多能互补助力未来能源网络运营

国内推进多能互补

集成优化示范工程建设

2016年7月，为加快推进多能互补集成优化示范工程建设，国家发改委和国家能源局发布《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》。意见的出台，旨在加快推进多能互补集成优化示范工程建设，提高能源系统效率，增加有效供给，满足合理需求，带动有效投资，促进经济稳定增长。意见指出，2016年在已有相关项目基础上，推动项目升级改造和系统整合，启动第一批示范工程建设。意见要求，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；国家级风光水火储多能互补示范工程弃风率控制在5%以内，弃光率控制在3%以内。

今年1月19日，国家电网公司召开新闻发布会，提出了20项促进新能源消纳的具体措施，涉及电网建设、调峰能力建设、统一规划研究以及关键技术研究等多个方面，包括2项目标和时间节点：2017～2018年有效缓解弃风弃光矛盾；到2020年根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在5%以内，就地解决是重中之重。多能综合利用，尤其是在欧美，实际上是解决新能源消纳和提高能源利用效率的重要方法，也将成为未来能源网络运营公司的利器。

我国多能互补

发展与应用现状

近几年来，随着我国工业园区的建设发展、微网与新能源发电的普及、新投资模式的不断升级，同时注重可靠技术与经济回报的理念加深。为满足新供需形势下的需求，发展多能互补概念下的终端一体化集成供能系统和风光水火储多能互补系统就成为了不二选择。

国家能源局公布的首批多能互补集成优化示范工程入选项目多达23个，并且多数为终端一体化集成供能系统。相关规划设计方案已经完成，但由于项目复杂度等多种原因，多数项目还处于未开工状态，具体效果还有待能源局组织相关评估。除此之外，在多能互补概念公布之前，就已经存在大型城市综合能源站等相关示范项目，在分布式燃机与能源梯级利用方面取得了一定示范效果。园区内的热电联产项目，实际上也是基于多种能源应用的基础模式，如何实现热电解耦将是电力改革背景下的重点。同时，实现一定程度电热解耦，也可以提升新能源本地消纳空间。《热电联产管理办法》中指出：“市场化调峰机制建立前，抽凝热电联产机组（含自备电厂机组）应提高调峰能力，积极参与电网调峰等辅助服务考核与补偿。鼓励热电机组配置蓄热、储能等设施实施深度调峰，并给予调峰补偿。鼓励有条件的地区对配置蓄热、储能等调峰设施的热电机组给予投资补贴。”

能源互联网将是

多能互补的未来发展趋势

多能互补可以为园区建设提供灵活性解决方案，内部灵活性可以帮助企业盈利，外部灵活性可以提高国家能源供应安全稳定。大范围地发展多能互补对燃气利用有一定好处，也对大规模消纳新能源背景下的电网调峰调频能力有所补充。同时，可以提高“一带一路”产业布局中出口产品的系统经济性，使得中国制造更受全世界人民欢迎。

结合我国正在进行的能源体制改革，可以期待，电力产业中未来发电计划放开、现货市场出现和终端电价调整后的多能互补项目会在比园区更加广泛的区域范围甚至大型城市供能领域发挥更大的作用。结合其他能源领域的体制改革，逐渐将打破以单一电网、热网、气网运营的模式，打破不同业务部门协调困难、规划不统一、运营效率不高的困境。这将为各领域的体制改革提供标杆，也满足民众和企业对能源便利、用量与价格的期待。从世界各国的多能互补项目发展来看，大多数试点都在小范围区域电网层级展开，但是多能互补的高效应用不仅局限于微电网层面，将多个小型多能互补项目向上集成成更大范围的能源互联网将是未来的趋势。

多能互补一定会成为未来能源网络运营公司的利器，无论电网、热网、气网等运营商都需要提早掌握相关的商业模式、运营技巧与技术手段，抓住历史发展机遇。

欧洲多能互补与多网耦合的借鉴意义

欧洲多能互补与多网耦合的概念是在可再生能源高速发展的背景下提出的，由于可再生能源的波动性和异地消纳的困难性，对于既有能源系统的灵活性和可储存性提出了更高的要求。传统电力供应由于其必须连续供电、不可大规模储存、必须时刻平衡等特性，无法提供所需的灵活性。与此相对的热网和燃气管网则具备天然的储存特性，能够在一定范围内进行调节，储热和储气设备在大多数情况下也比电池储能要便宜。因此多网耦合作为多能互补的一种实现方式被提了出来。欧洲多网耦合中的网是个广义的网络概念，需求侧的各类设备通过互联和集中控制也能形成一个网络，同样在未来具有很大潜力的电动汽车充电网络也是多网耦合的重要组成部分。

无论是大系统还是小系统，未来电力供应中基荷将会逐渐消失，灵活性将具备更大的价值。在传统能源逐渐退出市场的长期过程中，整个系统将会经历较长一段时间的电力过剩，在很多情况下，可再生能源的发电将会大于负荷。波动性逐渐增大的系统自然需要更多的灵活性设备，如储热、储气装置、可中断负荷等。

目前，欧洲基于多网耦合的多能互补方案有几条主流的技术路径，为了实现区域的最优能源供应，可以根据当地的资源禀赋将几条技术路径进行组合。德国为了实现2050年80%的电力由可再生能源电力供应的目标，积极实验多能互补多网耦合方案，目前通过E-Energy项目已经开展了多个试点。这些试点结合了多种多能互补技术路径，如库克斯港项目通过2个虚拟电厂耦合了风光电力、沼气发电、分布式热电联产设备与终端的冷热负荷，并通过分段电价和动态电价实现多网之间的智能互动。

欧洲这一类多能互补和多网耦合项目试点有良好的示范效应和后续应用，原因在于试点规划阶段，各试点因地制宜地考虑了本地发展情况、用能需求和技术沉淀，各试点的推进也有较强的规划性并注重经济性和实用性。就技术路线本身，欧洲大比例新能源接入后遇到的问题（追求新技术突破）、以区域能源交易市场为主的特点（注重本地需求）、交易调度机构设立（电力改革）等情况与国内改革初期类似，长期来看这种重稳定讲成效的改革模式也值得借鉴。

基于多网耦合的多能互补方案有几条主流的技术路径可供选择：

虚拟电厂下的分布式社区热电联产联供方案

区域内一部分社区配备小型热电联产设备，另一部分社区配备热泵，这些社区与风电和光伏设备联网并通过一个中央控制室集中优化。所有设备共同组合成一个虚拟电厂。在可再生能源过剩的情况下，热泵消耗电力并高效地生产热量供给社区；在可再生能源供应不足的情况下，小型燃气热电联产设备启动，同时生产电力和热量供应给社区。分布式的设备具有灵活性高、响应快的特点，使得整个系统能够在各种情况下高效运转。基于深度学习技术的预测和调度算法，是整个虚拟电厂系统的核心。丹麦学者已经提出的基于绿色能源发电的“第四代区域供热技术”即是这种理念。

多联需求侧响应方案

基于多网耦合的多能互补系统中，需求侧响应是一个重要的灵活性选项。传统的需求侧响应主要调节电负荷，通过对负荷的迁移和调节来降低电网负载并最大化可再生能源的利用。在多能互补系统中，电能只是各类能源中的一部分，且热负荷可能占终端能源消耗的比重比电负荷更大，因此多联需求侧响应比单一需求侧响应更有潜力。

多联需求侧响应能够同时响应终端用户的电、热、冷、气等能源，其中热能的响应成本最低且时间较长，但是响应速度较慢，而电能的响应速度快但是持续的时间较短。在集中式区域供暖的模型中，建筑墙体就是天然的储热和热能响应单元，能够通过灵活的供暖策略储存大量的热能。

电转气综合利用解决方案

电转气（PowertoGas，简称P2G）是目前多网耦合的主流方案和路径之一。将可再生能源富余电力通过电解水转换为氢气和氧气，根据氢气利用路径的不同可以直接利用或者继续甲烷化为天然气。在德国，电转气方案已经在多地试点推广。西门子公司2015年在德国曼海姆设立的风电制氢工厂已经能够商业应用并每年产生超过200吨的氢气。该工厂应用了最新的质子交换膜（PEM）设备，其快速的响应速度带来了巨大的收益。快速响应使得该方案不仅能够利用富余的风电，还能够搭配储气设备和燃气轮机发电设备提供调频辅助服务。在近两年的运行中已经证明，这家电制氢工厂的固定成本在年利用小时数超过6000小时的场景下将很快获得回收，关键是运行成本。如果用于电解水的电力来源都是清洁且低廉的风电，项目的效益将会更高。可以假设在多能互补场景中，如果风光发电和电转气方案统筹规划，不仅系统灵活性得到了极大的提升，还能带来额外的经济效益。

电动车智能充电系统

电动汽车的发展为交通网和能源网的耦合带来了机遇。如果对电动汽车的充电不加控制，集中充电时段将对电网造成较大的冲击。结合电网负荷监控的动态智能充电系统能够很好地解决这个问题，不仅在峰时平抑了电网负荷，还能够将分散在各个电动汽车中的电池聚合起来，适时提供调频服务和社区供电服务。电动汽车和电网的双向互动不仅在技术上已经实现，在商业上也具备了很大价值。据统计，纯电动车和插电式混合动力汽车在95%的时间内是处于停驶的状态，只要在多能互补区域内拥有足够的充电设施，保证电动汽车在停驶时间能够接入电网，车载电池就能够得到充分的利用。

相关阅读：

为何多能互补示范工程会得到国家的支持和大力推进？