黃國濱

摘要：國家“碳中和”目標(biāo)提出后，清潔能源電力發(fā)展更為迫切，本文分析政策及電價構(gòu)成，結(jié)合增量配網(wǎng)市場改革，為市場化開發(fā)四類及以下的太陽能資源提供思路。對于分散式風(fēng)電、沿海地區(qū)海上風(fēng)電及以其他形式的集中式光伏亦可參考本文研究接入增量配網(wǎng)就近消納的市場化交易方案，通過本文望能為推進(jìn)加大清潔能源的開發(fā)力度提供方案參考。

關(guān)鍵詞：清潔能源;增量配網(wǎng);市場化交易

1 引言

自2020年國家三部委《關(guān)于促進(jìn)非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》出臺之后，清潔能源鼓勵以“平價上網(wǎng)”的方式實(shí)現(xiàn)發(fā)展。國家“30·60”碳排放目標(biāo)的提出及2030年風(fēng)電、光伏總實(shí)現(xiàn)裝機(jī)容量12億千瓦以上，以風(fēng)電、光伏為代表的可再生能源迫切增長的態(tài)勢已然近在咫尺。本文基于國家清潔能源發(fā)展的政策，提出在國內(nèi)太陽能光照資源較差且電價低的四/五類地區(qū)，在基于增量配網(wǎng)下建設(shè)分布式光伏市場化交易試點(diǎn)的發(fā)展方案。

2 相關(guān)政策解讀及方案思路

2019年國家能源局印發(fā)了《關(guān)于積極推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》，文件一是鼓勵在增量配網(wǎng)等項(xiàng)目中建設(shè)分布式風(fēng)電和光伏發(fā)電項(xiàng)目，并且鼓勵分布式風(fēng)電和光伏企業(yè)與大用戶或配電經(jīng)營企業(yè)開展直接交易;二是提出對于就近接入增量配網(wǎng)的分布式風(fēng)電和光伏企業(yè)，交易電量僅執(zhí)行風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目接網(wǎng)及消納所涉及電壓等級的配電網(wǎng)輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費(fèi)。

在當(dāng)前全國大部分省太陽能發(fā)電造價成本及光照資源綜合效益未能達(dá)到平價上網(wǎng)條件的情況下，本文以國家相關(guān)政策為導(dǎo)向，研究綜合利用增量配網(wǎng)區(qū)域內(nèi)的資源建設(shè)太陽能發(fā)電站的可行性，一方面配網(wǎng)內(nèi)的電站可就近消納為增量配網(wǎng)內(nèi)的企業(yè)提供清潔能源，另一方面通過配網(wǎng)內(nèi)輸配電費(fèi)分析，探索突破太陽能電站的上網(wǎng)電價的方案。

3 中國太陽能資源分布及投資經(jīng)濟(jì)性分析

3.1中國太陽能資源分類

按照太陽能輻射量可分為五類，其中：一類，全年日照時數(shù)3200～330O小時，輻射量在6680-8400MJ/m2·a;二類，全年日照時數(shù)3000～3200小時，輻射量在5852-6680MJ/m2·a;三類，全年日照時數(shù)2200～3000小時，輻射量在5016-5852MJ/m2·a;四類，全年日照時數(shù)1400～2200小時，輻射量在4180-5016MJ/m2·a;五類，全年日照時數(shù)1000～1400小時，輻射量在3344-4180MJ/m2·a。

3.2中國太陽能資源分布主要地區(qū)

3.3太陽能資源發(fā)電小時數(shù)分析

根據(jù)全國地區(qū)年輻射總量，光伏組件以固定式最佳傾角方式安裝，全生命周期為20年，在首年發(fā)電綜合效率為80%，次年開始每年綜合效率下降0.7%情況下，則各類地區(qū)年最佳利用小時數(shù)、首年利用小時數(shù)及全生命周期平均綜合利用小時數(shù)如下表所示（以單晶光伏組件為例）：

3.4太陽能發(fā)電度電成本分析

根據(jù)測算，在當(dāng)前光伏組件造價約3.8元-4元/w時，太陽資源四類及以下的地區(qū)，太陽能電站投資度電成本0.356元-0.412元/千瓦時，按此度電成本，全國大部門省上網(wǎng)標(biāo)桿電價均難以滿足企業(yè)收益率的要求。因此，為提高太陽資源四類以下地區(qū)建設(shè)太陽能電站項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性，需依據(jù)現(xiàn)有政策研究突破太陽能電站“平價”上網(wǎng)電價方案。

4 電網(wǎng)銷售電價分析

4.1用戶側(cè)電費(fèi)構(gòu)成

用戶側(cè)的結(jié)算電價=上網(wǎng)標(biāo)桿電價+輸配電價+政府性基金及附加。其中政府性基金及附加主要有：重大水利工程建設(shè)基金、農(nóng)網(wǎng)還貸資金、水庫移民后期扶持資金、可再生能源電價附加、城市公用事業(yè)附加等。

4.2以福建為例分析電價構(gòu)成

4.2.1福建省電價分析

福建省燃煤電廠標(biāo)桿電價0.3932元/千瓦時，以35千伏大工業(yè)和商業(yè)用電為例，用戶側(cè)電價0.5602元/千瓦時=0.3932元/千瓦時+輸配電費(fèi)0.1393元/千瓦時+政府基金及附加0.0277元/千瓦時。

4.2.2福建省輸配電價分析

從福建省電網(wǎng)銷售電價表分析，2019年5月，福建省一般工商業(yè)及其他用電目錄銷售電價下調(diào)后，大工業(yè)用電與一般工商業(yè)兩部制電價相同，且按電壓等級劃分電價，其中：

1-10千伏電費(fèi)較35-110千伏高0.02元/千瓦時;

35-110千伏電費(fèi)較110千伏高0.02元/千瓦時;

110千伏電費(fèi)較220千伏高0.02元/千瓦時。

5 “分布式太陽能電站+增量配網(wǎng)”方案分析

按照國家有關(guān)政策，對于就近接入增量配網(wǎng)的分布式風(fēng)電和光伏企業(yè)，交易電量僅執(zhí)行風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目接網(wǎng)及消納所涉及電壓等級的配電網(wǎng)輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費(fèi)。因此，本文研究在國家批復(fù)的增量配網(wǎng)區(qū)域內(nèi)，綜合利用構(gòu)建筑物及其他土地資源建設(shè)光伏電站，可免交上一級輸配電費(fèi)，通過與配網(wǎng)內(nèi)電力用戶開展市場化交易的形式獲取更高的上網(wǎng)電費(fèi)。

舉例：

如上圖所示，分布式太陽能電站接入增量配網(wǎng)園區(qū)35千伏變電站，按照用戶側(cè)電價0.5602元/千瓦時=0.3932元/千瓦時+輸配電費(fèi)0.1393元/千瓦時+政府基金及附加0.0277元/千瓦時，則可免除上一電壓等級的輸電費(fèi)0.1393元/千瓦時。

不考慮峰谷發(fā)電時段時：分布式太陽能電站的上網(wǎng)電價可達(dá)0.3932元/千瓦時+輸配電費(fèi)0.1393元/千瓦時=0.5325元/千瓦時（按政府基金全額繳納），大大提高了分布式太陽能電站的上網(wǎng)電價。如接入電壓等級為1-10千伏，則上網(wǎng)電價可提高0.02元/千瓦時。

考慮峰谷發(fā)電時段時：根據(jù)調(diào)研數(shù)據(jù)顯示，福建太陽能發(fā)電特性全年在用電高峰時段和平時段的發(fā)電量接近1：1，（福建白天用電高峰時段為：8：30-11：30，14：30-17：30，平時段為7：30-8：30，11：30-14：30，17：30-19：00），按照福建高峰時段電費(fèi)上浮50%原則，結(jié)合以上分析，則太陽能發(fā)電電價可達(dá)（0.3932+0.1393）×1.25=0.6656元/千瓦時（按政府基金全額繳納）。

銷售電價：按照就近消納原則，通過電力市場交易與增量配網(wǎng)用戶達(dá)成電量交易，如按0.06元/千瓦時讓利配網(wǎng)內(nèi)用戶（福建省中長期電力市場交易電價一般降低0.03元/千瓦時），則太陽能電站電價成交價可達(dá)0.6056元/千瓦時。

6 結(jié)論

本文以國家政策為依據(jù)，分析增量配網(wǎng)下的分布式市場化交易試點(diǎn)方案，通過本方案突破分布式光伏平價上網(wǎng)，電價具有0.2元/千瓦時的提升空間，為太陽能資源較為貧乏的地區(qū)規(guī)?；_發(fā)太陽能電站提供開發(fā)方案。

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[4]福建省有序放開配電網(wǎng)業(yè)務(wù)實(shí)施細(xì)則

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