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电改下的光伏:上位还需哪些条件?

2015-09-28 15:54:46 新能在线   作者: 尹明  

电改无疑将给新能源带来巨大的发展空间,但是光伏发电在国家能源结构中要想占有更大的份额,就必须注重融资、模式、技术的创新,就必须回归市场经济本质要求。

电改关键词:开放

总体看,今年9号文对新一轮电力改革进行了部署,重点和路径是“三放开一独立三强化”:有序放开输配以外的竞争性环节电价,有序向社会资本放开配售电业务,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立;进一步强化政府监管,进一步强化电力统筹规划,进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

电价改革

第一步是单独核定输配电价,第二步是分布实现公益性以外的发售电价格由市场形成,第三步是妥善处理电价交叉补贴。

输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则,分电压等级核定。国家发改委、国家能源局在6月出台的《输配电定价成本监审办法(试行)》明确指出,“输配电定价成本包括折旧费和运行维护费。折旧费指按与输配电服务相关的固定资产原值和一定折旧率计提的费用,并对不得列入输配电定价成本的情况进行了详细的规定。深圳、蒙西、宁夏等输配电价试点方案都给出了详细的计算、归集办法。大家可参考分析。

总的趋势很明显,就是电网以后花钱要更加注重效益了,政府对准许成本的监管将直接影响到电网公司的“钱袋子”。还有一个问题是理清电价交叉补贴,确保直接参与市场交易和不直接参与市场交易的市场主体之间的公平。

交易体制改革

市场准入方面,将按照电压等级、能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准;省级政府按年度公布当地符合标准的发电、售电主体目录。

交易机制方面,引导开展多方直接交易,鼓励建立长期稳定的双边市场模式,建立辅助服务分担共享机制(含用户主动需求响应),完善跨省区电力市场交易机制(提出探索电力期货、电力场外衍生品交易等电力商品的金融属性开发,值得关注,特别是在大宗商品交易、金融市场活跃度高的地区,如深圳在此方面的尝试)。

相对独立的电力交易机构方面,电力交易机构从电网企业中与其他业务分开,实现相对独立运行,其主要职能是负责市场交易平台的建设、运营和管理,负责市场交易组织,提供结算依据和服务,汇总用户与发电企业自主签订的双边合同,负责市场主体注册和相应管理,披露和发布市场信息等。而电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送、负责电网系统安全,保障电网公平无歧视开放,按国家规定履行电力普遍服务义务。

目前,国网和南网对于交易相对独立持有不同的观点,前者认为交易应该留在电网内,至少未来的交易机构应该由电网公司控股;后者认为交易机构可以完全独立于电网。

发电计划改革

有序减少发用电计划,鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易。积极开展电力需求侧管理和能效服务,培育电能服务、实施需求响应等。

向社会资本放开配售电业务

这是一个万亿级的市场!

首先是“新五类”主体:允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区,组建售电主体直接购电;

鼓励社会资本投资成立售电主体,允许其从发电企业购买电量向用户销售;

允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易;

鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务;

允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场。

其次,电网企业将无歧视向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务,承担保底供应商责任。鼓励售电主体向用户提供合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。

对于电网而言,假如很多售电业务的收费、结算都绕过电网公司,对后者的现金流将造成重大影响!但售电市场开放还存在很多不确定性因素:售电公司的门槛有多高(如注册资本金与业务范围的关系)?电网公司可否开展竞争性售电业务?发电公司开展售电业务的影响有多大?民营售电公司如何通过金融运作、业务多元、增值服务等手段与具有电网背景的售电公司竞争?……总之,售电公司不仅是技术、人才、商业模式的竞争,更是资本的盛宴!

电改与新能源

对于新能源(含分布式光伏)来说,9号文的出台带来了诸多利好。

首先,将可再生能源和分布式能源系统作为我国优化能源结构的重点方向,其战略地位大大提升。

在发展原则中的“坚持节能减排”一条,就明确提出“推动电力行业发展方式转变和能源结构优化,提高发展质量和效率,提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例”。这就要求我国要将站在战略的高度、采用长远的视野,谋划新能源和分布式光伏产业的发展,注重产业升级、技术创新、政策完善。

其次,拥有分布式电源将使很多主体从单一的“消费户”转变为“产消者”,参与市场交易与竞争。

9号文在“多途径培育市场主体”部分提出,“允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易”。参与竞争和交易,最终还是要按照市场规律行事。

一是分布式电源主体要积极通过提高技术水平、运维水平、管理水平等降低成本,最终要脱离政府补贴的“呵护”,在价格上与其他形式的电源可以实现电网平价;二是分布式电源主体应学会如何利用规则,如学会采用项目评级、担保、融资、碳税等金融手段,抢占上位;三是分布式电源技术应该变得更加“亲民”,即它应该是更加模块化、标准化、定制化、简便化和即插即用的,应该变得更加容易被广大用户,特别是居民用户所熟知、所喜爱,这样,分布式电源才能有勃勃生机!

再次、新能源和分布式光伏在享有政策呵护的同时,应该承担起更大的电网运行责任和义务。

9号文提出,“开放电网公平接入,建立分布式电源发展新机制”,“积极发展分布式电源”,“支持新能源、可再生能源……机组上网,积极推进新能源和可再生能源发电与其他电源、电网的有效衔接”等。政策的支持倾向非常明显。但是换位思考,这对电网运行和传统电源将带来怎样的影响?

例如,“十三五”末,我国太阳能发电装机将达到1.5亿千瓦,今后每年有2500万千瓦左右新增发电装机,加上每年新增的几千万千瓦的风电,这需要电网匹配更多的调频调峰电源或储能装置,需要安装更多的电压控制、电能质量控制装置,更需要传统电源腾出一定的市场空间。从伦理上讲,如何帮助实现“源、网、荷、储”的高效协调,如何帮助化解由于传统电源发电小时数下降造成的设备效率、人员收入、社会稳定等问题,也是我国在支持发展新能源和分布式光伏的同时,需要考虑的重大问题。

★补贴问题呼唤分布式电源发展新机制

当前光伏发电发展迅速,带来的一个大问题就是电价补贴问题。根据发改委规定:“光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫等环保电价)的部分,通过可再生能源发展基金予以补贴。

对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策,电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税),通过可再生能源发展基金予以支付,由电网企业转付;其中,分布式光伏发电系统自用有余上网的电量,由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。”

但由于近年分布式光伏发电量迅猛增长,电网垫付的资金量非常大。近期电网公司就要求下属单位开展分布式电源项目抄表结算工作和“全额上网”分布式光伏发电项目补助标准参照光伏电站相关政策规定执行的解释工作。当前地面电站拿到补贴要等15个月(由国家财政支付),而全额上网的分布式光伏拿到补贴仅需要3个月(由电网企业垫付,周期短,现金流好)。但目前,由于补贴量很大,电网承担的支付压力较大,加之有些分布式发电项目没有纳入目录,所以不能及时得到财政拨款,所以才出现了电网企业执行垫付补贴的困局。

未来,分布式电源规模的不断增加,会倒逼相关政策进行调整的,现在的支持力度越大,规模上来得越快,带来的困难也越大。“时机”很重要,如何在一个合适的规模下适时开始政策调整,将是考验政府和产业界的重大问题!

总之,对于光伏发电的未来,我充满信心!我国太阳能资源丰富,光伏产业链完整、成熟,光伏发电的商业模式多样,贴近用户,建设周期短,形式多样,是在发电领域实现金融创新、模式创新、技术创新的最佳选择。当然,光伏发电在国家能源结构中要想占有更大的份额,就必须注重融资、模式、技术的创新,就必须回归市场经济本质要求,就必须在脱离政策“呵护”的条件下与传统电源公平竞争。




责任编辑: 李颖

标签: 分布式光伏发电 电改

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