深入剖析:政府连发两文,电力市场化交易有哪些关键和风险?

作者: | 发布日期: 2017 年 11 月 15 日 11:38 | 分类: 分析评论

政府正式公告了分布式发电市场化交易试点的通知与弃水弃光弃风解决方案两份文件,均提及电力市场的交易制度。此制度一方面能降低补贴压力,另一方面也有助提高发电消纳量。而电力市场交易最核心项目是交易制度与交易平台,这将决定光伏发电市场化后的交易实情。

考察《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》一文,集邦咨询新能源网(EnergyTrend)归纳出以下几项重点:

  1. 可交易电力的光伏系统规模提高到50MW,比对20MW的分布式系统定义,这相当于降低了项目的容量门槛,使单体规模更大的项目亦能加入交易。这一方面有助于降低度电价格,另一方面也将能吸引拥有较大容量的电力业者加入售电。
  2. 并入的电网电压分35kV以下与110kV以下两个等级。因并入之电压不够高,试点将以在地传输为主,无法进行长距离输配电。这基本符合分布式光伏“在地发电、在地消纳”的逻辑。
  3. 交易模式分成三种(点击此处查看三种模式解析),无论哪一种都需透过电网企业,而必须被收取电网输配费用(亦即“过网费”)。此费用依据所在地区、用电户之类型等有别。
  4. 售电业者依然可收取FIT补贴,但发电项目之单体规模在20MW以下者最高只能收取FIT的90%、20~50MW者最高只能收取FIT的80%。此方案可能影响分布式光伏FIT的调降计划。
  5. 交易机制,例如输电售电之范围、订价制度与规范等,以及交易平台的建置,均要求在2017年12月31日前提报,2018年1月31日完成,次月展开交易。交易试点时间5个月,在2018年6月30日验收。

由此来看,我们判断此制度将有助独立发电业者(IPP)成形。具有较大规模项目资产者,可提供较多元的电费方案,亦可在适当空间建置发电项目后出售。而首先加入购电的消费者,最有可能是电价与用电量均偏高的工商业用户;这些用户也更具有电费议价能力。

而在具体的交易平台与制度仍未明朗化的当下,此制度初步显现的问题在于:消费者愿意花多少钱收购电力?而售电业者又能取得多少补贴?这将直接影响售电业者的实际售电收入。

与弃光问题实施方案搭配

分布式发电纳入电力交易制度有两大目标:提高消纳、降低补贴压力。虽然试点方案仅限于弃光量5%以下的省份申请,但可以期待,当制度与输电网络逐步完善化后,此制度可广泛运用到更多区域。

电力交易制度之关键在于有实际的消费者收购电力,前述两大目标也才能落实。但参考今年稍早展开的绿证交易情形,除了电费偏高的工商业用户之外,实际会加入自由购电市场的消费者并不多,落实状况会受到限制。

而根据两部委在11月13日发布的《解决弃水弃光弃风问题实施方案》一文,中国政府将从全国与在地两个面向共同提高电力消纳,以解决上述的“三弃”问题。当中延续9号文的电改政策,明确指示将持续推动电力市场交易制度,同时将推动可再生能源配额制──亦即RPS(可再生能源义务),要求特定用电户负担收购可再生能源的责任。如此一来将能有效确保电力消费者,分布式光伏的电力市场亦能获得基本保障。

从各国经验来看,电力自由交易制度会直接刺激智能电网与储能系统的发展。而在中国市场,搭配电改制度与12条特高压输电通路的建设,电力系统的输配电能力、发电规模与空间分布、结合储能的调峰功能等建设都须互相搭配,才能使电力获得最妥善运用。

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