突破性進展!沉寂已久的“隔墻售電”能否遍地開花?
近日,全國首個一對多分布式光伏隔墻售電試點項目在蘇州正式投運,這是繼我國首部地方性電力法規(guī)《浙江省電力條例》提出允許分布式發(fā)電企業(yè)...
近日,全國首個“一對多”分布式光伏“隔墻售電”試點項目在蘇州正式投運,這是繼我國首部地方性電力法規(guī)《浙江省電力條例》提出“允許分布式發(fā)電企業(yè)與周邊用戶按照規(guī)定直接交易”以來,“隔墻售電”取得的突破性重大進展。
蘇州工業(yè)園區(qū)分布式發(fā)電市場化交易試點項目由普洛斯集團旗下普楓新能源、中方財團旗下中鑫能源和蘇州工業(yè)園區(qū)國控旗下蘇州物流中心三家單位聯(lián)合投資。
該項目利用蘇州普洛斯物流園和蘇州物流中心的倉庫屋頂,分為110kV界浦變5.5746MW和110kV強勝變6.2244MW兩個子項目,分布在10個房屋載體上,鋪設(shè)面積約20萬平方米,總裝機約12MW,預(yù)計年均發(fā)電量1223萬度。
該項目不僅是全國首個“一對多”的分布式發(fā)電市場化交易試點項目,也是全國首個在負荷中心以市場化手段交易給其他第三方用能用戶的屋頂分布式發(fā)電市場化交易試點項目,為“隔墻售電”大規(guī)模推廣提供了可復(fù)制、可借鑒經(jīng)驗。
目前,我國已在“隔墻售電”之路上摸索了5年之久,但結(jié)果卻不盡人意。該項目的落地是否會助其破冰,迎來“遍地開花”之勢?
1為何走“隔墻售電”之路?
“隔墻售電”即分布式電源通過配電網(wǎng)將電能銷售給周邊的電力需求用戶,而不是先低價賣給電網(wǎng),再由用戶從電網(wǎng)高價買回。這一種模式可以讓能源消費者成為“生產(chǎn)投資型消費者”,同時還可以促進電網(wǎng)企業(yè)向平臺化服務(wù)的戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型。
與傳統(tǒng)的“自發(fā)自用、余額上網(wǎng)”分布式發(fā)電項目相比,“隔墻售電”項目選擇用戶較為靈活。隔墻售電意味著光伏發(fā)電項目的電力供應(yīng)不再局限于單一的用戶,而是可以有更多的選擇,這不僅利好光伏行業(yè),同時有助于加速國內(nèi)新能源消納,緩解分布式光伏大規(guī)模并網(wǎng)對配電網(wǎng)造成的壓力。
此外,分布式光伏電站可以將剩余的電力通過配電網(wǎng)直接出售給周邊客戶,其范圍原則上是在接入點上一級變壓器供電區(qū)域,不需要較高的電力供應(yīng),可以降低輸電成本,較常規(guī)電力交易隔墻售電模式使買賣雙方均獲益。
2“隔墻售電”的五年:浙江、江蘇率先破局
布局隔墻售電,意義重大。為推動清潔能源發(fā)展,自2017年起,國家及地方相關(guān)部門就開始了分布式發(fā)電市場化交易的探索之路,5年以來我國在隔墻售電上進展如何?
2017年10月,國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》,提出組織分布式發(fā)電市場化交易試點,標(biāo)志著隔墻售電正式啟動。
該文件一是明確了分布式發(fā)電項目規(guī)模限制,確保發(fā)電量在接入電壓等級范圍內(nèi)就近消納;二是明確了分布式發(fā)電“直接交易”“委托交易”“標(biāo)桿價收購”的三種交易模式;三是明確了“過網(wǎng)費”暫按照分電壓等級輸配電價級差的核定原則。
自此,國家及地方相關(guān)部門陸續(xù)出臺支持分布式發(fā)電項目市場化交易的政策,對納入試點的分布式發(fā)電項目在輸電費、政策性交叉補貼等方面予以政策優(yōu)惠,驅(qū)動分布式發(fā)電市場化交易發(fā)展。
▲國家層面關(guān)于隔墻售電的相關(guān)政策
地方層面上,“隔墻售電”在浙江、江蘇、廣東、湖南等多個省份的各類政策中皆被頻繁提及,其中值得關(guān)注的是江蘇和浙江,兩省在隔墻售電之路上率先破局。
2019年12月9日,江蘇省發(fā)展改革委和國家能源局江蘇監(jiān)管辦公室聯(lián)合發(fā)文《關(guān)于印發(fā)
2020年12月7日,江蘇能監(jiān)辦印發(fā)《江蘇分布式發(fā)電市場化交易及電網(wǎng)企業(yè)輸配電服務(wù)三方合同(示范文本)》,為推動江蘇分布式發(fā)電市場化交易規(guī)范化落地進一步掃清了障礙。在業(yè)內(nèi)看來,這意味著“隔墻售電”離現(xiàn)實又近了一步。
繼江蘇之后,浙江省于2022年9月29日發(fā)布了我國首部地方性電力法規(guī)《浙江省電力條例》,提出分布式發(fā)電企業(yè)可以與周邊用戶按照規(guī)定直接交易,并于2023年1月1日開始實施。浙江成為首個“隔墻售電”政策落地的省份。
而江蘇在隔墻售電的發(fā)展上,不僅僅停留在政策層面上,在項目實踐上也取得了顯著成績。
2019年,國家發(fā)改委、能源局聯(lián)合公布了首批26個分布式發(fā)電市場化交易試點名單,26個試點區(qū)域集中在湖北、河南、山西、黑龍江、天津、江蘇、寧夏、河北、陜西和安徽等10省份。其中江蘇省共有6個。
自26個“隔墻售電”試點項目公示至今,江蘇先后落地了兩個試點項目。
2020年12月31日,江蘇常州鄭陸鎮(zhèn)寧輝5兆瓦分布式發(fā)電市場化交易試點項目并網(wǎng)發(fā)電成功,成為首個建成并網(wǎng)發(fā)電的分布式發(fā)電市場化交易試點。
該項目位于江蘇常州市鄭陸鎮(zhèn)武澄工業(yè)園,租賃土地150畝,建設(shè)5兆瓦分布式光伏電站,采用光伏+農(nóng)作物種植“農(nóng)光互補”模式,預(yù)計年發(fā)電量680萬千瓦時,所發(fā)電量就近在110千伏武澄變電所供電區(qū)域內(nèi)直接進行市場化交易。
另一個便是本文開頭提到的“蘇州工業(yè)園區(qū)分布式發(fā)電市場化交易試點項目”。
3舉步維艱:“隔墻售電”的痛點
五年來,落地的“隔墻售電”項目卻寥寥無幾,緣何舉步維艱?
國海證券認為,就全國范圍而言,隔墻售電提出5年,目前仍沒有大范圍開展,主要原因在于過網(wǎng)費機制、系統(tǒng)備用成本分攤、偏差考核機制等各項細則仍有待進一步完善。
1)隔墻售電“過網(wǎng)費”機制有待進一步厘清。現(xiàn)行隔墻售電過網(wǎng)費按“所涉電壓等級輸配電價差”形成,這一機制會使隔墻售用戶電獲得較同電壓等級的同類用戶更多的交叉補貼,增加了電網(wǎng)成本回收的難度。
2)系統(tǒng)成本方面,分布式享受電網(wǎng)備用但未足額承擔(dān)相關(guān)成本。“輔助服務(wù)”分攤機制有待健全。當(dāng)新能源電量滲透率超過15%時,系統(tǒng)成本快速上升(調(diào)頻備用成本)。根據(jù)前期電力市場探索經(jīng)驗,因新能源接入產(chǎn)生的系統(tǒng)成本將由優(yōu)先出力機組、省內(nèi)可再生能源進行分攤,但現(xiàn)階段無政策規(guī)定“隔墻售電”如何參與分攤,導(dǎo)致集中式新能源、分布式新能源承擔(dān)責(zé)任不對等。
3)偏差考核機制有待細化。“隔墻售電”項目需接受3~5%發(fā)電量的偏差考核,違約電量需支付補償費用。在當(dāng)前按月度交易的前提下,發(fā)電方要提前40天進行電量預(yù)測并報送生產(chǎn)計劃,而分布式光伏受天氣因素影響大,中長期預(yù)測較為困難,易對發(fā)電方造成經(jīng)濟損失。
此外,有業(yè)內(nèi)人士表示,“申報分布式發(fā)電市場化交易試點所需材料中,諸多文件都需要電網(wǎng)公司出具,由于涉及電網(wǎng)利益,文件較難完整提供,而文件不全便成為試點項目申報的掣肘。”
電網(wǎng)是一個公用的電力生產(chǎn)、傳輸和使用的平臺。“隔墻售電”交易要求電網(wǎng)公司為并網(wǎng)運行、輸電、技術(shù)支持、電力計量、電費收繳等業(yè)務(wù)提供技術(shù)支撐并負擔(dān)成本。尤其是在分布式電力交易中不向未使用的更高電壓水平的輸電支付價格,這一比例將會降低電力公司的銷售(或輸配電價)收益。
同時,電網(wǎng)需要在市場化交易協(xié)議無法實施時,全額購買參與交易產(chǎn)生的電量,無疑是增加了電網(wǎng)的責(zé)任與義務(wù),也增加了新能源并網(wǎng)帶來的輔助服務(wù)需求和費用。電網(wǎng)企業(yè)對推動“隔墻售電”的主動性自然也就降低了。
4隔墻售電:路在何方?
雖然自2017年以來相關(guān)鼓勵政策頻出不窮,但只要一走到具體細則上,往往就會因為種種原因而難產(chǎn)。因此若想要加快“隔墻售電”項目發(fā)展,仍需出臺相關(guān)細則,并厘清在“隔墻售電”模式下交易雙方與電網(wǎng)企業(yè)之間的利益分配等問題。
1)建立科學(xué)合理的價格體系。“隔墻售電”給電網(wǎng)企業(yè)增加的成本是多因素共同作用下的一個綜合結(jié)果,參考借鑒國外分布式直接交易項目的成熟經(jīng)驗(美國TransActive Grid、德國Sonnen、英國Piclo等),其項目盈利模式除基本的“過網(wǎng)費”以外,還包括電力計量及交易平臺運維服務(wù)成本、平臺使用或接入服務(wù)費、潛在的附加產(chǎn)品費等,以足額保障項目成本和合理收益。
此外,有業(yè)內(nèi)人士建議,在國家實行“準(zhǔn)許收入”管控下,國家可以在試點中進行長期、動態(tài)的監(jiān)測評估,爭取將“隔墻售電”的新增運營成本作為特殊投入足額計入輸配電準(zhǔn)許成本予以回收。
2)促進電網(wǎng)企業(yè)轉(zhuǎn)型,平衡各方利益。隔墻售電模式下最大的好處就是能夠讓大家都能參與清潔能源的發(fā)展,提高能源利用效率,這也是世界趨勢。而電網(wǎng)作為關(guān)鍵角色,需要積極主動配合隔墻售電項目的落地。
有業(yè)內(nèi)人士也表示,“隔墻售電的關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一在于電網(wǎng)公司,只要電網(wǎng)公司愿意打破常規(guī)就可以突破很多障礙。”
對于電網(wǎng)來說,隨著隔墻售電的加速推進,未來將出現(xiàn)更多的周邊發(fā)電、周邊供電,減少耗資巨大的特高壓、超高壓電網(wǎng),若電網(wǎng)主動向服務(wù)型企業(yè)轉(zhuǎn)型,在隔墻售電項目中承擔(dān)電力輸送,配合組織市場化交易,按政府核定的標(biāo)準(zhǔn)收取“過網(wǎng)費”,那么,隔墻售電項目的推進自然就會順利很多。
此外,隔墻售電項目涉及到交易雙方以及電網(wǎng)企業(yè)的利益,若能夠綜合考慮三方利益訴求,平衡各方成本與收益,電網(wǎng)不僅不會成為“隔墻售電”交易難以逾越的難關(guān),而且會成為積極的參與者和推動者。
3)規(guī)范分布式直接交易試點工作程序。現(xiàn)行政策規(guī)定“隔墻售電”電源主體限于國家試點文件圈定的分布式發(fā)電項目,集中式新能源項目屬于公共電源,不能參與“隔墻售電”。因此,即使是分布式新能源項目,如果要參與“隔墻售電”對用戶直接供電,也必須按照相關(guān)政策要求,履行分布式直接交易試點程序規(guī)范有序開展。
5隔墻售電:綜合能源服務(wù)的助推器
當(dāng)前,綜合能源服務(wù)業(yè)務(wù)的開展仍面臨著諸多難題,主要表現(xiàn)在項目整體經(jīng)濟性差、投資風(fēng)險高、融資難、分布式發(fā)電市場化交易困難、增量配電改革推進慢等。其中,分布式發(fā)電市場化交易未疏通導(dǎo)致的無法隔墻售電的問題十分突出。
而隔墻售電不破冰的話,將導(dǎo)致綜合能源服務(wù)項目的經(jīng)濟性大打折扣。
因為在分布式隔墻售電模式未打通的情況下,發(fā)電量只能賣給電網(wǎng),不能與終端客戶進行直接交易,從而導(dǎo)致非電網(wǎng)企業(yè)在分布式發(fā)電項目的售電業(yè)務(wù)盈利性較差。
以分布式光伏為例,隔墻售電可以看做是一種自發(fā)自用的形式,據(jù)測算,在“全額自用”的模式下,分布式光伏發(fā)電項目的IRR可達到19%,投資回收期約為6年;而在“全額上網(wǎng)“模式下,IRR為12%,投資回收期約為11年。
由此可見,對于綜合能源項目開發(fā)來說,投建的分布式電源可以隔墻售電,將會顯著提高項目的整體經(jīng)濟性,無疑也將助推綜合能源業(yè)務(wù)更好的開展。
責(zé)任編輯:葉雨田
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