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现在，储能绝对是能源领域的热词。冷热电各领域，产供消各环节，不懂点儿储能，都不好意思和别人交流。储能被看作是支撑可再生能源发展并替代化石能源的有力武器。大家有没有想过，我们的地球其实就是一个巨大的储能“设备”，煤炭、石油、天然气是存储形态。与常规电池不同的是，这块巨大电池的充放电倍率严重不均衡。充电倍率非常低，充电时间超长，几千万年甚至上亿年；放电倍率则要高得多，尤其是工业革命之后。化石能源引发的环境、气候等问题就是由于充放电倍率不平衡导致的，现在的能源结构转型，从某种意义上来说就是降低地球电池的放电倍率。
站在地球角度看，煤炭、石油、天然气属于一次能源。如果站在太阳系角度看，这些能源已经转换过一次了，也属于二次能源。我们能利用的太阳系一次能源就是太阳能，风能是太阳能的衍生品，可以归为一次能源。光伏发电是对太阳系一次能源的最直接利用，清洁、低碳，并且适合分布式开发利用。引出分布式发电，下面进入正文。
世界范围内，分布式能源的发展、产销者（Prosumer）的出现，给能源低碳转型提供了有力的支撑，也提高了能源及能源设备的综合利用效率，同时降低了用户用能成本，是一举三得的大好事。但是，美国电力工业组织爱迪生电力协会在其发布的一份报告中警告说，电力行业正在面临“破坏性的挑战”，正如固定电话产业受到移动电话技术的冲击。电力公司担心，随着越来越多的公司和家庭启用太阳能、风能和其他新能源自行生产电能，他们将失去顾客和收入，与此同时还得继续负担维系庞大电网的费用。这样一来，电力公司将不得不提高电价，导致更多顾客流失，境况更加雪上加霜。在业内他们称这一连锁反应为“死亡螺旋”[1]。此处的电力公司特指电网企业。
与生产型的发电企业不同，电网公司属于服务型企业，提供服务、收取服务费是其生存之道。又由于身处自然垄断地位，投资和运营受到严格监管，输配电价是其垄断业务的唯一收入来源。输配电价的定价原则是“成本回收+合理收益”，一方面保证有效投资成本能够回收，另一方面保证权益资本收益率等于社会平均水平，即机会成本为零。
输配电价总量定下来之后，需要确定分摊的原则和方法。除了英国、挪威和罗马尼亚等少数几个国家，输配电价都是用电力用户承担[2]。计价方法则分为一部制电量电价、一部制容量电价和两部制电价三种，本公众号之前有过一篇文章《聊聊输配电价-3：输配电价的分摊方法、计价方式和调整机制》，有详细介绍。以一部制容量电价为例，用户与电网企业之间的合同标的物是接入服务，接入容量是服务的“数量”，输配电价的单价可以用以下公司近似表示：
输配电价的单价 = 输配电价总量/所有用户接入容量之和
输配电价总量由监管部门确定，在一段时间内是不变的，所有用户接入容量的多少就决定了输配单价的大小。随着分布式发电装机的增加，用户对电网企业的接入需求下降，分母减少，输配单价自然就提高了。接入费用增加反过来激发了用户安装分布式发电的动力，所有用户接入容量之和进一步减少，输配电价再次提高，陷入了恶性循环，这就是死亡螺旋的成因。
一部制容量电价如此，两部制输配电价也难逃厄运，由于部分电价与输送的电量挂钩，死亡螺旋的速度只会更快。具体到电改进程中的中国，去年上半年发布的“分布式市场交易试点”政策中，高等级的输电费用被“忽视”，一旦有效、大规模实行，电网企业将直面死亡螺旋的挑战。
固然打破垄断、促进竞争、提高效率是市场化的初衷，保证公平也是监管部门必须要考虑的，电网在保证系统稳定、供应安全方面的作用还是无可替代的。7月17日，纽约州公共服务委员会NYPSC批准了住宅和小型商业客户的净计量替代方案，制定了新的月度收费和规定，但由于受到新冠病毒疫情的影响，实施推迟到2022年。新系统将根据公用事业、客户类别和补偿选项向太阳能用户收取每千瓦0.69美元~1.09美元的费用。现有的净电能计量用户将不受这一变化的影响。这一决定将缓解去年12月PSC白皮书中指出的成本变化，但却两边不讨好，不能满足公用事业部门或太阳能从业公司的需求。前者纽约电力公司希望看到基于用户需求的收费取代净计量，而太阳能公司则表示，每千瓦电量的收费可能会减缓市场增长，降低安装太阳能电池板的效益[3]。
