基于增量配網模式下的分布式發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，清潔能源電力發展更為迫切，本文分析政策及電價構成，結合增量配網市場改革，為市場化開發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力度提供方案參考。

關鍵詞：清潔能源;增量配網;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電健康發展的若干意見》出臺之后，清潔能源鼓勵以“平價上網”的方式實現發展。國家“30·60”碳排放目標的提出及2030年風電、光伏總實現裝機容量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勢已然近在咫尺。本文基于國家清潔能源發展的政策，提出在國內太陽能光照資源較差且電價低的四/五類地區，在基于增量配網下建設分布式光伏市場化交易試點的發展方案。

2 相關政策解讀及方案思路

2019年國家能源局印發了《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》，文件一是鼓勵在增量配網等項目中建設分布式風電和光伏發電項目，并且鼓勵分布式風電和光伏企業與大用戶或配電經營企業開展直接交易;二是提出對于就近接入增量配網的分布式風電和光伏企業，交易電量僅執行風電、光伏發電項目接網及消納所涉及電壓等級的配電網輸配電價，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電造價成本及光照資源綜合效益未能達到平價上網條件的情況下，本文以國家相關政策為導向，研究綜合利用增量配網區域內的資源建設太陽能發電站的可行性，一方面配網內的電站可就近消納為增量配網內的企業提供清潔能源，另一方面通過配網內輸配電費分析，探索突破太陽能電站的上網電價的方案。

3 中國太陽能資源分布及投資經濟性分析

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3200～330O小時，輻射量在6680-8400MJ/m2·a;二類，全年日照時數3000～3200小時，輻射量在5852-6680MJ/m2·a;三類，全年日照時數2200～3000小時，輻射量在5016-5852MJ/m2·a;四類，全年日照時數1400～2200小時，輻射量在4180-5016MJ/m2·a;五類，全年日照時數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

3.3太陽能資源發電小時數分析

根據全國地區年輻射總量，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，則各類地區年最佳利用小時數、首年利用小時數及全生命周期平均綜合利用小時數如下表所示（以單晶光伏組件為例）：

3.4太陽能發電度電成本分析

根據測算，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，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，全國大部門省上網標桿電價均難以滿足企業收益率的要求。因此，為提高太陽資源四類以下地區建設太陽能電站項目的經濟性，需依據現有政策研究突破太陽能電站“平價”上網電價方案。

4 電網銷售電價分析

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、農網還貸資金、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35千伏大工業和商業用電為例，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

從福建省電網銷售電價表分析，2019年5月，福建省一般工商業及其他用電目錄銷售電價下調后，大工業用電與一般工商業兩部制電價相同，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”方案分析

按照國家有關政策，對于就近接入增量配網的分布式風電和光伏企業，交易電量僅執行風電、光伏發電項目接網及消納所涉及電壓等級的配電網輸配電價，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區域內，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，通過與配網內電力用戶開展市場化交易的形式獲取更高的上網電費。

舉例：

如上圖所示，分布式太陽能電站接入增量配網園區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。

不考慮峰谷發電時段時：分布式太陽能電站的上網電價可達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電價。如接入電壓等級為1-10千伏，則上網電價可提高0.02元/千瓦時。

考慮峰谷發電時段時：根據調研數據顯示，福建太陽能發電特性全年在用電高峰時段和平時段的發電量接近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用戶達成電量交易，如按0.06元/千瓦時讓利配網內用戶（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，分析增量配網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，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規模化開發太陽能電站提供開發方案。

參考文獻：

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

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

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

[4]福建省有序放開配電網業務實施細則

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