摘要：電動汽車充電業務在飛速發展的同時，也面臨著盈利模式單一、投資回收慢等問題，不利於行業的持續發展。從降低運營成本的角度出發，探討了充電設施用電需求參與大用戶直接交易以及消納風電、光伏等新能源富餘電力的可行性，提出了將充電設施用電需求打捆、參與大用戶直接交易的路徑與模式，並在此基礎上對參與交易後的盈利空間進行了簡單估算。該模式的應用，將顯著降低電動汽車用電成本，有效促進新能源消納利用，實現新能源產業與電動汽車產業的協同發展。
引言
在國家政策的扶持和電動汽車快速發展的帶動下，社會資本爭相湧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，當前充電設施運營模式還比較單一，收入幾乎全部來源於充電服務費，充電設施盈利能力差、回收週期長。在此情況下，部分充電設施運營商提出“以車養樁”、“以光養樁”等概念，通過將充電設施運營與其他經營業態相聯繫，創新商業模式[1-3]，尋找新的盈利增長點，促進整個產業的持續發展和良性發展。
充電設施建成後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電企業直接交易。從已經開展的交易情況看，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，促進風電、光伏等新能源消納。
1 直接交易現狀
1.1 電力交易機構
目前，國家電網公司、南方電網公司分別牽頭組建了北京、廣州2個全國性的區域電力交易機構，京津唐組建了全國第1個局部範圍內的區域電力交易機構，河北、山東、江蘇、重慶等各個省(區、市)也已分別組建了省(區、市)級電力交易機構。
1.2 電力市場主體及交易方式
電力市場主體包括各類發電企業、供電企業、售電企業和電力用戶等。參與跨省跨區交易時，可在任何一方所在地交易平臺參與交易，也可委託第三方代理。當前電網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和組織的“點對點”交易，交易頻次以年度為主[4]。經過多年探索，“多買方-多賣方”的集中交易模式目前已經比較普遍，在交易頻次上也從年度交易擴展到了日前交易。
1.3 電力直接交易現狀
隨著電力體制改革的推進，參與直接交易的電力電量不斷增加，逐步實現了更大範圍內的能源資源優化配置。根據國家能源局官網相關數據，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)，減輕企業用電成本約500億元;預計2017年交易規模預計同比增長50%，平均降價約5分/(kW˙h)，新增降價金額200億元[5]。
2 大用戶准入條件分析
大用戶參與直接交易通常需滿足以下條件：(1)電力用戶應當是具有法人資格、財務獨立核算、財務和信用狀況良好的經濟實體;(2)應當符合《產業結構調整指導目錄》等國家產業政策及環保政策;(3)年度用電量或新增用電量應當達到一定規模。
電動汽車及其服務行業是國家政策支持的戰略型新興產業，完全符合國家產業政策及環保政策。同時，市場內也不乏資金雄厚、財務狀況良好的充電設施運營商。
根據國家電網公司不完全統計，2016年經營區域內充電設施用電量累計達到11.35億kW˙h，從整體用電規模上看，完全滿足大用戶交易的准入條件。按照以往大用戶交易中採用的年用電量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，各省市充電設施用電量進一步增加，更多省市將滿足大用戶直接交易條件。
根據國網電動汽車公司測算，從2017年到2020年，接入國家電網公司車聯網平臺的充電設施年用電量將從3.9億kW˙h增至69億kW˙h，年複合增長率約為160%，如圖2所示。可見，無論是考慮用電量還是新增用電量，充電設施用電需求滿足大用戶准入條件都不成問題。
3 新能源參與直接交易分析
從發電側來看，綜合考慮環保要求與能耗標準，國家優先開放低碳發電企業參與直接交易[6]，風電、光伏等新能源無疑符合這一政策。同時，由於風電、光伏利用小時數不高，特別是西北5省棄風、棄光嚴重，風電、光伏等新能源發電企業對於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發電企業參與交易的競爭力[7-9]。根據SolarZoom網上數據，在當前國家補貼力度下，新能源發電的邊際成本接近0，比火電有明顯的優勢，具體如表1所示。
由於電動汽車用電負荷與風電、光伏等新能源發電基地在空間分佈上並不完全一致，需要考慮跨區域輸送的成本。目前大區電網內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進行電力輸送的成本約為0.10元/(kW˙h)，即使考慮跨省跨區輸送成本，異地新能源在邊際成本上仍然較火電有著一定的優勢，如表2所示。由此可見，充電設施用電需求參與大用戶直接交易，對於新能源富餘電力的消納也有著積極的意義。
4 交易路徑與模式設計
4.1 路徑設計
綜上分析，充電設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。
(1)明確交易主體。充電設施運營商或充電服務提供商均可作為交易主體參與交易。對於規模較大的充電設施運營商來說，具有市場佔有率高、自營充電設施多、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。一般的充電設施運營商或分散式小微商戶可以委託規模較大的運營商做代理商參與交易。對於充電服務提供商而言，可以發揮其充電服務平臺專業化運營、接入充電設施多、技術水平高及公信力強的特點，接受充電設施運營商或分散式小微商戶的委託，參與大用戶直接交易。
(2)約定交易事項。對用電量達到一定規模的充電設施運營商，代理商可與其通過協商，單獨簽訂大用戶直接交易的委託代理協議，明確雙方的權利義務和委託交易範圍，並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平臺上提供標準的協議文本，實現線上委託。
(3)參與直接交易。代理商通過充電服務平臺，統計所代理充電設施的歷史數據，結合委託商的用電量預測及各地電動汽車增長趨勢，科學預測用電需求，並根據電力市場實際情況選擇恰當的交易平臺，設計合理的交易方案，為所代理充電設施購得更為經濟的電力，並結算取得收益。
當交易中出現電量偏差時，可將餘缺電量滾動至下一週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行調節。具體根據所選擇電力市場的實際情況而定。
隨著通信技術及物聯網技術的快速發展，各充電服務平臺已開始逐步拓展增值服務。以國家電網公司車聯網平臺為例，目前已經從單一的樁聯網逐步過渡到車樁聯網，開發了相關的充電設施委託運維等增值服務功能，並正在探索與智能電網的互聯。無論是集中式充電站還是分散式小微商戶，未來都可通過車聯網平臺對充電設施的智能管理實現自動計量統計、代理交易等功能。
4.2 模式設計
根據用電需求打捆方式和所選擇的電力交易平臺，充電設施用電需求參與大用戶直接交易模式可作如下設計。
模式1。將不同省市、不同落點的用電需求綜合打捆，統一在北京、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、落點區域等因素，將用電需求按區域或按省打捆，在相應區域或省級電力交易平臺上開展電力交易。
模式1的優點是操作較為簡單，且在全國範圍內參與競爭的發電企業多，統一打捆的議價能力強;缺點是可能受限於輸配電價的核定和外送通道的容量，並有可能導致相關利益調整。
模式2的優點是操作靈活，可能遇到的電價問題和網絡約束少;缺點是議價能力弱，用電價格可能受到區域內或省內少數市場主體的影響。
5 盈利分析及預測
充綠色電、促進新能源消納是充電設施用電需求參與直接交易的出發點，考慮到送端西北地區是新能源基地且存在普遍的棄風棄光情況、受端山東省是新能源汽車重點發展區的典型性，本文選取銀東直流作為測算案例，對充電設施用電需求參與大用戶直接交易後的用電成本及盈利空間進行粗略分析。
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(上網電價);(2)輸配電價(含輸配電損耗);(3)政府性基金。
假設銀東直流送端風電、光伏等新能源直接交易價格為當前煤電的邊際成本0.155 0元/(kW˙h)，考慮輸配電價和政府性基金因素，陝西、甘肅、寧夏、青海等4省區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)。
根據國家電網公司車聯網平臺統計數據以及“十三五”規劃預測數據，2020年平臺充電量將達到69億kW˙h，若充電設施用電需求全部參與直接交易，按此粗略估算將節省充電電費約7億元，如圖3所示。
將來條件成熟時，充電設施還可實現與電網的雙向互動，由充電服務平臺引導電動汽車在電價低谷時充電、高峰時售電，賺取峰谷價差，並參與調頻、調峰、備用等電網輔助服務[11]，進一步拓展盈利空間。
6 結語
隨著電力市場體制機制的不斷完善和創新，充電基礎設施、物聯網及智能電網技術的快速發展，充電設施用電需求參與大用戶直接交易將逐漸成為現實。通過充電設施用電需求參與大用戶直接交易，能夠有效降低用電成本，提升企業的盈利能力，保障產業持續發展，同時也能在一定程度上提高風電、光伏發電的利用小時數，實現新能源發電與電動汽車產業的協同發展。
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