主题：电改又获重大突破

电改又获重大突破 60%电力市场放开：分布式燃气、生物质发电等可参与市场交易
来源:能源杂志 作者:王秀强 2017/11/14 10:55:10

北极星火力发电网讯:电力体制改革重启两年多来，在政策上又获重大突破，分布式电源就近销售电量政策的出台，使得中国“隔墙售电”成为可能。

中国电力工业一百余年建立的交易秩序和商业模式，正在被颠覆。

2015年3月启动的新一轮电力体制改革撬开电力行业沉重的大门，对于门外的人而言这是千载难逢的良机。改革不是急行军，我们的判断在改革进程中不断得到验证，电改9号文描绘的电力新生态也不断兑现，决策层对改革的决心不断打破我们对改革的预期、刷新对改革的认知，一系列能源新政不断为电力交易新秩序开辟道路。

国家发改委、能源局近日正式下发关于《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，分布式能源在被动接受调度指令管理多年之后，可以主动参与市场交易，在满足相关技术条件下，在110kv电压等级之内可以选择就近销售电量（“隔墙售电”成为可能），并获得合法的售电资质，集发售（电）于一体。在“放开两头，管住中间”的思路下，分布式能源作为增量市场主体参与电力市场竞争，堪称是中国电力市场化进程的里程碑，对于分布式能源而言也将进入新的成长周期。

在增量配售电市场放开、万余家售电公司参与竞争的格局下，分布式能源是电力市场化交易的新玩家，辅之以储能设施、电力需求侧管理、电动汽车服务，集发配售储用（源网荷一体）于一身，有望成为新电力商业模式的构建者。

一、分布式能源获得发售电资格，盈利能力提升

对于分布式能源而言，曾经遥不可及的设想正在成为现实。在政策框架内，可以参与交易的分布式电源包括：分布式光伏、分布式燃气发电、地热、分布式风电、小水电、生物质发电等，这些项目运营主体可以是企业，也可以是个人。

以项目容量和电压等级为参考系，参与分布式发电市场化交易的项目应满足的条件包括：接网电压等级在35千伏及以下的项目，单体项目容量不超过20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不超过20兆瓦）；单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。电网公司负责核定电压等级及电量消纳范围。

与征求意见稿相比，参与市场交易的分布式电源装机规模由20MW提高到50MW，参与交易的主体范围扩大。

此举突破《电力法》的约束，分布式能源企业具备供售电的资质，当然在开展业务之前还需要取得相关证照并接受监管。按照1996年实施的《中华人民共和国电力法》第25条规定：“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”，在《电力法》尚未修改的前提下，改革就是不断突破制度的藩篱，不断创造新模式的过程，也是决策层和参与各方顶着压力不断博弈的过程。

从经济效益角度测算，除自发自用电量外，余电隔墙销售有更高的经济效益。以北京分布式光伏项目为例，全额上网标杆电价0.75元/千瓦时，若与商业用户进行市场交易，交易电价在目录电价（商业用电峰谷平平均电价1.1元/千瓦时）基础上下调10%，交易电价为0.99元/千瓦时，扣减过网费、政府基金及附加，加上可再生能源补贴，销售电价高于0.75元/千瓦时标杆电价。

毋庸置疑，当同一供区内用电没有大幅增长，新增市场主体的参与将分割原有市场蛋糕，竞争也因此而产生。分布式能源除同类竞争外，最大的竞争对手是电网企业。

二、放开60%电力市场，拥抱2万亿元市场规模

110KV是分布式能源市场化交易的最高电压等级，按要求应在与电网联结点同一供电范围内用户进行交易。尽管有相对严苛的供区限定，其背后却是上万亿的电力市场。

目前，国内110kv电压等级属于配网范畴，除一些大工业用户接入110kv以上电网外，几乎其他所有用户都接入110kv系统。粗略测算，110kv电压等级及以下用户占电网负荷60%左右，向分布式能源放开110kv用电市场，相当于将60%的用电市场向分布式能源放开。

按照6万亿千瓦时社会用电总量基数测算，分布式能源能参与3.6万亿千瓦时用电市场交易，分享2万亿元以上电力市场。

按照局部试点、逐步扩大、全覆盖的改革路径，分布式能源项目先以试点为主。第一批试点地区预计在山东、江苏、浙江、安徽等分布式项目规模大、电力负荷稳定地区。参与试点的地区，50MW及以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。

按照国家发改委、能源局提出的时间表，明年2月第一批试点地区启动交易，明年年中前总结评估试点工作并适时进行推广。预计经过一年探索后，分布式市场化交易规模将出现跳跃式增长。

三、电力市场化交易新探索

与普通的售电公司不同，分布式能源项目本身有相对稳定的电源，这是其能在电力交易市场立足的根本。在电力市场交易执行过程中，绕不开电网；分布式能源投资商如果拥有增量配网资源，那么发配售一体的交易模式水到渠成；市场交易对中国电力市场而言不是新鲜事，但扩大市场交易规模、提高交易频次和交易质量，仍需要辅助交易工具优化交易行为。

分布式市场交易的探索是一个样本。按照交易原则，分布式发电市场化交易的机制是，分布式发电项目单位（含个人）与配电网就近电力用户进行电力交易，电网企业（含社会资本投资增量配电网企业）承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式市场化交易，按照政府核定的标准收取“过网费”。

考虑各地推进电力市场化阶段性差异，可以按照三种模式或者其中之一推进。

①与电力用户直接交易；电网收取过网费；交易范围就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器范围内。其内涵是，电力市场化程度高的地区，分布能源企业可以在市场中参与存量与增量电力市场竞争，可以与火电、水电不同能源主体竞争，与用户协协商交易电量、电价，在110kv电压等级内自主选择电力用户。

②委托电网售电，电网扣除过网费（含网损电）后将收入转付给分布式能源主体。这种模式适用于体量小、分散的项目，电网公司作为中间商负责电力输送、调度平衡、销售。

③标杆电价收购：基本上是原有的全额上网模式。

参与电力市场化交易的电力用户应符合国家产业政策、环保要求，并按照有关规定缴纳政府性基金及附加。

电网过网费标准由项目所在地价格主管部门核定，并报国家发改委。当分布式项目装机容量小于供电区上一年平均用电负荷，“过网费”执行本级电压等级标准，超过时执行上一级电压等级国网标准。举例而言，如果一个园区平均用电负荷40MW，分布式项目容量50MW，则执行高一等级输配电价标准。

四、扶上马送一程，补贴退坡是新常态

把分布式能源推向市场，目的是打破依靠政府管制的管理模式，通过市场选择，培育分布式龙头和标杆。鉴于分布式处于成长期，在政策选择上倾向于“扶上马送一程”，可再生能源补贴政策依然适用。

按照政策，纳入分布式发电市场化交易试点的项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围，按照发电量给以度电补贴。但是，光伏发电在当地分布式度电补贴基础上降低。单体项目容量不超过20MW的，度电补贴比例不得低于10%，超过20MW但不高于50MW的，度电补贴不得低于20%。补贴资金由电网企业转付，鼓励各地出台其他补贴政策。

分布式能源在目前所有能源品种中补贴标准最高，补贴是维持行业景气度的重要因子。相比集中式电站而言，分布式补贴发放的及时性强。随着分布式规模扩大，补贴金额累进叠加，电网公司转付对补贴的压力也将加大；配网侧分布式渗透率提高对电网运行影响也同步放大，财政补贴总额预计是分布式规模扩张的约束因素。唯有退出补贴，依靠市场竞争才能使分布式能源进入新的成长通道。

原标题:电改又获重大突破 60%电力市场放开

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快速了解分布式能源管理系统
来源:彭博新能源财经 作者:BNEF 2017/11/14 8:47:48

北极星储能网讯: 目前，分布式能源管理系统(DERMS)已成为电力领域的最新流行语。虽然很多电厂都表示有计划引入，且大量供应商也表示自己有能力提供分布式能源管理系统，但并不是所有人都明白这种技术到底是什么或有什么作用。



总体来说，分布式能源管理系统是一种软件平台，可协助配电公司监视、管理及调度并网及户用的分布式能源(DER)，其可能应用的范围包括减轻局部电压限制、提供系统峰值容量等。

能够控制分布式能源的机会从多个角度吸引了众多供应商参与。如今，多元化工业集团、户用技术供应商和需求响应平台提供商都开始建设在DERMS方面的能力，各家的专长和侧重点也有不同。

目前的DERMS项目仍处于试点阶段，电厂和供应商正在测试系统在多种技术之间、不同应用场景下的优化能力。由于市场结构导致起步较慢，且在非捆绑式能源市场中的使用案例有所不同，目前DERMS活动主要集中在美国。然而，澳大利亚和英国对此也越来越感兴趣。

由于缺少统一的通信标准、大量电厂技术效率低下，且政策也鼓励电厂更多投资基础设施而非软件或服务，这导致分布式能源的应用将受到一定阻碍。

小规模光伏容量普及率高的地区可能最快采用DERMS系统：当小规模光伏容量的输出超过总负载的20-30%时，电网将面临电压不稳定等问题。到2020年，由于光伏电力产出增加，美国加州、德国、意大利和美国夏威夷均将面临相当长时间的配电限制。分布式并网风电和光伏及电动汽车的不断推广均有助于DERMS技术获得更多投资。

原标题:追踪近期热门，快速了解分布式能源管理系统

新电改的“下半场”：市场化提速引关注、全国试点遍地开花
北极星输配电网 来源:中能网 2017/11/17 10:30:07

电力现货市场建设试点启程。目前，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区被选为第一批电力现货市场建设试点。按照要求，试点地区应加快制定现货市场方案和运营规则、建设技术支持系统，2018年底前启动电力现货市场试运行；同时，积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。

值得注意的是，在试点过程中也出现一些问题。据了解，今年以来，国家发改委牵头组成联合调研组，先后多次开展增量配电业务改革试点实地调研。“民营资本参与增量配电试点的呼声较高，各地项目进展不一，面临着一些阻力和障碍，比如在招标环节，部分省份存在直接或间接指定项目业主的现象，相关规划之间存在冲突；股权比例的设置方面，电网企业普遍要求绝对控股。”有业内人士透露。

对此，发改委电力体制改革专题会议和上述调研总结都数次明确要求，增量配电试点项目必须经过公开招投标，不能有指定行为；电网企业要积极参与竞争，但应采取与社会资本合作的方式，第一批试点项目中电网企业控股、参股的项目不得超过50%，原则上不搞绝对控股。

改革提速

随着新一轮电力体制改革的推进，大用户直购电、跨省跨区竞价交易、售电侧零售等具有市场化特质的电量交易已初具规模，市场化交易电量占比日益提高。其中，大用户直购电交易规模最大。

我国大用户直购电试点起步于2002年电力体制改革，但是在十八大以前推进十分缓慢。2011年，全国直购电交易量仅81.94亿千瓦时，在当年全社会用电量中占比不足0.2%。2013年，国家宣布取消大用户直购电行政审批项目，自此直购电逐步走上“康庄大道”，交易量激剧扩大。到2015年，全国大用户直购电交易电量达到4300亿千瓦时。2016年，全国市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。其中，大用户直购电量接近8000亿千瓦时，同比增长85%。

数据显示，今年上半年，各地签订直接交易年度、月度合同以及交易平台集中交易电量累计9500亿千瓦时左右。国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的直购电交易量达到5000亿千瓦时，同比增长了50%，占电网企业销售电量的比重已经达到22%。国家发展改革委预计，年底全国包括电力直接交易、发电权交易、跨省送电交易等在内的电力市场化规模将达到2万亿千瓦时，较上年翻一番，占电网销售电量的比重达到35%。其中，全年电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时，同比增长约50%。

电力市场化改革促进了用电价格下降，降低了企业用电成本。据国家发展改革委披露的信息，去年电力行业共降低企业用能成本1000多亿元。其中，全国市场化交易电量每千瓦时平均降低电价约7.23分，为用户节约电费超过573亿元。今年上半年，已执行的市场化交易电量平均降价4.7分/千瓦时，降低企业用能成本约230亿元。

“输配电价改革后，平均输配电价比现行购销价差减少1分/千瓦时，核减32个省级电网准许收入约480亿元。”7月26日，国家发展改革委价格司巡视员张满英在新闻发布会上表示，预计全年降低用电成本1000亿元，其中市场化交易电量降低电价达到180亿元，当年完成输配电价降低380亿元。