互动难以有效实现。为破解上述困局，近年来日本各大能源商开始尝试突破现有分布式能源系统的供能边界，将同一区域范围内多个相邻的分布式能源用户纳入统一供能体系，通过构建区域能源微网，实现能源在有限区域内的共享、融通。
另一方面，2011年东北大地震后，能源安全、业务持续计划（BCP）、停电对应型能源系统等概念受到空前关注，而基于多用户、多类型分布式能源的网络化、智能化应用被认为是应对上述问题的有效解决方案。基于上述理念，东京燃气等大型能源服务商已开展了实证示范，并取得了初步成效。
在我国，“互联网+”智慧能源理念正逐步渗透，相关示范项目也在如火如荼建设中。不可否认的是，我国在分布式能源相关理念、技术、政策等层面与日本存在一定差距，日本在该领域的实践经验对我国具有非常大的参考意义，通过总结其经验教训，可有效缩短我国的试错过程，实现跨越式发展。长期以来，日本能源领域的发展一直是国内学者关注的重点，但已有研究大多集中于宏观能源政策的整理与分析。
在分布式能源领域，杨映等从政策法规、并网管理等角度分析了日本分布式能源发展的实践经验。笔者等也对日本分布式热电联产系统的发展历程、技术现状、未来趋势等进行了分析。总体而言，既往研究多着力于宏观分析，对于实际案例的介绍与分析目前相关研究甚少。
为此，本文针对区域层面分布式能源的网络化应用这一日本能源领域新的发展动态，在介绍其基本理念、相关政策的同时，通过具体案例分析，深入探讨其技术架构及实施效果，为我国“互联网+”智慧能源理念在区域层面的具象化提供有益参考。
二、分布式能源互联网的理念与架构
分布式能源互联网是协同、共享的互联网理念在能源领域的渗透与融合，其提出的根本动因是为了破解常规分布式能源系统供需失衡的困境，由点及面深度挖掘节能减排潜力。另一方面，以综合能源服务为导向的电力和能源体制改革，也为分布式能源的网络化应用提供了有效支撑。
如图1所示，常规分布式能源系统以小型化、分散化为立足点，着力于为特定用户提供量身定做的能源服务。然而，单体用户用能需求大多呈现明显的季节性和时空性波动，而且电、热需求亦不同步。为适应需求侧用能行为的动态变化，供给侧运行调度即使从技术层面能够实现，也必将以牺牲系统效率为代价。分布式能源互联网的提出则使分布式能源的应用超越了传统时空约束，在广域范围内实现供需统合。
具体而言，在供给侧，各用户所配置的多类型分布式能源设备协调运行；在需求侧，多元用户负荷平均、互补，呈现更良好的负荷特性。最终，通过区域内多个分布式能源用户间的协同调度、能源共享，确立刚柔并济的新型区域供能体系。
三、日本分布式能源互联网相关政策
在日本，分布式能源互联网在物理层面上是传统区域供热供冷系统与分布式能源的耦合，为此，相关政策亦是从这两个角度提出。回顾其发展历程，1972年日本区域供热供冷协会成立，2006年更名为城市环境能源协会，旨在通过更深入、彻底的节能推进低碳城市发展。
在分布式能源领域，日本于1985年设立了热电联产研究会，1997年更名为“日本热电联产中心”，2011年再次更名为“热电联产与能源高效利用中心”。从上述两协会的发展历程可见，传统区域供热供冷与分布式能源正逐渐统合，旨在面向分布式能源在区域层面的网络化应用。
在政策层面，自2005年“京都议定书目标达成规划”发布以来，日本出台的一系列能源相关政策均明确提出要促进城市能源面域利用体系的构建，而分布式能源的网络化应用则是其重要举措之一。
在2010年内阁府发布的“新增长战略”中，作为100个战略行动之一，提出要通过能源的面域利用促进需求侧能源有效管理，并开始着手相关法律的制定。同年发布的“能源基本规划”也重点强调了城市和街区层面的能源优化利用，特别是区域内可再生能源、未利用能源的有效利用。
为了引导能源区域层面的网络化应用，日本经济产业省于2005年发布了“能源面域利用导则”，在探讨其技术经济可行性的基础上，详细阐述了能源面域利用的实施流程、相关法规手续等。2007年，再次发布了“基于未利用能源面域利用的供热促进导则”，重点探讨了将城市内部广域分散的低品位未利用热能，通过构建区域热网进行有效利用的可能性。在宏观引导的同时，日本环境省﹑经济产业省﹑国土交通省等部门也颁布了一系列的激励制度，以切实有效推进区域能源的网络化利用。
表1给出了日本区域能源网络化利用的一些相关激励制度。除国家层面外，各地方政府也出台了相应政策措施。
作为日本的政治、经济和文化中心，东京以2020年奥运会为契机，提出了以“世界第一的城市———东京”为主旨的长期发展愿景，针对2个基本目标，制定了8大城市战略和25个政策方针，其中之一即为构建智能能源城市。为此，东京都政府推出了“智能能源区域形成推进事业”的补助制度，2015～2019年预计投入55亿日元，补助热电融通网络及热电联产等项目的初期投资费用。
四、日本分布式能源互联网典型案例
日本分布式能源互联网的应用实践主要是由东京燃气、大阪燃气等几大能源公司推动。下面分别介绍当前各大公司正在推进的典型案例。
（一）东京燃气熊谷分社热融通网络
根据日本于2008年修正的节能法，2000m2以下中小规模楼宇需要进行节能改造。在此背景下，东京燃气熊谷分社（建于1984年，建筑面积1400m2）和相邻的宾馆（建于1986年，建筑面积为8940m2）于2009年进行了协同节能改造，通过构建热融通系统，确立了新型能源面域利用模式。
如图2所示，改造前熊谷分社大楼屋顶已安装有太阳能集热器（72m2）、太阳热驱动吸收式制冷机（35.2kW）和燃气吸收式冷温水机（141kW），本次改造新设光伏发电系统（5kW）和基于燃气内燃机的热电联产设备（25kW）。
如图3所示，熊谷分社电负荷由光伏系统和内燃机供应，冷热需求由太阳能集热器和内燃机产生的余热供应。根据办公建筑用能特点，燃气公司大楼春秋两季热需求较少，其他季节的非工作时间和双休日热需求也较少，会产生多余热量；而相邻宾馆则具有全年较稳定的热需求。
因此，通过在两栋大楼之间安装热融通管道，可将熊谷分社太阳能集热器产生的余热融通至临近宾馆，以实现热能的最大限度利用，避免损失。若太阳能集热器产生的热量不够，可由热电联产机组回收的余热供应，从而节约能源且减少温室气体排放。据估计，通过上述改造，两栋建筑可实现年减排二氧化碳11t。
（二）大阪市岩崎智慧能源网络
大阪市岩崎地区拥有京瓷大阪体育场、永旺百货等大型设施。该地区早在1996年便建有岩崎能源中心，对区域内13家用户供热供冷；2013年开始，利用区域内热电联产系统作为特定电气事业，对5家用户供电。在区域内实现冷热电联供的同时，利用IT技术实施需求侧响应，确立了智慧能源网络架构。
如图4所示，岩崎能源中心由1个主站和3个分站构成，主站配有燃气直燃机、余热回收型吸收式制冷机、电制冷机、热水锅炉等。分站1位于ICC大楼内，设置有燃气内燃机和余热回收型吸收式制冷机，其产生的余热除自身使用外，亦可融通至主站。分站2位于地铁站附近，设置有燃气直燃机和燃气锅炉。分站3设置于2015年开业的大阪燃气公司宣传体验设施“hu+g”博物馆内，设置有余热回收型吸收式制冷机，其热源来自于大楼内热电联产系统产生的余热以及太阳热，剩余部分可以融通至主站。除上述各能源站外，区域建筑自身亦配置有不同类型的分布式能源系统，具体情况如图5所示。
永旺百货配有1630kW的热电联产机组，京瓷体育场配置有1000kW热电联产机组，“hu+g”博物馆配有停电对应型热电联产机组（420kW）、SOFC燃料电池（4kW）、太阳能集热器（120kW）、光伏发电系统（20kW）和蓄电池（50kW˙h）。区域内建筑用户与能源站进行电、热融通，从面域层面构建高效能源利用体系。
（三）千住混合功能区域能源互联网
该项目是日本经济产业省的实证示范项目，于2011年开始运行。区域范围内主要有东京燃气公司的千住技术中心和荒川区立养老院，其中技术中心又由办公建筑A（26190m2）、办公建筑B（8881m2）、智能示范楼和能源中心（C楼）构成，如图6所示。
如图7所示，能源中心可利用多种热源，通过控制系统为其设置了优先顺序，太阳热优先、热电联产余热其次。同时，在技术中心和养老院间构建了双向热融通网络。实测结果表明，通过构建上述能源网络，区域全年节能13.6%，减排35.8%。
（四）东京丰洲码头区域智能能源网络
东京燃气集团以其2020愿景为导向，于2014年开始在新开发的丰洲码头地区构建智能能源网络。在设置兼具能源供应与防灾提升功能的智能能源中心的同时，利用ICT技术导入了可对设备进行实时最优控制的SENEMS系统，为区域内4个地块提供电、热等综合能源服务。
具体而言，能源中心配置有7MW级大型高效燃气内燃机组、利用燃气压差的压差发电机（560kW）、余热回收型吸收式制冷机（2000RT）、电动制冷机（4000RT）、蒸汽锅炉，同时还设置有电力自营线路、强抗灾性中压燃气管网（见图8）。
该燃气内燃机额定发电效率高达49%，与其他分布式能源协同，大约可提供区域电力峰值的45%；同时，发电余热亦在区域内融通。此外，热源系统还配置有BCP对应功能，即使在停电时亦可提供45%的峰值热需求。根据预测，导入上述智能能源网络，可以实现年二氧化碳减排3400t，减排率约40%。
五、日本实践对我国的启示
（一）我国分布式能源网络化发展趋势
在我国，2015年3月15日，中共中央国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发[2015]9号）》，明确了“三放开、一独立、一研究、三强化”的改革基本主线，明确要放开售电侧，多途径培育市场主体，允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易。2016年2月24日，发改委发布《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见（发改能源[2016]392号）》，指出要加强多能协同综合能源网络建设，发展可接纳高比例可再生能源、促进灵活互动用能行为和支持分布式能源交易的综合能源微网。
同年7月4日，发改委发布《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见（发改能源[2016]1430号）》，要求通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用；提出“十三五”期间，建成国家级终端一体化集成供能示范工程20项以上，到2020年，各省（区、市）新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右，既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右。首批23个多能互补集成优化示范工程于2016年12月26日对外发布。
同时，2016年7月26日，国家能源局发布《关于组织实施“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目的通知（国能科技[2016]200号）》，提出要开展园区能源互联网试点示范，首批55个示范项目已于2017年6月28日对外发布。2017年5月5日，首批新能源微电网示范项目也对外公布。
此外，2017年2月7日，国家能源局发布《微电网管理办法》（征求意见稿），对微电网的定义与范围、建设管理、并入电网管理、运行管理、试点示范、政策保障、监督管理等方面做了明确规定，从而进一步规范了微电网的建设运营管理。
（二）值得借鉴的日本分布式能源互联网的实践经验
根据上述分析，我国分布式能源已经从传统单体应用模式逐步转变为网络化应用模式，并已进入先导示范阶段。在此历史性阶段，借鉴日本已有实践经验，可以为我国示范工程建设及后期可能的规模化应用提供有益参考。
具体而言，以下几方面值得关注：
1.日本分布式能源互联网大多以燃气公司为主来推进，所配置的设备也大多是以天然气为燃料的燃气内燃机、直燃机等，而光伏、光热只作为补充。相反，我国首批能源互联网示范项目则大多由电力公司牵头申请，而且光伏等可再生能源占比均较大。这主要是由于我国的能源互联网理念是由国网公司最先提出，并以智能电网作为核心支撑。
电是典型的二次能源，而天然气是一次能源，以燃气公司为主体推进能源互联网建设，可以使互联网理念在能源领域的渗透更深入、更彻底。值得欣慰的是，新奥等传统燃气供应商已在积极行动，提出了“泛能网”等创新理念，并在逐步推进。
2.日本分布式能源的网络化应用更关注区域内用户间的热融通，而电融通则相对较少。相反，我国无论是多能互补示范项目，还是能源互联网示范项目，以新能源、储能等为核心的区域内电力匹配与协调均是建设重点。
诚然，作为一种典型的分布式能源，以光伏为主体的可再生能源应用需要引入新的思路，而能源互联网理念为其提供了机遇。然而，综合考虑电和热的基本物理特性，热能的传输损失要远大于电，而且在终端能源需求中，热能占比也高于电。为此，在区域层面，构建热能局域网的迫切性要高于电能局域网。
3.日本分布式能源互联网的规模均较小，即使相邻两栋建筑间也可建立能源融通网络，这与我国动辄数十兆瓦容量的区域分布式能源系统大相径庭。而既有实践表明，我国一些已建成的区域分布式能源系统，由于预估负荷不能到位，难以正常运行。为此，在今后区域层面的分布式能源系统规划设计过程中，不能贪大贪多，应立足于可确定负荷，分步、分期实施。
4.日本分布式能源互联网大多是结合既有建筑节能改造进行推进。相反，我国区域层面的分布式能源应用则大多数是结合新区规划实施。可以想象，在今后若干年中，我国必然有大量既有建筑面临能源系统改造，而在此过程中，可以借鉴日本的实践经验，扩展思路，构建跨边界的一体化节能改造框架体系。
六、结语
作为分布式能源的先行者之一，日本的分布式能源应用正从传统单体模式走向互联网模式。
日本分布式能源互联网的推进大多以燃气公司为实施主体，以既有建筑为实施对象，以区域热融通为实施内容，侧重于互联网理念在能源物理层面的渗透。这与我国正在推进的能源互联网、多能互补等示范项目的实施理念存在一定的差异性。作为一种具有革命性的能源利用思路和模式，分布式能源互联网所呈现的不同技术路径各有优劣，在今后的实证示范过程中，可以借鉴日本经验，结合我国国情，确立最佳实现方案。
江西省各市光伏项目投资收益率分析
江西省地处北纬24°29′14″至30°04′41″，东经113°34′36″至118°28′58″之间，东邻浙江省、福建省，南连广东省，西接湖南省，北毗湖北省、安徽省而共接长江，属于华东地区。江西省辖南昌、上饶、九江、萍乡、新余、鹰潭、赣州、宜春、景德镇、吉安、抚州11个地级市，本篇文章投融君就来带大家测算一下这17个地级市的光伏项目投资收益，主要分析的三种项目类型包含地面电站、屋顶全额上网电站和屋顶自发自用电站。
一、光照资源
江西省太阳能资源从地域分布来看，从西南向东北逐渐增加。各市的太阳能资源概况见下表。
二、政策
2018年暂未发布新政策。原来已享受20年0.2元/度电的度电补贴用户，继续享受补贴。
三、收益率分析
1.地面电站主要模型参数设计：
目标全投资收益率：8.5%
项目建设总量：20MW
土地租金：300元/亩/年（部分扶贫电站可减免土地租金）
土地面积：600亩
资本金比例：30%
运营费用：0.1元/W
电力增值税率：17%，所得税率：25%
年均可利用小时数：见上表
误差率：负正1%
上网电价：0.75元/千瓦时
脱硫煤标杆电价：0.4143元/千瓦时
根据上述模型参数测算地面电站投资成本（元/W），见最后表格。
2.屋顶分布式电站主要模型参数设计：
全额上网目标全投资收益率：8.5%
自发自用目标全投资收益率：9.5%
项目建设总量：5MW
屋顶租金：5元/平米/年
屋顶面积：50000㎡
资本金比例：30%
运营费用：0.1元/W
电力增值税率：17%，所得税率：25%
年均可利用小时数：见上表
误差率：负正10%
全额上网电价：0.75元/千瓦时
脱硫煤标杆电价：0.4143元/千瓦时
自发自用项目光伏补贴：0.37元/千瓦时
全额上网项目根据上述模型参数测算投资成本（元/W），见最后表格。
自发自用项目收益率受尖峰平谷时间段、电价、自用比例等因素影响严重，根据上述模型参数测算折后综合电价（元/千瓦时）供大家参考，投资成本按照5.5元/W测算，见最后表格。
通过测算，三种项目类型见下表：
1.还有2018年以前备案并纳入以前年份财政补贴规模管理的集中式光伏电站抓紧在2018年6月30日前并网；
2.2018年1月1日后，全额上网类分布式光伏电站在满足收益率的情况下，倒推投资成本比2017年需下降0.9元/w；
3.2018年1月1日后，集中式电站在满足收益率的情况下，倒推投资成本比2017年需下降0.7元/w；
4.2018年1月1日后，自发自用类分布式光伏电站在满足收益率的情况下，倒推折后综合电价比2017年需上升0.04元/千瓦时。
储能在分布式光伏中的设计要点
由于风能、太阳能资源的波动性和间歇性，以及新能源发电设备中电力电子元件的弱电网适应性，新能源安全稳定运行和有效消纳问题非常突出：新能源大规模脱网事故频发，仅2011年就发生50万kW以上风电脱网事故8起，风电机组脱网3800余次，损失电力487万kW，脱网事故造成电网有功功率缺额，引发系统频率降低，危及电网运行安全；二是弃风/弃电现象严重，2012年和2013年全国弃风电量分别达到208亿kW˙h和162亿kW˙h，约占当年风电总发电量的20%和10%，尽管政府和行业企业进行了多方努力，新能源发电的消纳问题较之前有了较大的改善，但是2017年前三季度，国家能源局提供的数据显示，新疆和甘肃等地的弃风/弃电仍然超过20%。因此，新能源并网安全和有效消纳已成为我国新能源可持续发展的主要瓶颈。
基于解决上面问题，储能的加入就势在必行。事实证明，无论在削峰填谷、分时调度、调频调峰等各个方面，储能的优势都非常明显。那进行储能系统的设计就变为必要性，由于大规模的储能技术还需要完善和经济性，我只阐述“分布式光伏+”储能项目的设计要点。
一、储能电气系统的组成储能型分布式光伏储能系统主要用于配合光伏发电，因此，整个系统包括光伏组件、开关站、储能电池组、电池管理系统、逆变器、电能表及储能电站联合控制调度系统等。储能接网系统构架如下图1所示。
图1.储能接网系统构架
二、电气主接线设计储能电站的电气主接线应根据储能电站的电压等级、规划容量、线路和变压器连接元件总数、储能单元设备特点等条件确定，并应满足供电可靠、运行灵活性、操作检修方便、投资节约和便于过渡或扩建等要求，储能电站接入方式应满足标准Q/GDW564—2010《储能系统接入配电网技术规定》，储能电站高压侧可采用线路变压器组、单母线、单母线分段、桥形接线等简单接线方式。
三、电气一次设备与选择储能电站电气设备性能应满足储能电站各种运行方式的要求。储能电站电气设备和导体选择应符合国家现行标准GB50060-2008《3-110kV高压配电装置设计规范》和DL/T5222—2005《导体和电器选择设计技术规定》，对于20kV以下储能电站还应满足现行国家标准GB50053-2013《20kV及下变电所设计规范》的规定。
四、储能电站的设备布置储能电站电气设备布置应结合方式、设备形式及储能电站总体布置综合因素确定。储能电站电气设备布置应符合国家标准GB50060-2008《3-110kV高压配电装置设计规范》的规定。对于20kV以下储能电站还应满足现行国家标准GB50053-2013《20kV及下变电所设计规范》的规定。
五、储能电站站用电电源设计储能电站站用电源配置应根据储能电站的功能定位、重要性、可靠性要求等条件确定。储能电站站用电源的设计应符合现行国家标准GB50054-2011《低压配电设计规范》的规定。储能电站站用电源应满足站内操作、照明及其他动力用电。储能电站的备用电源可引自光伏站站用备用变压器或单独从10kV配电网中引接备用电源。
六、电缆的选择与敷设储能电站电缆选择与敷设的设计应符合现行国家标准GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》的规定。
锂电池的电池分系统基本上由电池模块按一定容量放置在电池柜内，因此电缆进、出线宜由下端引出，宜采用电缆桥架敷设。
液流电池具有强酸腐蚀性，存在渗漏的可能性，为了弱碱其对进、出线的腐蚀，推荐进、出线由上端引出，采用电缆桥架敷设。
七、储能电站电气二次设计储能电站的二次系统是保障储能电站安全、稳定运行不可或缺的重要部分。储能电站的二次配置应与全站的电气一次系统统筹考虑。储能电站的二次系统主要包括变电站综合自动化、继电保护和安全自动化装置、电池管理系统和储能电站监控系统等。实现与其他二次系统的无缝切换，接受电网公司的调度是二次设计的重点。
八、储能电站土建设计储能电站的建、构筑物的设计应做到统一规划、造型协调、结构合理、整体性好、生产及生活方便，便于施工及维护。储能电站总平面布置应按最终规模进行规划设计，目前储能装置一般都采用集装箱式。
总结
对电网公司来说，储能对电网适用性强、友好性强。随着大规模的分布式项目+储能项目的应用，期盼早日完成《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中对储能“十三五”的定位要求：储能产业发展进入商业化初期。储能对于能源体系转型起到关键作用。
曾鸣：发展分布式能源需要能源互联网
我想讲一下能源互联网对分布式能源发展的支撑作用。我们现在最关心的还是分布式能源，能源互联网是集中式、分布式有机结合，但到底如何支撑分布式能源发展？
第一，能源互联网是提高分布式能源智能化、灵活化的有效途径。具体说，分布式电站建设从最初的选址到建设后的运行监控，都可以利用能源互联网得出最优设计和最优方案。在建设之前，通过数据统计评估建站地区的光照、气侯等条件，可以节省建设成本，这是通过能源互联网可以做到的。在建设管理中，通过能源互联网数据、平台，选取最合适的设备、相关服务提供商，能够节省投标或者比选环节的时间和成本。设备运行后，通过智能系统实时监测，为用户提供最优的用电方案，可以提高用户用能的灵活性和智能水平。
第二，分布式发电与智能电网以及用户侧服务有机融合也要依靠能源互联网支撑。具体来说，能源互联网平台将是各类分布式能源融合发展的一个关键支撑。一方面，随着能源互联网建设以及售电侧改革的不断推进，当售电侧有了能源互联网平台及相关信息，用户才能根据需求进行用电选择，分布式电源才有机会深入用户侧服务。另一方面，能源互联网开放型生态系统可以吸引更多分布式能源进入能源价值链，形成一套全新的商业模式、营销模式、研发模式、运营模式、服务模式。
第三，能源互联网有助于分布式能源与金融的创新结合。过去我们分布式能源发展受到各种因素制约，融资难便是其中之一。当前，在“互联网+”驱动下，能源行业正进行着一场“能源互联网+金融”的创新探索，基于能源互联网的融资模式极大改变了传统的电站融资方式，能源互联网提供的实时数据也能对其提供更为有力的支撑。
那么，分布式能源发展需要哪些关键技术？
首先是云端大数据分析技术。主要有三种：具备普世性能量信息交互结合、云端信息传输分析技术、能源供需动态监测技术。
其次是信息能量交互分析技术。在能源互联网框架下，不同能源互联网模块之间的信息要互联互通，要以强有力的交互技术为基础，在信息交互、能量交互方面有所突破。
最后是广域综合能源协同集成调度技术，也就是控制技术。这项技术整合能源互联网框架下多个分布式能源模块的核心技术，主要应用在能源供应侧和能源需求侧两方面。能源供应侧通过机器学习、模式识别、大数据分析、趋势预测与建模技术，研究能源供需特性和周边环境因素，更好实现不同能源模块之间的协同；能源需求侧利用大数据对区域、微观能源消费数据进行精细化预测，寻找能源消费数据与其它信息数据之间的相互关系，建立差异化的大数据分析模型 | 
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