一、微能源网及其政策背景
进入21世纪后，集成了风光气等多种能源输入、冷热电等多种产品输出的多能互补微能源网逐步得到了发展，由于其充分利用可再生能源以及能源的梯级利用技术进行冷热电一体化生产、计划和调度，能够显著提高综合能源利用率、减少二氧化碳排放，并能帮助用户选择更经济的能源。随着燃气价格的下调，目前分布式燃机的发电成本仅为0.55元/kW˙h左右（随各地燃气价格不同而异），而且分布式光伏和风电的边际成本几乎为零，因此即便考虑初期建设费用，微能源网面对工商业用户供电相比电网仍具有一定优势。
典型的微能源网包含冷热电联供系统(CCHP)和风、光等其他分布式能源以及相关的储能单元，并对所有能源和用户进行统一管理。与微电网最大的区别是云南售电公司，微能源网从能源的生产、传输和消费3个主要环节均涉及到多种能源形式。虽然微电网本身也会存在终端用户对电能的转换，但它仅属于用户本身行为，而微能源网强调的是网内所有能源的互联互补以及统一管理。微能源网的示意图和典型系统结构图分别如图1和图2所示。
图1微能源网示意图
图2微能源网多能互补供能系统结构图
（注：PCC为微网与电网的公共连接点）
2015年以来，国家出台的多个文件均利好微能源网的发展，同时电改9号文及配套文件的颁布使得微能源网直售电用户成为了可能。随着燃气价格的下调以及光伏建设成本的降低，面对工商业用户直供电微能源网比电网更具有价格优势，并且根据我们对国内售电试点地区的调研，部分售电公司倾向于向用户提供这类的综合能源服务。
表1国家相关政策文件
可以预见，微能源网将对未来能源市场产生重大影响，但我国实际运行的微能源网项目，例如面向用户供冷热服务的上海虹桥商务区区域供能系统，存在与用户用能协调不足导致运行不经济、商业产品单一等诸多问题，其商业模式仍有待研究。在未来能源互联网中，微能源网能提供哪些商业服务产品？又是否能满足各方的利益诉求？
一、微能源网及其政策背景
进入21世纪后，集成了风光气等多种能源输入、冷热电等多种产品输出的多能互补微能源网逐步得到了发展，由于其充分利用可再生能源以及能源的梯级利用技术进行冷热电一体化生产、计划和调度，能够显著提高综合能源利用率、减少二氧化碳排放，并能帮助用户选择更经济的能源。随着燃气价格的下调，目前分布式燃机的发电成本仅为0.55元/kW˙h左右（随各地燃气价格不同而异），而且分布式光伏和风电的边际成本几乎为零，因此即便考虑初期建设费用，微能源网面对工商业用户供电相比电网仍具有一定优势。
典型的微能源网包含冷热电联供系统(CCHP)和风、光等其他分布式能源以及相关的储能单元，并对所有能源和用户进行统一管理。与微电网最大的区别是，微能源网从能源的生产、传输和消费3个主要环节均涉及到多种能源形式。虽然微电网本身也会存在终端用户对电能的转换，但它仅属于用户本身行为，而微能源网强调的是网内所有能源的互联互补以及统一管理。微能源网的示意图和典型系统结构图分别如图1和图2所示。
图1微能源网示意图
图2微能源网多能互补供能系统结构图
（注：PCC为微网与电网的公共连接点）
2015年以来，国家出台的多个文件均利好微能源网的发展，同时电改9号文及配套文件的颁布使得微能源网直售电用户成为了可能。随着燃气价格的下调以及光伏建设成本的降低，面对工商业用户直供电微能源网比电网更具有价格优势，并且根据我们对国内售电试点地区的调研，部分售电公司倾向于向用户提供这类的综合能源服务。
表1国家相关政策文件
可以预见，微能源网将对未来能源市场产生重大影响，但我国实际运行的微能源网项目，例如面向用户供冷热服务的上海虹桥商务区区域供能系统，存在与用户用能协调不足导致运行不经济、商业产品单一等诸多问题，其商业模式仍有待研究。在未来能源互联网中，微能源网能提供哪些商业服务产品？又是否能满足各方的利益诉求？
二、微能源网体系中各方的利益诉求
微能源网体系下，按照利益需求可以分成能源输入、能源再生产和管理、终端用户等三方，各自的利益诉求是：
1能源输入方
典型代表为电网公司、燃气公司等，他们是独立于微能源网的主体。其最直接的利益诉求是通过向微能源网出售电力和燃气获得经济利益，同时希望微能源网能够对系统运行产生积极的作用，包括调峰、电压支撑、用户需求响应等。
2能源再生产端
即微能源网主体。通过向终端用户提供冷热电产品获得经济利益，除此之外，通过提供更多的附加服务获取经济利益，例如为电网公司提供局部调峰服务（有功）、无功支撑服务、黑启动电源服务、需求响应服务等，并为用户提供节能服务，同时还能通过碳交易获取一定的经济利益。
3终端用户方
即冷热电用户，典型代表有工业园、商务写字楼、社区等。大多数用户的利益诉求是以最低的用能成本获得最安全的用能保障，某些用户则希望得到高品质的用能感受。
图3微能源网各方关系
三、微能源网的商业运营服务产品
1冷热电产品及套餐服务
微能源网除给用户供电外，还可以通过冷网和热网向用户提供集中供冷供热服务。冷热电服务是微能源网基本的商业产品。微能源网区别于微电网的主要产品特征是包含直接面向用户的冷热产品。为了保证能源利用率以及系统运行的经济性，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，因此可通过制定套餐促进用户合理消费并调整能源消费比例。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，也可以制订提高用户用能感受的绿色产品套餐等。套餐组成除包括各类能源的消费总量外，还应包括不同时间段的用能量。
为简单说明套餐组合对于微能源网的经济性作用，以最简单的微能源网模型为例，并仅举例1种套餐情况。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表1所示，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；微能源网的运行成本和用户费用按表2和表3考虑；同时为简化分析，暂不考虑微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。根据微能源网供能原理，制定套餐的原则应为系统最优的电/冷（或热）生产比例，即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。在套餐内使用的能源费用为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。若微能源网不向用户提供套餐选择，则用户的用能方式可能无序，相应的用能情况和费用如表4所示；若微能源网向用户提供套餐选择，则可以引导用户的合理用能，既减轻用户的用能费用也减轻微能源网的运行成本，使用套餐后的情况如表5所示。根据表4和表5的结果比较，在用户用能量相同的情况下，用户用能费用减少299元，微能源网运行成本费用减少383元。
表2某型号三联供机组参数
表3微能源网成本及上网费用假设
表4微能源网面向用户收费假设（元/kW˙h）
表5无套餐情况下单独用能方式和费用情况
备注：①为简化案例分析，计算过程未考虑管网损耗以及机组的开停机成本和最小功率运行要求；②微能源网开机方式的选择，以满足供冷供热为主，供电不足部分由市电补充，电量多余部分上网。
表6套餐用能方式和费用情况
备注：该案例仅讨论了1种套餐选择情况，即按系统最优的电/冷（或热）生产比例考虑（1.4∶1.5）。
2用户节能服务
微能源网的核心是从供能侧对网内冷热电进行统一管理，若再进一步延伸至用户，利用大数据对用户节能习惯进行分析，利用智能化手段对用户主要用能设备进行控制，为用户提供统一的用能管理和节能服务，既符合用户最直接的经济利益，也符合微能源网希望的运行方式。该项服务向用户收取节能服务费用或作为增值服务不收取费用。
3用户的不间断电源
（UPS）服务
为应对电网的停电风险，用户往往对重要负荷配置不间断电源（UPS）系统。微能源网的储电系统及孤网运行能力保障了对重要用户的不间断供电，通过对用户提供UPS服务减少用户对于应急电源的投入。该项服务面向用户收取UPS服务费。
4用户需求响应和管理
用户需求响应是未来智能电网发展的基础，但目前来看，电网公司要对分散独立用户实现需求管理存在较大难度，而微能源网则可作为中间管理者实现用户需求响应，将分散难以控制的单个负荷聚集为一定规模的可控负荷。微能源网对于电网公司的响应手段包括：①自身的冷、热、电储能系统；②通过面向网内用户的现货能源价格（套餐外零售价格）引导用户用能；③通过对用户统一用能管理控制用户侧用能功率。用户需求响应管理服务通过与电网公司的需求响应互动获取经济效益。
图4两种用户需求管理的主要区别
5电网局部调峰服务
与用户需求响应类似，借助微网内部的用户负荷、分布式电源、储能设备的统一管理，实现对局部电网的调峰服务。当局部电网供电能力不足时，可以向电网提供有功支撑；当局部电网因分布式电源发电过多而无法消纳时，利用微能源网的用户需求管理措施或冷热电储能手段消纳盈余电力。该项服务可向电网公司收取调峰容量费用。
6无功支撑服务
光伏、风电、储能电池的逆变器单元和燃机均具备功率因素调节能力，因此可以对电网提供连续可控的无功支撑服务，电网公司无须在微能源网并网的局部配网内再设置额外的静态无功设备。该项服务可根据协议无功容量和无功电量向电网公司收取无功支撑辅助服务费用。
7电网黑启动电源服务
2015年11月13日，《国务院办公厅关于印发国家大面积停电时间应急预案的通知》指出加强电网“黑启动”能力的建设，保障各地区“黑启动”电源。微能源网除了在电网全黑故障下孤网运行能力外，也可以对邻近电厂提供黑启动电源服务，支援电网的黑启动。该项服务是未来特高压电网互联背景下电网安全保证可能存在的商品之一。
8碳交易
结合用户节能服务和网内绿色能源服务云南售电公司，将网内碳交易排放权作为商品。微能源网中的企业均需完成项目核证和减排量核证，参与碳交易，获得减排收益。中国政府在巴黎气候大会上再次承诺中国2030年达到碳排放的峰值，同时中国争取在2017年开展全国性的碳交易，中国碳交易存在极大的市场空间。（吴俊宏 谢胤喆 储真荣）
