曾鸣：售电市场放开下的能源互联网商业模式
来源： 中电新闻网
“售电市场放开是我国能源革命的重要内容，在能源互联网商业模式下，相关主体应当如何把握机遇、规划未来发展方向？”11月12日，华北电力大学教授曾鸣在“2015中国（珠海）智能电网大会暨电力创新论坛”上表示，能源互联网背景下，政府机构面临的新挑战有三方面：一是全新的市场格局，二是错综复杂的市场关系，三是其他未知风险。
就能源互联网的基本概念、能源互联网交易机制和商业模式，以及能源互联网与售电侧放开背景下各主体面临的挑战与对策，曾鸣发表了对清洁能源消纳、能源互联网建设、新电改推进等热点问题的看法：
能源互联网交易机制与主要商业模式
能源互联网商业模式的发展趋势是相对于现状而言的。传统的能源电力行业，省级电力交易中心负责全省的整体平衡，是一种集中式优化决策的资源配置方式。作为个体的能源供应者和用户，很难获取整个区域能源的信息，因此，分散化的决策困难很大，信息获取成本很高。同时，能源系统规模越大，相互关系越复杂，信息变化越快，获取整个系统全部信息的困难也越大，整体优化决策的效率降低。在这个背景下，能源互联网的发展，使得供应者和用户都可以从互联网获取市场信息，信息获取成本降低，为分散化交易提供了可能。因此我认为，能源互联网商业模式，将由集中式的整体平衡，向分散化决策、帕累托最优的局部微平衡发展。
能源互联网交易机制特点和需求
基于上述趋势，我认为，能源互联网交易机制应该有以下七个特点：一是交易主体多元化；二是交易商品多样化；三是交易决策分散化；四是交易信息透明化；五是交易时间即时化；六是交易管理市场化；七是交易约束层次化。
能源互联网交易组织和运营
主要表现为八个特点：第一，交易组织多元化，竞争常态化；第二，用户能够在不同交易平台之间自由选择；第三，C2C交易将取代B2B、B2C成为重要的交易模式；第四，科学激励和合理引导下的自主决策是未来C2C的主要运营模式；第五，安全、方便、科学激励是交易组织和运营平台的核心竞争力；第六，能源交易的运营需要与物理传输网络的运营相协调；第七，交易信用制度应与互联网大数据技术高度融合；第八，政府和管理部门需要对各种平台交易进行规范。
主要商业模式
根据现有研究，借鉴当前主要的互联网商业模式，结合能源电力商品的特殊性，可以初步构造集中模式、B2C模式、C2C模式、第三方模式和未来模式五类模式。
能源互联网与售电侧放开背景下相关主体应对策略
这是一个将能源互联网和新电改紧密结合的问题。“售电市场放开”是我国能源革命的重要内容，在能源互联网商业模式下，相关主体应当如何把握机遇、规划未来发展方向？我将从政府机构、电网企业、发电企业三个不同角度阐述和分析这个问题。
能源互联网背景下，政府机构面临的新挑战有三方面：
第一，全新的市场格局。一方面，售电市场放开后，市场格局发生了根本性变化，电力系统各环节难以沿用传统方式进行简单划分。这也意味着市场不像以往可以通过各个环节的独立监管和调控来实现市场稳定和发展目标。另一方面，售电市场放开后，政府的职能作用将会在一定程度上被削弱，市场的作用将会更加突显。那么，如何利用有限的职能和措施来实现维持市场稳定、维护市场公平等目标，成为政府机构面临的一大挑战。
第二，错综复杂的市场关系。市场主体间的竞争合作关系、业务界面、主体属性等都趋于模糊化，有的主体甚至身负多个属性。这对于政府的政策制定、监管、法律法规的完善都带来了不小的挑战。
第三，其他的未知风险。对于能源互联网和售电侧改革等，虽然国外已有不少经验可以借鉴，但我国有自己的国情。售电市场对于我国来说终归还是新鲜事物。在改革过程中，很有可能出现一些未知的以及难以预见的风险。
针对以上挑战，我认为，政府机构在未来要重点做好监管、协调和预案三方面的工作。监管层面一是保证监管的高度。监管部门一定要够顶层，减少寻租空间；二是维持监管深度。监管规则要明确并详细，要能落地并有深度，杜绝监管真空；三是拓宽监管广度。监管部门要有监管的延伸性，不可各个环节都独立监管，造成脱节；四是强化监管效度。要明确监管机构的独立性，同时要兼顾好中央监管部门和地方监管部门的责权分工。政府除了加强监管外，还应积极做好市场的组织协调工作，构建一些具有公共属性的开发平台，维护市场的安全稳定和有序发展，保障市场公平公正。通过政府的协调职能来提升市场运行效率和资源优化配置效果。政府对于改革存在的潜在风险要有足够的认识和防范措施，同时还需形成一定的紧急应对方案，以及具有针对性的应急预案，防止因突发事件而造成市场的紊乱。
能源互联网背景下，电网企业面临的挑战有三方面：
第一，竞争主体的多元化。一方面包括市场化的售电公司、配售一体化公司会成为新的售电主体；另一方面，包括微网运营商、分布式发电商以及储能设备运营商也可能成为新兴的竞争主体。
第二，全新的供用电体系。电网企业面对的不再是传统的“发—输—配—用”单向的B2C电力供给体系，更多“用—配—用”、“用—用”等C2C双向电力供给体系正在形成，能量交换途径更加多样化。
第三，电网企业还要面对多样化的用能需求。一是需求的综合化：不仅有用能需求，还有节能需求；不仅需要kWh，还需要负的kWh；不仅用电，还需要电、热、冷等综合能源解决方案。二是需求主动化：用户可以依据价格信号主动向系统反映新的用能意愿。三是需求定制化：用户的个性化和自主化程度更高，要求根据差异化的需求，提供定制化的用能方案。
为了应对这些挑战，建议电网企业应推进“三二一”策略。首先是要融汇三种技术，包括储能、智能家居技术、还有需求侧资源调控技术；其次是要建立两个平台，即主动配电网平台和在线互动服务平台；最后，电网企业应该提供的不仅是用电方案，而应该是综合能源解决方案。
能源互联网背景下，发电企业面对的挑战同样有三方面：
第一，面对多样化的业务类型。一是从传统的发电上网转向发电、配电、售电及DSM等多样化业务；二是从满足系统负荷需求到满足用户多样化和定制化的需求；三是从单纯供能到能源流、信息流双向互通后的综合能源服务。
第二，面对多形态的市场格局。一方面是从传统的“发—输—配—用”单一供能体系转向“发—配—用”、“发—售—用”、“发—用”等多类型共存的供能体系；另一方面是从发电商之间的单一横向竞争转变为加入了发售用多环节的横纵向双维度竞争。
第三，发电企业还要面对多元化的新兴技术。一是从单一的发电技术转向多类型能源、信息协调互补技术；二是从传统集中式发电技术转向分布式发电、储能、微电网技术和集中式发电技术相协调；三是从单侧随机波动控制技术转向供需双侧随机波动控制技术。
对于发电企业的挑战，建议发电企业应采用“三三三”策略。首先是要实现定位、角色和业务三个方面的转变；其次是要搭建多元能源发电协调控制平台、售电侧综合决策平以及在线互动服务平台；最后是要发展三类技术，包括多类型能源流和信息流的互联互通技术、储能技术以及分布式发电技术，为未来实现“横向多元能源互补，纵向源网荷储协调”提供技术支撑。
