分布式發電市場化交易環境下某增量配網園區規劃方案研究

中國電建集團江西省電力設計院有限公司 黃 俊 王華峰

1 引言

2022年，國家發展改革委發布《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》[1]，要求積極推進分布式發電市場化交易，完善支持分布式發電市場化交易的價格政策及市場規則。因此，在國家大力倡導分布式電力交易的背景下，開展增量配電網區域內源荷網系統規劃方案研究具有重要價值。

2 分布式市場化交易模式分析

根據國家發展改革委、國家能源局《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）文件[2]，以下項目可參與分布式發電市場化交易：一類為容量≤20MW 的項目，或者有自身用電，扣除當年最大用電負荷后≤20MW 的項目，同時其接入電網的電壓等級在35kV 及以下。一類為電源容量在20～50MW 的項目，其接入電網的電壓等級須在110kV 及以下，且需在110kV 及以下電壓消納，不得反送上一級電網。

分布式發電市場化交易，即分布式電源項目建設投資方（含個人）與配電網內電力用戶直接就近進行電力交易。首先由政府指導建立的電力交易機構組織市場化交易，其中市場化交易的參與方包括電網企業、發電企業、用戶等。發電企業作為售電方，大用戶作為客戶參與市場化。傳統電網企業和增量配電網企業作為電力交易實施中間方，電網運維的主體，應該承擔相應的電力輸送職責，與此同時，為保障電網企業的收益，可根據相關政府規定收取“過網費”。

根據文件要求，分布式發電市場化有三種交易模式：直接交易模式、傳統上網交易模式和代售電模式。其中，直接交易模式是電力改革中的直接售電交易，鼓勵發電企業與用電客戶直接進行電力交易，電網企業作為電力傳輸中間方，收取一定的費用作為電力輸送的“過網費”。傳統上網交易模式，即分布式發電項目作為電源項目直接接入電網，以標桿電價或者規定電價上網，出售電力給電網企業，與電網形成電量交易，與電力用戶無關。代售電模式則為由電網企業代發電企業進行售電，以此可保證發電企業的收入來源，避免處于被動，是收益和風險相對平衡的交易模式。綜上分析，近期可考慮以代售電模式進行分布式發電市場化交易。

3 增量配電網企業運營分析

根據國家不斷推進深化電力體制要求，在售電側積極推進電力市場化交易，有序放開增量配電網業務，進行改革試點工作，類似擁有配電網運營權的售電公司，增量配電網企業相當于小型電網企業，負責區域內電力供應服務和電量結算等，因此增量配電網企業有承擔優先就近消納區域內分布式發電項目的義務，成為區域內分布式市場化交易結算中心[3]。

4 源荷網系統規劃方案研究

目前，某建筑陶瓷產業基地位于江西省東南部，列入第一批增量配電業務改革試點項目名單（以下簡稱該基地為增量配網園區）。目前，增量配網園區主供電源為周邊兩座220kV 變電站。區域內無分布式電源，主要受限于市場化程度低、公共服務滯后、管理體系不健全等原因。

4.1 基礎條件

增量配網園區屬于風能貧乏區，風能開發利用價值較低。增量配網地區屬于太陽能資源三類地區，園區太陽能資源條件較好。增量配網園區內自然地貌以低丘緩坡為主，眾多小水庫零星分布于區塊內，用地條件總體較好。工業用地約占基地總用地的37%，農林用地與其他非建設用地面積約占基地總用地46%。基地內共有100多家陶瓷企業，企業廠房屋頂可利用面積廣，屋頂光伏潛在開發條件良好。

4.2 電力系統及市場條件

增量配網園區總用電量達17億kWh，最高用電負荷30萬kW，平均用電負荷20萬kW。增量配網園區主要為工業用電，月最大用電量出現在10月，月最小用電量出現在2月。年用電負荷曲線呈現單峰單谷特性，年最大負荷出現在10月。日用電負荷穩定，維持在小范圍波動，日最大負荷出現在10時。

圖1 增量配網園區逐月統調月平均及最大負荷曲線

圖2 增量配網園區周邊110kV 及以上電網接線示意圖

增量配網園區220kV 主供電源為周邊兩座220kV 變電站，總容量為810MVA。區域內有3座110kV 公用變電站，分別為蔡家變、陶城變和八景變，總容量400MVA，另有1座110kV 新明珠專用變電站（45MVA）；110kV 蔡家變最大負荷為13萬kW，陶城變最大負荷為9萬kW，八景變最大負荷為4萬kW，新明珠變最大負荷為2萬kW。

增量配網園區用戶類型以企業大工業用電和一般工商業用電為主，企業大工業和一般工商業用電均由周邊的220kV 及110kV 變電站出10kV 線路直供。增量配網園區內約有100多家陶瓷企業，年總用電量超過5000萬kWh 的企業有5家，約占增量配網園區總用電量的30%；年總用電量在3000萬～5000萬kWh 的用戶有21家，約占增量配網園區總用電量的50%。各類用電電價參照當地電價執行。

表1 電力平衡計算表

表2 電量平衡計算表

4.3 分布式發電布局

結合增量配網園區的資源條件和相關分布式發電項目前期調研工作，增量配網園區分布式發電擬屋頂光伏發電和地面光伏電站為主。

到2025年，增量配網園區內預計潛在可開發的屋頂光伏和地面光伏項目有20個。單個項目最大裝機規模為42MW，超過20MW 的項目有3個，分別為新明珠光伏項目（42MW）、普京光伏項目（40MW）和華碩光伏項目（40MW）。

為積極響應國家儲能電站建設號召，結合在建220kV 變電站及負荷消納能力，以及省內分時電價政策，建設儲能電站規劃容量為100MW/200MWh，規劃用地面積約35畝。一期建設儲能容量50MW/100MWh，新建1回110kV電力電纜線路接入建陶220kV 站110kV 母線，計劃于2023年建成投入運行；二期建設儲能容量50MW/100MWh，新建1回110kV 電力電纜線路接入建陶220kV 站110kV 母線，計劃于2027年前建成投入運行。

圖3 增量配網內大用戶和擬開發項目分布示意圖

表3 潛在可開發分布式發電項目表

4.4 分布式發電接網消納條件

4.4.1 接網條件分析

圖4 增量配網內10kV 接線示意圖

圖5 增量配網內光伏接入系統示意圖

目前，主供增量配網園區內企業的110kV 變電站總容量為445MVA，在不進行變電站改造擴容和不新建變電站的情況下，試點區域內既有變電站基本具備分布式發電總裝機30萬kW 的接入能力。根據電網發展規劃，至2023年增量配網園區內規劃新建1座220kV 變電站，新建1座110kV 變電站，為分布式發電發展提供了更有利的接入條件。

4.4.2 消納分析

目前，增量配網園區最高負荷近30萬kW，總用電量將達17億kWh。根據電網發展規劃用電需求預測，增量配網園區全社會用電最大負荷和用電量“十四五”期間平均增長率約為8%。預計到2025年，增量配網園區全社會用電最大負荷約為38萬kW，全社會用電量約為21億kWh。增量配網園區目前無電源裝機，考慮到2025年分布式發電總裝機規模30萬kW，年發電量約為3億kWh，電力和電量均存在大量缺額，可接納分布式發電的潛力巨大。

增量配網園區內均為陶瓷建筑企業，工業用電負荷穩定，110kV 主供電源為蔡家變、陶城變和新明珠變。110kV 蔡家變，主變容量為150MVA，最大負荷為13萬kW，平均負荷為9萬kW。供電范圍內大用戶有瑞源陶瓷有限公司、普京陶瓷有限公司和羅斯福陶瓷有限公司，預計蔡家變可接納分布式最大發電出力9萬kW。110kV 陶城變，主變容量為150MVA，最大負荷為9萬kW，平均負荷為7萬kW。供電范圍內電力大用戶有羅斯福陶瓷和華碩陶瓷，預計陶城變可接納分布式最大發電出力7萬kW。110kV 新明珠變，主變容量為45MVA，最大負荷為2萬kW，平均負荷為1.5萬kW。供電范圍內電力大用戶為新明珠建材，預計新明珠變可接納分布式最大發電出力為1.5萬kW。

增量配網園區內分布式能源項目以企業屋頂光伏項目為主，且各用電企業位置相對集中，工業用電負荷穩定。裝機規模不超過20MW 的分布式光伏項目主要分布在基地中心區域，周邊電力用戶密集，考慮光伏出力的正調峰性，預計到2025年各分布式光伏項目電力能實現就近消納。

5 結論

本文分析了分布式市場化交易和增量配電網各種運行模式，針對某增量配電網進行了源荷網系統規劃方案研究，為相關企業提供思路，具備一定參考價值。