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論電力市場的重要性｜如何處理交叉補貼問題是電改的大事
作者： 日期： 2019/3/22 16:53:08 來源：一、新技術(shù)應(yīng)用的困境
為了引出市場機制的重要性，首先對兩個新技術(shù)在國內(nèi)應(yīng)用推廣的困境進行了介紹，分別是以可再生能源為主的微電網(wǎng)和基于CCHP技術(shù)的微能源網(wǎng)。
前者雖然在十幾年來受到高校、科研院所、制造企業(yè)甚至國家能源主管部門的追捧，技術(shù)成果、專利、產(chǎn)品鑒定、示范項目不可謂不多，但最終的工程化應(yīng)用卻少之又少。究其原因，就是沒有好的市場機制讓業(yè)主為其買單，或者是說不能給業(yè)主帶來價值。
后者是另外一種形式的微網(wǎng)，其天生的梯級利用特性與國家能源部門提倡的“多能互補、集成優(yōu)化”不謀而合，但在缺少市場化電價的背景下，同樣難以實現(xiàn)盈利。天然氣的利用還是要用到刀刃上，要有一個好的機制把天然氣發(fā)電配置到最需要的地方，比如作為平衡機組、分布式能源供需平衡等等，這個機制不能是補貼機制，應(yīng)該是市場機制。有了電力市場，實時電價、容量機制等可以保證大機組的燃氣電廠收益，分布式交易模式可以保證CCHP的收益。
對于目前階段的微網(wǎng)，建議：
1. 經(jīng)濟性，找儲能的伴生品甚至替代品，比如余熱、余壓發(fā)電等;
2. 從需求入手，充分尊重負荷;
3. 考慮分布式交易，保證收益;
4. 考慮供冷供熱;
5. 可再生能源不僅僅是光伏和風電，地熱、生物質(zhì)也是。
二、市場機制的重要性
1. 目前能源/電力的非商品屬性
十八大以來的能源/電力體制改革的出發(fā)點：讓市場發(fā)揮更大的作用，逐步回歸能源和電力的商品屬性。目前的非商品屬性包括：價格倒掛、交叉補貼、不合理的費用分攤等。
以價格倒掛為例，我國的電價結(jié)構(gòu)和大部分市場化國家不同，居民電價比工業(yè)電價要低，下表為2018年9月1日實施的江蘇省銷售電價(表中需量電價為40，容量電價為30)。
有看官講了，居民電價便宜怎么就不符合商品屬性了，聽我道來。我在南京，揚子石化是南京的大型企業(yè)，計量關(guān)口表安裝在220kV進線側(cè)，兩部制收費模式。除承擔30元/(kW.月)的變壓器容量電價之外，還需要0.5968元/kWh的電量電價。第一檔電價下，220V單相接入的居民電價為0.5283元/kWh，便宜多了，還不需要容量費。220kV的電變成220V的電，在南京城區(qū)至少要經(jīng)過220kV變壓器一臺、10kV變壓器一臺，還有就是環(huán)網(wǎng)柜、開閉所以及若干長度的電纜線路(10kV/380V)等等。在這過程中，220kV變壓器保護、10kV線路保護、若干DTU等還得負責保駕護航。忙活半天，電到了居民家里，反而便宜了。好比南京的鹽水鴨，寄到北京的郵費10元錢，寄到遼寧開原象牙山村，郵費只要5元錢。這是電力非商品屬性之一。
有看官又講了，電網(wǎng)公司忙活半天，把電送到居民家里，少收錢，不是好事嘛，電網(wǎng)公司真是良心企業(yè)。這就又引出了另外一個非商品屬性：交叉補貼問題。我國的交叉補貼問題非常復雜，很難講清楚，大致來說分為以下三類：
省(自治區(qū)、直轄市)內(nèi)發(fā)達地區(qū)用戶對欠發(fā)達地區(qū)用戶的補貼;
高電壓等級用戶對低電壓等級用戶的補貼;
大工業(yè)和一般工商業(yè)用戶對居民和農(nóng)業(yè)用戶的補貼。
當然，1.9分的可再生能源電價附加不屬于交叉補貼!
交叉補貼扭曲了電的價值，電價信號不能真實反映市場上的供需關(guān)系，不利于企業(yè)健康發(fā)展，影響效率的同時并沒有達到公平的目的。在今天的中國，這一問題更為突出，假設(shè)沒有過多的交叉補貼，企業(yè)負擔會大大減輕，或許不需要總理連續(xù)兩年要求工商業(yè)電價下調(diào)10%。那取消了交叉補貼，低收入居民怎么辦?暗補改為明補，美國很多州就有生命線電價，政府掏錢!
如何處理交叉補貼問題是電改的大事，2015年電改九號文六個配套文件之一的《關(guān)于推進輸配電價改革的實施意見》，其中第三部分主要措施共計4條，分別是：逐步擴大試點范圍、認真做好輸配電價測算工作、分類推進交叉補貼改革、明確過渡時期電力直接交易的輸配電價政策。
本月初，發(fā)改委、能源局發(fā)布的《關(guān)于征求進一步推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的意見的函》中，第(十一)條要求：電力現(xiàn)貨市場價格形成機制設(shè)計應(yīng)避免增加市場主體之間的交叉補貼。
2. 電力市場的基本作用
1). 發(fā)現(xiàn)價格、提高全社會福利。
以A為起點的曲線為需求曲線，以D為起點的曲線為供應(yīng)曲線。在完全競爭的市場環(huán)境下，G點為市場供需平衡點，此時全社會福利最高。ABG包圍的區(qū)域為消費者福利，BDG包圍的區(qū)域為生產(chǎn)者福利，ADG包圍的區(qū)域為全社會福利。
如果采取管制的電價，假設(shè)電價為P2，低于P0。生產(chǎn)者福利縮減為CDF，大大縮小。消費者福利為ACFE，是否增加呢?不一定，與生產(chǎn)者曲線密切相關(guān)。全社會福利指定是減小的，EFG對應(yīng)減小的區(qū)域。
2). 實現(xiàn)資源優(yōu)化配置，提高效率，包括能源利用效率和設(shè)備利用效率。
以投資為例，管制模式下，投資由政府引導，很容易出現(xiàn)周期性的過剩和短缺現(xiàn)象，如下圖：
我國這一問題尤其突出，面多了加水、水多了加面屢見不鮮，2016年煤電機組的斷崖式下馬就是最典型的例子。輕規(guī)劃、重審批導致了近年來光伏盲目發(fā)展，2017年底即完成了十三五的規(guī)劃目標，補貼壓力山大。
而在市場機制下，節(jié)點邊際電價可以從時間、空間維度精確的顯示資源的短缺狀態(tài);容量市場等可靠性支持機制，則會有效的激勵未來資源的投資。
舉個特高壓和可再生能源消納的例子。
2017年，我國跨區(qū)輸電容量達到1.3億千瓦，超過了英國的裝機容量。截至2017年，我國特高壓投資620億美元。直流特高壓利用效率不到60%，交流不到20%。經(jīng)濟效益何在?
同期的三棄率雖有緩解，“但離可再生能源健康發(fā)展的要求還有較大差距”。社會效益何在?
表中，可再生能源電量占比高的幾條線送的都是水電。
美國德州，2010年也出現(xiàn)過棄風嚴重的情況，全年棄風量達到潛在發(fā)電量的17.1%。
當時棄風的最大原因是輸電阻塞，但是ERCOT并不是僅使用輸電投資的簡單方式，而是配合以節(jié)點電價改革、FTR、負電價等市場化手段，吸引風機選址在自然資源與負荷中心之間達到平衡、有效引導風電機組經(jīng)濟發(fā)電。
德州風電最高發(fā)電記錄是2016年2月18日創(chuàng)造的1402萬千瓦，同日風電最高滲透率大于45%。而風電裝機占全部裝機只有10%左右。
這段時間，德州為解決可再生能源的輸配投資為70多億美元。
同樣，在德國，自從制定核電退出計劃之后，可再生能源發(fā)電快速發(fā)展。2015年年底，德國總裝機容量近2億千瓦，風電與光伏總裝機為8500萬千瓦，但德國的棄風棄光率不超過1%。
至少在風電方面，德州與我國有類似的資源稟賦，風電主要在北部靠近北海的地區(qū)，用電負荷則是在中南部地區(qū)。曾經(jīng)出現(xiàn)過輸電阻塞問題。
德國采取的方式也不是單靠增加投資，而是用到了新能源上網(wǎng)交易新政策、建設(shè)并網(wǎng)評估和規(guī)劃體系、增加新能源的主動可調(diào)節(jié)性、再調(diào)度、負荷響應(yīng)等市場手段。
三、電化學儲能的三個應(yīng)用場景分析
1、用戶側(cè)削峰填谷
削峰填谷的盈利模式是峰谷套利。利用較低的谷電價給儲能充電，用電高峰時段，把電放出去，賺個價差。該辦法實施起來簡單方便，甚至不需要知會供電公司。據(jù)測算，當前投資成本條件下，當峰谷價差達到0.7元/kWh，項目就可以盈利。
該模式不具備持久性，原因在于作為分時電價的一種，峰谷電價并不是自然存在的，存在的前提是用電量存在高峰、低谷時段。峰谷電價差“紅利”帶來的用戶側(cè)儲能項目增多，勢必會減少峰谷電量差，作為負反饋將導致“紅利”下降，至多維持在微薄盈利的水平。
或許實時電價會實現(xiàn)儲能充放電套利的目的，但依賴制度出臺、智能電表安裝、分布式能量管理或交易平臺的支持等幾方面的因素，實現(xiàn)難度極大。
用戶側(cè)儲能還有另一種盈利模式：在兩部制電價模式下，降低容量或需量費用實現(xiàn)降低綜合電價的目的。該模式在美國被稱為電網(wǎng)公司的“死亡螺旋”，終端用戶通過儲能等技術(shù)手段將本應(yīng)承擔的輸配成本轉(zhuǎn)嫁到其他用戶頭上，其他用戶看到輸配電價增加就會照葫蘆畫瓢，最后導致電網(wǎng)公司用戶減少。可見，簡單、粗暴的采用該模式是不具持續(xù)性的。
