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分布式發電市場化交易試點方案編制參考大綱

2017-11-14 10:14:04 國家能源局　點擊量：評論 (0)

分布式發電市場化交易試點方案編制參考大綱分布式發電市場化交易試點方案應滿足國家有關法律法規和管理辦法要求，充分收集資源、裝機、負荷、電價等各項基礎資料。試點方案按照如下章節編制，應闡明開展分布式發

分布式發電市場化交易試點方案編制參考大綱

分布式發電市場化交易試點方案應滿足國家有關法律法規和管理辦法要求，充分收集資源、裝機、負荷、電價等各項基礎資料。試點方案按照如下章節編制，應闡明開展分布式發電市場化交易的必要性、具備的條件、改革創新內容、實施主體、輸配電價等政策建議。

一、重要性和必要性

說明本區域當前分布式發電發展總體情況，分析分布式發電發展面臨的突出矛盾和問題，開展分布式發電市場化交易的目的和意義。

二、總體思路、原則和目標

(一)總體思路

提出本區域開展分布式發電市場化交易的總體要求和主要思路。

(二)基本原則

提出本區域開展分布式電源市場化交易應遵循的基本原則。

(三)目標和步驟

提出本區域開展分布式發電市場化交易的主要目標，可分階段、按年度提出具體實施步驟和預期目標。

三、發展條件

(一)基礎條件

1.資源條件

區域內太陽能、風能資源條件以及可利用的土地條件。

2.發展基礎

區域內已建成屋頂光伏的總裝機容量、年發電量、主要類型;已建成地面光伏電站的總裝機容量、年發電量、接入電壓等級;已建成的在本區域內消納的風電項目的總裝機容量、年度電量、接入電壓等級。

3.電力系統及市場條件

1)區域年電力消費量(全社會用電量)，最高、最低、平均用電負荷，電力需求的月度變化、典型日變化規律。

2)各電壓等級變電站的情況，重點描述110千伏、35千伏等級變電站的分布情況。

3)重點領域的用電及電價情況，如區域內的大型用電企業、工業園區(經濟開發區)的供電方式、用電負荷、電價(分時);

(二)分布式發電布局

根據企業開展前期工作、具備開發光伏、風電項目的場址條件，預測到2020年時，可能新開發的光伏發電、風電項目的分布及規模。如具備條件，盡可能落實到具體場址和預期規模。對光伏發電，應包括屋頂光伏發電的潛在條件和地面50兆瓦以下光伏電站的潛在條件。

(三)分布式發電接網及消納條件

1.接網條件分析

對2020年前計劃開發的光伏發電、風電的接入110千伏及以下電網的條件進行測算;按照利用既有變電站接入能力(無需擴容)、改造擴容后的能力以及新建變電站三種條件測算。

2.電力電量平衡分析

第一層次，分析區域內分布式發電的總發電出力與總電力需求的電力電量平衡關系，考慮分布式發電優先上網的前提條件，確定區域可接納分布式發電的總潛力。

第二層次，以各變電站為節點在同一供電范圍內，測算各變電站供電范圍可接納的分布式發電最大發電出力;結合分布式發電項目布局，說明哪些項目具備同一供電范圍消納條件，哪些項目需要跨上一電壓等級變電站供電范圍內消納。

四、重點任務

(一)市場準入條件

提出分布式發電參與市場化交易的資格條件。重點內容為：

1.參與交易的分布式發電項目應為接入配電網運行、發電量就近消納的中小型發電設施。分布式電站項目可采取多能互補方式建設。

2.參與分布式發電市場化交易的項目應滿足以下要求：接網電壓等級在35千伏及以下的項目，單體容量不超過20兆瓦(有自身電力消費的，扣除當年用電最大負荷后不超過20兆瓦)，度電補貼需求降低比例不得低于10%。單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦，接網電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內就近消納，度電補貼需求降低比例不得低于20%。

3.參與交易的購電方符合國家產業政策，達到國家環保和節能標準，在電網結算方面未有不良記錄。

(二)交易規則

針對試點地區，省級發展改革委能源局牽頭，會同國家能源局派出機構，在省級電網公司技術支持下，編寫區域分布式發電市場化交易規則。交易規則應包括以下方面內容：

1.交易模式

按照直接交易模式、電網企業代售模式和收購電價模式、等三種分布式發電交易模式，各地區根據所在地區電力市場推進情況，因地制宜選擇交易模式。

1)選擇直接交易模式的，分布式發電項目單位作為售電方自行選擇符合交易條件的電力用戶并以電網企業作為輸電服務方簽訂三方供用電合同(稱之為供電方、購電方、輸電方)，約定交易期限、交易電量、結算方式、結算電價、“過網費”標準以及違約責任等，其中“過網費”標準由省級價格主管部門制定。分布式發電項目交易電量納入核定所在省級電網區域輸配電價的基數電量，對分布式發電交易收取的“過網費”，在核定準許收入時予以扣除。

2)選擇委托電網企業代售電模式的，分布式發電項目單位可與電網企業簽訂轉供電合同，電網企業按綜合售電價格，扣除“過網費”(含網損電量)后將其余售電收入轉付給分布式發電項目單位。雙方約定轉供電的合作期限、交易電量、“過網費”標準、結算方式等。

3)在試點地區不參與市場交易的分布式發電項目，仍由電網企業全額收購其上網電量，收購電價為本地區各類發電項目標桿上網電價。

2.電力電量平衡

1)分布式發電市場化交易購售電雙方均接受調度機構對電力電量平衡進行自動管理，偏差電力電量由調度機構自動調劑。

2)購售電雙方均應提前向調度機構報送出力預測和負荷預測。

3.電費收繳和結算

1)分布式售電方上網電量、購電方自發自用之外的購電量均由當地電網公司負責計量，購電方通過電網所購買全部電量(含分布式發電交易電量)均由當地電網公司負責收繳。

2)電網公司收繳的電費，扣除“過網費”(含網損電量在內)后，支付給分布式發電項目單位。以月為周期結算。

4.“過網費”標準及執行

參考通知正文有關內容，各試點地區省級價格主管部門會同能源主管部門提出具體的核定標準和辦法。

(三)分布式發電市場化交易平臺建設

1. 分布式發電市場化交易信息管理系統

試點地區依托省級電力交易中心設立市(縣)級電網區域分布式發電市場化交易平臺子模塊，也可在省級電力交易中心的指導下由市(縣)級調度機構或社會資本投資增量配電網的調度運營機構開展相關工作。該交易平臺應具備以下主要功能：申請參與分布式發電市場化交易、遞交雙邊電力交易合同、接受分布式發電市場化交易售電方上網交易電量預測。交易平臺負責對交易雙方資格進行審核，對交易電量進行計量和結算。

2. 分布式發電市場化交易電量供需平衡管理

不要求分布式發電交易售電方的上網電力與購電方的用電負荷實時平衡。當售電方上網電力超過購電方用電負荷時，調度機構將多余電力配送給臺區內(或跨臺區)其他用戶;當售電方上網電力減少(極端情況無出力)時，購電方的負荷由調度機構自動從網內調配電力滿足。分布式發電企業與用戶的供需合同為電量交易合同，實時供電和偏差電量均由調度機構自動組織實現電力電量平衡。

調度機構(一般由地調承擔或增量配電網調度機構承擔)負責建立分布式發電(電量)交易結算系統，按月進行購售電量平衡并結算。電網企業向購電方收取的總用電量的電費，切分出分布式發電市場化交易售電方的售電量，按交易價格將電費轉交給分布式發電售電方。分布式發電市場化交易售電方也可與電網企業簽訂代售電合同，把電量全部委托電網企業代售電，電網企業按照綜合售電價格扣除“過網費”后與分布式發電售電方結算。

五、配套措施

有關試點省級政府部門及市縣有關級政府可在國家有關政策措施基礎上，結合本地區實際細化有關政策和保障措施，并制定本地區支持分布式發電市場化交易政策措施。試點方案應說明省級政府及市縣級政府的配套政策措施。

六、組織實施

從加強組織領導、完善工作機制、嚴格督查考核、穩妥有序推進等方面，提出本區域分布式電源市場化交易的組織實施要求。