中国版智能电网期待电改破冰 利益协调成最大障碍

　　消息人士称，在即将公布的《新兴能源产业发展规划》中，分布式能源有望首次亮相。此外，正由中国电机工程协会热电专业委员会起草的“十二五”能源规划分布式能源部分的初稿如获国家能源局肯定，分布式能源有望首次跻身国家能源五年规划。

　　一直作为小众行业而存在的分布式能源似乎前景一片光明，但中国证券报记者调查发现，建成两年欲求并网而不得的北京南站分布式能源项目折射出了发展分布式能源面临的现实困境：如何并网、如何定价。而在技术与利益这两大问题的背后是更深层次的体制难题。因为国情差异所致的智能电网发展殊途，作为国外智能电网核心和基础的分布式能源在国内几无立足之地。更值得重视的是，即便智能电网在配电侧为分布式能源保留了入口，但在中国电力体制改革长期以来未在输配分离上取得进展的情况下，配电侧的智能化发展尚有很长一段路要走，分布式能源的这个狭窄入口也可能被堵上。

　　并网难题 分布式能源困局待解

　　我国分布式能源起步较晚，不少项目都存在着与北京南站项目一样的并网难题

　　在有“亚洲第一火车站”之称的北京南站开通运营两年后，中国证券报记者在北京南站西侧的分布式能源站探访发现，这个被纳入了国家863计划，总投资7371万元的大型节能项目，仍只是作为中央空调孤网运行，北京南站所需的电力供应仍然需要外部电网提供。

　　在2008年北京南站开通运营时，当时铁道部主管火车站规划建设的副总工程师郑健在回应外界“伪节能”的批评时强调，北京南站采用的热电冷三联供和污水源热泵技术，利用天然气发电后产生的余热进行制冷或制热，可以将天然气一次能源利用率从35%提高到85%以上，解决北京南站自身用电的48.7%。该三联供系统每年可节省运营成本600万元。

　　但两年来无法并网使得“伪节能”的质疑变成了现实。实际上，为解决并网问题，相关方面曾先后多次与负责并网事宜的北京市电力公司协调

　　2009年3月3日，北京市发展改革委下发“关于北京南站冷热电三联供和太阳能光伏发电项目并网有关问题的函”，希望北京市电力公司会同北京市铁路局，抓紧解决相关并网事宜。此后，国家能源局相关部门也多次出面协调，希望尽快解决并网问题。

　　负责此事的北京铁路局工程师徐岗在国家电网与北京市电力公司之间奔波了两年。两年以来，电网方面始终是笑脸相迎，说问题正在研究当中，会妥善解决，但截至中国证券报记者发稿时，北京南站分布式能源站仍处于离网运行状态。

　　业内人士介绍，我国分布式能源起步较晚，主要集中在北京、上海、广州等大城市，安装地点为医院、宾馆、写字楼和大学城等，主要采用“不并网”或“并网不上网”的方式运行。不少项目都存在着与北京南站一样的并网难题。

　　中国电机工程学会热电专业委员会高级顾问王振铭统计，我国已建成分布式能源达500万千瓦，其中绝大部分孤网运行。

　　广州大学城项目开发方华电新能源技术开发公司副总经理刘显明介绍，项目目前仍需通过当地电网向大学城供电，所谓的直供电尚未实现。

　　“北京南站期望并不高，只是希望‘并网’，而非‘余电上网’。”熟悉该项目的业内人士说。并网指分布式能源站仅与电网单向连接，可从电网买电；余电上网则是指双向连接，不但可从电网买电，而且可将富余的电量卖给电网。

　　多方博弈 利益协调成最大障碍

　　分布式能源项目卖电给电网，技术不是问题，核心问题是利益。

　　那么，无法并网的症结何在？

　　技术是第一个现实问题。中国电力科学研究院副总工程师胡学浩说，即便是并网不上网，分布式发电的频繁启动会造成电网瞬间负荷增大，电力公司为此需要进行线路改造。而从电力调度角度来讲，电源点越多越不利于调配。而并网标准的缺乏使得我国分布式电源并网只能按照常规电源处理。风电提供了前车之鉴：在没有并网规划和标准时，风电就开始大规模上马，从而造成了后来的弃风问题。

　　可喜的是，技术方面的难题有望早日得到解决。根据国家电网“坚强的智能电网”规划，国网将开展包括居民、其他用户侧分布式电源和储能设备并网、监控等关键技术和设备的研发，并制订相关技术标准和管理规范，实现分布式能源的“即接即用”。国家电网制定的《分布式电源接入电网技术规定》已在国网内部下发执行。这意味着在国网范围内，分布式能源并网已经在技术上得到了统一。该规定明确了分布式电源接入35kV及以下电压等级电网应满足的技术要求，具有较强的可操作性。

　　第二个问题与技术问题相伴，即费用问题。因分布式电源接入进行线路改造而收取的费用叫接入费；为了系统运行的安全稳定，分布式电源还需要电网作为后备电源，为此需向电网缴纳一定数额的备用容量费。接入费是一次性收取，备用费则是按月收取。

　　分布式电源的接入与备用都需要电网方面的投入，并且占用电网资源。因此，业内人士对这两项收费并无异议，关键是收费的标准如何确定。

　　目前，发达国家普遍制定了分布式电源并网的收费标准，但中国只有上海市制定了分布式电源点接入费与备用费的收取标准，其他地区则由当地电力公司自行决定。上海接入费依据项目容量而定，最低为40万元。

　　目前分布式电源发电成本在0.7元左右，远远高出一般的火电标杆电价。再加上不菲的接入费与备用费，大多数分布式能源站只能选择离网运行。

　　与并网相比，余电上网更成为不可能完成的任务。以上海为例，该市是分布式能源发展最好的城市。即便这样，根据上海市电力公司规定，只有I类电源电网才与其签订买卖合同，II类电源只能自发自用。不幸的是，在该规定中，分布式能源被归为II类电源。

　　即便电网未作上述规定，但由于余电上网需要服从电网调度，而分布式电源主要由天然气发电，在天然气价格一路看涨的情况下，电网收电成本较高。业内人士普遍认为，在缺少政策支持、财政补贴的情况下，电网必然缺少从分布式电源点调电的动力。

　　中国电力科学研究院副总工程师蔡国雄强调，分布式电源卖电给电网，技术不是问题，核心问题是利益。

　　实际上，收费问题的背后是更深层次的利益问题。

　　熟悉北京南站项目的人士直言：“电网是卖电的，分布式电源是发电的，二者怎么可能没有冲突呢？作为央企，在做大做强的压力下，电网需要考虑自身的市场份额。”

　　就北京南站分布式能源并网一事，北京电力公司副总经理刘润生在接受中国证券报记者采访时表示，接纳清洁电力入网是国家电网的大政方针，但同时也要考虑到电网的利益。“余电上网的关键问题是理顺电价机制，由于分布式能源电价较高，在没有电价补贴的前提下，很难让电网高价收购这部分电力。”

　　北京市电力公司一位不愿透露姓名的人士表示，要换位看待分布式电源的并网问题，电网一方也有自己的苦衷。比如，按照所发电力的不同用途与不同时段，北京市电价分为多档。电力公司主要利润点不是居民用电，而是商业用电，特别是峰电时段的商业用电。而分布式能源系统的设计初衷是在电价最高的时候自己发电，电价最低的时候上网买电。

　　以上海浦东机场分布式能源站为例，该项目利用电价差，白天0.7元电价时自己发电，夜里0.2元电价时停机买电，基本上可以实现平均每度电0.6元外加制冷制热的预想。

　　然而问题是当大多数用于商场、医院、火车站、机场等商业用户的分布式能源系统，都照着这个“最佳经济方案”运行的话，电网就成了“最不经济的人”。