一、聚焦能源互联网

从2014年开始，能源互联网就是能源行业的第一热词，虽然能源互联网的定义直到现在仍然模糊，但这种定义上的模糊并不影响学术机构、市场企业，甚至行业主管部门对能源互联网的热情，甚至，这种模糊还赋予了能源互联网一种朦胧的吸引力。

不过，虽然定义百家争鸣，但是我们仍然可以把能源互联网定义为工具和目的，即以电力系统为核心和纽带，构建的多类型能源互联网络，利用互联网思维和技术改造能源行业，能够实现横向多源互补，纵向源-网-荷-储协调的、能源与信息高度融合的新型能源利用体系，其目的就是为了应对未来高比例可再生能源装机带来的能源生产随机性，和电力消费机构变化导致的能源消费刚性，以及两者之前因为不能匹配而导致的系统问题。

二、能源互联网回顾

我们必须冷静的认识到，任何一种新的技术和概念，从提出到落地产生价值必然需要一定过程，能源互联网作为一种集技术、商业、理念于一体的能源未来新形态自然概莫能外。在此，我们先回顾一下，2015年作为中国能源互联网的元年，能源互联网的发展情况到底如何。

2.1、先看看能源互联网的供给侧：

可再生能源的发展。截止2015年底,可再生能源已经具备一定装机规模,风电和光伏的累计装机量达到157GW，并且未来仍然会保持较高增速。不过，由于政策支持的主要可再生能源项目开发形式为集中式可再生能源电站，并且由于中国的优质风光资源地带主要集中西部和北部，所以，导致绝大部分的风电和光伏项目都以集中式电站的形式布局在西部和北部的一类和二类资源区，尤其是甘肃，青海，宁夏，内蒙，东北三省等地区，但由于这些地区长期以来经济发展速度落后于东部发达地区，本地工商业俱不发达，人口密度也远低于东部沿海人口稠密地区，本地用电负荷相对较少，用电量也远低于东部发达省份。

因此，几乎所有的风光电站开发大省都存在本地风电和光伏装机过剩的情况，这不仅仅代表着大量优质低碳资源和巨额投资的浪费，更重要的是，由于电力商品特殊的生产消费的严格匹配性和生产消费的即时性，西部和北部地区的大量集中性波动性可再生能源对区域电网造成了严重的安全隐患，风力和光伏发电出力的难以预测性，以及出力曲线快速爬升跌落的特性，会导致全电网出现频繁的电压骤升骤降的现象，有可能导致脆弱的当地电网面临严重的生产事故，甚至造成区域性大停电以及电力生产和输配设施不可逆的破坏。为了解决这些问题，目前主要采用在风光资源省份安排或者建设煤电站以提供容量备用，以及通过建设交直流特高压输电网络将多余风光电量直接外送中部和东部消纳密集区域，以实现西部和北部地区的风光资源的有效利用和电网的安全。

但是这两种途径都并非十全十美，通过可再生能源和煤电打捆发电的方式面临着三大困境，第一，煤电为可再生能源提供备用，无疑是增加了温室气体的排放，第二，煤电机组为可再生能源提供备用，在可再生能源和煤电厂之间缺乏合理的利益分配机制，影响煤电厂的积极性，第三，煤电机组本身存在技术和经济的调峰能力极限，同时煤电机组提供辅助服务存在响应速度过慢的问题，无法为波动速度极快的可再生能源提供在时间和容量上完全匹配的辅助服务。同时，特高压输电也面临建设周期过长，送出容量有限，以及经济性争议。因此，从各种角度来说，中国目前的风光可再生能源开发方式存在着难以协调的深层次矛盾。未来应该向着分布化，柔性化，互动化，市场化方向发展。

2.2、再看一下能源互联网的需求侧：

柔性负荷的发展情况。作为能源互联网作为实现高比例可再生能源的主要路径，建设能够灵活协调电源和负荷的电力系统尤为重要， 但是目前中国各种柔性负荷装机量普遍微小，对于电力系统的正面影响可以忽略不计。

电动汽车：

截止2015年底，中国累计电动汽车保有量为40万辆，对应的充放电负荷为0.9GW，规模十分微小，并且，由于目前中国缺乏协调电动车同电网互动的应用，以及配电网络基础设施的现状也无法支撑电动车向电网放电，此外，由于电动车充电功率较大，并且车主的充电行为存在较大随机性，因此，中国目前电动车不仅仅无法将其看作能源互联网中可以有效调用的灵活负荷，更很有可能会电网造成一定负担，在部分电动车密集地区造成配网堵塞现象。

储能:

截止2015年底,中国所有储能设施装机容量为40.1GW,虽然已经具有一定规模,但其中40GW装机为抽水蓄能机组,主要布局于东部地区,并且功能以为核电站调峰配套为主,因此,目前这些抽水蓄能机组事实上无法用于波动性可再生能源的调节。真正能用调节波动性电源的电化学储能，截止2015年底仅有0.1GW，相对于规模庞大的风电光伏装机，几乎可以忽略不计。

需求侧响应：

2015年，中国在之前上海需求侧响应演练的经验上，在江苏，唐山，北京，佛山等多地进行了扩大化的需求侧响应试点和演练，普遍取得了较好效果，上海，北京，江苏等地在以后将把需求侧响应常态化，河北，安徽，江苏等地也在电费中提取一定金额作为需求侧管理基金。需求侧响应未来发展的方向将是同分布式能源结合，并且智能化，自动化，社会化和市场化方向发展，成为非常重要的调节峰谷和应急管理的工具。

可见，目前能源互联网的两头，供给侧和需求侧的发展都不尽如人意。此外，由于电力体制改革配套文件2015年年底方才正式落地，油气体制改革更是直到目前仍然未掀起帷幕,更重要的,目前的能源生产-配送-消费方式仍然沿袭传统的集中式生产,化石能源为主,刚性生产和消费的形式。在发电侧,由于电力法所保障的电网公司的统购统销权力仍在,因此存在着普遍的买方垄断。在输配和售电侧,由于电网的自然垄断属性,和电网公司对于售电及电业服务,电网投资和运营的商业垄断,导致外部资本难以进入输配电和售电领域,发电侧和售电侧之间无法实现市场信号的有效传导。此外，由于缺乏电力交易市场机制，供需之间没有价格信号传导，容易导致在时间和空间尺度上的供需严重失衡，资源也无法通过消费者选择和公平商业竞争向优势企业流动，导致落后产能无法退出，先进产能无法扩大的窘境。

因此，在2015年，能源互联网商业模式无论从体制角度,还是行业需求角度都无从谈起。但是值得注意的是，在部分具备成熟市场条件的领域，基于能源互联网的商业模式正在萌芽。比如说，在电动汽车领域，电动汽车充电桩的分时充电应用已经出现，在光伏电站领域，基于云的光伏电站运维和托管服务正在快速普及。

三、十三五能源互联网展望

回顾之后，再来展望十三五的能源发展，相对于2015年的能源行业价值链,十三五内，中国的能源行业将会有巨大变化，虽然称不上是本质上的颠覆，但是在价值链各个环节，我们都可以看到显著地变化。

3.1、首先从供给侧展望下2020的电源发展

预计到2020年底,中国的风光可再生能源装机量将达到410GW至480GW。接近届时的全国电力总装机的25%。由于目前可再生能源发展模式的严重弊端，以本地生产本地消纳为特色的分布式可再生能源发展模式将在十三五内快速发展，并且在部分地区成为主流发展模式，因此，预计在2020年，风光可再生能源的发展模式将从集中式开发模式占据绝对主流，进化为集中式为主，分布式有一定比例。西部和北部地区仍以集中式开发模式为主，并且通过大容量交直流特高压输电通道送出至中部及东部能源消费中心。

而在中部和东部地区，分布式可再生能源将快速发展，并且以区域微电网为形式的分布式可再生能源项目将成为分布式项目主流，传统大电网是基于火电体系建立起来的，微电网实质上是个小电网，微电网的发展与电力电子技术、计算机控制技术和通信技术、储能技术紧密相关，具有灵活的运行方式和可调度的性能，既可接入配电网运行，也可作为独立电网运行，微电网将分布式发电、储能系统、电动汽车集群管理、其他灵活性负荷通过中低压配电网连接起来而起到“桥梁”作用，这样有利于可再生能源电力的并网消纳，不但能促进分布式发电的更快发展，而且也提高清洁能源利用效率。并且，微网技术在快速隔离、孤网保护、无缝切换、稳定控制、能量管理等方面正在加速突破，非常适应不断波动性非常强的分布式可再生能源发展模式，能够实现局部区域的高比例可再生能源消纳。

同时，十三五内，煤电将达到历史发展顶峰，达峰装机规模约为1080GW，相对2015年装机增长5.6%。这与中国煤炭消费总量控制方案和政策研究(中国煤控项目)的2020年的电力煤控目标相一致，“十三五”期间年均电力需求增速预计在4%左右，煤电装机容量2020前达到峰值1080GW，电力煤耗占煤炭总消费量的53%，这为电力部门的绿色低碳转型提供了难得的机遇。十三五电力规划将煤电在新增装机中的定位应由“主力电源”向“补充电源”过渡，美国和德国的实践已经证明，煤电在以可再生能源和高强度化石能源气电为主的电力系统中起到重要补充和调节作用。

3.2、需求侧展望

在需求侧，十三五内，各类柔性负荷会开始快速发展，但面临迫切发展需求，还具有巨大发展空间。

• 电动汽车：

根据国务院2012年发布的《节能与新能源汽车产业发展规划(2012-2020年)》，到2020年，电动汽车累计产销量超过500万辆，对应的充放电负荷为11.3GW，相对于2015年增长12.5倍，并且，由于电动汽车支持政策的特点，500万辆存量电动汽车，将大部分集中于一二线城市，尤其是集中于以北上广深为代表的超级城市。因此，在全国层面来看，500万辆电动车和11.3GW的充放电负荷并不占据重要比例，但是在部分电动车高度集中区域，如果没有合适的商业模式和基础设施支撑，将普遍出现因电动车充电导致的电网影响问题，主要影响分为三个方面，（1）随着规模化充电需求的增加，导致新一轮的负荷增长，大量充电设施建设会对电网的升级改造提出更多的要求，需要新增装机容量，增加电网建设投资。（2）由于目前我国电网的峰谷差率已经不断 加大，电动汽车充电时间和充电行为将会对电网的峰谷差造成进一步影响，同时也会对整个电力系统带来尖峰发电成本高、电网运营效率低等问题。（3）由于受多种因素影响，电动汽车充电 需求在时间和空间上具有的随机性、分散性特点，因此增加了整个电网的运营管理难度。在对配电网的影响方面，如果进行大容量的充电，可能会引起配电线路或变压器的动作、电容损耗的增加，以及电能质量的恶化。比如，目前国家电网公司和地方政府重点推广的电动汽车设施是快充设施，是典型大电流设备，如果要求半小时充满电动汽车，同比例容量电池充电，电网下载的电流很大，短时间内电压波动大，会造成局部电网电压凹陷，给电网带来很大冲击。

不过，能源互联网将以先进的传感测量技术、信息通信技术、分析决策技术、自动控制技术和电网技术相结合，并与充放电基础设施高度集成，通过运用先进的智能电网技术，可以对电动汽车的充电行为进行合理的调节，能够达到在充分满足电动汽车充电的同时，降低电动汽车充电对电网的影响，进而实现电动汽车和电网的协调发展。

• 储能：

预计到2020年底，中国各类储能设施的装机容量将达到100GW，其中70GW为抽水蓄能电站，相对于2015年底的40GW抽水蓄能电站装机增长1.75倍。另外30GW以电化学电池和压缩空气为代表的模块化、分布式布置的快速响应储能设施，相对于2015年底的0.1GW电化学和压缩空气储能装机，增长300倍。在应用模式上，储能装机将从目前的发电端集中布置为主的模式，向集中式储能和分布式储能并重的模式发展。与电动汽车相同，储能电站将通过智能电网技术和互联网商业模式，充分发挥电力系统稳定器的核心枢纽作用。并且，在电力体制充分开放的背景下，储能电站运营商可以充分发挥购售电主体的作用，通过储能充放电，进行电价套利，并且，通过电价套利，帮助电网实现电力供需在时间和空间上的平衡，同电动汽车V2G方案十分类似，进而实现电网峰谷调节、备用电源、频率响应、促进波动性可再生能源消纳等应用，以及实现包括发电和输配电在内的所有电力基础设施的利用率最大化。

• 需求侧响应：

在2015年正式开始的需求侧响应的基础上，到2020年，中国参与需求侧响应的可转移负荷将达到最大负荷的3%，相当于目前西欧的需求侧响应参与比例的平均水平，约38GW。目前，国外的峰谷电价的差距已经在五倍左右，而我国各省的最大峰谷电价差普遍在2-3倍价差，缺少吸引力。但在电力体制改革的背景下，以及由于用电结构变迁导致的峰谷差继续拉大的背景下，可以预期未来峰谷电价差会继续拉大，向其他工业国家的平均水平靠拢。预计到2020年，在东部负荷集中地区，参与需求侧响应的负荷将具备一定规模，并且以工业企业负荷为主。此外，需求响应的方式将从2015年的以电网人工发布需求响应指令，负荷集成企业人工协调负荷转移，进化为，电网公司或者调度机构直接控制，自动发布需求响应指令，负荷集成企业以及部分大用户通过区域电力市场公开进行价格竞标，并根据竞标结构自动切换和转移负荷。更重要的是，需求侧响应的目的将发生变化，目前，需求侧响应的主要目的在于通过将大量用电负荷的响应行为作为系统运行备用以平抑波动，有效地解决系统备用短缺，输配电能力不足等问题，大大降低由于系统容量短缺而造成轮流停电的几率，提高供电可靠性，也可以使日负荷曲线逐步趋于平滑，起到降低高峰负荷和提高负荷率的作用。在2020年，在部分高可再生能源装机地区，需求侧响应的主要目的将是帮助区域可再生能源充分消纳，即在可再生能源因为气象原因出力快速爬升之前，负荷集成企业通过电力市场公开交易，调度所集成的负荷相应增加用电，以及在可再生能源出力快速跌落之前，负荷集成企业通过相同的途径，相应减少用电，从而通过集成大量柔性负荷，实现高比例波动性可再生能源消纳的目的。

任何商业模式繁荣的基础在于行业供给和需求的变化，由于供给侧和需求侧结构的巨大变化，届时，真正的能源互联网商业模式也将在出现。在发电侧，能源生产者和消费者之间的身份会模糊化，消费者不仅仅以分布式电源的形式提供正的出力，由于中国的资源禀赋和人口密度原因，更多的消费者将以需求侧响应、电动汽车V2G、以及快速发展的储能等方式为电网提供基于节能和负荷转移的等效出力。在输电侧和配电侧，随着电力体制改革的继续深入，售电市场彻底放开，电网收入监管的常态化和市场化，以及由于双侧波动性大幅上升，大量波动性可再生能源和大量随机性负荷并网，输配电企业盈利模式将从采购-销售电力转型为采购-销售辅助服务。在售电侧将出现激烈竞争，同时，随着电源-负荷的多样性快速增加，个性化售电服务成为主流，并且基于售电+的套餐增值服务成为竞争核心，包括“+供应链金融”，“+气水热”，“+节能”，“+资产管理”等。

2020年，各类能源互联网的商业模式都将涌现，最为普遍的可能是以下两种：

• 电商形式：

即发电企业，售电企业，能源服务企业以及其他相关企业通过互联网平台发布产品和服务信息，甚至在电力交易市场之外构建基于具体细分市场或者具体细分地区的服务和产品交易平台，类似能源行业的“淘宝”和“阿里巴巴”，相似的商业模式，在国外早已出现，典型企业即是新西兰的Powershop售电公司，和其他供电商一样，Powershop从电力批发市场买电，支付电网输电费、配网使用费等费用后，卖给终端消费者。定期从用户的量表读数，收取费用，进而赚取差价，但这是全世界第一家在网上销售电的公司,完全没有实体机构，卖电完全在网上进行。用户进入Powershop的网站，输入地点、现在的供电商、每月电费等信息，网站会自动计算出更便宜的方案给用户，用户选定满意的方案后，直接在线签订供电合约。目前Powershop已经是新西兰最大的售电公司。

• 互动平台：

能源互联网将改变原有能源系统“条块分割”的状况，把电、热、冷、气等多种能源形式在生产、输送、存储、消费等各个环节耦合起来。以互联网为载体，能够将能源系统中分散化的用户、差异化的能源、多元化的商业主体紧密联系起来，扩大市场成员的交互范围与频度，降低交易成本，显著提高市场成员参与能源交易的便利性与存在感，互动平台将在垂直电商形式上有质的飞跃，主要体现在三点，1，参与配置的资源多元化和综合化，2，配置资源的方式将实现智能化和情景化，3，配置资源的方式有很强的金融化特点。

此外，由于电动汽车、储能、需求侧响应，基于分布式能源的区域微网在部分地区涌现，基于这些柔性负荷的分享经济商业模式也将在相应地区萌芽，类似于滴滴电动车，储能AirBnB，滴滴需求侧响应等，并将在十三五之后继续发展成熟。