基于增量配網(wǎng)模式下的分布式發(fā)電市場化交易試點的探討

黃國濱

摘要：國家“碳中和”目標提出后，清潔能源電力發(fā)展更為迫切，本文分析政策及電價構成，結合增量配網(wǎng)市場改革，為市場化開發(fā)四類及以下的太陽能資源提供思路。對于分散式風電、沿海地區(qū)海上風電及以其他形式的集中式光伏亦可參考本文研究接入增量配網(wǎng)就近消納的市場化交易方案，通過本文望能為推進加大清潔能源的開發(fā)力度提供方案參考。

關鍵詞：清潔能源;增量配網(wǎng);市場化交易

1 引言

自2020年國家三部委《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》出臺之后，清潔能源鼓勵以“平價上網(wǎng)”的方式實現(xiàn)發(fā)展。國家“30·60”碳排放目標的提出及2030年風電、光伏總實現(xiàn)裝機容量12億千瓦以上，以風電、光伏為代表的可再生能源迫切增長的態(tài)勢已然近在咫尺。本文基于國家清潔能源發(fā)展的政策，提出在國內太陽能光照資源較差且電價低的四/五類地區(qū)，在基于增量配網(wǎng)下建設分布式光伏市場化交易試點的發(fā)展方案。

2 相關政策解讀及方案思路

2019年國家能源局印發(fā)了《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關工作的通知》，文件一是鼓勵在增量配網(wǎng)等項目中建設分布式風電和光伏發(fā)電項目，并且鼓勵分布式風電和光伏企業(yè)與大用戶或配電經(jīng)營企業(yè)開展直接交易;二是提出對于就近接入增量配網(wǎng)的分布式風電和光伏企業(yè)，交易電量僅執(zhí)行風電、光伏發(fā)電項目接網(wǎng)及消納所涉及電壓等級的配電網(wǎng)輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費。

在當前全國大部分省太陽能發(fā)電造價成本及光照資源綜合效益未能達到平價上網(wǎng)條件的情況下，本文以國家相關政策為導向，研究綜合利用增量配網(wǎng)區(qū)域內的資源建設太陽能發(fā)電站的可行性，一方面配網(wǎng)內的電站可就近消納為增量配網(wǎng)內的企業(yè)提供清潔能源，另一方面通過配網(wǎng)內輸配電費分析，探索突破太陽能電站的上網(wǎng)電價的方案。

3 中國太陽能資源分布及投資經(jīng)濟性分析

3.1中國太陽能資源分類

按照太陽能輻射量可分為五類，其中：一類，全年日照時數(shù)3200～330O小時，輻射量在6680-8400MJ/m2·a;二類，全年日照時數(shù)3000～3200小時，輻射量在5852-6680MJ/m2·a;三類，全年日照時數(shù)2200～3000小時，輻射量在5016-5852MJ/m2·a;四類，全年日照時數(shù)1400～2200小時，輻射量在4180-5016MJ/m2·a;五類，全年日照時數(shù)1000～1400小時，輻射量在3344-4180MJ/m2·a。

3.2中國太陽能資源分布主要地區(qū)

3.3太陽能資源發(fā)電小時數(shù)分析

根據(jù)全國地區(qū)年輻射總量，光伏組件以固定式最佳傾角方式安裝，全生命周期為20年，在首年發(fā)電綜合效率為80%，次年開始每年綜合效率下降0.7%情況下，則各類地區(qū)年最佳利用小時數(shù)、首年利用小時數(shù)及全生命周期平均綜合利用小時數(shù)如下表所示（以單晶光伏組件為例）：

3.4太陽能發(fā)電度電成本分析

根據(jù)測算，在當前光伏組件造價約3.8元-4元/w時，太陽資源四類及以下的地區(qū)，太陽能電站投資度電成本0.356元-0.412元/千瓦時，按此度電成本，全國大部門省上網(wǎng)標桿電價均難以滿足企業(yè)收益率的要求。因此，為提高太陽資源四類以下地區(qū)建設太陽能電站項目的經(jīng)濟性，需依據(jù)現(xiàn)有政策研究突破太陽能電站“平價”上網(wǎng)電價方案。

4 電網(wǎng)銷售電價分析

4.1用戶側電費構成

用戶側的結算電價=上網(wǎng)標桿電價+輸配電價+政府性基金及附加。其中政府性基金及附加主要有：重大水利工程建設基金、農(nóng)網(wǎng)還貸資金、水庫移民后期扶持資金、可再生能源電價附加、城市公用事業(yè)附加等。

4.2以福建為例分析電價構成

4.2.1福建省電價分析

福建省燃煤電廠標桿電價0.3932元/千瓦時，以35千伏大工業(yè)和商業(yè)用電為例，用戶側電價0.5602元/千瓦時=0.3932元/千瓦時+輸配電費0.1393元/千瓦時+政府基金及附加0.0277元/千瓦時。

4.2.2福建省輸配電價分析

從福建省電網(wǎng)銷售電價表分析，2019年5月，福建省一般工商業(yè)及其他用電目錄銷售電價下調后，大工業(yè)用電與一般工商業(yè)兩部制電價相同，且按電壓等級劃分電價，其中：

1-10千伏電費較35-110千伏高0.02元/千瓦時;

35-110千伏電費較110千伏高0.02元/千瓦時;

110千伏電費較220千伏高0.02元/千瓦時。

5 “分布式太陽能電站+增量配網(wǎng)”方案分析

按照國家有關政策，對于就近接入增量配網(wǎng)的分布式風電和光伏企業(yè)，交易電量僅執(zhí)行風電、光伏發(fā)電項目接網(wǎng)及消納所涉及電壓等級的配電網(wǎng)輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費。因此，本文研究在國家批復的增量配網(wǎng)區(qū)域內，綜合利用構建筑物及其他土地資源建設光伏電站，可免交上一級輸配電費，通過與配網(wǎng)內電力用戶開展市場化交易的形式獲取更高的上網(wǎng)電費。

舉例：

如上圖所示，分布式太陽能電站接入增量配網(wǎng)園區(qū)35千伏變電站，按照用戶側電價0.5602元/千瓦時=0.3932元/千瓦時+輸配電費0.1393元/千瓦時+政府基金及附加0.0277元/千瓦時，則可免除上一電壓等級的輸電費0.1393元/千瓦時。

不考慮峰谷發(fā)電時段時：分布式太陽能電站的上網(wǎng)電價可達0.3932元/千瓦時+輸配電費0.1393元/千瓦時=0.5325元/千瓦時（按政府基金全額繳納），大大提高了分布式太陽能電站的上網(wǎng)電價。如接入電壓等級為1-10千伏，則上網(wǎng)電價可提高0.02元/千瓦時。

考慮峰谷發(fā)電時段時：根據(jù)調研數(shù)據(jù)顯示，福建太陽能發(fā)電特性全年在用電高峰時段和平時段的發(fā)電量接近1：1，（福建白天用電高峰時段為：8：30-11：30，14：30-17：30，平時段為7：30-8：30，11：30-14：30，17：30-19：00），按照福建高峰時段電費上浮50%原則，結合以上分析，則太陽能發(fā)電電價可達（0.3932+0.1393）×1.25=0.6656元/千瓦時（按政府基金全額繳納）。

銷售電價：按照就近消納原則，通過電力市場交易與增量配網(wǎng)用戶達成電量交易，如按0.06元/千瓦時讓利配網(wǎng)內用戶（福建省中長期電力市場交易電價一般降低0.03元/千瓦時），則太陽能電站電價成交價可達0.6056元/千瓦時。

6 結論

本文以國家政策為依據(jù)，分析增量配網(wǎng)下的分布式市場化交易試點方案，通過本方案突破分布式光伏平價上網(wǎng)，電價具有0.2元/千瓦時的提升空間，為太陽能資源較為貧乏的地區(qū)規(guī)模化開發(fā)太陽能電站提供開發(fā)方案。

參考文獻：

[1]《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》有關事項的補充通知 財建〔2020〕426號

[2]《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》 發(fā)改能源[2017]1901號

[3]《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關工作的通知》 發(fā)改能源〔2019〕19號

[4]福建省有序放開配電網(wǎng)業(yè)務實施細則

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