促进源网荷储一体化发展的价格机制思考.docx

促进源网荷储一体化发展的价格机制思考在中国做任何事情，技术的突破是很重要的，但在商业模式上、经济性上能不能有所突破，这也是非常重要的问题。现在新能源、风电、光伏、储能发展，和商业模式、价格的关系非常密切。这个价格不仅是经济性的问题，还有体制的制约。过去的电力体制，所有发的电卖给电网，电网再卖给用户。2015年推进电力体制改革，从发电企业直接向用户销售，整个电力交易离不开电网平台，他们需要做对接、实时平衡、结算、各种交易。因此商业模式能不能成功，很重要的方面是取决于我们有没有一个很好的价格机制。分布式电力市场化交易，在全国做了一些试点，但是效果不是很好，没有大规模推广。2021年开始国家发改委印发了促进源网荷储一体化发展的意见，这是未来的一个方向，在大电网的同时还有很多小电网的平衡，今天我给大家做一下这方面的汇报。第一，电力经济技术特性和政府监管。核心问题在于电这个商品怎么体现，它和其他有形商品不同，别的商品储存起来相对容易，我们拉一车商品进入全国各大市场，在抖音、淘宝上可以交易，但也需要线下的运输、配送体系，交易和配送是分开的。但是电是不能脱离电网而独立存在的商品，它看不见摸不着。因此，电力商品有特殊性，这也是电力市场化作常困难的重要原因。储能非常重要，要么在发电侧起作用，要么在用户侧起作用，如果储能成本能下来还能好一些平衡，但是现在发电和用电还是不平衡。从商业模式来说，它还要和经济学特性结合起来，经济学方面，我们对电的需求越来越大，而且不可逆转。原来我们的动力可能不是电能而是别的，但是一转到电之后就很难转不回去了，包括氢能，氢能也要发成电。第二，是大规模规制的产生与发展。从全球范围看，电力经济规制是1998年后逐步搞市场化改革，好处是竞争性增强了，形成了很多发电企业和用户，但是也有供电可靠性下降。第三是竞争性市场化改革之路，在英国仍然是一体化的模式，从某种意义上来说中国电改还是走得比较靠前的。中国电力改革的过程也是如此，从一体化经营的传统电力管理发展，从上世纪初通过政府措施允许集资办电，给电厂独立定价，后来形成五大发电集团，电厂可以把电卖给电网，电网再卖给用户。2015年以来，进行了新一轮也改改革。发电厂可以进行竞价。从电网来讲，电网的定价方式要施行政府管制，这个定价有两种方式，一是基于收入的管制，二是基于绩效的管制，绩效的管制还很不成熟，目前主要是基于收入的管制。国家会根据电网的总收入分摊到电上形成定价。但是目前有一个范围问题,目前是省级电网制度，为某一个省的电网定一个价格，把整个省的电网的固定资产核算清楚之后，这个资产应该获得百分之多少的回报,定一个总收入然后分摊到每一度电上，这是整体的方式，然后分摊到不同等级上，每一个等级是不一样的。但是这个价格全省是统一的,矛盾在于这个范围怎么定。我举两个例子，云南的领导会认为范围定得太大，因为云南、四川、重庆等地有很多小水电，旁边就是用户，你把整个省的电网统一定价，意味着我们要提高我们这里的价格，我们就给隔壁供电收三五分就够了，为什么要收2毛钱。但是有些地方缺电，黑龙江需要出来买电，他们说不对，全国一张网，在哪发电都是一样的，为什么到我们黑龙江要收这么贵。所以对电网定价范围大家会有一个争论。所谓的隔墙售电，你使用的是整个电网的资源，并不仅仅是你和你隔壁这一段电线。所以矛盾和争议就在这里。关键在于一个资产确认的范围乂多大，源网荷储一体化，可能会出现一张大网上面挂了好多个小网。这里的价格关系，一个是小网的过网费怎么计算，另一个是小网和大网之间发生电力交换的时候，结算关系怎么计算。新型电力系统会出现各种各样的形式，高比例新能源广泛接入,高弹性电网及活可靠配置能源，基础设施多网融合数字赋能等。新平衡机制，过去我们是所有电都卖给电网，电网再卖给用户，严重依赖大电网。未来可能会形成新的平衡方式，价格机制也会相应的修改。最后讲讲促进源网荷储建设价格机制的思考，一体化项目都应该有H己的调度平衡平台，并且和大网对接。而且不只必电，既有电的交易，还有碳的交易，还有绿色能源、氢能储能等，每个园区都有自己的数字化平台进行平衡，这走一种新的平衡机制，多种能源形态都在这里体现。储能与新能电力系统，储能在发电侧主要是提供备用实现相对平衡，电网是本身就有辅助服务，用户侧是增加用户负荷的可预测性。电力需求侧响应和负荷调节机制，我们需要提高负荷侧本身的需求控制能力，负荷本身要可调节，否则平衡难度越来越大，就需要花更多的钱，增加成本。我们可以把氢能、共享储能、电池等都引入进来,甚至汽车充电桩也能加进来进行调节。三种类型的价格机制，这里有几个要点，这是我的一些想法，有些已经在价格部门改革范围里了，有的还在探讨中。一是可再生能源富集地区实行就近消纳，不管是新疆还是内蒙都出台了一个政策，过去是搞自备电厂，后来很多地方进行了清理和规范。现在是闩带负荷，过去投了十亿的投资我给你指标，现在新疆、内蒙不再讲这个了，投产业本身意义不大，你要投负荷，你要自带负荷过来。我们把这些电源配置到西部地区后，需要自带负荷过来。在这种情况下，不再是卖给电网再卖给用户了，整个大电网变成备用了。风电光伏储能、加上对火电厂的灵活性改造，把这些打成包，我和用户直接市场化交易，电网是一个备用的作用，当你不用电网的时候，你给电网交一个备用容量班，用电网的时候电价可能就会比较高了。如果你自己能控制，能在系统消纳的时候电费会很低，可能两三毛，但是一年365天有280天都必两三毛，但是有一段时间需要电网的电成本会高,但是总体成本是降下来的，这种方式未来可能会成为主流。二是用电端，除了高耗能和可控的工业以外，大部分没法往胡焕庸线以西去转移的，这个转移很难。大量的是要负荷侧实现匹配，这需要改革容量电价政策。目前容量电价是统一的，这个可能需要改革，不同电压等级应该有区分，不同电压等级负荷利用率也应该有区分，所以一是完善用电侧峰谷电价政策，二超完善用电侧两部制电价政策,三是合同能源管理，实行综合价格政策。三是不同电压等级的输配电价要改革。现在高电压等级偏低，必须要拉大不同电压等级间输配电价的价差。差别化不同电压等级的容量电价、电量电价。还有输电网和配电网间结算关系，这也是我们需要改革的领域。因为很多国家把输电网和配电网分开，这个在中国目前做不到，但是我们可以探讨把输电价和配电价分开核算，谢谢大家。