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、新技術應用的困境
為了引出市場機制的重要性，首先對兩個新技術在國內應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和基于CCHP技術的微能源網。
前者雖然在十幾年來受到高校、科研院所、制造企業甚至國家能源主管部門的追捧，技術成果、專利、產品鑒定、示范項目不可謂不多，但最終的工程化應用卻少之又少。究其原因，就是沒有好的市場機制讓業主為其買單，或者是說不能給業主帶來價值。
后者是另外一種形式的微網，其天生的梯級利用特性與國家能源部門提倡的“多能互補、集成優化”不謀而合，但在缺少市場化電價的背景下，同樣難以實現盈利。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，建議：
1. 經濟性，找儲能的伴生品甚至替代品，比如余熱、余壓發電等;
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點：讓市場發揮更大的作用，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，我國的電價結構和大部分市場化國家不同，居民電價比工業電價要低，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，計量關口表安裝在220kV進線側，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，在南京城區至少要經過220kV變壓器一臺、10kV變壓器一臺，還有就是環網柜、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，電網公司忙活半天，把電送到居民家里，少收錢，不是好事嘛，電網公司真是良心企業。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、直轄市)內發達地區用戶對欠發達地區用戶的補貼;
高電壓等級用戶對低電壓等級用戶的補貼;
大工業和一般工商業用戶對居民和農業用戶的補貼。
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系，不利于企業健康發展，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，假設沒有過多的交叉補貼，企業負擔會大大減輕，或許不需要總理連續兩年要求工商業電價下調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，發改委、能源局發布的《關于征求進一步推進電力現貨市場建設試點工作的意見的函》中，第(十一)條要求：電力現貨市場價格形成機制設計應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). 發現價格、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曲線。在完全競爭的市場環境下，G點為市場供需平衡點，此時全社會福利最高。ABG包圍的區域為消費者福利，BDG包圍的區域為生產者福利，ADG包圍的區域為全社會福利。
如果采取管制的電價，假設電價為P2，低于P0。生產者福利縮減為CDF，大大縮小。消費者福利為ACFE，是否增加呢?不一定，與生產者曲線密切相關。全社會福利指定是減小的，EFG對應減小的區域。
2). 實現資源優化配置，提高效率，包括能源利用效率和設備利用效率。
以投資為例，管制模式下，投資由政府引導，很容易出現周期性的過剩和短缺現象，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。輕規劃、重審批導致了近年來光伏盲目發展，2017年底即完成了十三五的規劃目標，補貼壓力山大。
而在市場機制下，節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;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年也出現過棄風嚴重的情況，全年棄風量達到潛在發電量的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濟發電。
德州風電最高發電記錄是2016年2月18日創造的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，可再生能源發電快速發展。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，用電負荷則是在中南部地區。曾經出現過輸電阻塞問題。
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交易新政策、建設并網評估和規劃體系、增加新能源的主動可調節性、再調度、負荷響應等市場手段。
三、電化學儲能的三個應用場景分析
1、用戶側削峰填谷
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，實現難度極大。
用戶側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降低綜合電價的目的。該模式在美國被稱為電網公司的“死亡螺旋”，終端用戶通過儲能等技術手段將本應承擔的輸配成本轉嫁到其他用戶頭上，其他用戶看到輸配電價增加就會照葫蘆畫瓢，最后導致電網公司用戶減少。可見，簡單、粗暴的采用該模式是不具持續性的。
