联网的太阳能发电+电池储能系统将如何与传统电力服务竞争？论其重要性及未来发展路径

报告执行摘要

在Greentech Media 12月份发布的最新清洁技术2014年度时髦用语清单上，“脱离大电网” 一词被列入其中。我们机构于2014年2月份发表的《脱离大电网的经济效益》报告就是这一名词来源的核心文章。我们发现，在未来的几年或几十年里，而且肯定是在传统发电领域新的投资项目的经济寿命期内，大量的居民用户和商业用户会发现脱离他们所依赖的电力公司和电网，使用太阳能发电+电池储能系统为自己供电具有经济效益。这一分析结果预示着未来用户将面临两种选择：一种为可以采用脱离大电网的、具有成本效益的自发电模式；一种为可以选择用电完全来自电网的传统模式。

尽管新型的用户模式具有重大的意义，但实际选择脱离大电网的用户数量可能会很少。更有可能发生的情景是用户投资建立太阳能发电+电池储能系统，但仍与电网保持联通。由于此系统仍将获得电网设施的支持，因而可以更好地优化规模，使该系统的规模更小，价格更低，会更早地给更多的用户带来经济效益，而且会被更快地采用。本报告关注的更为具体的问题是，随着时间推移，系统组织结构和经济效益会如何发展，以及系统用户、负荷以及收入的大小。

具体分析

在这份研究报告中，我们尤其想回答如下两个核心问题：

• 最低成本的经济效益：当联网的用户有权在a) 完全依赖电网；b) 完全依赖太阳能发电+电池储能系统；和c) 部分用电来自电网，部分来自太阳能发电和电池储能系统，这三种模式中做出选择，在为用户带来最低成本的经济效益的前提下，这一配置将随着时间推移有哪些变化？随着时间推移，为了满足用户的负荷需求，电网和自供电力的相对比重应当发生怎样的变化？

• 影响：对电力公司、第三方太阳能发电设施和电池供应商、融资方/投资方、用户以及其它电力系统利益相关方有哪些影响？另外，联网的太阳能发电+电池储能系统还会带来哪些机会？我们在能代表不同电力价格水平和太阳能资源强度的五个城市里，对中等消费水平的商业和居民用户直至2050年的经济性进行了分析。我们对仅有电网、电网+太阳能发电、电网+太阳能发电+电池储能系统三种配置情景做了模型分析并预测，确定随着时间推移最具成本效益的选项（基于等效能源的系统平准化度电成本）。我们也研究了在最优成本效益的选项下，电网供电和自供电模式占比将会有怎样的变化。对于太阳能发电设施及太阳能发电+电池储能系统的配置，我们的模型分析是以自我消费为主，无电量输出补偿的系统（即在电表后端进行优化）。尽管在多数地区已有通过电费积分或直接支付（例如，净电量计量、上网电价补贴、可避免的燃料成本补偿等形式）对电量输出进行补偿，而且会提高本文所述的经济效益，然而为了理解在最极端情况下的经济影响，我们对输出电量做了保守假设，即没有电费积分或直接补偿。

分析结果

我们的分析有几项重大发现：太阳能发电+电池储能系统能快速地实现成本效益。从用户的角度看，经济性最优的系统配置将随着时间推移而产生变化，短期来看是仅依赖电网的模式，逐渐会发展成为电网+太阳能发电的模式，长期来看最优的系统将是电网+太阳能发电+电池储能系统模式。与我们在《脱离大电网的经济效益》报告中利用模型分析的无电网太阳能发电+电池储能系统实现经济性平价的日期相比，本报告中的联网系统实现经济效益的时间会提前很多，而且电力公司将在其主要资产的经济年限及成本回收期之内，损失大量用电负荷。仅依赖太阳能发电设施的系统容量较小，今天已经在我们分析的五个地区中的三个地区实现了经济效益，十年之内会在所有地区实现经济效益。新用户将发现，太阳能发电+电池储能系统的配置在未来10至15年内会在上述五个地区中的三个地区实现经济效益。

太阳能光伏发电设施替代电网为用户供应大部分电力

随着时间推移，电网、太阳能发电及太阳能发电+电池储能系统的供电相对比重会有所变化。最初，用户的电力需求中绝大多数由电网提供。但随着时间的推移，随着电网的零售电力价格上涨，太阳能发电和电池的成本下降，用户理智地减少他们从电网购买的电量，直至电网成为备用选择。与此同时，太阳能发电+电池储能系统最终为用户提供绝大部分电力。例如，在纽约州韦斯切斯特，我们的分析结果表明，电网对商业用户的贡献率将从今天的100%降至2030年左右的25%，并在2050年降至低于5%。反过来，太阳能光伏发电设施的贡献则显著增长，以弥补供电缺口。

在现有的费率结构和商业模式下，可能发生的大规模负荷脱网将影响电网投资的收入

2010年至2030年间，电网将需要金额高达2万亿美元的投资，或者说每年投资金额达1000亿美元。目前，这些投资将通过销售电量获得的收入收回。如果支持该投资的销售电量收入中的一小部分流失掉的话，系统的经济效益都会受到很大的影响。值得注意的是，我们的分析显示，联网的太阳能发电+电池储能系统将给大量用户带来经济效益，而且这一系统将会向越来越多的用户供应电力。假设用户根据最佳经济性而选择电力供应方式，则可能发生大规模的用户负荷脱网。例如，在美国东北部，到15年之后的2030年，对电量销售的最大侵蚀可能是：

净电能计量（NEM）这项政策颇受争议，但也在市场上普遍实施。这一政策在美国成功地推动了分布式太阳能光伏发电的发展。有些人认为它加快了电网的负荷流失（太阳能发电净计量用户快速而有效地将电网的净电量购买量降为零），而且他们认为取消净计量能保留电网负荷。根据分析结果，我们认为取消净电能计量仅能延缓负荷流失的速度，但仍无法避免最终大量流失的结果。即使没有净电能计量，联网的太阳能发电+电池储能“解决”问题。与我们的“有”和“没有”净电能计量的情景类似，居民用户固定收费可能会改变（例如，延缓）联网的太阳能发电设施和太阳能发电+电池储能系统的经济效益，但是不会改变最终负荷脱网的结果。相反，用户可能会等待至经济效益和其它因素达到一定临界点，然后直接从依赖电网“跃升”至脱离电网的太阳能发电+电池储能系统，从而获得经济效益的电力服务。

用户通过投资联网的太阳能发电设施和太阳能发电+电池储能系统，可以获得最低成本的电力服务，从而有效地控制用电成本。无论今后零售电力价格多高，联网的太阳能发电设施和太阳能发电+电池储能系统的平准化成本都将保持稳定，从而使得用户的电费保持在或低于“尖峰电价”水平，在有些情况下，将大幅节省他们每个月的电费。在我们分析的几个地区里，无论今后电网提供的零售电力价格有多高，商业用户的尖峰电价将稳定在每千瓦时0.10至0.30美元，居民用户稳定在0.20至0.35美元。例如，根据预测，纽约州韦斯切斯特县中等消费水平的居民用户2030年使用大电网的平均月度电费将达357美元，而通过安装太阳能发电+电池储能系统，月度尖峰电费则为268美元。（由于输电、配电维护和集中式发电而产生的电网成本，以及无法或未投资太阳能发电+电池储能系统的电网用户所承担的成本，都是重要的相关问题，但不在本报告的分析范围内。）

影响

尽管我们的分析结果表明，联网的太阳能发电+电池储能系统给电力公司的销售电量带来很大损失，然而这些用户仍然给电力公司提供了一些机会。与我们在《脱离大电网的经济效益》报告中分析的完全脱离电网的系统不同的是，本分析中的用户仍然保持与电网联通，这一情景的假设前提是固定收费和其它零售电力价格费率结构的变化还没有过于繁琐。这意味着，尽管联网的太阳能发电+电池储能系统可能导致大量负荷流失，但该系统仍然可能会向电网提供诸多益处、服务和价值，尤其如果这类价值流因新的费率结构、商业模式以及监管框架而能够货币化，将更能体现这一系统对电网的益处。

这对不同电力系统市场参与者和其它利益相关方的影响将是巨大的，以下几点需要注意：

• 对投资太阳能发电+电池储能系统的用户而言，有选择权是件好事。我们的分析结果表明，投资智能太阳能发电+电池储能系统可以有助于用户保持在稳定的尖峰电价水平，从而不会因为电网供应的电力价格上涨而受影响。与此同时，传统的电网用户和完全脱离电网的用户分别会由于零售电价上涨和独立太阳能发电+电池储能系统的高成本而面临更高的电价水平。

• 对配电网运营方（例如仅有配电线的电力公司）而言，分布式太阳能发电设施和电池储能系统的出现是个利好消息：拥有太阳能发电+电池储能系统的用户能够向配电网提供诸多价值，包括延缓配电系统升级、缓解配电系统堵塞，以及提供辅助服务。然而想要从这些机会中获利，需要引入新的定价、监管和商业模式，并发展成熟。

• 对集中式发电和输电设备的业主和运营方（如独立电力生产商和商业电厂）而言，我们的分析结果可能是坏消息。根据我们的预测，太阳能发电+电池储能系统将加快集中式发电电量销售的衰减，降低电力市场用电高峰时期的电价峰值，而且还会侵蚀辅助服务市场，这些因素的直接影响可能是搁浅资产风险。仍处于经济寿命和成本回收期内的现存资产所能服务的负荷将越来越小，这将要求电价上涨到能够收回成本和提供回报的程度。与此同时，处于规划中的资产将没有足够的未来电量需求与预计的装机量及发电量相匹配。

• 对垂直一体化的电力公司而言，这些系统将改变其现有的商业模式，所以必须做出相应调整以便从太阳能发电设施和电池储能系统的扩张中获利。售电收入和销售电量成正比的配电公司（例如还未进行输配电价改革的公司）将可能面临类似挑战。

电力系统正处于发展道路上的一个交叉路口。一条路径是有利于无电量输出的太阳能发电设施以及太阳能发电+电池储能系统的定价结构、商业模式和监管环境。当经济条件和其它条件达到临界点时，这一轨迹的结果将会是大量用户脱离大电网。与此同时，随着搁置电网资产服务的负荷将越来越少，电网供应电价将面临螺旋式上升，这会使得太阳能+储能系统对用户更具吸引力，从而导致剩余的联网用户的电价水平不可避免的进一步升高，形成恶性循环。这些联网用户包括低收入和固定收入的用户，他们将承担因零售电力定价上涨而带来的比例失调的负担。在这一情景下，电网和用户侧资源都面临过度建造但利用程度过低的问题，使得电表两端的资金过剩。另一条路径则会建立相应的定价结构、商业模式和监管环境，使得太阳能发电设施和电池储能系统等分布式能源，（及其内在收益和成本）都被恰当地视为整合后的电网的有机组成部分。太阳能发电设施和电池储能系统能潜在地降低整个系统的成本，同时对未来建立可靠的、弹性的、支付得起的低碳电网做出贡献，在这个电网系统里，用户有权选择。在这一情景下，电网和用户侧资源作为整合的电网的有机组成部分相辅相成，资金和实体资产的运用效率更高。

这两条路径并非一成不变，其边界之内有调整的空间。但是我们今天的决策，就将引领我们进入某一个轨道，随后再想做大方向的改变将会面临更多困难。这样的决定影响将会十分深远，但留给我们做决定的时间已并不多，且有些地区比其它地区时间更加紧迫。

政策窗口时间框架的三个市场阶段：

• 第一阶段：实验的机会

在第一阶段，电网向用户提供电力服务的最低价选项。太阳能发电+电池储能系统的成本相对较高，因此先期用户和技术提供方将会系统进行实验，主要旨在获取系统的附加价值（如可靠性）。这个阶段使得电力公司和监管方有时间去考虑如何最佳地捕捉到联网太阳能发电+电池储能系统提供的机会。

• 第二阶段：整合的机会

在第二阶段，与电网供电相比，太阳能发电+电池储能系统更具经济效益。用户采用容量越大，则经济效益越高，对系统来说，这是创造并在个体用户与电网之间分享价值的理想时间。

• 第三阶段：协调的机会

在第三阶段，零售电力定价大幅上升，而太阳能发电+电池储能系统的费用大幅下降，后者可以时间经济有效地为用户的所有需求负荷提供服务，因此脱离大电网开始成为可行的选择。这些经济效益现状将促使电力公司和监管方加快适应这一新的市场环境。电力行业需在下列三个方面尽快行动：

• 优化定价和费率结构：今天的费率结构对于二十一世纪的电网需求来说过于简单。广义上讲，定价需要沿着以下三条关键路径发展：
  • 分地点，允许在电网拥堵时将电价提高一些，或对这一时期不用电的用户给予一些奖励。
  • 分时间，允许分时电价和实时定价的政策持续发展
  • 依据属性划分，将电量、容量、辅助服务和其它服务组成部分分开

• 新的商业模式：目前的商业模式需要从旧的集中式发电和单向电网利用（即从发电机组至用户的单向电子流动）的模式发展成新兴的更具经济效益的分布式能源资源模式，如太阳能发电设施和电池储能系统（即联网的用户，加上电表后端的分布式能源资源，以及一条电表计量的电子、服务及价值的双向流动）。考虑太阳能发电设施和电池储能系统，以及范围更广的分布式能源资源技术在近期和当前带来的机会，创建一个可持续的、长期的分布式能源资源市场，需要协调电力公司、分布式能源资源公司、技术提供方和用户之间的利益。而协调各方利益就要求电表两端方认可并分享分布式能源资源的价值。

• 新的监管模式：监管改革将对电力系统有效地吸纳新的用户端技术，如太阳能发电设施+电池储能系统作为资源融入电网至关重要。为了有效地引导太阳能发电+电池储能系统的应用以及广泛意义上采用分布式能源资源，改革需要保证以下三项关键成果：1）保持和提高用户公平、平等地利用分布式能源资源；2）认可、量化以及恰当地使分布式能源资源，如太阳能发电设施和电池储能系统创造的利益和产生的费用货币化；3）坚持公平地对待所有用户，包括那些未投资分布式能源资源，仍然依赖传统电网的用户。