看到这个题目，大家肯定第一反应是：“当然呀，肯定会造成损害呀。”但是个人发电会造成哪些方面的损害？应如何避免电网和用户进入到“来呀，互相伤害呀”的局面呢？ ...(?•ˇ?ˇ•?) ...。

先抛出我的观点：大规模个人发电卖电对电网的设施提出了更高要求，并会倒逼电网进行自我革新，而政府监管部门也应修改规章制度以帮助电网渡过难关。

为什么？

1. 技术层面

首先我们来看一下有哪几种常见的居民侧发电装置（可以称为 Distributed Energy Resources）。如下所示：

1）光伏太阳能板选配蓄电池

这应该是目前来说最常见的自发电设备啦。

2）微型风力发电设备

由于国内的城市空间限制，这种设备较为少见，且造价较高。在英国则更为常见一些。根据英国研究机构 Energy Trust Saving 的评估，１kW 的屋顶风力发电装置售价在 3,000 镑以内，而单杆支撑的 6kW 风力发电机的售价则在 21,000 镑到 30,000 镑[1]。

3） 微型燃气热电联产机组（micro CHP）

这也是在英国有所应用并享有政府补贴（feed-in-tariff）的一种自发电装置。一套 24kW 热输出伴随 1kW 电输出的 micro CHP 装置售价大约为 8500 镑。

当然自卖电还有其他模式，例如电动汽车把蓄电池中的电能卖回电网，也就是 V2G。但此技术现阶段经济成本过高，就先不做讨论了。

那么居民“大规模”发电卖电会给电网带来哪些技术问题呢？

1） “鸭子”曲线

首先大范围的光伏接入，会造成“鸭子”曲线，对电力系统的机组上网速度提出了更高的要求，详见我的另外一个回答。

2） 大量在服役的电网设备“药丸”：主要涉及传输线，变压器，电流过载保护和电能质量保护（电压，频率，谐波，三相不平衡等问题）

这主要是因为传统电网在建造的时候（比如上世纪 60-70 年代），分布式发电还未被广泛应用。出于经济性考虑，很多继电保护设备都是以单向电力供给进行设计和配置的，而且英国的传统低压电网是根据每户 2kVA 的 after diversity 负载所对应的热功率（thermal rating）和降压值（voltage drop）来设计的 [2]。居民端接入发电设备后，上述所涉及的电网设备很可能需要被更新。

3） 用户电力需求数据的扭曲

由于智能电表的普及，电网公司将能获取高时间分辨率的用户电力需求数据，以帮助电网分析得出更好的发电机组调度指令。但是，由于智能电表只能进行净值测量，大范围分布式发电的接入就会扭曲这些数据。所以如何通过分析气象信息较准确地估算出分布式发电的发电量对电网调度就显得尤为重要。

2. 经济层面

1） 电网的利润来源

电网的利润是怎么来的？当然是靠卖电来的（“我们不生产电，我们只做大自然的搬运工” _(┐「ε:)_）。为什么李超人在英国投了那么多基建资产，就是因为它们能产生稳定的回报现金流。在我 co-authored 一篇期刊[3]中，大致描述了英国电价的基本构成，有兴趣的可以去我的学术主页里读一读。其中输配网运营者会根据政府核算的运营成本和分摊利润收取“过路费”。那么如果大家自发电，不走你的“路”呢？电网的利润自然就下降了。在这里还要指出一点就是，调度也是有利润的，而自发电对电网带来的不确定性或许能为调度增加些许利润。

2） 电力市场交易从中心化转向本地化

传统的电力市场交易机制是两方游戏，也就是发电公司和售电公司（国网）之间的议价。但是如果有大范围的居民自发电，其本身愿意交易的电量就有一定不确定性，而且居民可根据市场价格选择输出电力或是存入蓄电池备用，这更给市场带来了一定的不稳定性。所以电力交易的市场规则很有可能需要重新定义，由中心化慢慢转向区域化本地化，以实现快速的信息共享和市场清算[4]。最近看到有学者提出使用比特币的区块链技术进行区域电力交易，貌似是个很新颖的点子。

3. 规章层面

上文提到，由于输配网的天然垄断优势，输配电价是需要专门的政府机构核算定价的。拿英国来说，ofgem（英国电力市场监管部门）会首先根据电网公司资产表和用户数量等数据对各个配电网公司的总盈利做出一个限制，然后在细分输配电价定价等问题。但是在未来审定输配电价时，政府监管部门可能需要解决以下三个问题：

1） 投资回报评估年限可能需要更改

传统电网资产的设计使用年限可能是三十年甚至更长。然而由于新型发电技术的介入，电网资产更新换代的时间可能会缩短。这也就要求政府需要帮助电网公司分摊风险，在遇到类似情况时能给出合理的补偿。

2） 电力质量规章的设定

ofgem 每年都会对所有的配电网公司的服务质量做一次审核，并据此进行奖惩。服务质量评估包括是否出现过电网电压长时间低于 ofgem 规定值，电力供应中断次数等问题。但是新型发电设备接入后电网稳定性可能会变差，而这也不应完全“怪罪”于电网公司。所以监管机构是否应适当放松要求，主动帮助电网“拥抱变化”？

3）

可再生能源附加税

目前国内电费中是包含了可再生能源附加费（目前是 0.03/kWh）以用于支付可再生能源补贴，但是补贴的专项资金缺口年底将达到 600 亿。未来是否可从自发电收益中“剪羊毛”或探索可再生能源补贴资金的其他来源是亟待监管部门思考的一个问题。当然我个人观点还是……羊毛出在羊身上……

看完上文，肯定有人要说了，国网垄断着呢，民用电占比又不大，更别谈什么大规模发电。但我想说：

现阶段国家给出的电改方案还是让我这个身处电改标杆国家的博士僧有点让人期待的。随着进一步的去产能，我相信第三产业和居民用电量会有进一步增长，以及大规模居民发电时代迟早会到来。

综上所述，随着分布式发电设备成本的不断降低，以及更多社会资本的涌入，谁还敢说未来的电力系统运营是国网 / 南网的独角戏呢？

图片源自网络，侵删。

[1] Energy Saving Trust, “Wind Turbines.” [Online]. Available: Wind Turbines.

[2] Ofgem, “Distribution Network Operators Main Session.” .

[3] N. Good, E. A. Martínez Ceseña, L. Zhang, and P. Mancarella, “Techno-economic and business case assessment of low carbon technologies in distributed multi-energy systems,” Appl. Energy, Oct. 2015.

[4] J. H. Enslin, R. Bhatt, and R. Cox, “Applying the Principle of Locality: How to Build a Robust, Technology-Agnostic Regulatory Model for Tomorrow’s Electrical Grid,” IEEE Power Energy Mag., vol. 14, no. 5, pp. 66–74, Sep. 2016.