解读国家能源局《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(二)
发布时间:2017-12-18    稿件来源:能源处    【字体大小: 】浏览次数:

  201710月,国家发改委和国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源〔20171901号)。国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,引起行业广泛关注。

  为推动分布式发电市场化交易试点工作顺利开展,方便各方准确理解政策要求,国家能源局新能源司有关负责人接受采访,就《通知》内容进行了解读。

  国家能源局新能源司负责人就《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》答记者问

  一、分布式发电包括哪些类型?

  1901号文件原文:分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。

  纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围,按照全部发电量给予度电补贴。光伏发电~~,风电~~。

  重点选择分布式可再生能源资源和场址等发展条件好,当地电力需求量较大,~,的市(县)级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等。

  在试点地区建设的符合分布式发电市场化交易条件的光伏电站、风电~~。

  解读文章:除了自发自用、余电上网项目可开展交易,分散开发的光伏电站和风电场接入配电网符合《通知》规定条件和接网电压等级并就近消纳的项目都可以开展交易。

  释读:大家很关注究竟哪些发电类型适用本次试点。对1901号文件仔细分析,发现多次出现风电,光伏,而且数次强调可再生能源发电项目。可以判断,适用本文件的发电类型主要是分散开发的光伏和风电,以及生物质发电、沼气发电等可再生能源发电。而且,试点地区的基本条件之一就是分布式可再生能源资源和场址条件好。

  文件和解读文章都未明确提及天然气热电联产。我判断,天然气热电联产不是本次文件打算考虑的,因为天然气不是可再生能源。而且天然气在没有额外补贴的情况下,采用本次试点的三种交易模式,经济性的改善并不明显。如果以天然气热电联产为主的项目,我建议就不要考虑申报了。还有人咨询我燃煤分布式能源的政策,我想,本文件与燃煤分布式应该并无关系。

  二、分布式发电的规模?

  1901号文件:参与分布式发电市场化交易的项目应满足以下要求:接网电压等级在35千伏及以下项目、单项项目容量不超过20兆瓦(有自身电力消费的,扣除当年最大负荷后不超过20兆瓦);单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦,接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。

  释读:以前对分布式光伏有明确界定,核心是单个项目规模小于6兆瓦,35千伏以下接入电网。这次文件把规模改了,不但沿用了此前的微电网文件中的20兆瓦的规模数,这还不算自身电力消费规模。而且这文件还进一步明确不超过50兆瓦容量,在110千伏并网的也能算是分布式发电,只要能够就近消纳!

  中国有许多工业园的电负荷密度很高。一个数平方公里的产业园区用电量达到数亿千瓦时的不在少数。这样的园区消纳一二百兆瓦的光伏基本是没有问题的。只要光伏项目是分散成若干个不到50兆瓦的,并且接入不同的110千伏变电站的,这都是分布式。像苏州工业园这种用电量超百亿的大型工业园区,对光伏的消纳能力可以轻松以吉瓦计。一吉瓦光伏在苏州,发电量大体在11亿千瓦时以下,消纳根本不是问题。

  三、什么叫就近消纳?

  解读文章:按照配电网的技术体系,一般最高的电压等级是110千伏,分布式电源馈入配电网的功率不能向110千伏以上传送。110千伏以上的电压等级是220千伏,如果向220千伏侧反送功率,就不是分布式电源了,应对其按集中式电源管理。

  当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时,即可认定该项目的电量在本电压等级范围消纳。分布式发电项目接入电网电压等级越低且消纳范围越近,则过网费越少。

  释读:官方解读稿中出现了两种就近消纳的标准,标准一是分布式电源馈入配电网的功率不能向110千伏以上传送。标准二是分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷。

  标准二的优点是容易识别,只要把上年的平均用电负荷调出来,就可以确定分布式发电的最大功率。标准一更科学,也更严格。但难点在于实时数据调用比较困难,如果要实现智能化控制的话,设备改造、安全调度等方面的工作量不小。

  严格来说,这两者有明显的差别。因为分布式发电装机总容量在比上年度平均用电负荷低的情况下,有可能出现向110千伏以上倒送电的情况。比如,某50兆瓦光伏接入110千伏变电站,平均负荷是60兆瓦,按标准二,算就近消纳,但是该园区在春节前后的两个星期期间,平均负荷可能只有20兆瓦。而光伏的峰值功能可能高达40多兆瓦,这样就会出现光伏发电向110千伏以上倒送电的情况。这就与标准一相矛盾了。

  怎么办?我感觉试点项目还是按标准一来甄别,比较简单。但光伏电站等分布式发电还是要密切了解电网的负荷动态,主动和电网调度提前协调,在安全有保障的情况下,可以倒送部分电力。如果电网认为安全通不过,则分布式发电要做好调峰,或弃光的准备。电网也可以设计一套针对分布式发电的调度控制系统,这需要体制和技术创新的内容也不少。

  四、试点的体量

  以地级市(或县级)区域、经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等为单位编制试点方案。

  重点选择分布式可再生能源资源和场址等发展条件好,当地电力需求量较大,电网接入条件好,能够实现分布式发电就近接入配电网和就近消纳,并且可以达到较大总量规模的市(县)级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等。

  在试点地区,除了已建成运行风电、光伏电站项目和其他政策已明确的不列入国家年度规模管理的类型,新建50兆瓦及以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。

  开展试点的消纳范围可以是同一台区、同一座变电站(电压等级在110千伏及以下)、跨越不同变电站(变电站之间存在110千伏及以下的线路直接联系)等几个情形。

  释读:最小的试点范围是一个台区、一个35千伏变电站或是一个110千伏变电站,但不是由项目单位来申报,而是要市发改委或县发改委来编制试点方案并申报。在试点地区,新建50兆瓦及以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设,也就是说,一个地区一旦申报试点,除试点方案中的项目以外,该地区新建的风电光伏都要按市场化交易模式建设。就试点申报而言,肯定是手头有一些在建的光伏风电项目,但必须要考虑好了,打算申请多大的区域作为试点地区,因为后续要开发的项目都采用交易模式,这需要先把用户找差不多了。

  如果在一个地级市这么大的试点范围内发展分布式光伏,体量达到吉瓦级是完全有可能的。

  五、试点的模式

  解读文章:直接交易模式。这也是本次试点的主推模式,分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易,向电网企业支付过网费

  释读:领导在解读文章中明确表示,直接交易模式是本次试点的主推模式。此前,有地方发改委在和我沟通中表示打算选模式二,我劝说考虑模式一,对方仍然顾虑重重,觉得模式二也能接受。

  唉,模式二和模式三是领导设计出来给你们做兜底的,你们现在非要不选模式一,岂不辜负了领导的一片苦心。

  六、交易范围

  分布式发电项目应尽可能与电网联接点同一供电范围内的电力用户进行电力交易

  交易范围首先就近实现,原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。

  开展试点的消纳范围可以是同一台区、同一座变电站(电压等级在110千伏及以下)、跨越不同变电站(变电站之间存在110千伏及以下的线路直接联系)等几个情形。

  释读:如何实现尽可能与同一供电范围内的用户进行交易?光伏企业或售电公司如何知道某个有意向购电的用户和光伏项目在同一供电范围内。是先找当地电网公司审核确定,还是先申报,再等电网公司给予确认意见,明确认定是否在同一变电站范围内。当然,尽可能这三个字,也可以理解为不在同一变电站范围也可以。原则上限制也可以理解为不严格限制在同一变电站范围。

  而且解读文章中还明确跨越不同变电站的情形,这一条非常非常关键。这就大大扩展了交易范围。

  不过也有疑惑。北京市朝阳区的某个光伏项目要与海淀区的某个用电客户直接交易,是否可行,谁来确认交易资格?还是说,在同一城市的都可以先申请,电网如果不出具两者之间不存在以110千伏及以下线咱直接联系的情况,就可以认定具有交易资格?

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