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“新能源直供电”概念和影响分析

2022-09-21 11:08来源:中国电力企业管理作者:齐金龙关键词:新能源市场化交易隔墙售电电力市场收藏点赞

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5月30日,国务院办公厅转发了国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》(简称《实施方案》)。方案提出:“在具备条件的工业企业、工业园区,加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目,支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设,推进多能互补高效利用,开展新能源电力直供电试点,提高终端用能的新能源电力比重。”

(来源:微信公众号“中国电力企业管理” 作者:齐金龙)

此处的“直供电”是指不经由电网企业的输配电网络,而是建立“新能源专线”,直接向用户供电。2022年6月,国家发展改革委、国家能源局等9部门联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》提出:在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区,因地制宜开展新能源电力专线供电,建设新能源自备电站,推动绿色电力直接供应和对燃煤自备电厂替代。

但在执行层面,根据《中华人民共和国电力法》(2018年修订版)第二十五条规定:一个供电营业区内只设立一个供电营业机构,供电营业区的设立、变更,由供电企业提出申请,电力管理部门依据职责和管理权限,会同同级有关部门审查批准后,发给《电力业务许可证》。因此,新能源企业不仅要建设供电专线,还需承接供电营业区内用户所有的配电网运营业务,从而对企业资质、财务、技术、履责等方面提出了更高的要求。

新能源市场化交易政策轨迹分析

从政策轨迹来看,新能源市场化交易的目的在于尽可能减少新能源电量交易的中间环节,向发、用电双方让利。根据电力市场现状、实施难易程度,本文将该进程分为3个阶段:集中式新能源绿电市场交易—分布式新能源电力市场就近交易(简称“隔墙售电”)—建设“新能源专线”供电,并对各阶段的开展情况和问题进行概述:

新能源电量价格体系简介

以江苏省近期电力市场交易情况为例,新能源电量主要涉及的价格包括以下五种:一是新能源电网收购价:391元/兆瓦时;二是电力市场绿电成交价:467.04元/兆瓦时;三是电力市场火电成交价:466.46元/兆瓦时;四是电网收售电价差:电力市场绿电成交价-新能源电网收购价=76.04元/兆瓦时;五是输配电价(过网费)。

集中式新能源绿电市场交易

2021年9月7日,绿电交易正式启动,在该种交易模式下,新能源电量将因绿电消费凭证产生相对于火电的额外溢价,另一方面,收售电价差也将由电网企业让利至新能源企业。然而,现阶段绿电价格体系仍有待厘清,以江苏电力交易中心为例,绿电的环境价值反映在绿电市场、绿证市场、碳排放市场的价格分别为0.58元/兆瓦时、35~50元/兆瓦时、33.64元/兆瓦时。价格上的差异导致了绿电市场供需无法精准匹配,供不应求;绿证市场少人问津;而在碳排放市场,仅有限的经CCER认证的新能源项目可参与,从规则上造成了供给的紧张。

隔墙售电

随着新能源发电成本的下降,在市场的驱动下,分布式新能源装机占比越来越高。而分布式新能源参与市场化交易较为理想的方式分为以下两种:第一种是对于规模较大、具备就地消纳条件的电量,供需双方双边协商,签订中长期电力交易合同(即“隔墙售电”);第二种是不具备上述条件的电量,通过虚拟电厂技术与各类负荷、储能聚合后,参与电力现货市场及调频辅助市场。

由于分布式新能源聚合的技术条件、商业环境仍不成熟。因此,“隔墙售电”是当前分布式新能源市场化交易的必然选择。

“隔墙售电”的概念在2017年10月国家发改委、国家能源局《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》提出,2020年12月全国首个“隔墙售电”项目——江苏常州市天宁区郑陆工业园5兆瓦分布式发电项目并网。相较绿电市场的输配电价,江苏省“隔墙售电”试点的“过网费”优惠幅度较大,使得“隔墙售电”度电成交价得以高于绿电市场,约在0.49~0.58元/千瓦时之间,如开展带曲线交易,成交价仍有上升空间,各方参与“隔墙售电”项目意愿强烈。尽管如此,“隔墙售电”进展依然缓慢,究其原因,主要存在以下问题:

首先,“过网费”机制有待厘清。根据政策规定,电力用户在10千伏电压等级且同一变电台区内消纳,免收“过网费”。这就导致供需双方同在10千伏台区的“隔墙售电”不仅“零”成本使用电网企业的设备,又无需承担交叉补贴。即便跨电压等级“隔墙售电”,收取“过网费”也无可依据的标准。政策的不完善,导致在执行层面上仅有零星试点,而无法进一步推广。

其次,“辅助服务”分摊机制有待健全。当新能源电量渗透率超过15%时,系统成本快速上升(调频备用成本)。根据前期电力市场探索经验,因新能源接入产生的系统成本将由优先出力机组、省内可再生能源进行分摊,但现阶段无政策规定“隔墙售电”如何参与分摊,导致集中式新能源、分布式新能源承担责任不对等。

第三,偏差考核机制有待细化。“隔墙售电”项目需接受3~5%发电量的偏差考核,在当前按月度交易的前提下,发电方要提前40天进行电量预测并报送生产计划,而分布式光伏受天气因素影响大,中长期预测较为困难,易对发电方造成经济损失。建议进一步细化交易时间颗粒度,降低偏差考核对发电方的影响。

新能源专线

在“隔墙售电”进展不如意的背景下,2021年底至今,政策文件中频繁提到“新能源专线”。虽然建设“新能源专线”免交“过网费”,可最大程度提升分布式新能源收益空间,但仍然需厘清如何承担交叉补贴和系统成本。此外,相较于“隔墙售电”,“新能源专线”还存在其他问题:

一是经济性:“新能源专线”供电需新建中、低压配电线路,用户侧接线形式、设备、保护可能需要配套改造,发电和用电双方通过电价增加的收益能否覆盖新建、改造费用是“新能源专线”供电实施的前提。此外,若双方需跨越企业用地红线敷设配电线路,极有可能与公网线路路径重叠,造成路径资源浪费。

二是电力供应可靠性。购、售电双方一般为普通工业企业,电力设备、发电设备运维极有可能存在不专业、不到位的情况。原本单一用户故障仅影响该用户或用户接入线路;建立新能源专线后,不同用户之间的电气联络可能使两条甚至多条线路产生联络,任一用户内部故障时,都可能会扩大影响范围,造成多条电网线路跳闸,将对供电可靠性将产生不利影响。

三是合同履约风险。发电和用电方经营状况随市场可能产生较大波动,若用户经营状况不良,用户流动资金紧缺,甚至关停、破产的情况下,售电方电力供应或购电方电费缴纳均存在无法履约的风险。即使企业经营状况正常,无可靠第三方监管情况下,亦存在延期交纳电费的可能。

四是社会公平性。即便建设“新能源专线”,电网仍承担总体用电兜底作用,用户是否参与“新能源专线”对其申请报装容量基本没有影响,电网针对相应用户的投资成本不因“新能源专线”而改变,在容量不变但电量大幅下降的情况下,用户的用电成本和电费收益不对等,下一监管周期重新制定输配电价时,原本用户应承担的电网投资、建设成本需由其他未参与“新能源专线”的用户分摊,造成用电不公平。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年08期,作者系本刊特约撰稿人

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