电力规划设计总院副总工程师黄晓莉：风光可再生能源并网政策探讨

北极星风力发电网讯:2019年11月7日，第四届中国中东南部分散式风电开发研讨会在江苏省江阴市召开，电力规划设计总院副总工程师，教授级高级工程师黄晓莉发表主旨演讲，以下为全文北极星电力APP对会议全程直播，如需我们直播您的会议，请联系：13693626116

很高兴参加这次研讨会，我汇报的题目是《风光可再生能源并网政策探讨》。这里有些内容是我们正在研究的一些问题，这次拿出来跟大家分享也是想更多的听听大家的意见，所以说，这不是结论这是探讨。

我汇报的内容主要有五个部分，包括政策概览和制定情况另外保障性收购和政策分析及意见，还有分布式发电接网及交易。

简单看一下概览，在2019年开始，国家能源局发改委对风光平价上网的推进力度大大加快，在2019年5月份，下发了第一批风光负荷平价上网的项目名单，对风光进价2019年新征的集中式风电项目和光伏发电项目也规定了需要国家补贴必须经过竞争配置方式进行确定。也公布了相应的进价的结果。

对分布式和市场化交易，国家也规定可以减免交叉补贴，经过了两年的筹备，最后下发了26个试点项目。对于保障性机制，最后也明确了要确定以省行政区域为主体的一个消纳责任权重，而且消纳情况要作为2019年可再生能源开发建设并网运行的基础数据。

新的政策集中在几个方面，一个是全额保障消纳，全额保障消纳在受限区域要核定保障小时数，在非受限是全额消纳，可再生能源消纳群众要求电网企业独立配送公司，承担年售电量相对消纳量，不足部分可以通过绿证交易或者是其他方式来满足这个考核的需求，在平价上网方面，出台了一系列平价上网的政策，包括上网侧的评价上网和用户侧的平价上网，要求全额保障消纳。从国家补贴逐步向市场化补贴进行转变。

根据我们的测算，按照国家的2020年各省最低消纳责任权重来实施的话，2020年预计全国可增加再生能源消纳817亿千瓦/时，各省是不一样的。河北最多是136亿，贵州最少是7亿。

另外我们也应该看到消纳在有些地区，像甘肃、西北大规模集中的地区，任务还是非常重的。甘肃通过输电通道风光平均电价只有0.13元。未来平价上网有很多的问题需要进行探讨和研究解决的。

第二部分简单介绍一下分布式发电市场化交易试点情况。自从试点项目发布之后，大家都在研究落实，最近江苏省在7月份分布了一个交易规则，指明了主要以年度为周期开展双边协商交易，远期开展挂牌交易和集中竞价交易，面临的主要问题主要是并网问题和过网费合并问题。

四点区域下一步重点开展的工作，一方面要解决项目并网，缴纳范围的认定，另外要出台分布式市场化交易过网费的政策，同时要出台交易规则等配套政策，完善交易机制。介绍一下新形式下的可再生能源保障性收购，在国际上可再生能源保障收购有多种方式可以实现。

包括固定电价、固定补贴、市场化下的优先权还有配额制、绿证等等，在我国实际上目前的政策给我们市场化的推进进出现了多情况一种就是受限区技术上无法消纳的，只能保证一定的利用小时数，超出部分需要参与市场竞争，非受限区全额消纳，出现了代补贴项目和平价项目，这都不同的。另外从市场机制方面也有不同的。

在不同的市场机制、不同的项目、不同的区域，如何保证新能源的可再生能源保障性收购有不同的方式，在补贴项目下，还是有部分电量需要进入市场去与用户签订中长期发电合同。

在现货市场，全国的现货市场太一样，像内蒙是部分电量限货市场，中长期签订的是物理合同，然后是分解到日前，然后部分电量进入现货市场。其他的现货市场目前基本都是中长期金融合同加全电量现在市场，需要把原来只签订的，在中长期实际上只签订金融合同就是差价合约，只有在现货的时候全部电量进行定价，那么在这种情况下，实际上我们新能源也需要在双边交易物理合同竞价的市场交易的这一部分电量需要进入中长期合同市场和现货市场来保障你的电量进入市场。

结算按照你的市场结算价格或者是中长期合同价格物理实时结算的，对于金融市场，我们认为市场交易的新能源电量最好签订差价合约，保障电价不要浮动太大。在现在市场部分也需要进入现货市场。

对于非限电区比较简单的，因为是全额保障的，特别是补贴项目保价保量，直接跟电网公司签订的一种能力的合同，就是说你保障你的发电能力，电网公司负责给你安排。对于平价项目是保价保量的，只要是平价项目就保障你的消纳和火电定价进行结算。

第四部分介绍一下我们对于促进我们可再生能源发展的政策机制的分析和建议。第一个介绍的是用平准化电路成本MCOE的方式进行了测算，按光伏成本在2019年是0.36元，2020年为0.35元，跟火电的上网平均电价0.35元基本持平，所以如果仅从度电成本来讲的话，2020年可以实现平价上网的。

不仅要考虑度电成本还要考虑分摊电网不平衡调度成本，在我国和国外是不太一样的，根据国际经验，平均的成本大概是0.024元千瓦/时，在我们国家特别像东北辅助服务补贴，费用很高的地区。辅助服务费用已经达到了0.025元千瓦/时。所以如果按0.024元千瓦/时，大概在2020-2021年可以实现平价上网。

对于无补贴时代，实际上对于可再生能源直接参与电力市场，固定上网电价全额收购，虽然是好的，但是不可持续，因为补贴和消纳的压力会越来越大，直接进入新能源市场，实际上可以回归新能源作为能源商品属性。有利于新能源根据市场的需求调整处理，同时也为系统运行减轻压力创造公平的市场环境。

新能源参与市场竞争，因为新能源的成本是非常低的，所以大量的新能源参与市场竞争可以大大降低市场的促进价格，为整个社会和能源成本的下降提供支撑。

对于中长期市场我们还是认为新能源应该积极参与差价合约的市场，能够保障新能源电价能够有一定的风险防控能力。另外对于日前市场，我们也研究了目前的试点区域的规则，我们觉得还是有优化的空间，新能源特点就是越到接近始发的时候，预测精度是越高的，目前日前日内市场，实际上报在日前结束了，那么在日内是封闭的，日内市场对新能源开放提供二次报价修整的机会，可以大大增加新能源的发电机遇，也降低整个调控平衡的成本。

对于偏差考核，我们认为也是对新能源有特殊的优惠，像火电的考核范围是正三，在偏差上，对新能源像风电可以对他的多发按10%考虑，对少发暂时不考虑，这个可以对新能源是鼓励参加市场竞争的多发电的模式。

我们国家目前还有一个问题，就是辅助服务市场一个是市场和电价偏低，但是分摊不高，我们可以看一下南方电网的服务市场化运行，他的申报价格上限是6-15元/兆瓦时，调控调频公司不考虑水轮机频繁调频使用收入仅仅增加0.3%，所以这个就很难调动市场主体参与辅助服务的积极性。

火电深度调风，东北的火电调风，申报价格最高可以到一块钱，费用是非常高的，特别是风电分摊的费用达到了56%，这也是非常高的，这个可能东北后来是发了一个补充规定，把价格降了一半，而且把风电技术分摊容量按乘二考虑，相当于降了四分之一。

对于储能来讲，我们目前存在的主要问题还是政策不明确，电价不明确，方面也没有明确的规定，所以在市场方面目前主要是跟火电进行参与辅助服务。在平价上网时代，我们认为平价的风光应该参与辅助服务费用的分摊，因为根据我们的计算，平价上网项目非常薄的，如果分摊部分度电利润可能就为零了。

这个是给出了调频辅助服务的一个情况，就是在5%的电量参议调频的情况下收益平衡一点45元兆瓦/时，跟刚才的6-15元的差距非常大的。如果调频量降低的话，如果2.3%，1.4%的话，收益平衡点更是扩展到118元。

对于储能我们希望能够尽快地出台相应的政策，独立参与辅助服务市场准入条件、电价出入如何正确地疏导到用户侧。现货市场是一种方式，另外可能还有一些过渡方式需要考虑。

最新的发展是江苏出台了规则明确储能作为独立主体，提供辅助服务。

辅助服务的增加对我们新能源的消纳是非常关键的，以内蒙为例，在自备电厂参与调控机增加火电调控系数10%的情况下，消纳风电可以达到2兆瓦，所以我们要积极组织辅助市场，尽快开展辅助服务的交易。

对于分布式市场化交易，现在目前出台的主要是减免过网费，它的主要作用也是想理顺输配电价的关系。目前，我们看到输配电价本身的定价也是不合理的，输电电价远高于配电电价，特别是到底层，越低越少，跟实际情况实际上是不相符的。

对于长期来讲，我们还是希望能够理顺输配电价的基础上，用市场化机制来解决分布式交易的问题，可以引入差价合约来进行交易。

在市场方面我们还希望能够研究建立容量市场，毕竟长期保障电网稳定、安全保障还需要有足够的容量，包括火电等等。另外，还希望能够研究平衡市场，平衡市场主要是希望能够给灵活性电源提供合理收入的市场；对于用户侧的储能需求是响应的，也希望能够尽快地纳入到市场中，能够尽快发挥用户侧调解能力的作用。

最后，对规划我们希望能够进一步地加强各种规划之间的衔接，包括煤气电、供热各种需求之间的衔接。还有滚动机制的完善和刚性落实的机制，不同的部门之间对不同电源规划的协调。

对于分布式电源应该制定专门的分布式电源的专项规划，实施动态的电力规划管理，也要建立新能源发展机制的评价体系，可以从总量目标及规划、产业发展及技术创新、消纳机制，电价管理及费用标准、费用补偿、政策及监管等方面进行完整的评价，促进新能源发展机制的不断地向前发展。

对于分散式风电，下一步要进一步研究刚才很多专家提到的，昨天大家讨论也比较多，包括审批制研究以核准承诺代替核准的方式，土地方面研究以租代征，消纳方面研究开展消纳能力测算，如何测算、怎么分区、边界条件怎么确定、总量控制按照项目核实消纳；在接入方面如何简化程序，实行一站式服务；综合能源服务方面要提倡多种能源综合开发、综合利用、综合服务；在标准方面要尽快建立设备及环保标准，统一建设其制造标准；在规划方面加强统一规划，联网和协调规划。

第五部分介绍一下分布式发电的接网与交易。

按照最新的《分布式电源管理办法》，我们也规定了单体容量在35千瓦千伏级以下是不超过2万的，在114千伏是不超过5万的规模。它的接入方式有直接接入配电网，有区域能源网络方式，都是鼓励采用多能互补、综合能源开发、综合能源利用、综合能源服务，实现多种能源之间的横向互补和远网多储的纵向协同，包括管囊协同、需求侧协同等等，提高能源的综合利用效果，充分消纳可再生能源，多种能源的协调优化，提升用户的用能品质，提高用户的功能可靠性，降低用户的用能成本。

我们也进行了初步研究，在不同的情况下，接入方案可以有不同的考虑。在低渗透率下，在10%左右可以直接馈线接入，受限主要是馈线末端的电压，这时候是无需考虑主电倒送能力的，对于现有电力保护应该修改电值，必要时增加防线元件。

在中渗透率下，20%-60%之间希望能够允许主电向电网倒送新能源功率，通过多条馈线同时接入，馈线保护也会重联插入保护。

在高渗透率下，60%以上除了上述测试外，还建议讲部分分布式电源直接接入主电。另外鼓励分布式电源安装处理建通器，将5%时间内的建通电力舍去，可以进一步提高分布式电源的渗透率，扩大装机规模。

对于分布式电源交易的范围，可以看一下这几张图，一个是可以在同一台电压器下面进行，这张图给出我的用户和分布式发电都是接在同一台主电下面；它也可以在同一个并联站不同的主电之间进行，那么这个用户和分布式发电是接在不同的主电下，还有它是可以穿透不同的并联站的，只要你两个并电站之间存在114千伏、10千伏、35千伏线路的联系，就可以进行交易。

最后一种它可以接物在20主电的下面，在两个馈线之间进行交换。

过网费的计算目前是按照用到哪一层就是计算到哪层，你想这个图上的例子只需要支付10千伏层的过网费，过网费是10千伏电压等级的输配电价减去35千伏的输配电价。这个也是例子，如果精细计算的话，一般工商业在这种情况下，只需要2分4元，大工业是2分。

也有一种比较简化的计算方式，我不去详细地区分你到底用到了哪个电压等级，最粗的计算就是我把220级以上的全部扣除，10级以下的作为我的过网费，如果这种计算在这个例子里就是0.4505-0.3395，减去220千伏的输配电价。

最后想回归技术，说一下技术对我们分布式交易的影响。现在比较火的区块链，那么区块链是什么？实际上就是用区块来记录交易的状态和结果，链是由多个区块按发生顺序串联而成，该结果设计保证记录数据的完备、可追诉性，同时它是去中心化的，采用分布式技术，即分布式传播、分布式记账、分布式存储，实现去中心化。

去信用化用非对称的加密技术，实现分布式节点之间的100%的信任。在我们能源领域，目前研究比较多的一个是分布式能源交易，一个是可再生能源证书、电动汽车、充电管理、光伏众筹等方面，实际上在储能参与电网运行等等方面也是可以用区块链可以部署的。

区块链实际上只要有明确的结算机制和交易机制，它就可以给你自动地形成智能合约、自动启动、自动运行、自动结算、自动支付，实际上在物理层面之上，给部署了一个信任的层面，大家可以相互信任，能够自动地进行交易，自动地进行结算和支付，所以对于我们分散式、分布式的能源来讲，区块链技术真的是非常重要。

因为原来垂直性、大一统、集中式的管理模式是很不适应分散式的，但是区块链的方式是非常适应分散式。这里也给出了一个例子，我可以用区块链来记录交易，用区块链来进行智能合约的签署和执行。我们是用交易信息平台进行信息发布，用智能控制终端来实现运行和控制，用区块链来进行合同的签定和交易结算。

总的来讲，技术将大大地改变我们电网的运行模式，包括“云大物一智”，我们分散式风电实际上是在端处，我们首先是智能设备，在端处是在智能化可以自己运行和控制，我们还需要边缘计算来进行支撑，在平台方面需要大平台来支持我们广泛的互联和运行，区块链将是促进整个分布式电源在交易、运行各方面的重要技术。

我的汇报就到这里，谢谢大家！