中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：5月30日，國(guó)務(wù)院辦公廳轉(zhuǎn)發(fā)了國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局《關(guān)于促進(jìn)新時(shí)代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實(shí)施方案》（簡(jiǎn)稱《實(shí)施方案》）。方案提出：“在具備條件的工業(yè)企業(yè)、工業(yè)園區(qū)，加快發(fā)展分布式光伏、分散式風(fēng)電等新能源項(xiàng)目，支持工業(yè)綠色微電網(wǎng)和源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目建設(shè)，推進(jìn)多能互補(bǔ)高效利用，開展新能源電力直供電試點(diǎn)，提高終端用能的新能源電力比重?！?/span>
此處的“直供電”是指不經(jīng)由電網(wǎng)企業(yè)的輸配電網(wǎng)絡(luò)，而是建立“新能源專線”，直接向用戶供電。2022年6月，國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局等9部門聯(lián)合印發(fā)的《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》提出：在工業(yè)園區(qū)、大型生產(chǎn)企業(yè)和大數(shù)據(jù)中心等周邊地區(qū)，因地制宜開展新能源電力專線供電，建設(shè)新能源自備電站，推動(dòng)綠色電力直接供應(yīng)和對(duì)燃煤自備電廠替代。
但在執(zhí)行層面，根據(jù)《中華人民共和國(guó)電力法》（2018年修訂版）第二十五條規(guī)定：一個(gè)供電營(yíng)業(yè)區(qū)內(nèi)只設(shè)立一個(gè)供電營(yíng)業(yè)機(jī)構(gòu)，供電營(yíng)業(yè)區(qū)的設(shè)立、變更，由供電企業(yè)提出申請(qǐng)，電力管理部門依據(jù)職責(zé)和管理權(quán)限，會(huì)同同級(jí)有關(guān)部門審查批準(zhǔn)后，發(fā)給《電力業(yè)務(wù)許可證》。因此，新能源企業(yè)不僅要建設(shè)供電專線，還需承接供電營(yíng)業(yè)區(qū)內(nèi)用戶所有的配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)業(yè)務(wù)，從而對(duì)企業(yè)資質(zhì)、財(cái)務(wù)、技術(shù)、履責(zé)等方面提出了更高的要求。
新能源市場(chǎng)化交易政策軌跡分析
從政策軌跡來看，新能源市場(chǎng)化交易的目的在于盡可能減少新能源電量交易的中間環(huán)節(jié)，向發(fā)、用電雙方讓利。根據(jù)電力市場(chǎng)現(xiàn)狀、實(shí)施難易程度，本文將該進(jìn)程分為3個(gè)階段：集中式新能源綠電市場(chǎng)交易—分布式新能源電力市場(chǎng)就近交易（簡(jiǎn)稱“隔墻售電”）—建設(shè)“新能源專線”供電，并對(duì)各階段的開展情況和問題進(jìn)行概述：
新能源電量?jī)r(jià)格體系簡(jiǎn)介
以江蘇省近期電力市場(chǎng)交易情況為例，新能源電量主要涉及的價(jià)格包括以下五種：一是新能源電網(wǎng)收購(gòu)價(jià)：391元/兆瓦時(shí)；二是電力市場(chǎng)綠電成交價(jià)：467.04元/兆瓦時(shí)；三是電力市場(chǎng)火電成交價(jià)：466.46元/兆瓦時(shí)；四是電網(wǎng)收售電價(jià)差：電力市場(chǎng)綠電成交價(jià)-新能源電網(wǎng)收購(gòu)價(jià)=76.04元/兆瓦時(shí)；五是輸配電價(jià)（過網(wǎng)費(fèi)）。
集中式新能源綠電市場(chǎng)交易
2021年9月7日，綠電交易正式啟動(dòng)，在該種交易模式下，新能源電量將因綠電消費(fèi)憑證產(chǎn)生相對(duì)于火電的額外溢價(jià)，另一方面，收售電價(jià)差也將由電網(wǎng)企業(yè)讓利至新能源企業(yè)。然而，現(xiàn)階段綠電價(jià)格體系仍有待厘清，以江蘇電力交易中心為例，綠電的環(huán)境價(jià)值反映在綠電市場(chǎng)、綠證市場(chǎng)、碳排放市場(chǎng)的價(jià)格分別為0.58元/兆瓦時(shí)、35~50元/兆瓦時(shí)、33.64元/兆瓦時(shí)。價(jià)格上的差異導(dǎo)致了綠電市場(chǎng)供需無法精準(zhǔn)匹配，供不應(yīng)求；綠證市場(chǎng)少人問津；而在碳排放市場(chǎng)，僅有限的經(jīng)CCER認(rèn)證的新能源項(xiàng)目可參與，從規(guī)則上造成了供給的緊張。
隔墻售電
隨著新能源發(fā)電成本的下降，在市場(chǎng)的驅(qū)動(dòng)下，分布式新能源裝機(jī)占比越來越高。而分布式新能源參與市場(chǎng)化交易較為理想的方式分為以下兩種：第一種是對(duì)于規(guī)模較大、具備就地消納條件的電量，供需雙方雙邊協(xié)商，簽訂中長(zhǎng)期電力交易合同（即“隔墻售電”）；第二種是不具備上述條件的電量，通過虛擬電廠技術(shù)與各類負(fù)荷、儲(chǔ)能聚合后，參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)及調(diào)頻輔助市場(chǎng)。
由于分布式新能源聚合的技術(shù)條件、商業(yè)環(huán)境仍不成熟。因此，“隔墻售電”是當(dāng)前分布式新能源市場(chǎng)化交易的必然選擇。
“隔墻售電”的概念在2017年10月國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易試點(diǎn)的通知》提出，2020年12月全國(guó)首個(gè)“隔墻售電”項(xiàng)目——江蘇常州市天寧區(qū)鄭陸工業(yè)園5兆瓦分布式發(fā)電項(xiàng)目并網(wǎng)。相較綠電市場(chǎng)的輸配電價(jià)，江蘇省“隔墻售電”試點(diǎn)的“過網(wǎng)費(fèi)”優(yōu)惠幅度較大，使得“隔墻售電”度電成交價(jià)得以高于綠電市場(chǎng)，約在0.49~0.58元/千瓦時(shí)之間，如開展帶曲線交易，成交價(jià)仍有上升空間，各方參與“隔墻售電”項(xiàng)目意愿強(qiáng)烈。盡管如此，“隔墻售電”進(jìn)展依然緩慢，究其原因，主要存在以下問題：
首先，“過網(wǎng)費(fèi)”機(jī)制有待厘清。根據(jù)政策規(guī)定，電力用戶在10千伏電壓等級(jí)且同一變電臺(tái)區(qū)內(nèi)消納，免收“過網(wǎng)費(fèi)”。這就導(dǎo)致供需雙方同在10千伏臺(tái)區(qū)的“隔墻售電”不僅“零”成本使用電網(wǎng)企業(yè)的設(shè)備，又無需承擔(dān)交叉補(bǔ)貼。即便跨電壓等級(jí)“隔墻售電”，收取“過網(wǎng)費(fèi)”也無可依據(jù)的標(biāo)準(zhǔn)。政策的不完善，導(dǎo)致在執(zhí)行層面上僅有零星試點(diǎn)，而無法進(jìn)一步推廣。
其次，“輔助服務(wù)”分?jǐn)倷C(jī)制有待健全。當(dāng)新能源電量滲透率超過15%時(shí)，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(chǎng)探索經(jīng)驗(yàn)，因新能源接入產(chǎn)生的系統(tǒng)成本將由優(yōu)先出力機(jī)組、省內(nèi)可再生能源進(jìn)行分?jǐn)偅F(xiàn)階段無政策規(guī)定“隔墻售電”如何參與分?jǐn)?，?dǎo)致集中式新能源、分布式新能源承擔(dān)責(zé)任不對(duì)等。
第三，偏差考核機(jī)制有待細(xì)化?！案魤κ垭姟表?xiàng)目需接受3~5%發(fā)電量的偏差考核，在當(dāng)前按月度交易的前提下，發(fā)電方要提前40天進(jìn)行電量預(yù)測(cè)并報(bào)送生產(chǎn)計(jì)劃，而分布式光伏受天氣因素影響大，中長(zhǎng)期預(yù)測(cè)較為困難，易對(duì)發(fā)電方造成經(jīng)濟(jì)損失。建議進(jìn)一步細(xì)化交易時(shí)間顆粒度，降低偏差考核對(duì)發(fā)電方的影響。
新能源專線
在“隔墻售電”進(jìn)展不如意的背景下，2021年底至今，政策文件中頻繁提到“新能源專線”。雖然建設(shè)“新能源專線”免交“過網(wǎng)費(fèi)”，可最大程度提升分布式新能源收益空間，但仍然需厘清如何承擔(dān)交叉補(bǔ)貼和系統(tǒng)成本。此外，相較于“隔墻售電”，“新能源專線”還存在其他問題：
一是經(jīng)濟(jì)性：“新能源專線”供電需新建中、低壓配電線路，用戶側(cè)接線形式、設(shè)備、保護(hù)可能需要配套改造，發(fā)電和用電雙方通過電價(jià)增加的收益能否覆蓋新建、改造費(fèi)用是“新能源專線”供電實(shí)施的前提。此外，若雙方需跨越企業(yè)用地紅線敷設(shè)配電線路，極有可能與公網(wǎng)線路路徑重疊，造成路徑資源浪費(fèi)。
二是電力供應(yīng)可靠性。購(gòu)、售電雙方一般為普通工業(yè)企業(yè)，電力設(shè)備、發(fā)電設(shè)備運(yùn)維極有可能存在不專業(yè)、不到位的情況。原本單一用戶故障僅影響該用戶或用戶接入線路；建立新能源專線后，不同用戶之間的電氣聯(lián)絡(luò)可能使兩條甚至多條線路產(chǎn)生聯(lián)絡(luò)，任一用戶內(nèi)部故障時(shí)，都可能會(huì)擴(kuò)大影響范圍，造成多條電網(wǎng)線路跳閘，將對(duì)供電可靠性將產(chǎn)生不利影響。
三是合同履約風(fēng)險(xiǎn)。發(fā)電和用電方經(jīng)營(yíng)狀況隨市場(chǎng)可能產(chǎn)生較大波動(dòng)，若用戶經(jīng)營(yíng)狀況不良，用戶流動(dòng)資金緊缺，甚至關(guān)停、破產(chǎn)的情況下，售電方電力供應(yīng)或購(gòu)電方電費(fèi)繳納均存在無法履約的風(fēng)險(xiǎn)。即使企業(yè)經(jīng)營(yíng)狀況正常，無可靠第三方監(jiān)管情況下，亦存在延期交納電費(fèi)的可能。
四是社會(huì)公平性。即便建設(shè)“新能源專線”，電網(wǎng)仍承擔(dān)總體用電兜底作用，用戶是否參與“新能源專線”對(duì)其申請(qǐng)報(bào)裝容量基本沒有影響，電網(wǎng)針對(duì)相應(yīng)用戶的投資成本不因“新能源專線”而改變，在容量不變但電量大幅下降的情況下，用戶的用電成本和電費(fèi)收益不對(duì)等，下一監(jiān)管周期重新制定輸配電價(jià)時(shí)，原本用戶應(yīng)承擔(dān)的電網(wǎng)投資、建設(shè)成本需由其他未參與“新能源專線”的用戶分?jǐn)?，造成用電不公平?
本文刊載于《中國(guó)電力企業(yè)管理》2022年08期，作者系本刊特約撰稿人
