近年來，國家發(fā)展和改革委員會(NDRC)和國家能源局(nea)繼續(xù)推動分布式發(fā)電的市場化交易。2017年10月31日，兩部委發(fā)布《關(guān)于開展分布式發(fā)電試點市場交易的通知》(NDF[2017] 28號)。(1901年)，明確了分布式發(fā)電試點市場交易的項目規(guī)模、交易組織、“網(wǎng)費”核定原則及相關(guān)政策支持。2017年12月28日，《關(guān)于開展分布式發(fā)電試點市場交易的補充通知》重新印發(fā)《發(fā)展改革辦公室2150號文件》，進(jìn)一步明確試點組織、分工、試點內(nèi)容要求、試點方案報送等具體內(nèi)容。2019年5月20日，《關(guān)于印發(fā)2019年首批風(fēng)電、光伏發(fā)電平價互聯(lián)網(wǎng)項目的通知》(能源[2019]29號)2019年，全國10個省市共確定26個分布式發(fā)電市場交易試點項目。
政策背景
分布式發(fā)電位于用電現(xiàn)場或臨近用電現(xiàn)場，不需要遠(yuǎn)距離輸電或高壓輸電。與集中式發(fā)電相比，具有降低電力損耗，節(jié)約輸電成本，減少土地和空間資源占用，特別是就近利用清潔能源資源的優(yōu)點。《能源生產(chǎn)和消費革命戰(zhàn)略(2016-2030年)》2795年，國家發(fā)展和改革委員會、國家能源局確定了“主要依靠清潔能源實現(xiàn)增量需求”的發(fā)展目標(biāo)，明確了“注重分布式利用，促進(jìn)可再生能源高比例發(fā)展”。該路線的實施規(guī)劃了“促進(jìn)分布式能源利用的重要途徑”。在有條件的建筑物、工業(yè)園區(qū)和地區(qū)，充分利用分布式天然氣和分布式可再生能源，建設(shè)相對獨立、自我平衡的個體能源體系。
根據(jù)能源分布格局，合理布局產(chǎn)業(yè)集群，完善就近消費機制，促進(jìn)就地生產(chǎn)和消費。宏偉的藍(lán)圖。
近年來，分布式發(fā)電的發(fā)展速度加快。然而,由于現(xiàn)有的電力系統(tǒng)技術(shù)系統(tǒng)、管理系統(tǒng)、市場機制的設(shè)計是根據(jù)集中供電模式,分布式發(fā)電的電網(wǎng),電力市場交易機制和政府公共服務(wù)管理體系仍有更多的失蹤,分布式發(fā)電的力量的使用節(jié)能、經(jīng)濟(jì)、安全的優(yōu)勢并沒有充分發(fā)揮。國家發(fā)展和改革委員會、國家能源局組織市場化的分布式發(fā)電的實驗的目的是探索和適應(yīng)網(wǎng)格分布式發(fā)電技術(shù)服務(wù)管理系統(tǒng)、電力交易機制和銷售電價政策的改革探索和評價結(jié)論的基礎(chǔ)上,飛行員,最終形成普遍適用的分布式發(fā)電技術(shù)、市場和政策體系。
交易機制及模式
分布式發(fā)電項目單位內(nèi)從事電力交易與最近的電力用戶符合交易條件的分銷網(wǎng)絡(luò),并簽訂三方電力供應(yīng)和電力合同與電網(wǎng)企業(yè)作為傳輸服務(wù)提供者,它規(guī)定的事務(wù),事務(wù)的權(quán)力,結(jié)算價格,“網(wǎng)絡(luò)跨越費”標(biāo)準(zhǔn)和違約責(zé)任。分布式發(fā)電項目單位選擇與一個或多個電力用戶進(jìn)行交易，這些用戶可以使用他們所有的在線電力。電網(wǎng)企業(yè)操作分銷網(wǎng)絡(luò)(包括企業(yè)社會資本的投資增量的分銷網(wǎng)絡(luò),以下簡稱電網(wǎng)企業(yè))承擔(dān)分布式發(fā)電的電力傳輸,收集“天橋費”根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)得到政府批準(zhǔn),并承擔(dān)的責(zé)任保證最低電源電力用戶。
項目規(guī)模要求:電網(wǎng)額定電壓為35kv及以下的，單次容量不得超過20mw(自身用電的，扣除當(dāng)年最大用電負(fù)荷后小于20mw)。單個項目的容量超過20兆瓦，但不超過50兆瓦，電網(wǎng)電壓等級低于110千伏，并在該電壓等級的范圍內(nèi)被吸收。
網(wǎng)費核定原則:根據(jù)接入電壓等級、傳輸方式和功耗范圍，確定分布式發(fā)電的“網(wǎng)費”標(biāo)準(zhǔn)。在驗證之前,電力傳輸和分配的價格參與市場交易的最高電壓等級應(yīng)扣除暫時根據(jù)分布式發(fā)電的電力傳輸和分配價格相對應(yīng)的省級電網(wǎng)公共網(wǎng)絡(luò)電壓等級電力用戶的訪問(包括政策交叉補貼)。
分布式光伏電站試點確定了三種市場交易模式:
一個是直接交易模式。分布式發(fā)電項目選擇與滿足交易條件的電力用戶直接交易，并向電網(wǎng)企業(yè)支付“過橋費”。“網(wǎng)費”的交易范圍原則上限于接入點的上層變壓器供電范圍。這個模型是這個pilot的主要模型。
二是委托電網(wǎng)企業(yè)銷售電力。分布式發(fā)電項目單位委托電網(wǎng)企業(yè)代為售電。電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)當(dāng)將剩余的電力銷售收入的單位分布式發(fā)電項目扣除“網(wǎng)絡(luò)費”(包括網(wǎng)絡(luò)損失)在綜合電力銷售價格(即電價在電力銷售收入和平均電力銷售價格為所有用戶)。該模型適用于分布式發(fā)電項目業(yè)主無法或不愿將能源用于尋找直接交易對象并通過電網(wǎng)公司代理出售電力的情況。《通知》沒有明確綜合售電量價格和分布式發(fā)電消費范圍，由試點地區(qū)自行確定。
三是基于基準(zhǔn)上網(wǎng)電價的電網(wǎng)企業(yè)收購模式。試點地區(qū)不參與市場交易的分布式發(fā)電項目，由電網(wǎng)企業(yè)按照國家批準(zhǔn)的各類發(fā)電上網(wǎng)電價基準(zhǔn)上網(wǎng)電價的總發(fā)電量購買。事實上，這種模式是對現(xiàn)有分布式發(fā)電項目互聯(lián)網(wǎng)接入模式的延續(xù)，也是一種保障措施。但對于電網(wǎng)企業(yè)，國家將未承接輸電業(yè)務(wù)的前一電壓水平的輸電電價從補貼政策中扣除，這將減少國家補貼支出。
為例分析
根據(jù)對重慶地區(qū)分布式項目的案例分析，目前重慶地區(qū)的目錄銷售價格和輸配價格分別見表1和表2。假設(shè)分布式風(fēng)電項目20MW，接入35kV變電站，陸上風(fēng)電價格為0.57元/KWH。根據(jù)現(xiàn)行規(guī)定，電網(wǎng)企業(yè)購買上網(wǎng)電價基準(zhǔn)為0.3964元/KWH，國家補貼0.57-0.3964= 0.1736元/KWH。假設(shè)項目業(yè)主通過直接交易方式將全部電能出售給同一區(qū)域內(nèi)的單個10kV電力用戶。假設(shè)客戶電價為0.66元/KWH，低于客戶電價清單(0.6761元/KWH)。電網(wǎng)企業(yè)跨網(wǎng)費(10kV輸配電價-35kV輸配電價)=(0.1859-0.1632)=0.0227元/KWH;分布式發(fā)電項目業(yè)主收入(用戶到戶電價-網(wǎng)費-附加基本款)為(0.66-0.0227-0.049663)=0.587637元/度，高于全額購買;政府不再提供財政補貼。
可以看出，如果采用這種模式，可以增加分布式項目業(yè)主的收入，降低用戶到家庭的電價，取消政府補貼，實現(xiàn)“三方共贏”。唯一受到影響的是電網(wǎng)公司，輸電和配電每千瓦時的價格從0.1859元下降到0.0227元，導(dǎo)致每千瓦時損失0.1632元。此外，它還負(fù)責(zé)可再生分布式發(fā)電的“間歇”供應(yīng)。
分析和展望
可再生能源補貼缺口加大、落實責(zé)任難、微電網(wǎng)技術(shù)發(fā)展等問題導(dǎo)致政策出臺。國外已有成熟的基于可再生能源和分布式交易的離網(wǎng)運行案例，能源革命戰(zhàn)略也明確了分布式發(fā)電交易市場化的發(fā)展路徑。分布式發(fā)電項目試點市場交易在本質(zhì)上實現(xiàn)了“分塊銷售”，符合電力系統(tǒng)的基本規(guī)律和物理特性，是建立面向清潔能源的分布式電力交易機制的有益嘗試。但從短期來看，從政策銜接和改革進(jìn)程來看，促進(jìn)分布式發(fā)電市場交易仍存在障礙，主要表現(xiàn)在以下幾個方面:
一是輸配電價改革存在矛盾。當(dāng)前電網(wǎng)輸配電價格包括驗證的輸配電成本保證用戶,走向市場化用戶的傳輸和分配成本和傳輸成本增量分布網(wǎng)絡(luò)的區(qū)域,這是一個復(fù)雜的集。實際輸電和配電的成本不同的電壓水平尚未完全闡明。此外,在電力傳輸和分配價格驗證的過程中,基于策略的交叉補貼通常是評估在電力傳輸和分配220 kv及以上的價格,這客觀上造成的現(xiàn)實110 kv及以下配電價格低,這并不有利于進(jìn)一步促進(jìn)分布式發(fā)電的市場交易。
二世。輸電能力儲備成本。由于分布式發(fā)電項目多為風(fēng)電、光伏等“間歇”發(fā)電類型，大部分項目無法實現(xiàn)對電力客戶的穩(wěn)定供電，因此電網(wǎng)企業(yè)需要承擔(dān)備用輸電能力，保證供電。然而，從電網(wǎng)企業(yè)的備用輸電能力和為應(yīng)對“間歇性”所提供的輔助技術(shù)措施，是無法收回成本的。客觀上增強了電網(wǎng)企業(yè)對分布式發(fā)電項目的“阻力”。
三世。交易組織實施中的困難。國家發(fā)展和改革委員會(NDRC)和國家能源局(nea)在1901年的文件中要求“該試點項目將于2018年2月1日開始交易。”2018年6月30日前，我們將對試點工作進(jìn)行總結(jié)和評估，完善相關(guān)機制和制度，確定適當(dāng)?shù)耐茝V范圍和時間。”第2150條將時間節(jié)點更改為“最遲于2018年7月1日正式啟動”。然而，實際進(jìn)展遠(yuǎn)遠(yuǎn)落后于文件的要求，26個試點項目的清單直到2019年5月20日才最終確定，表明實施進(jìn)展緩慢的困難。在我看來,一個癥結(jié)在于證明文件需要提交試點項目包括“意見的訪問和消費分布式發(fā)電電網(wǎng)在試點地區(qū),證實了省級電網(wǎng)企業(yè),以及承諾支持電網(wǎng)服務(wù)和計量電費的集合”。分布式市場交易是政府、發(fā)電業(yè)主和電力用戶之間的“三方共贏”，直接影響電網(wǎng)企業(yè)輸配電價收入。然而，分布式發(fā)電項目業(yè)主能否申請試點項目，需要電網(wǎng)企業(yè)的支持和建議，這就像“馬到成功”，大大增加了申請試點項目的難度。與市場導(dǎo)向交易相適應(yīng)的監(jiān)管權(quán)力相對薄弱。甚至在試點文件中都沒有提及，所以試點項目的進(jìn)度和預(yù)期效果都會大大降低。
分布式市場交易面臨的問題只是冰山一角。在電力體制改革過程中，上述情況或多或少都存在。改革應(yīng)該是在新舊體制轉(zhuǎn)換過程中，利益主體不斷斗爭，政府治理能力不斷提高的結(jié)果。
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