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分布式发电市场化交易文件释读:先找到购电用户
日期:2017-12-20   [复制链接]
责任编辑:xiaoguang 打印收藏评论(0)[订阅到邮箱]
 编者按:分布式发电项目单位首先与能消纳其全部上网电量的电力用户进行交易,特殊情况也不排斥与一家以上电力用户交易。

一家用户就能完全消纳?

1901号文件

购电方应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电荷稳定企业或其他机构。

1901号文件领导解读

分布式发电项目单位首先与能消纳其全部上网电量的电力用户进行交易,特殊情况也不排斥与一家以上电力用户交易。

释读:

购电方的购电资格看来要经过审核,按各省对电力交易的职责划分,应该是由省市经信委来认定资格。

电力量较大且电荷稳定,这就比较模糊了,多大算较大?是相对比,还是绝对值?多稳定算稳定?

而且领导解读的时候表态尽量一对一销售,即一个分布式发电项目找一个用户消纳。先找到用户当然非常重要。

如果分布式光伏与一家电力用户进行交易。

10千瓦光伏,发电量约12000千瓦时。

100千瓦,发电量约12万千瓦时。

1兆瓦,发电量120万千瓦时。

5兆瓦,发电量600万千瓦时。

20兆瓦,发电量2400万千瓦时。

50兆瓦,发电量6000万千瓦时。

对于一个10千瓦的光伏项目,用电量5万千瓦时的用电单位算是用电量较大,因为消纳这点光伏不成问题。这是相对大,但绝对量显然不算大。

如果对于一个年用电量1000千瓦时的企业,10千瓦、100千瓦,以及1兆瓦的分布式光伏项目都可以很方便消纳,那这企业用电量当然算大。

麻烦在于如何实现完全消纳?

如果分布式光伏发电120万千瓦时,企业用电量120万千瓦,或者200万千瓦时,这时,应该实现不了完全消纳。

因为这里面有个峰谷电价的缘故,也就是在模式一会碰到的问题。

企业的用电如果比较平稳,基本平均在峰平谷段,那它的电费计量是200万千瓦时乘上各时段的电价。而光伏发电企业则按峰谷电价计量。

买方和卖方在电量总量、价格和电费总额方面会产生差异,麻烦就会产生。

也就是说如果一个光伏项目与一个客户进行直接交易,并实现完全消纳,那么大体就要是1兆瓦的光伏项目对应电量1000万千瓦时的客户,10兆瓦的光伏则要1亿千瓦时用电量的客户来消纳。

思考:规模稍大的分布式光伏要想实现消纳其全部上网电量,与一家电力用户进行交易可能是不容易实现的,看来,需要与几家用户交易。一对多的情况下,光伏电量电费的分担方式需要一套计算方法,当然还应该比较简单,而不能太复杂。

想买绿电的客户是最优客户

客户为什么要买分布式光伏的电呢?

1、便宜。2、绿电。

和“自发自用,余电上网”模式不同,买电用户不需要贡献屋顶,也不用担心屋顶装光伏漏水、以及买电发票等麻烦事。所以签约难度大大减少。

分布式光伏的电如果能有所便宜的话,即使几分钱,对客户总是划算的。昨天江苏省电力市场交易电价降价才1.8分。

还有些用户想买绿电,特别是苹果公司在中国的供应商,苹果总部对这些供应商有要求,他们要用绿电。苏州工业园就有不少这样的客户。

1901号文件:

分布式发电市场化交易的可再生能源电量部分视为购电方电力消费中可再生能源电力消费量,对应的节能量计入购电方,碳减排量由交易双方约定。

但在中国买绿电很麻烦,如果是用绿证则太贵,最便宜的风电绿证每张167元,相当于每千瓦时0.167元,贵的光伏绿证则高达重组千瓦时5毛多钱,企业负担非常重。江苏省经信委和物价局设计了政策让这些企业直购江苏北部的风电,价格比目前目录电价高0.1元。
而根据1901号文件,企业买了分布式光伏,价格不但不贵,还有可能便宜,企业何乐而不为呢?应该就算完成了一定量的绿色电力认购。 但是这个证书怎么发,确实现在没有理清楚。而且绿电企业通过买分布式光伏还不足以满足他的绿电需求。

试点单位思考:

企业买了分布式光伏,应该就算完成了一定量的绿色电力认购。 但是这个证书怎么发,确实现在没有理清。现在我们有个困惑,企业绿电需求无法完全通过这个交易来实现,因为光伏发电不是全天的,当不发电的时候企业绿电仍需要通过其他途径来获得。这个和绿证之间有不同。感觉分布式交易要结合绿证来看,是这个意思吗?
关于绿证的132号文件却把分布式光伏发电排除了绿证之外!这事怎么办?

最终要全面推广

如果园区有绿电购买需求的企业,用电量达1亿千瓦时,则安排其购买一企业规模在1兆瓦或10兆瓦的分布式光伏,价格优惠5分钱,各方多赢,交易试点成功!但这样小规模的试点远远不是改革的目标。

因为,这次改革的目的并不是要给一些分布式光伏企业以政策红利,而是要全面推广。

1901号文件

国家发展改革委、国家能源局组织分布式发电市场化交易试点的目的是探索与分布式发电相适应的电网技术服务管理体系、电力交易机制和输配电价政策改革等,在试点探索和评估总结基础上,最终形成可普遍适用的分布式发电的技术、市场和政策体系。

这也就是未来的能源互联网的基础形态的一部分。

2016年2月份, 国家发改委、能源局、工信部联合发布的《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》提出了微平衡市场交易:

建立基于互联网的微平衡市场交易体系,鼓励个人、家庭、分布式能源等小微用户灵活自主地参与能源市场。

鼓励企业、居民用户与分布式资源、电力负荷资源、储能资源之间通过微平衡市场进行局部自主交易,通过实时交易引导能源的生产消费行为,实现分布式能源生产、消费一体化。

而且,试点地区要全面统筹,而不是只考虑几个分布式光伏项目。

1901号文件

试点地区在报送试点方案时预测到2020年是建设规模,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的风电、光伏项目。在电网企业确定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。

“一次性确定到2020年底前的总建设规模及年度新增建设规模”。“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”

2018年至2020年的光伏新增建设规模!这对地方发改委是不是很重要!!

致谢:本文部分内部整理自苏州工业园、江苏工程咨询中心、江苏省电力设计院的同志们就试点申报进行的持续讨论。

原标题:分布式发电市场化交易文件释读:先找到购电用户
 
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来源:何继江作者:何继江
 
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