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马上就快到2022年4月,一年前,2021年4月国家能源局发布《2021年能源工作指导意见》,意见指出“进一步推动电力交易机构独立规范运行和增量配电试点项目落地。积极推进新能源‘隔墙售电’就近交易。有序放开电网企业设计、施工等竞争性业务。”时间过去一年,有什么变化,没有。
(来源:微信公众号“新能源电力投融资联盟” 文 | 彭澎 中国新能源电力投融资联盟秘书长)
其实2017年,国家发展改革委和国家能源局发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,希望推动试点的落地进而全面打开分布式发电市场化交易,简称隔墙售电,至今唯有江苏两个试点项目并网,再无寸进。大家都问,为何这样难?答案很简单,难在利益的重新分配。联盟对隔墙售电的政策全程参与研究,这次用一个试点项目细细剖析。
2017年,能源局搞分布式市场化交易,文件中对试点范围的分布式明确减免交叉补贴、政府性附加,过网费按照电压等级差计算(发改委价格司给出了明确的计算公式)。
据联盟沟通过的试点项目开发企业,在上报试点方案时表示,如果这些条件落实,项目自愿放弃补贴,希望能将试点落地。江苏落地的隔墙售电试点项目也是无补贴项目。以2017-2018年的装机成本,在无补贴的情况下,我们认为这些优惠条件对开发企业并不过分。当然本质上,这些优惠的成本是电网承担了。因此,电网毫无积极性。从电网的角度来说,分布式隔墙售电卖电给优质客户的最高价时段,但是却由电网承担了系统备用等成本。
时间来到了2021年,所有的光伏项目都没有补贴了,那么分布式要怎么做呢?
人人皆知大基地项目消纳难,为何不能在主要用电负荷区打开隔墙售电呢?
这些疑问,可以参考一下江苏落地的试点项目的情况。
江苏常州5MW分布式市场化交易项目试点情况汇总
项目容量:
5MW,地面农光互补
发用电双方在同一110kv台区
售电价格
0.4698元/kwh,固定价格,不分时段(江苏平段电价0.5492元/kwh-过网费0.05- 政府性附加0.0294)
是否有偏差考核
是,当月结算电量低于合同约定分月电量时,区分合同违约责任,将实际结算电量与合同约定分月电量值的 97%下限之间差值,纳入违约电量。违约责任方按照违约电量以当期江苏燃煤机组基准电价的 10%向另一方支付违约补偿费用。
电量如何结算
当月实际结算电量为交易约定分月计划、分布式发电上网电量以及电力用户实际用电量取小结算。分布式发电当月上网电量超出当月市场化实际结算电量部分,由电网企业按当年对应燃煤基准网电价收购。电力用户当月结算电量低于交易约定的分月电量计划时,不足部分以保底供电的价格向电网企业购买。
在偏差考核和电量结算规则下,分布式风电VS用电户出现了四种场景,不同场景的具体结算情况看图。
多发多用
多发少用
少发多用
少发少用
举例
2021年2月,发电计划:48 万千瓦时,光伏实发电量:57.55万千瓦时;市场化交易实际结算电量:48 万千瓦时,结算电价:0.4698 元/千瓦时;上网电量超出结算电量:9.55 万千瓦时,结算电价:0.391 元/千瓦时;计算综合电价:0.4567 元/千瓦时。
2021年3月份,发电计划:62.5 万千瓦时,光伏实发电量:56.85万千瓦时;市场化交易实际结算电量:56.85 万千瓦时,结算电价:0.4698 元/千瓦时;本月光伏实发电量低于发电计划,产生违约电量:3.775 万千瓦时(实际结算电量-分月计划*0.97),违约补偿电价:0.0391 元/千瓦时; 计算综合电价:0.4672 元/千瓦时。
交易场所
江苏省电力交易中心
电费结算
用电户全部交电费给电网,通过交易中心结算,分峰谷平。电网按照上文的价格与发电企业结算。
上图是试点项目真实的发用电数据,看最下面两条曲线,大量发电是在尖峰、峰时、平时。
从试点项目来看有几个核心问题
1. 试点项目发电是在尖峰、峰时和平时,为何卖电的时候只能按照平时电价计算?
2. 客户交了峰谷平,这中间的差价,电网如何处理?
3. 过网费0.05是怎么计算的,联盟并不不清楚。该项目和用电户属于同一电压等级、同一变电台区,属于无级差供电,如果按照2017的试点文件的公式,过网费应为0。
如果想大规模推广隔墙售电,分布式应该为享受的服务给电网支付什么样的成本,现在不知道。
如果我们来看江苏的输配电价,如果允许分布式隔墙售电,实现峰平售电,交正常的输配电价,交叉补贴,政府性附加,电网给代收电费。开发企业是否感兴趣呢?
现在我们希望电网尽快发布分布式隔墙售电的政策,有什么条件,你们可以提出来。
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