分布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进
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十一、通知中提到了实行可再生能源电力配额制,地方电网对可再生能源分布式电源接入的积极性会增强;

根据《通知》,其市场化交易的机制是:分布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进行电力交易:电网企业(含社会资本投资增量配电网的企业)承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易,按政府核定的标准收取“过网费”。

对2020年前计划开发的光伏发电、风电的接入110千伏及以下电网的条件进行测算;按照利用既有变电站接入能力(无需扩容)、改造扩容后的能力以及新建变电站三种条件测算。

二、试点区域内全额上网的分布式光伏发电项目可变身区域内自发自用型项目,不必再走全额上网,只需寻找电价高的用户享受度电补贴,代替目前的光伏发电标杆上网电价,大幅提高收益率;

根据中国光伏产业协会秘书长王勃华的统计,今年前9个月,全国分布式光伏装机1500万千瓦,同比增长超过300%。前三季度,分布式光伏在光伏新增装机里占比接近40%,而去年同期,分布式光伏在光伏新增装机的比重仅有10%。

(一)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”。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。

由于文字较多,为了方便读者快速知晓此次通知文件的意义,直接把针对分布式光伏细分行业的高度总结放在最上面。想了解详情的可耐心阅读全文。

其一,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”。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。

六、试点工作组织

九、有助于推动售电市场的市场化,加速配售分离,用区域内撮合匹配降低没有必要的投资冗余;

其三,电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量,但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。

六、组织实施

七、从2015年就在说,稳定的现金流收入结构远比纸面上的IRR来的重要,只有真正的实现市场化交易,分布式光伏才能够尽快实现资产证券化或项目收益权抵押融资;

这一政策的出台对分布式光伏而言,意义尤其重大。“分布式光伏发电项目在‘自发自用,余电上网’和‘全额上网’之外,多了一个选择,可以将电卖给就近的电力用户,而对电力用户而言,可以用到比电网公司更为便宜的电,而且是新能源发的电。”江苏林洋能源股份有限公司副总裁裴骏对21世纪经济报道记者分析,这将大大促进分布式光伏电站的发展。

(一)建立分布式发电市场化交易平台

日前,国家发改委、国家能源局发布了《关于开展分布式发电市场化交易的通知》,文件中明确规定分布式发电项目可采取多能互补方式建设,并且鼓励分布式项目安装储能设施。

11月13日,国家发改委和能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,提出分布式项目可以进行跨用户售电(也就是俗称的“隔墙售电”),2018年2月第一批试点地区启动交易。

4.“过网费”标准及执行

冠亚体育官网,六、虽然此次只是试点,但意义非凡。如果推广到全国并得到切实落地,中国的分布式光伏将得到长足发展,并且大幅降低对补贴的依赖性,加速推动平价上网;

国家能源局一位官员对21世纪经济报道记者透露,《通知》并没有特别限定试点的范围和数量,这说明国家原则上鼓励各地积极申报试点,在更大范围内推行试点,以推动电改。

2.分布式发电市场化交易电量供需平衡管理

一、试点区域内的自发自用余电上网的分布式光伏发电项目不必再担心屋顶企业的用电稳定性和结算能力,通过市场化电力交易可实现隔墙售电,自主选择区域内电价高、用电量稳定的电力用户;

根据《通知》,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。

(三)分布式发电接网及消纳条件

这是继今年3月发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知征求意见稿》8个月后千呼万唤始出来的正式通知文件。

发电企业售电选择多元化

1.分布式发电市场化交易信息管理系统

十、大量可再生能源分布式电源的接入会加速配网对于储能的需求;

“隔墙卖电”试点将启。

调度机构(一般由地调承担或增量配电网调度机构承担)负责建立分布式发电(电量)交易结算系统,按月进行购售电量平衡并结算。电网企业向购电方收取的总用电量的电费,切分出分布式发电市场化交易售电方的售电量,按交易价格将电费转交给分布式发电售电方。分布式发电市场化交易售电方也可与电网企业签订代售电合同,把电量全部委托电网企业代售电,电网企业按照综合售电价格扣除“过网费”后与分布式发电售电方结算。

三、收电力用户电费不再担心违约,电网代收电费终于梦想成真;

裴骏分析,第一种模式相当于分布式光伏的“自发自用、余电上网”的扩大版,余电部分卖给附近的用电大户比卖给电网公司会获得更多收益。

1)区域年电力消费量(全社会用电量),较高、较低、平均用电负荷,电力需求的月度变化、典型日变化规律。

五、按目前的0.42元/kwh的度电补贴水平,即使降低10%以上达到0.378元/kwh,结合电力用户综合电价0.6元/kwh的水平,再减去大致的过网费0.15元/kwh水平,总度电收入0.828/kwh依然具有相当的经济性。就算0.42元/kwh度电补贴降到0.3元/kwh,总度电收入仍可达到0.72元/kwh,且收入结构相当稳定;

“第三种模式本质上不是一个交易模式,而是对分布式发电项目实现收益的一个兜底担保。”国家发改委能源研究所研究员时璟丽对21世纪经济报道记者分析。

(二)交易条件审核

四、试点区域内的地面分布式光伏电站可实现大用户直供电,降低限电,提高收益率;

考虑各地推进电力市场化交易的阶段性差别,两部门提出分布式电站可采取以下三种模式的一种或者多种。

(一)总体思路

十二、区块链技术是否能够应用到分布式发电市场化交易的交易中心模块中,值得期待。

裴骏分析,分布式发电项目交易的试点,有利于降低可再生能源发电的财政补贴水平,尽快实现新能源发电的平价上网。

(三)目标和步骤

八、抢屋顶大战之后,即将打响的是抢优质电力用户大战,分布式光伏的硝烟即将弥漫到本已杀到眼红的售电市场;

大幅降低可再生能源补贴缺口

3.参与交易的购电方符合国家产业政策,达到国家环保和节能标准,在电网结算方面未有不良记录。

在征求意见稿中本来的时间安排中,计划2017年6月30日前完成第一批试点地区的交易平台建设、交易规则制订等相关工作,7月1日起启动交易。从正式通知的时间安排上来看,2017年12月31日前需要完成试点方案的编制,进行交易平台建设准备。2018年1月31日前试点地区完成分布式发电交易平台建设、交易规则制订等工作。2018年2月1日起启动交易,比原定计划推迟了整整7个月,推进中存在的阻力和难度可想而知。不过意义如此重大的事情,就算来得迟了些,也是值得等待的。

具体来说,光伏发电在当地分布式光伏发电的电补贴标准基础上适度降低:风电度电补贴标准按当地风电上网标杆电价与燃煤标杆电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)相减确定并适度降低。单体项目容量不超过20兆瓦,度电补贴需求降低比例不得低于10%:单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的,度电补贴需求降低比例不得低于20%。

2.电力电量平衡

所谓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,技术类型主要包括光伏发电、风电、天然气热电冷联供、沼气等生物质发电、余热余压余气发电和小水电等。

五、有关政策支持

航禹太阳能董事长丁文磊对21世纪经济报道记者分析,按目前的0.42元/kwh的光伏度电补贴水平,即使降低10%以上达到0.378元/kwh,结合电力用户综合电价0.6元/kwh的水平,再减去大致的过网费0.15元/kwh水平,总度电收入0.828/kwh依然具有相当的经济性。

说明本区域当前分布式发电发展总体情况,分析分布式发电发展面临的突出矛盾和问题,开展分布式发电市场化交易的目的和意义。

此外,《通知》明确了试点的时间表。2017年12月31日前,有关试点地区完成试点方案编制,进行交易平台建设准备。2018年1月31日前,试点地区完成分布式发电交易平台建设、制订交易规则等相关工作,自2018年2月1日起启动交易。2018年6月30日前,对试点工作进行总结评估,完善有关机制体系,视情况确定推广范围及时间。

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。光伏发电在当地分布式光伏发电的度电补贴标准基础上适度降低;风电度电补贴标准按当地风电上网标杆电价与燃煤标杆电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)相减确定并适度降低。单体项目容量不超过20兆瓦的,度电补贴需求降低比例不得低于10%;单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的,度电补贴需求降低比例不得低于20%。

时璟丽解释,第一种和第二种模式需要电网企业的积极配合,如果电网企业不配合的话,那么分布式发电企业可以选择第三种模式。

(三)分布式发电市场化交易平台建设

“这将大大降低中央财政对分布式光伏发电项目的补贴水平。”裴骏解释,一般来说“自发自用、余量上网”模式的国家补贴水平要比“全额上网”低,引入市场化交易机制之国家的补贴水平至少可以降低10%以上,由此可以大大降低未来的可再生能源补贴缺口。

1.交易模式

其二,分布式发电项目单位委托电网企业代售电,电网企业对代售电量按综合售电价格,扣除“过网费”后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。

符合市场准入条件的分布式发电项目,向当地能源主管部门备案并经电力交易机构进行技术审核后,可与就近电力用户按月(或年)签订电量交易合同,在分布式发电交易平台登记。经交易平台审核同意后供需双方即可进行交易,购电方应为符合国家产业政策导向、环保标准和市场准入条件的用电量较大且负荷稳定企业或其他机构。电网企业负责核定分布式发电交易所涉及的电压等级及电量消纳范围。

试点地区可依托省级电力交易中心设立市(县)级电网区域分布式发电交易平台子模块,或在省级电力交易中心的指导下由市(县)级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构开展相关电力交易。交易平台负责按月对分布式发电项目的交易电量进行结算,电网企业负责交易电量的计量和电费收缴。电网企业及电力调度机构负责分布式发电项目与电力用户的电力电量平衡和偏差电量调整,确保电力用户可靠用电以及分布式发电项目电量充分利用。

二、市场交易模式

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,根据可实现市场化交易的额度确定各项目的建设规模和区域总建设规模。试点地区在报送试点方案时预测到2020年时建设规模,并可在实施中分阶段提出年度建设规模。对试点方案中的符合分布式发电市场化交易条件的风电、光伏电站项目,在电网企业确认其符合就近消纳条件的基础上,国家发展改革委、国家能源局在回复试点方案论证意见时将一次性确定到2020年底前的总建设规模及分年度新增建设规模。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。

1)分布式售电方上网电量、购电方自发自用之外的购电量均由当地电网公司负责计量,购电方通过电网所购买全部电量(含分布式发电交易电量)均由当地电网公司负责收缴。

(二)基本原则

(三)电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量,但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域较高电压等级用户对应的输配电价。

(一)“过网费”标准确定原则

(二)编制试点方案

3.电力系统及市场条件

不要求分布式发电交易售电方的上网电力与购电方的用电负荷实时平衡。当售电方上网电力超过购电方用电负荷时,调度机构将多余电力配送给台区内(或跨台区)其他用户;当售电方上网电力减少(极端情况无出力)时,购电方的负荷由调度机构自动从网内调配电力满足。分布式发电企业与用户的供需合同为电量交易合同,实时供电和偏差电量均由调度机构自动组织实现电力电量平衡。

三、发展条件

(一)公共服务及费用

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。分布式发电项目可采取多能互补方式建设,鼓励分布式发电项目安装储能设施,提升供电灵活性和稳定性。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35千伏及以下的项目,单体容量不超过20兆瓦(有自身电力消费的,扣除当年用电较大负荷后不超过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。

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