前言  本文为睿博能源报告《共益电气化：确保电气化实现公共利益》 （英文版）的部分摘要，简要介绍共益电气化的概念，条件以及实现最大化效益的六大准则，以帮助政策制定者和监管者形成和评估电气化战略。 本系列报告还将包含其他三篇报告，它们分别为监管者在电动汽车、供暖和热水供应方面如何实现共益电气化，就项目拟定初始步骤，到实现成功的标准和指标，均给出了详细的解决方案，我们会依次刊发。 能源领域变革的三大趋势 能源领域正在发生迅猛变化，已经不再是什么秘密。其中，有三大趋势值得注意：1）波动性可再生能源成本下降，2）能源技术成本下降，以及3）对电力需求的控制能力和自动化程度提高。这些趋势对于消费者，电力公司和环境来说，既是挑战也是机遇。共益电气化可以使当今的电力行业为消费者提供可负担的、清洁的电力，同时帮助电力公司更好的管理电网，减少环境污染，提供了巨大的机遇。 趋势一：成本下降 发电资源的成本下降，特别是风能和太阳能等可再生能源成本的下降，正在整个行业引起涟漪效应。据彭博新能源金融（BNEF）报道，2015年太阳能发电的价格为5.8美分/千瓦时（阿联酋）， 风电4.5美分/千瓦时（美国）。2017年，太阳能为1.8美分/千瓦时（沙特阿拉伯），风电 2美分/千瓦时（印度）。由此可见，波动性能源资源（VERs），也称为波动性发电，正在经历爆炸式增长。 2017年科罗拉多州公共服务公司公布了其全部资源申请结果（238个项目，总计60,000兆瓦），包括每千瓦时3美分的太阳能和每千瓦时不到2美分的风电。这些价格远低于全国传统电厂运营成本的平均水平。2016年煤炭平均的燃料和运营成本为37美元/兆瓦时。 天然气价格略低，为30美元/兆瓦时，核能更便宜些，25美元/兆瓦时。因为这些是平均值，所以必须假设这些传统电厂中有一半的成本高于此，存在遭到淘汰的经济风险。 当比较这些资源时，风电成本低于煤和天然气的燃料成本，而太阳能的成本不高于煤和天然气燃料和运营成本之和。这意味着具有足够容量的电力公司仍然可以购买风电以降低其燃料成本。   2. 趋势二：技术成本下降 与可再生能源一样，其他能源技术价格也在下降。 2016年，BNEF估计电动汽车（EV）的无补贴标价将在2025年至2029年间内降至内燃机汽车价格之下，这在很大程度上归功于电动汽车的关键部件 – 锂电池的成本下降。 BNEF还预计，2016年电动汽车将占到2040年新车销量的35％。仅仅一年之后，BNEF认为，到2020年，电动汽车的总体拥有成本将达到共享汽车（例如Uber）的平价水平，电动汽车将占2040年新车销售的54％。 趋势三： 需求侧管理  关于电力行业变革步伐的另一个因素是，消费者、第三方和电力公司获取能源使用数据的数量和便利性大幅增加。一个多世纪以来，我们管理能源供应以满足需求，但今天，我们第一次可以做到相反的事情，即通过管理用电需求来契合电力供应。如今，建筑物和用电设备都内置了能源使用控制装置，客户实际上可能是被动的，但仍然享受着这些效益。思科系统预计，到2021年，超过一半的电气设备的连接将是机器到机器，这意味着设备将能够在没有用户干预的情况下相互“沟通”，从而实现更便宜，更清洁和更精确管理的能源使用。 共益电气化的三个条件… View Summary +

为落实中国政府2015年电力改革方案，一些省份一直在致力于发展电力市场。中国国家能源局要求8个试点省区推出“现货市场” ，并要求其中一些省级市场在今年年底开始运营。 改革的下一阶段是设计和实施“现货市场”，据报道这些市场将会包括日前市场和实时市场以及补偿辅助服务的机制。从国际经验的角度来分析现货市场，如果设计得当可以带来许多好处，包括作为经济调度的基础, 支持风能和太阳能发电的系统灵活性，功能更好的碳市场，和比较合理的批发价格以指导更好的投资决策。这些市场可以帮助实现中国经济有效地减少排放目标，同时保持电网高水平的可靠性。然而，市场的设计和实施以及相应的调度改革是具有挑战性的任务，存在许多潜在的缺陷。 实施电力市场并非易事 – 并且可能会停滞不前（正如过去十年中国发生的那样）或导致危机（其中美国加州是最著名的例子）。在这里，我们将提供一些实用的想法，以降低中国电力市场实施风险，避免重大挫折。我们对中国电力现货市场的建议包括： 扩大跨省市场，建设区域性统筹现货市场。扩展省间市场有助于促进可再生消纳并降低系统成本。尽管中央政府要求南方电网地区的五个省最终实施区域市场，但大多数现货市场的努力都是逐省进行的。因此，从一开始就设计一个区域整合的现货市场是有意义的。通过提高跨地理区域的电力市场和系统运营的一体化程度所带来的效益，在欧洲、美国以及世界上其他地方的研究都有过相关陈述。 开发跟市场配套的长期区域资源充足性和可靠性规划流程。即使在电力市场运行之后，相关的规划研究仍将在评估资源充足性方面发挥重要作用，提出调整市场设计的建议，并帮助协调发电和需求方资源的发电投资。2016年国家能源局发布的《电力规划管理办法》就是一个很好的基础。 采取措施对市场运行进行监测，应对现货市场竞争不足的风险。鉴于部分地区拥有高度集中所有权的发电机组，有操纵市场的风险，强大的市场电力监测和消解市场力的系统将非常重要。甚至可以考虑（至少在最初几年）根据对每台发电机运行成本的估算来实施现货市场。这有助于避免市场操纵，同时最大程度从经济调度中获益。在任何情况下，这些运营成本数据都可用于监控市场表现。广东现货市场机组发电成本预算，似乎很有希望。 将中长期合同转变为财务模型。调度中心在每天运营决策中过度考虑年度发电规划或是中长期合同，会阻碍系统灵活性，因为这个做法可能会限制响应电网每小时变化（比如说意外天气波动）的能力。随着现货市场的推进，最好逐步取消对中长期合同的此类“物理”执行，可以设计更好的模型，鼓励发电商和大用户（或是售电方）通过“金融合同”对冲电价，而调度中心则侧重于根据每小时的条件和需求优化系统。 对分布式资源的参与现货市场的展望。需求响应，储能技术和其他分布式能源资源能够向系统提供有价值的灵活性服务。但市场需要对这些能力和服务进行识别，认定和合理奖励。特别是中国目前正在同时进行增量配电网改革。在此背景下，分布式资源在现货电力市场中的作用值得进一步思考。 此外，本月劳伦斯伯克利国家实验室发布了一份最近的报告，概述了中国电力部门改革试点的几点建议。 The blog is also available for English. View Summary +

美国电力行业的监管体系已有130年历史，而电网正在迅速实现现代化。电力监管机构需要与时俱进，跟上电网现代化步伐。当前兴起的监管模式是基于绩效的监管，简称PBR。很多州现在都在关注如何将电力公司收入和实现绩效目标的能力联系起来，如何在不同环境下应用PBR，睿博能源智库一直在提供相关建议。我们将撰写一系列文章来讨论21世纪电力监管模式PBR应包含什么元素？并介绍最佳实践，设计依据和具体应用，本文是该系列第一篇。 传统的电力监管模式 当今美国的大多数电力公司都是服务成本（Cost-of-Service）监管。消费者向电力公司支付提供电力服务（例如，输电，配电和其他公用基础设施）的成本，以及投资的规定回报。监管机构的工作是监督这种安排，确保服务安全可靠，电费公平。但这种方法激励了某些行为：受监管的电力公司认识到，通过建设更多的发电，输电，配电和其他基础设施，在下一次电价调价前（rate case）尽可能多的销售电量，这样做可以最大化其收入和利润。这对于需要大量资本投资的大型集中式发电厂体系尤其有效。 今天，通过提高能效和使用能源管理工具，普通住宅用户越来越能够控制自己的用电量，甚至可以依靠太阳能或储能来使自己成为一种电网资源。与20世纪大型集中运营发电厂相比，这是电力供需方的根本转变，消费者有不同的能源选项，而在美国的大部分地区，用电量并没有维持20世纪那样的增长 – 这有助于降低电费。 过去的监管模式能否适应现在的资源特性、电力输送和能源消耗方式的转变？电力监管如何应对这些根本性变化？如何帮助实现客户所需，并保持电力公司盈利能力和响应能力？ 现代监管手段 PBR是实现电力监管改革的途径之一。传统的服务成本监管评估电力公司的成本，着眼于销售，收入，电价和可靠性方面的绩效，PBR由政策制定者和利益相关方（监管机构，电力公司，消费者等）建立绩效规则，根据绩效奖励电力公司，PBR关注绩效考核的结果。在销售，收入，电价和可靠性方面的绩效之外，还设立客户参与和赋权，环境成果和成本效益等目标，并提供激励。 有些监管机构希望改革现行监管体系，但不确定如何进行，那么PBR可以采取多种形式，实现不同的目标，既可以只是简单地添加单个机制，也可以修订整个监管范式。 单个机制或绩效激励机制（PIM），可作为传统的服务成本监管框架的一层外罩。PIM以一种促进公共利益优先级的方式设置特定的绩效指标，以影响电力公司的绩效行为。他们提供奖惩，以强化目标区域内的绩效表现。美国的许多辖区都有使用PIM进行能效激励的经验。 另一方面，PBR可以设计成将整个监管体系转变为专注实现某些具体目标。英国的收入=激励+创新+产出（RIIO）方法侧重于六个主要产出，作为未来能源系统转型的手段。这些产出与推动低成本、更可持续能源系统的总体目标的激励措施相关联。同样，纽约州的能源愿景改革（REV）流程正在建立一个监管体系，奖励客户满意度的配电电力公司，促进电力部门向更清洁和更分布式资源转型，并越来越多地关注成果而非投入。 就像家庭酿酒商从一系列配方中选择一样，电力监管机构有一系列实施PBR的选择，他们可以很容易地看到其他地方成功（或者不成功）的经验教训。本文主要介绍PBR是“什么”，下一篇文章将介绍“如何”实施PBR，并检验设计实践以确保绩效激励机制成功。 本文原文为英文… View Summary +

中国当前的电力行业改革始于2015年3月颁布的“9号文”，“十三五”规划以及一系列致力于减少限电和提升可再生能源消纳的政策文件紧随其后。尽管中国朝着既定目标已经取得了显著的进步，但政策制定者仍然面临一些严峻挑战，诸如发电产能过剩，可再生能源并网问题，如何达到空气质量目标，实现温室气体减排目标等。  围绕这些问题，睿博能源智库和自然资源保护协会共同总结了以美国为主的国际经验，希望可以为中国的政府部门提供国际视野和应对方案。我们为此准备了4篇文章，分别涉及到可再生能源并网，电力批发市场，电力规划和政府监管领域。  可再生能源并网  在中国，可再生能源并网是一个亟待解决且较为复杂的问题，需要涉及到电力规划，政策，市场设计，监管，运营（调度）和资源灵活性等方方面面。它们在提高系统灵活性以支持更高比例的波动性可再生能源方面，扮演着各自的角色。  美国电力行业达成了一项新的共识，即现有的电力系统可以以相当低的成本大幅度提高灵活性。这些低成本解决方案包括更大的平衡区域，市场设计和运营方法的改变，通过政策和定价提高需求侧灵活性，以及鼓励现有的传统发电机组更加灵活地运行。输电、储能、和灵活性燃气发电方面的新投资也有助于可再生能源并网，但在短期内通常成本效益不高。中国可能也面临同样的问题。在哪些领域可以提高中国电力系统的灵活性？以及如何最大限度地提高灵活性，这些问题值得好好调研。  改进调度，实行更合理的短期批发定价机制，是对中国非常有利的改革方向。事实上，这些在9号文件已经有所提及——虽然尚未形成足够详细的改革路线。中国需要非常仔细地进行电力市场的设计，重点在于提高灵活性，支持波动性可再生能源上网。这篇报告通过总结美国可再生能源并网的经验和教训，可以为中国的政策制定部门提供一些借鉴。  电力市场设计和实施  尽管一直以来，业界在电力市场设计方面一直有争论，不同国家、甚至美国不同地区的电力市场模式都不尽相同，但对电力市场的基本原则是有一些重要共识的。首先，政策制定者认可市场应该保障电力系统高效运行，引导发电设备和其他资源的理性投资和合理淘汰，为业主提供合理的补偿。此外，市场作为一项工具，应该用以实现政府的政策目标，包括高效，减排和可靠性目标。  我们认为有三个市场准则，与中国电力行业市场化改革工作方向相一致：  以小时和分钟为单位，高效、灵活地运行（调度）现有资源。  对发电厂进行合理支付和补偿，以支持高效和灵活运行。  传递正确的价格信号，引导投资合理化，淘汰过剩产能，支持能源发展与减排的政策目标。  落实这些准则可促进可再生能源并网，最小化系统成本及排放，以及保持系统稳定性。在中国和全球范围内，单靠市场无法解决这些挑战，必须与电力行业规划紧密协调一致。  电力规划  电力行业规划的制定和施行，是确保电力项目投资具有成本效益和环境可持续的基础。当前中国电力行业最主要的挑战，是如何使电力部门摆脱以满足快速增长的电力需求为主要考虑因素的传统模式，转而采用充分权衡利弊和多重目标的新型模式，包括结合中国的可再生能源、环境质量、价格水平和可靠性等目标。… View Summary +

中国正在建立可再生能源电力配额制度。国际上可再生能源配额设计的经验可以给中国提供一些参考，比如美国许多州所使用的可再生能源配额制（Renewable Portfolio Standard，简称RPS）。 在中国建立可再生能源电力配额制度时，可以考虑许多类别的设计问题，例如配额比例是基于发电装机容量还是电量？有哪些监管点？如何处理履约灵活性以及与碳政策的相互配合？最近这篇报告 “可再生能源配额制设计备选方案概览 （基于美国经验）”，梳理了美国设计其RPS的主要原则和方案，可以为中国提供一些借鉴和参考，其中包括： 过渡时期要小心：新的可再生能源配额制度设计起来不容易，需要确保中国目前成功的可再生能源政策不被中断。中国在可再生能源开发领域处于世界领先地位，在设计可再生能源配额时，应该注意使其与现有政策相一致，以起到进一步促进中国可再生能源繁荣发展的作用。同时，中国电力市场的持续转型使得可再生能源配额的政策设计更加棘手，应该格外小心，确保当前政策环境的平稳过渡。 明确目标，设计相应的RPS政策，但不要指望RPS可以解决所有问题。设计有效的RPS，关键第一步是明确想要达到的目标。RPS可以根据特定目标进行量身定制，解决一些问题，但是，RPS政策无法实现所有目标。比如，RPS 通常不能解决可再生能源面临的并网挑战; 也不能消除可再生能源的任何“高于市场”成本。… View Summary +

今年2月，美国联邦能源监管委员会(FERC)为确保储能资源能够参与到“ISO/RTO”的批发电力市场竞争中，颁布了具有历史性意义的一部法规。ISO/RTO市场与中国几个省内正在进行试点工作的现货市场具有很大相似性。ISO/RTO是负责监管市场的独立机构，起到了系统运营商（在中国，被称为“调度中心”）的角色，并且管理着输电系统，确保它面向市场的所有买卖双方公平开放。电力公司通常是输电资产的拥有者，他们将输电资产的运营交由ISO/RTO负责。 这项法规将会有助于拓宽公平参与ISO/RTO市场竞争的范围，以便储能—不久后还会有其他分布式资源—将可以直接与传统的资源（比如燃煤和燃气发电厂）直接竞争。法规要求每一个ISO/RTO在接下来的9个月内（年底前）完成和FERC的合规上报，合规将概括出为了促进储能资源参与市场，关于市场规则和电价应作出的变动，包括配电网甚至是终端用户中的小型储能（“电表后面”）。今年后半年，FERC在考虑如何处理负荷集成整合和其他棘手问题后，将会更进一步的考虑分布式能源资源。 总的来说，这项法规体现了非常积极的发展趋势，其中有几点重要的地方，可以为中国正在进行的现货市场设计和实施起到借鉴作用： 尽管第一批ISO/RTO市场的实施开始于90年代后期和2000年初期，但ISO/RTO官员和利益相关方从未间断过的检验市场状况，并根据电力行业技术和环境的演变（比如波动性可再生能源并网和新型储能技术带来的挑战）而考虑作出改变。市场设计的工作没有终点。 这项规则要求每一个ISO/RTO 修改它们的电价规则和市场规则以考虑到储能具体特征。尤其是，规则提出了13个“储能资源的物理和运行特征”，包括与充电状态，充电时间，充电/放电限制，运行时间，充电/放电爬坡率等相关的特性。简单的说，ISO/RTO将必须规划和优化他们的调度系统，以便有更实际的利用储能资源的能力。这将提高市场和电网的物理运营的有效性。 这项规则的核心是FERC对消除储能资源参与市场的障碍，以及允许储能资源根据自身资源的全部技术容量来竞争出售所有电力系统服务（能源、各种辅助服务和容量市场）的决心。很明显，FERC意识到了储能可以提供有价值的服务的范围。在官方发布会上，FERC的成员认为，“储能作为买家和卖家参与到能源市场上来，可以缓解由于用电高峰时调峰、减少用电低谷时过度发电所给系统带来的压力……储电资源也可以很好的提供调频和爬坡等服务，这对调节系统频率和帮助避免意外事故是第一个对策。” 储能更多的参与到ISO/RTO市场中可带来的其他利益，包括避免容量费用，降低高峰电价，减少化石燃料机组的循环，管理净负荷爬坡，最小化发电机组启动和关停成本，吸纳过度发电。 这项法规的另一个关键原则是指出了以成本最小化来调度所有可获得资源的重要性。法规指出如果没有公平的让储能和其他资源参与市场中，“会降低ISO/RTO 市场的效率，潜在引导ISO/RTO调度更昂贵的资源来满足系统所需 ”。 ISO/RTO市场中对储能的现有障碍包括较高的最低功率限制，对集中储能资产的限制，以及禁锢了储能参与性的服务容量市场的严格要求。 新规则要求必须允许100kW的小型储能资源可以单独的参与所有市场（诸如电量，容量，辅助服务市场）。从ISO/RTO购买电量充电的储能公司，应支付批发节点边际电价。 小于100 kW的储能资源应可以通过负荷集成商参与市场—尽管FERC延迟了对一项提案的判定，这项提案建议推动资源综合集成模式应用和发展，并在ISO/RTO市场中开放更多的市场参与范围至一个更宽泛的资源范围，包括分布式太阳能。 与FERC以往的流程一致，这项规则草案于2016年11月起向公众征询意见。FERC在2月发布的正式规则里包含了各项考虑以及对各类利益相关方（如储能开发商，消费者群体，电力公司，传统发电资产所有者）建议的回复。FERC会在4月的公共技术论坛上进一步考虑分布式能源资源。 综上所述，随着中国试点省份对现货市场设计的快速进展，我们认为有必要介绍美国和其他国家正在审视和更新他们现有的市场模式，以应对波动性可再生能源并网所带来的挑战，以及为所有资源提供公平的竞争环境。新兴的储能技术可以提供灵活性服务，这将会为市场带来宝贵资源。但是市场应该设计得实现对这些能力和服务价值的认可、体现和鼓励。中国正在构建的现货市场有机会直接跨越美国或其他地区的过时模式，从初步阶段就直接引进和实施这些与时俱进的新设计元素。 The blog is also available for English.  … View Summary +

2017年底国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》  (发改能源[2017]1901号)，为就近利用分布式能源资源迈出了新的一步。这一通知规定了分布式发电交易模式和组织形式，并对其中关键问题，如“过网费”、相关补贴和可再生能源配额和节能减排权益等做出了具体的说明。有分析认为新出台的市场化交易政策可以大幅提高分布式发电的收益，同时降低大工业用户以及工商业用户的用电成本，从而推动分布式光伏发电在售电侧的平价上网。睿博能源智库最近就分布式发电市场化举措，也做出了评论。 分布式发电的补偿机制也是国际上关注的热点，如何设计补偿机制来更好地支持分布式发电，特别是扩大分布式发电对于所有利益相关方的价值，是一个值得探究的问题。最近，睿博能源智库和美国国家可再生能源实验室（NREL）联合发表了一篇关于并网分布式发电补偿机制入门的研究，对其中的一些关键设计要素：1）电表计量和记账安排，2）分布式发电上网电价制定，以及3）终端销售电价，进行了分析和讨论。本篇文章基于以上国际经验，对重点内容进行了总结，且将继续这一话题的进一步探讨。 分布式发电补偿机制的重要性 无论是自发自用余量上网，还是在全额上网情况下，补偿机制直接影响了分布式发电所有者的收入。从系统的角度而言，分布式发电如果自发自用可能会导致电网（以及增量配电网）公司售电量的减少，同时也可能增加或者减少电网对基础设施的投资，因此对于非分布式发电的用户来说，它的影响最终取决于分布式发电对系统带来的综合成本和收益。一个精心设计的补偿机制可以趋利避害，充分体现分布式发电对电网公司、分布式发电所有者，以及非分布式所有用户的价值。 对于分布式发电所有者来说，分布式发电在选定的补偿机制下的收益和成本是相对容易预测和计算的。然而，对于电网或者其他电力用户来说，分布式发电所能避免的和新增的成本相对更难定量化，因此如果对分布式发电过度补偿，可能会带来非分布式用户用电成本的升高；反之，如果对分布式发电补偿不够，则分布式发电的投资成本不能合理地转嫁给其他用户，而抑制分布式发电的发展。 电表计量和记账安排的形式 各国对于分布式发电在电表计量和记账安排上有多种不同的形式，这里我们认为主要可以归纳为三种，即净电表、全额上网、净记账。 净电表机制(net energy metering )，允许分布式发电用户电表在发电量大于用电量时反转，从而抵消他们的净用电量。在一个记账周期（如一个月），分布式发电用户只需要支付净用电量（即总用电量减去分布式发电量）。一些情况下，多余的分布式发电额度甚至可以“存储”，用于抵消下一个记账周期的实际用电量。在一定量记账周期结束后（如一年），一种可能是多余的分布式发电额度可能会失效，即失去价值，另一种可能是购电方以一定的价格（介于0与终端销售电价之间）对其净发电量进行补偿。 全额上网(buy all-sell all)，在这一模式下，电网按照单独的上网电价对所有的分布式发电进行收购，通常通过签订长期合同来实现。不同于自发自用，这些分布式用户仍然需要以终端销售电价从电网购电来满足自己全部的用电量。事实上，分布式上网电价的设计除了固定上网电价，也可以更动态的（如分时电价）甚至是引入电力市场价格。 净记账(net billing)，这种机制也允许分布式用户自发自用，并将余电上网。在这一模式下与净电表机制类似，但是净记账不允许分布式发电额度在一个记账周期内存储和抵消未来的用电量—而是将净发电量进行实时计量并按事先确定的上网电价进行补偿。和全额上网的模式一样，净记账通常有单独的两块电表分别实时计量净用电量和净发电量，并在一个记账周期后，分别核算。 这三种方式，为相关方带来了许多益处，但同时也存在一些挑战（如下表）。 中国目前对于分布式光伏主要采取的是第二种和第三种电表计量和记账方式，并对分布式光伏发电上网电价在这两种模式下分别做出了明确的规定。下一步应该讨论： 如何在不同的模式下，基于分布式光伏对电网（社会）的收益和成本，更合理地设定分布式发电上网电价，从而反映出光伏的真实价值。例如，从现有的固定分布式上网电价的基础上，结合未来电力批发市场情况（例如，不同时间地点）对分布式光伏上网电价做出调整，以最优化分布式发电的布局和发展。 如何更好地设定分布式发电的“电网费”，使得分布式发电对输配电网的成本或者分布式发电从输配电网获得的收益与之相关联，以便更准确地反映分布式发电与电网之间的关系。例如，中国最近对采取市场化交易方式的分布式发电的“过网费”进行了规定，如何细化这一收费标准来匹配分布式发电对电网的成本，以及如何确定自发自用模式下分布式用户的电网收费标准需要更进一步的探索。 在分布式发电规模不断扩大之后，应该如何制定分布式发电的并网和运行规则以满足系统安全和调度的需要。例如，并网规则是否应该要求分布式光伏发电装置使用智能逆变器，以及如何补偿分布式发电对系统提供的辅助服务等问题还有待研究。… View Summary +