摘要：電動汽車充電業(yè)務(wù)在飛速發(fā)展的同時，也面臨著盈利模式單一、投資回收慢等問題，不利于行業(yè)的持續(xù)發(fā)展。從降低運營成本的角度出發(fā)，探討了充電設(shè)施用電需求參與大用戶直接交易以及消納風(fēng)電、光伏等新能源富余電力的可行性，提出了將充電設(shè)施用電需求打捆、參與大用戶直接交易的路徑與模式，并在此基礎(chǔ)上對參與交易后的盈利空間進(jìn)行了簡單估算。該模式的應(yīng)用，將顯著降低電動汽車用電成本，有效促進(jìn)新能源消納利用，實現(xiàn)新能源產(chǎn)業(yè)與電動汽車產(chǎn)業(yè)的協(xié)同發(fā)展。

引言

在國家政策的扶持和電動汽車快速發(fā)展的帶動下，社會資本爭相涌入電動汽車充電市場。截至2017年年底，全國已建成公共充電樁約21.4萬個，高速公路快充站約1 500座，私人充電樁安裝比例超過80%。

與社會資本競相投入、市場迅速壯大形成鮮明反差的是，當(dāng)前充電設(shè)施運營模式還比較單一，收入幾乎全部來源于充電服務(wù)費，充電設(shè)施盈利能力差、回收周期長。在此情況下，部分充電設(shè)施運營商提出“以車養(yǎng)樁”、“以光養(yǎng)樁”等概念，通過將充電設(shè)施運營與其他經(jīng)營業(yè)態(tài)相聯(lián)系，創(chuàng)新商業(yè)模式[1-3]，尋找新的盈利增長點，促進(jìn)整個產(chǎn)業(yè)的持續(xù)發(fā)展和良性發(fā)展。

充電設(shè)施建成后主要運營成本為電力，如能有效降低用電成本，就可顯著增強充電運營商的盈利能力。目前，在國家深化電力改革的大形勢下，各地都在積極探索開展大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易。從已經(jīng)開展的交易情況看，大用戶的用電價格都有不同程度的下降。充電運營商如能以大用戶身份參與電力直接交易，將能有效降低成本，破解充電運營無法盈利的難題，促進(jìn)風(fēng)電、光伏等新能源消納。

1 直接交易現(xiàn)狀

1.1電力交易機構(gòu)

目前，國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司分別牽頭組建了北京、廣州2個全國性的區(qū)域電力交易機構(gòu)，京津唐組建了全國第1個局部范圍內(nèi)的區(qū)域電力交易機構(gòu)，河北、山東、江蘇、重慶等各個省(區(qū)、市)也已分別組建了省(區(qū)、市)級電力交易機構(gòu)。

1.2電力市場主體及交易方式

電力市場主體包括各類發(fā)電企業(yè)、供電企業(yè)、售電企業(yè)和電力用戶等。參與跨省跨區(qū)交易時，可在任何一方所在地交易平臺參與交易，也可委托第三方代理。當(dāng)前電網(wǎng)公司在某種程度上也可視為中小用戶的代理。

大用戶直接交易的主要方式有雙邊協(xié)商、集中撮合和集中競價，交易頻次有年度交易、季度交易、月度交易和日前交易。早期直接交易試點主要為地方政府主導(dǎo)和組織的“點對點”交易，交易頻次以年度為主[4]。經(jīng)過多年探索，“多買方-多賣方”的集中交易模式目前已經(jīng)比較普遍，在交易頻次上也從年度交易擴展到了日前交易。

1.3 電力直接交易現(xiàn)狀

隨著電力體制改革的推進(jìn)，參與直接交易的電力電量不斷增加，逐步實現(xiàn)了更大范圍內(nèi)的能源資源優(yōu)化配置。根據(jù)國家能源局官網(wǎng)相關(guān)數(shù)據(jù)，2016年全國電力直接交易約8 000億kW˙h，電價平均降低6.4分/(kW˙h)，減輕企業(yè)用電成本約500億元;預(yù)計2017年交易規(guī)模預(yù)計同比增長50%，平均降價約5分/(kW˙h)，新增降價金額200億元[5]。

2 大用戶準(zhǔn)入條件分析

大用戶參與直接交易通常需滿足以下條件：(1)電力用戶應(yīng)當(dāng)是具有法人資格、財務(wù)獨立核算、財務(wù)和信用狀況良好的經(jīng)濟實體;(2)應(yīng)當(dāng)符合《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄》等國家產(chǎn)業(yè)政策及環(huán)保政策;(3)年度用電量或新增用電量應(yīng)當(dāng)達(dá)到一定規(guī)模。

電動汽車及其服務(wù)行業(yè)是國家政策支持的戰(zhàn)略型新興產(chǎn)業(yè)，完全符合國家產(chǎn)業(yè)政策及環(huán)保政策。同時，市場內(nèi)也不乏資金雄厚、財務(wù)狀況良好的充電設(shè)施運營商。

根據(jù)國家電網(wǎng)公司不完全統(tǒng)計，2016年經(jīng)營區(qū)域內(nèi)充電設(shè)施用電量累計達(dá)到11.35億kW˙h，從整體用電規(guī)模上看，完全滿足大用戶交易的準(zhǔn)入條件。按照以往大用戶交易中采用的年用電量2 000萬kW˙h的門檻，北京、天津、河北、山西、山東、上海、江蘇、浙江、安徽、福建等10個省市已滿足獨立參與直接交易的條件;若考慮年用電量5 000萬kW˙h的高門檻，也有北京、河北、山西、山東、上海、江蘇、浙江、福建等8個省市滿足條件，如圖1所示。2017年，隨著電動汽車保有量的增加，各省市充電設(shè)施用電量進(jìn)一步增加，更多省市將滿足大用戶直接交易條件。

根據(jù)國網(wǎng)電動汽車公司測算，從2017年到2020年，接入國家電網(wǎng)公司車聯(lián)網(wǎng)平臺的充電設(shè)施年用電量將從3.9億kW˙h增至69億kW˙h，年復(fù)合增長率約為160%，如圖2所示。可見，無論是考慮用電量還是新增用電量，充電設(shè)施用電需求滿足大用戶準(zhǔn)入條件都不成問題。

3 新能源參與直接交易分析

從發(fā)電側(cè)來看，綜合考慮環(huán)保要求與能耗標(biāo)準(zhǔn)，國家優(yōu)先開放低碳發(fā)電企業(yè)參與直接交易[6]，風(fēng)電、光伏等新能源無疑符合這一政策。同時，由于風(fēng)電、光伏利用小時數(shù)不高，特別是西北5省棄風(fēng)、棄光嚴(yán)重，風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電企業(yè)對于參與大用戶直接交易有著較高的熱情。

對各類能源參與直接交易來說，考慮固定成本意義不大，用邊際成本更能體現(xiàn)發(fā)電企業(yè)參與交易的競爭力[7-9]。根據(jù)SolarZoom網(wǎng)上數(shù)據(jù)，在當(dāng)前國家補貼力度下，新能源發(fā)電的邊際成本接近0，比火電有明顯的優(yōu)勢，具體如表1所示。

由于電動汽車用電負(fù)荷與風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電基地在空間分布上并不完全一致，需要考慮跨區(qū)域輸送的成本。目前大區(qū)電網(wǎng)內(nèi)跨省市電力輸送成本約為0.05元/(kW˙h)，而利用特高壓直流等通道跨大區(qū)進(jìn)行電力輸送的成本約為0.10元/(kW˙h)，即使考慮跨省跨區(qū)輸送成本，異地新能源在邊際成本上仍然較火電有著一定的優(yōu)勢，如表2所示。由此可見，充電設(shè)施用電需求參與大用戶直接交易，對于新能源富余電力的消納也有著積極的意義。

4 交易路徑與模式設(shè)計

4.1 路徑設(shè)計

綜上分析，充電設(shè)施用電需求參與大用戶直接交易無疑是可行的，可通過以下3個步驟實現(xiàn)。

(1)明確交易主體。充電設(shè)施運營商或充電服務(wù)提供商均可作為交易主體參與交易。對于規(guī)模較大的充電設(shè)施運營商來說，具有市場占有率高、自營充電設(shè)施多、議價能力強等特點，可作為獨立大用戶或代理商參與大用戶直接交易。一般的充電設(shè)施運營商或分散式小微商戶可以委托規(guī)模較大的運營商做代理商參與交易。對于充電服務(wù)提供商而言，可以發(fā)揮其充電服務(wù)平臺專業(yè)化運營、接入充電設(shè)施多、技術(shù)水平高及公信力強的特點，接受充電設(shè)施運營商或分散式小微商戶的委托，參與大用戶直接交易。

(2)約定交易事項。對用電量達(dá)到一定規(guī)模的充電設(shè)施運營商，代理商可與其通過協(xié)商，單獨簽訂大用戶直接交易的委托代理協(xié)議，明確雙方的權(quán)利義務(wù)和委托交易范圍，并約定因用電成本下降所帶來盈利的分成比例。對分散式小微商戶，代理商可在充電服務(wù)平臺上提供標(biāo)準(zhǔn)的協(xié)議文本，實現(xiàn)線上委托。

(3)參與直接交易。代理商通過充電服務(wù)平臺，統(tǒng)計所代理充電設(shè)施的歷史數(shù)據(jù)，結(jié)合委托商的用電量預(yù)測及各地電動汽車增長趨勢，科學(xué)預(yù)測用電需求，并根據(jù)電力市場實際情況選擇恰當(dāng)?shù)慕灰灼脚_，設(shè)計合理的交易方案，為所代理充電設(shè)施購得更為經(jīng)濟的電力，并結(jié)算取得收益。

當(dāng)交易中出現(xiàn)電量偏差時，可將余缺電量滾動至下一周期直接交易合同的分解計劃中，保證直接交易合同的總電量保持不變或通過實時市場買賣電量進(jìn)行調(diào)節(jié)。具體根據(jù)所選擇電力市場的實際情況而定。

隨著通信技術(shù)及物聯(lián)網(wǎng)技術(shù)的快速發(fā)展，各充電服務(wù)平臺已開始逐步拓展增值服務(wù)。以國家電網(wǎng)公司車聯(lián)網(wǎng)平臺為例，目前已經(jīng)從單一的樁聯(lián)網(wǎng)逐步過渡到車樁聯(lián)網(wǎng)，開發(fā)了相關(guān)的充電設(shè)施委托運維等增值服務(wù)功能，并正在探索與智能電網(wǎng)的互聯(lián)。無論是集中式充電站還是分散式小微商戶，未來都可通過車聯(lián)網(wǎng)平臺對充電設(shè)施的智能管理實現(xiàn)自動計量統(tǒng)計、代理交易等功能。

4.2 模式設(shè)計

根據(jù)用電需求打捆方式和所選擇的電力交易平臺，充電設(shè)施用電需求參與大用戶直接交易模式可作如下設(shè)計。

模式1。將不同省市、不同落點的用電需求綜合打捆，統(tǒng)一在北京、廣州等全國性的電力交易平臺組織年度交易[10]。

模式2。考慮電力來源、外送通道、落點區(qū)域等因素，將用電需求按區(qū)域或按省打捆，在相應(yīng)區(qū)域或省級電力交易平臺上開展電力交易。

模式1的優(yōu)點是操作較為簡單，且在全國范圍內(nèi)參與競爭的發(fā)電企業(yè)多，統(tǒng)一打捆的議價能力強;缺點是可能受限于輸配電價的核定和外送通道的容量，并有可能導(dǎo)致相關(guān)利益調(diào)整。

模式2的優(yōu)點是操作靈活，可能遇到的電價問題和網(wǎng)絡(luò)約束少;缺點是議價能力弱，用電價格可能受到區(qū)域內(nèi)或省內(nèi)少數(shù)市場主體的影響。

5 盈利分析及預(yù)測

充綠色電、促進(jìn)新能源消納是充電設(shè)施用電需求參與直接交易的出發(fā)點，考慮到送端西北地區(qū)是新能源基地且存在普遍的棄風(fēng)棄光情況、受端山東省是新能源汽車重點發(fā)展區(qū)的典型性，本文選取銀東直流作為測算案例，對充電設(shè)施用電需求參與大用戶直接交易后的用電成本及盈利空間進(jìn)行粗略分析。

參與直接交易的用戶電價由3個部分組成。(1)直接交易價格(上網(wǎng)電價);(2)輸配電價(含輸配電損耗);(3)政府性基金。

假設(shè)銀東直流送端風(fēng)電、光伏等新能源直接交易價格為當(dāng)前煤電的邊際成本0.155 0元/(kW˙h)，考慮輸配電價和政府性基金因素，陜西、甘肅、寧夏、青海等4省區(qū)送至山東的電力落地價格約為0.270 0元/(kW˙h)。與目前山東省脫硫煤電價0.372 9元/(kW˙h)相比，存在著約0.100 0元/(kW˙h)的盈利空間。而從已開展交易的實際結(jié)果來看，2016年2月28日—3月1日組織的直接交易，使得山東客戶購電價格平均降低了0.065 0元/(kW˙h)。

根據(jù)國家電網(wǎng)公司車聯(lián)網(wǎng)平臺統(tǒng)計數(shù)據(jù)以及“十三五”規(guī)劃預(yù)測數(shù)據(jù)，2020年平臺充電量將達(dá)到69億kW˙h，若充電設(shè)施用電需求全部參與直接交易，按此粗略估算將節(jié)省充電電費約7億元，如圖3所示。

將來條件成熟時，充電設(shè)施還可實現(xiàn)與電網(wǎng)的雙向互動，由充電服務(wù)平臺引導(dǎo)電動汽車在電價低谷時充電、高峰時售電，賺取峰谷價差，并參與調(diào)頻、調(diào)峰、備用等電網(wǎng)輔助服務(wù)[11]，進(jìn)一步拓展盈利空間。

6 結(jié)語

隨著電力市場體制機制的不斷完善和創(chuàng)新，充電基礎(chǔ)設(shè)施、物聯(lián)網(wǎng)及智能電網(wǎng)技術(shù)的快速發(fā)展，充電設(shè)施用電需求參與大用戶直接交易將逐漸成為現(xiàn)實。通過充電設(shè)施用電需求參與大用戶直接交易，能夠有效降低用電成本，提升企業(yè)的盈利能力，保障產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展，同時也能在一定程度上提高風(fēng)電、光伏發(fā)電的利用小時數(shù)，實現(xiàn)新能源發(fā)電與電動汽車產(chǎn)業(yè)的協(xié)同發(fā)展。

作者：

馮義 , 張寶平 , 劉慧文 , 楊磊

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