北京
建設智能微電網是推動能源綠色低碳轉型、提升新型電力系統靈活性與韌性的關鍵舉措。近日，北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目發布了《青島微電網典型案例研究——基于東軟載波膠州工業園區智能微電網項目的深度剖析》本研究以青島東軟載波膠州工業園區智能微電網項目為案例，系統評估其經濟性及主要影響因素，分析高比例可再生電力消納路徑的可行性，并提出推動智能微電網高質量發展的對策建議。
青島東軟載波膠州工業園區智能微電網項目位于國家級膠州經濟技術開發區，主要由“源網荷儲”及控制系統組成，其中光伏裝機1378.2千瓦，自2019年1月投入使用至2024年年底，累計發電1067.40萬千瓦時，其中上網電量占比近25%；儲能容量683千瓦時，可滿足園區壓縮機和空調等重要負荷2小時的用電需求；2024年園區年用電量達359.94萬千瓦時，典型日負荷在163-1081千瓦之間。控制系統采用東軟載波自主研發的MG3100微電網穩定控制器。經濟性分析顯示，項目整體收益良好。在75%電量自發自用、25%余電上網的基準情景下，項目靜態回收期4.41年，內部收益率超過20%。
研究進一步識別和分析了影響智能微電網項目經濟性的四大影響因素：
一是分時電價政策。一是分時電價政策。尖峰電價上浮10%，內部收益率可提升0.55個百分點；高峰電價上浮10%，提升0.28個百分點。深谷電價下調10%對整體經濟性略有正向作用，但低谷電價下調則輕微削弱收益。
二是余電上網比例。通過增加配儲規模、提高發電自用比例、降低余電上網比例，項目經濟性可顯著提升。當余電上網比例從25%降至0%，靜態投資回收期縮短了0.51年，內部收益率提升了2.35個百分點。
三是市場化交易機制。研究顯示，若余電按現貨市場價格結算，將對項目經濟性產生負面影響。當余電上網電價由0.3949元/千瓦時（當前山東脫硫煤上網電價）降至山東2025年1至3月電力現貨均價0.073元/千瓦時，靜態回收期將延長約0.5年。
四是機制電價政策。新機制電價對智能微電網整體經濟性同樣產生負面影響，若按0.225元/千瓦時的機制電價結算，內部收益率將下降1.73個百分點，靜態回收期延長0.27年。
在深度綠電路徑方面，研究指出：實現可再生電力100%消納需新增3000千瓦時儲能，經濟性明顯下降。若進一步實現7/24小時綠電消費，通過購買綠電或綠證，年新增成本分別為11.69萬元和1.38萬元，這意味著綠電溢價機制尚未形成有效經濟激勵。
基于上述結論，報告提出三方面建議：在政府層面，應加快營造智能微電網發展的制度環境，將智能微電網作為電力資源主體納入電力規劃，完善調度機制和電力市場體系；同時，地方政府應加強統籌規劃，加大試點示范支持力度。在行業層面，加快智能微電網等電力新業態標準體系建設，完善電網接入機制，鼓勵商業模式和服務模式創新。在企業層面，應重視負荷資源的價值，實施精益運營，提高系統調度與市場交易能力。
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