太原电瓶销售联盟

智慧能源信息专刊 第35期2017年12月8日

智慧能源2020-06-29 13:48:01

【一周政策动态汇总】

【政策法规】国家发改委、国家能源局发布关于加快推进增量配电业务改革试点的通知

【政策法规】国家能源局关于公布2017年光伏发电领跑基地名单及落实有关要求的通知


【一周行业信息汇总】

【行业动态】呼和浩特市发改委公示5个风电清洁供暖优选项目

【行业动态】注意!宁夏发改委废止6个未开工光伏项目 共计规模159MW

【行业动态】唯一能源互联网和增量配电双示范基地获批:蒙西高新技术园区

【行业观点】铅酸蓄电池产业能否基业长青 市场说了算!

【行业观点】光伏进入“直升通道” 储能是第一步

【行业观点】打破电网垄断!配网和用户侧试点项目促进电力市场改革

【行业观点】分散式发电崛起!

【行业观点】为什么说增量配网是电改精髓?


【一周行业前沿动态】

【行业前沿】能源互联网能否从风口落到地面?

【行业前言】先缴税,再领光伏补贴?你家电站,增值税或免征,但这两种税不一定逃得了!


【一周行业专家观点】

【专家观点】刘建新:微电网技术+共享思维是分布式发电两大支撑




国家发改委、国家能源局发布关于加快推进增量配电业务改革试点的通知


国家发改委官网12月7日公布了《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于加快推进增量配电业务改革试点的通知》,通知中称,做好第三批试点项目的报送工作 。增量配电业务改革试点项目要实现全国地级以上城市全覆盖,每个地级市至少要有一个试点,条件较好的地方可以多一些试点。建立试点项目进展情况定期上报制度。从2018年1月起,请各地通过发展改革系统纵向网邮箱,每半个月上报一次增量配电业务改革试点进展情况。包括试点项目业主确定情况、业主股权结构、配电区域划分情况、电力业务许可证(供电类)办理情况等,以及试点过程中存在的问题。

具体详情请访问智慧能源集团网站,

http://www.secn.net/news/show-427.html(请长按地址,“选择复制”>“打开”)



国家能源局关于公布2017年光伏发电领跑基地名单及落实有关要求的通知


具体详情请访问智慧能源集团网站,

http://www.secn.net/news/show-426.html(请长按地址,“选择复制”>“打开”)


(集团周报编辑整理汇总)



呼和浩特市发改委公示5个风电清洁供暖优选项目


呼和浩特市发改委近日发布《关于呼和浩特市“十三五”风电供暖项目评优结果公示》,公示时间:2017年12月5日-12月11日,共涉及5个风电清洁供暖项目。以下为公示原文:


关于呼和浩特市“十三五”风电供暖项目评优结果公示


根据国家能源局《关于内蒙古风电清洁供暖有关事项的复函》(国能新能[2016]378号)、自治区发改委《关于组织实施好风电清洁供暖项目的通知》(内发改能源字[2017]273号)、自治区经信委 发改委《关于印发<内蒙古自治区风电清洁供暖项目实施指导意见>的通知》(内经信电力字[2016]448号)等文件,市政府拟定并下发了《呼和浩特市“十三五”风电供暖实施方案》(呼政办发[2017]73号),同时配套出台了呼和浩特风电供暖指标配置细则。


经请示呼和浩特市风电供暖工作领导小组(简称领导小组),委托市发改委评审中心组织召开风电供暖项目评优评审会,聘请专家本着公开、公平、公正原则,对参选项目进行了评优工作。中共呼和浩特市纪委派驻发展和改革委员会纪检组派人进行了全程监督。经报请领导小组同意,现将评优结果予以公示(见附件)。




注意!宁夏发改委废止6个未开工光伏项目 共计规模159MW


2014年宁夏发改委备案的光伏发电项目中,经相关县区发改部门详细核查,截至2017年10月底,其中6个光伏项目尚未开工,也未按备案文件要求申请延期,共计规模15.9万千瓦,现予以废止。有关项目情况公告如下:




唯一能源互联网和增量配电双示范基地获批:蒙西高新技术园区


近日,国家发展改革委和国家能源局联合下发了《国家发展改革委国家能源局关于规范开展第二批增量配电业务改革试点的通知》(发改经体〔2017〕2010号),试点名单共涉及24个省(自治区、直辖市、建设兵团)的89个试点,蒙西高新技术工业园区位列其中,加之今年6月18日获批的国家首批能源互联网试点示范项目、自治区首家能源互联网示范基地,至此,蒙西高新技术园区成为自治区唯一的能源互联网和增量配电双示范基地。



铅酸蓄电池产业能否基业长青 市场说了算!


新事物的出现并不意味着旧事物的淘汰。


铅酸蓄电池自1859年由法国人普兰特发明以来,在化学电源中一直占有绝对优势。这是因为其价格低廉、原材料易于获得,使用上有充分的安全性和可靠性,适用于大电流放电及广泛的环境温度范围、维护维修很方便等优点。


数据显示,2017年前三季度全国铅酸蓄电池产量1.46亿KVAh,同比小幅下降21%。但在业内人士看来,作为化学与物理电源中唯一能够实现再生循环利用的电池,铅酸蓄电池仍是目前最有竞争力和最不可或缺的化学电源。就市场占有率来看,尽管锂电池来势汹汹,但铅酸蓄电池仍然占有超70%的市场份额,行业影响力不容小觑。


然而,一方面,2016年铅酸蓄电池行业因国家征收4%消费税和铅价的持续上涨,企业利润空间进一步被压缩,面临更大的生存压力;


另一方面,随着2017年全国环保巡查工作的全面实施,铅酸蓄电池行业面临更加沉重的环保压力;《四轮低速电动车技术条件》即将发布,铅酸蓄电池在低速电动车领域面临出局的风险;生产者责任延伸制度的实施,需要铅酸蓄电池企业加快建立规范的回收利用体系……


如何在多变的政策环境和环保压力下继续保持铅酸蓄电池的长久生命力?在储能、通信、动力和车辆启停市场与锂离子电池去竞争?


差异性环境消费税减免之路


自2016年1月1日起,国家正式对铅酸蓄电池按4%税率征收消费税,业内反应强烈。


中国化学与物理电源行业协会副理事长、酸性蓄电池分会理事长、风帆有限责任公司董事长刘宝生曾公开表示,对铅酸蓄电池征收消费税将给已是充分竞争、利润率较低、行业逐步规范的铅蓄电池行业带来重大挑战和影响。


除了对行业企业的影响,不少业内人士也表示,“一刀切”征收消费税的模式,也无法达到政府实现环境保护的初衷。


一方面,消费税是按照企业税票征收的,而对于一些“三无”小企业、小作坊而言,由于不开发票,消费税无法落实到非法企业的头上,这无疑使得正规企业在价格上处于竞争劣势,反而使得非法小企业的生存空间有所拓展,甚至出现“劣币驱逐良币”的现象;另一方面,各蓄电池生产企业对于环保的投入是不同的,但现在这种“一刀切”的税收模式,对于提高电池生产企业清洁生产技术水平并没有帮助。


“环境消费税政策的制定应该以绿色绩效为核心突破点,运用差异性策略。”中华环保联合会环保产业研究院绿色能源中心主任武明指出,现阶段行业企业首先要转变思想观念,从国家大局出发,拥护与支持环境消费税。在此基础上,行业企业特别是大型企业积极参与,并依托于行业协会、组织的力量,探索出一条切实可行的环境消费税减免之路。


智能制造“三不要”


一个残酷的现实是,铅酸蓄电池行业目前的平均净利润率不足4%。而淘汰落后生产力、消费类产品市场疲软、价格竞争激烈、综合成本上升等因素也在倒逼电池企业必须投入更多资源,通过技术创新、生产自动化和管理规范化,加快实现电池行业的智能制造。


理士国际技术有限公司副总裁董捷认为,客户个性化需求与日俱增、传统制造业商业模式的转变、新一代工艺技术的推动以及国家战略的需求,迫使蓄电池企业进行业务变革和升级,并且这种升级不仅限于生产制造环节,而是要求对整个体系进行再造。


而对于智能制造在蓄电池行业的发展方向,专业生产各种蓄电池专用设备的江苏先特能源装备有限公司最有发言权。据该公司总经理陈英明介绍,智能制造转型是电池企业的战略决策,同时又是企业的一次变革。不同行业、企业没有完全通用的实施方案,必须从企业自身出发做好统揽全局的顶层设计。


“国内蓄电池生产设备在工艺技术实现及产品精度方面取得了长足的进步,国产设备的价格也由原来进口设备的20%、30%上升到了目前的70%左右。先特已有装配线设备包括汽车装配线、大密装配线等均已实现自动化升级,并为后续智能化改造预留数据端口。公司在智能化方面的投入很大,预计未来5-8年的时间达到初步的智能制造。”陈英明说道。


“不要再落后的工艺上搞自动化;不要在落后的管理上搞信息化;不要在不具备数字化、网络化基础时搞智能化。”董捷关于发展智能制造的“三不要”观点同样值得业内深思。


先进铅碳电池前景广阔


环境问题将是影响未来铅酸蓄电池市场的关键因素,特别是减少车辆排放和改进燃油效率,将导致汽车用铅酸蓄电池市场的变化。包括“微混”(start-stop技术在内的汽车新技术,将带动VRLA电池、AGM电池以及潜在的铅碳电池在汽车上的应用。


骆驼电池相关负责人表示,公司正加快在性能更优、成本更低的AGM、EFB蓄电池方面的技术转化;并做好长远规划,开发下一代蓄电池产品,以满足能量回收、辅助动力等更高要求。


在不久前举办的“2017中国国际铅酸蓄电池高峰论坛”上,中科院大连化物所研究员阎景旺博士就先进铅碳电池产业化技术开发做了详细介绍。他认为,铅碳电池能够满足部分荷电状态工况需求,在储能和电动车应用领域市场前景广阔;其充电接受能力远高于铅酸蓄电池,能够满足快速充放电需求;在充放电循环寿命方面表现优异,可达到铅酸蓄电池的数倍;而且可以根据不同应用领域,开发具有特殊性能的铅碳电池,如低温铅碳电池。目前,先进铅碳电池也是不少企业的重要研发方向。


全生命周期的资源环境责任


2016年12月国务院办公厅印发《生产者责任延伸制度推行方案》,将铅酸蓄电池列入首批推行生产者责任延伸制度的四类产品之一。生产者责任延伸制度的核心是指将生产者对其产品承担的资源环境责任从生产环节延伸到产品设计、流通消费、回收利用、废物处置等全生命周期的制度。


据环保部固废中心高级工程师何艺介绍,通过废铅酸蓄电池收集和转移管理制度试点的开展,以下几点值得关注:一是要大力扶持正规体系建设。将收集设施分为收集站和暂存点,构建“网点收集、集中运转和专业再生”多级协同的铅闭路循环系统;二是要坚决打击非法再生铅活动,逐步将个体收集者纳入正规。铅酸蓄电池回收行业属于劳动密集型行业,需要大量的劳动力。而且目前国内个体收集为主的局面难以在短期内改变,因此可对其进行必要的培训,使其纳入正规回收体系;三是要充分发挥行业自主性,促进高效合作。其中包括铅酸蓄电池生产企业、再生铅企业、专业回收企业及相关行业协会;四是要加强全过程的信息化监控。废铅酸蓄电池面临的最大难题就是非法流失和中间过程倾倒含铅酸液。而通过物联网、大数据等应用,可以有效提高企业生产链管理,科学地防范环境风险。


电池中国网认为,市场接受度才是检验产品生命力的重要标准。就铅酸蓄电池来说,积极推进行业技术进步、加快实施行业自动化改造和智能制造步伐、落实生产者责任延伸制度、做好废旧铅酸蓄电池的回收再生利用等,将是铅酸蓄电池行业迎接挑战的重要举措。当然,从国家政策方面来看,该鼓励也得鼓励,该支持还得支持。



光伏进入“直升通道” 储能是第一步


近日,有机构预测:2020年之后,每年中国将新增250 GW的光伏装机,是近年全年预计新增装机量的5倍;到2025年,我国累计装机将达到1800GW的惊人规模,是目前中国装机总规模120GW的15倍!


对比以往的增长速度,基于电网安全、财政补贴缺口等诸多考虑因素,以现有的模式完全无法支持光伏如此迅猛的增长,要彻底改变光伏之前不温不火的发展态势,释放光伏发电应有的巨大潜力和能量,必须解除光伏对于电网及财政补贴的 “封印”,储能和微电网的建设就是揭开封印的“杀招”。


未来光伏装机增速将遭遇几何数级的提升


据国家能源局公开数据显示,2017年我过前三季度光伏新增装机达到43GW,同比增长60%,远超2016年全年新增装机总和,预计新增光伏装机将超过50GW;截止至9月30日为止,我国光伏累计装机超过120GW,提前3年完成了《太阳能发展“十三五”规划》的目标,行业进入了一个高速发展的新阶段。


然而,超过120GW的光伏装机,在前三季度累计发电857亿千瓦时,占全社会用电总数46888亿千瓦时的1.83%!距离习总书记在巴黎气候大会作出的“到2020年非化石能源在一次能源占比中达到15%,2030年达到20%”承诺差距甚远,尤其在水、风、核等清洁能源储量空间有限的前提下。晶科能源副总裁钱晶也曾多次在公开场合表示,“光伏发展速度必须实现几何级倍数提升才能满足未来化石能源的替代需求!”



储能+微电网:光伏迅猛发展之路


近日,发改委在《关于全面深化价格机制改革的意见》中提出2020年实现风光火同价,又一次把全力提升光伏产业发展速度提上了日程。而“十三五”规划又明确提出2020年后停止新建火电机组,也就说在平价的前提下,新增传统能源增速将被全面替代。按照目前年用电量60000亿度、年增长5%为基数,有机构推断:到2025年,我国光伏累计装机规模将达到1800GW,接下来的8年,会有1680GW的增量窗口,平均每年新增装机至少要到210GW,是2017年全年预计装机总量的4倍多!


但是,机构只给我们描绘出了这样一个美妙的前景,却忘记告诉我们,怎样才能达到这个1800GW的“美丽设想”。


光伏进入“直升通道”储能是第一步


光伏要开始“几何数级递增”,需要彻底解决以下几个问题:一、弃光限电。国家能源局数据显示,尽管政府和行业企业进行了多方努力,光伏发电的消纳问题相较之前有了较大改善,但是前三季度,新疆和甘肃两地的弃光率仍然超过20%,不仅如此,弃光范围进一步动迁,蔓延到了山东、河北、云南和山西。可以预见随着分布式光伏在全国范围的强势崛起,到2018年弃光区域将进一步扩大;二、补贴退坡及电价下调。虽然时至今天传说中分布式光伏补贴下调的文件尚未公布,但是发改委早有说明“2020年光火同价”,补贴退出早成定局,这个过程中光伏发电的经济性必将被影响;三、对电网冲击。无论是西部大型集中式电站还是中东部盛行的分布式光伏,单凭光伏自身都无法解决这一痼疾,为了接纳高峰期并入的光电,电网需要完善甚至改变系统运行和保护机制来维持稳定,必然会是电网的负担。


解决这一问题,储能的加入就势在必行。事实证明,无论在削峰平谷、分时调度、提高经济性更各个方面,储能的优势都极为明显。以上海工商业用户电价为例:非夏季时的峰谷电价差0.814元/kWh,夏季时的峰谷电价差0.914元/kWh,应用储能和不应用储能差别极大。不仅如此,储能的加入为光伏发电的就近交易和就近消纳提供了基础,不仅有助于改善弃光限电,也有效的提升了分布式光伏自发自用的比例,最大可能地保证了经济性,促进了城市屋顶最大程度的开发和利用。对西部大型集中式电站也极具积极影响,有了储能装置,被弃掉的光电完全可以储存起来接收更高等级系统比如微电网的调用,解决了消纳同时提高了经济性,降低投资主体的风险。


微电网才是彻底解封光伏的最后杀招


单纯加入储能只是给光电未来的各种应用提供基础,仅是第一步,实际上要彻底改善放开光伏发展速度,必要实现微电网的居中调度。


近年来,在各种相关政策的助推下,微电网已经开始了萌芽,各地相继出现了一些规模不等的示范项目,准备试探和摸索更好的商业实现模式。而今,微电网已经从最早的单一光伏+储能的方式,转变为多种能源互补,然后再通过有效的能量管理控制提高电网运行的稳定性同时最大可能地实现经济性。不仅如此,由于单个微电网稳定性、可靠性有限,市场催生出了区域能源管理平台甚至电网以更高级别的权限控制多个微电网,并在辖内多种能源中间建立竞价机制,从而提高了电力系统的稳定性、用能的经济性,而光伏因其自身特性最为适合微电网的区域调配,通过电力交易和能源交易,彻底打破光伏发电的“消纳难关”,把之前那些没有消纳条件的区域充分利用起来,成为光伏发电新的主场。尤其对于深受“弃光限电”之苦的西北诸省,在微电网配合下,完全可能实现电力的区内乃至跨区交易和消费,彻底消除弃光限电的束缚,重回“能源重镇”巅峰。


科幻小说《三体》提出降维攻击感念,认为高级文明解决低级文明只需要一个“二向箔”,反过来看,也许正是解决光伏和储能最优的方案,用更高维度的未来能源互相沟通调度设想来解决光伏和储能的爆发的最后障碍,解封光伏和储能各自封印,释放新能源产业更大产能和需求,也许才是根本之道。



打破电网垄断!配网和用户侧试点项目促进电力市场改革


作为电力市场改革的一部分,中国正在推行一系列配电网级别的试点项目,为发电环节以外的垂直一体化机制引入竞争。具体来说,这些试点项目旨在整合分布式发电、配电、售电、需求侧综合服务等多个方面,大部分的试点场景都选择了工业用户。这些试点可以在一定程度上反映电网垄断打破后,中国电力市场部分新场景。


目前,中国电力行业已经迈入“十三五”规划中的第二个年头,电力系统在互联、整合和效率方面仍面临诸多问题,拥有巨大的优化空间。与此同时,中国的电力市场改革正在快步前进。


自2016年12月以来,中国已经开展了一系列智慧能源、多能互补和配电网相关试点项目。这些项目旨在改善各种发电技术之间的连通性,鼓励综合能源规划,加强间歇性可再生能源的自我平衡能力,促进对电网基础设施的多元化投资,尝试更自由化的市场交易机制,以及在供过于求的电力市场中探索新的投资领域。


本研究报告将重点关注项目设计信息披露最为完善的可再生能源微电网项目。现阶段,微电网涉及从能源供应到需求侧服务的多个环节的业务,这在所有试点项目中是独一无二的。我们也会在文章最后介绍其他试点项目,并分析它们和新能源微电网项目的共通和差异所在。



政策制定者希望这些可再生能源微电网试点的开发商可以建立自主经营的商业模式,不依赖政府提供额外补贴。为了实现这一目标,政府将通过降低容量费用、降低利息和开发成本、允许提供需求响应和辅助服务等方式,提高项目回报率。但是,需求响应和辅助服务需要外部大电网的配合,目前在大部分地区仍然不具备条件。


这种多能源、多环节的业务模式涉及多个行业,也自然被多个行业的公司青睐,试点申报单位的背景非常多样化。我们认为,获得稳定、廉价的天然气供应,是大部分涉及冷热电三联供机组项目收益率的关键,燃气公司在这方面更有优势。相反,从技术成本角度而言,不同背景开发商来建造光伏和储能,成本差异可能不如天然气大。从客户获取成本角度而言,目前非常多的试点项目开发主体都依赖于自身所在的园区。未来,如果这些试点模式被成功论证,具备大规模复制的条件,如何获取新客户将成为最主要的挑战之一。


在目前的监管周期之中,配电网资产的回报率可能并不诱人,但其垄断属性可以帮助配网投资方(包括微电网投资方)在其服务区内占据优势地位,显著降低打入上游(能源供应)或下游(售电和综合服务)业务的难度。因此,配电网是中国电力行业里各种主体的战略投资标的。


一组数据:


14%:工业园区用电量在全国总用电量中的比例

55个:全国28个可再生能源微电网试点项目中,单个微电网系统的数量

33亿美元:全国首批28个可再生能源微电网试点项目的总投资规模



分散式发电崛起!


最近,国家发改委,国家能源局发布了《关于开展分布式发电市场交易化试点的通知》,这一通知的发布预示着上网模式逐步走向市场化,不仅可以解决补贴资金缺口问题,重点是加快推进新能源市场化发展。今天,我们就先预测这一政策可以帮助我们撷取多大的果实。


一、政策要求


1.分布式发电:指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。


2.项目规模:接网电压等级在35千伏及以下的项目,单体容量不超过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。


3.过网费:指电网企业为回收电网网架投资和运行维护费用,并获得合理的资产回报而收取的费用。即在电价(含政策性补贴)中需扣除所在省(市、区)价格部门制定的“过网费”。


4.补贴调整:单体项目容量不超过20兆瓦的,度电补贴需求降低比例不得低于10%;单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的,度电补贴需求降低比例不得低于20%。


二、经济测算比较


1光伏


1.项目规模:25MW;


2.动态投资:7.5元/W;


3.上网模式:自发自用+市场交易化,自发自用比例为40%,市场交易化为60%;


4.长期贷款利率为4.9%,短期贷款利率4.35%;


5.过网费按山西发改委发布的《关于山西电网2017-2019输配电价及有关事项通知》中高于本接网电压35Kv的110Kv电压等级大工业输配电价0.0888元/KWh计算。


6.补贴:自发自用部分获取全部补贴即0.42元/KWh,市场交易化按10%折减即补贴为0.378元/KWh;


7.年平均上网电量:2644.5万KWh。


表1.内部收益率


说明:通过上述数据可知,内部收益率均符合行业基准收益率和资本金基准收益率,但是上网模式调整后,融资前税前内部收益率提高52%,全部投资提高55%,资本金提高127%。不仅收益率有提高,而且当地电网公司每月都会在扣除过网费后及时打入售电单位账户,比集中上网更靠谱更及时。


2风电


1.项目规模:50MW;


2.动态投资:7.8元/KWh;


3.上网模式:市场交易化;


4.长期贷款利率为4.9%,短期贷款利率4.35%;


5.过网费按山西发改委发布的《关于山西电网2017-2019输配电价及有关事项通知》中高于本接网电压110Kv的220Kv电压等级大工业输配电价0.0588元/KWh计算;


6.补贴:按政策要求风电度电补贴标准按当地风电上网标杆电价与燃煤标杆电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)相减确定并适度降低且单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的,度电补贴需求降低比例不得低于20%,该项目位于山西,假设计划今年建成,那么风电标杆上网电价为0.6元/KWh,当地脱硫燃煤标杆电价为0.3320元/KWh,按折减20%计算,最后算的补贴为0.2144元/KWh;


7.年平均上网电量:11251.2万KWh;


8.电价:0.4582(110Kv大工业用电电度电价)+0.2144-0.0588=0.6138元/KWh


表2.内部收益率


三、结论


现在假设测算中,因为实际运行中会有一些现在不可预见的成本费用,进而与实际有一定差距。但是差距不会对收益有很高影响,与现在上网模式相比收益既可观也可靠。更重要的是推进新能源发电市场化,不仅可以解决资金补贴缺口,也保障并提高投资开发者收益。所以说市场交易化不单单是分散式发电的一春,更是新能源发展中又一春。



为什么说增量配网是电改精髓?


增量配网改革是本轮电力体制改革最富有智慧和创意的方案,也是改革向全社会释放的最大红利。国家发改委近日公布第二批89个增量配网试点名单,项目包括秦皇岛经济技术开发区等工业园区入围,决策层再强力打开新的电力市场。


增量配网改革的高明之处在于,在不调整存量电力市场利益的同时,放开增量配网投资主体、供区范围,通过增量配网改革倒逼存量电力市场改革,以小博大;增量配网试点项目是一面旗帜,同时兼具电改、混改双重属性,正在冲击传统电力市场,颠覆电网公司一家独大的格局。按照国家发改委计划,随后将启动第三批增量配网试点,2018年上半年覆盖地市以上所有城市。


1.增量配网改革重构电力市场秩序


新一轮电改历时近三年,改革已是大势所趋,但改革也不是急行军。以第一、第二批195个增量配网改革试点为突破口,电力市场新兴市场主体数量不断增加,增量配网运营商犹如鲶鱼般冲击电力市场“隔离墙”,电网公司一家独大的格局正在被渗透。当然,增量配网运营商冲击电网企业增量及存量供电市场,也正遭遇来自电网企业强势的反击。


在“管住中间、放开两头”的改革思路下,增量配售电主体的参与将改变电力市场交易秩序,一方面打破电网垄断格局,分享电力工业红利,另一方面可以一定程度降低园区用电成本(地方政府、工商业用户积极参与的动因之一



从第一批105个增量配网项目运营情况看,根据国家发改委、能源局通报已经7个项目已经取得电力业务许可证,民营企业参与多个项目。在国家电网营业范围内,有50个项目确定配电营业范围,占地1736平方公里,上级电网规划也基本完成,国家电网公司控股参与24个项目;南方电网营业范围内的25个试点项目,有20个已经确定投资主体。


从增量配网实施的区域来看,重庆增量配网改革最具有代表性,增量配网以两江新区为试点,重庆市政府引入三峡集团作为投资主体,以增量配网改革倒逼存量电网改革,以增量配售电改革降低本地用电成本;通过引入社会资本盘活增量配网市场,打造一张与国家电网对标的增量配网。


根据发改委通报和我们调研发现,增量配网的推进过程中也存在诸多困难。主要集中在五个方面:一是供区划分难;二是公共电网接入存在障碍;三是增量配网价格尚未明确;四是电网企业要求控股经营;五是跨区电源输送存在障碍。


目前国家发改委正在研究起草增量配网价格机制指导意见、增量配电业务配电区域划分办法等文件,目的是解决增量配网改革在执行过程中存在并网难、定价难、供区划分难等问题。


2.增量配网界限明确,220kv变电站在建设之列


在改革推进过程中,对于增量配网的界定范围政策层面正在不断明确。


发改委在发改经体〔2017〕2010号文《关于规范开展第二批增量配电业务改革试点的通知》中提出,增量配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220(330千伏及以下电压等级工业园区(经济开发区等局域电网,不涉及220千伏以上输电网建设,增量配电网建设应当符合省级配电网规划,符合国家电力发展战略、产业政策和市场主体对电能配送的要求。


与发改经体〔2016〕2480号文《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》不同的是,以电压等级作为划分原则,国家发改委实际明确增量配网包括了220kv的变电站,拓展了增量配网的经营范围。


在重庆两江新区的增量配网规划中,就包括南花堡等7个220kv配电站,项目方为三峡集团所属两江长兴电力公司。长兴电力是全国配售电改革的标杆,配售业务集中在重庆两江新区工业开发区(鱼复、龙兴、水土工业园区),以及万盛平山工业园区、中石化涪陵页岩气示范区等改革试点核心区域。



从配网资产产权角度划分,《有序放开配电网业务管理办法》提出,除电网企业存量资产外,其他企业投资、建设和运营的存量配电网视为增量配网。意味着已经拥有配电网存量资产绝对控股权的公司可以成为增量配网运营商,包括高新产业园区、经济技术开发区、地方电网、趸售县等。


3.增量配网改革兼具电改、混改双重属性


国家发改委主抓电力体制改革与混合所有制改革,增量配网项目同时兼具电改与混改的双重属性。放开增量配网市场一方面打开一个上万亿的电力市场,另一方面也是推进国企改革的手段,两者与中央经济体制改革和国有企业改革的思路相符。


国家发改委在近期的文件中明确,增量配网试点项目应当向符合条件的市场主体公平开放,所有新增配电网项目,任何政府部门不得直接指定项目业主,任何企业不得通过非竞争性方式要求获取项目控股权。电网企业拟参与的试点项目,应采取与社会资本合作的方式参与投资、建设和运营。


目前,已经进入实质进展的两江新区增量配网试点、贵安新区增量配网试点、前海增量配网试点均以混合所有制形式运营。其中,两江长兴电力是由三峡电能、重庆两江集团、重庆涪陵聚龙电力、重庆中南涪热电组成的混合所有制公司,长兴电力并与重庆本地聚龙电力、乌江电力实行电力资产重组,作为发改委第二批混改试点已经获得批复。



在南方电网经营区域内,深圳前海蛇口自贸区供电有限公司是前海增量配网试点的运营主体,也是一家由国有资本控股的混合所有制企业。各方股东出资占比分别为:深圳供电局有限公司持股41%、招商局蛇口工业区控股股份有限公司持股36%、深圳市能之汇投资有限公司持股10%、云南文山电力股份有限公司持股8%、深圳市前海开发投资控股有限公司持股5%。


在国家电网经营区域内,也产生了首家非国网控股的增量配电网业务试点项目产生,该项目是山西科技城综合能源供应试点项目,由国家电网、管委会政府和社会资本共同成立,其中国家电网占股49%;民营企业协鑫参与的三个增量配网项目(安徽金寨、河南濮阳、江苏扬中均与国家电网所属公司合作。


4.配网资产是售电公司核心竞争力


在增量配网改革中,获得配网资产的运营主体相当于掌握了一笔核心资产。近年来电网公司对增量配网严防死守,足以验证增量配网资产的价值。


按照是否拥有配网资产、发电资产,我们将售电公司分为发配售一体、发售一体、配售一体、独立售电公司四中类型,四者的市场竞争能力也将梯次递减。拥有配网资产的售电公司可以依托配网资产,增加用户黏性,其商业模式也以用户为基础,在售电服务基础上,衍生能效监测、节能改造、需求侧管理、金融资本服务等。当然,在目前电力市场中,能源服务市场尚未形成,服务供给多停留在企业发展规划文案中。



单纯就售电业务而言,如果缺少配网作为支撑,售电公司无法直接与用户结算;跨区电力市场交易无法落地;受制于电网安全校核影响,电力交易可能无法兑现;无法锁定电力用户,无法拓展增值服务。


摆在独立售电公司面前的商业模式只有一种——赚取电力销售价差,但电力市场竞价交易价差不断缩小,以广东为例,今年2-12月竞价交易成交价格不断收窄,发电企业让价幅度由3月份的0.18945元/千瓦时,下降到11月0.037元/千瓦时。但售电公司为争取用户,只能不断压减自身利润,给用户更大承诺让利,广东售电市场已经是一片激战的红海。我们调研获悉,一些售电公司为抢占客户,承诺用户折价幅度已经达到0.08元左右,远远高于竞价市场出清价格。



基于此,配网的核心价值正在不断放大,在收取配网费、容量电费、高可靠性供电收费等基础上,依托配网打造集售电服务、研究咨询、能源运维、节能服务、金融服务、分布式能源服务、配网投资运营于一体的综合能源服务商。


当然,放手市场经营增量配网并不意味着减少监管,国家能源管理部门在为增量配网培育成长空间的同时,设定一系列红线。如,试点项目涉及的增量配电网应与公用电网相连,不得孤网运行;试点项目内不得以常规机组“拉专线”的方式向用户直接供电;不得依托常规机组建局域网、微电网,不得依托自备电厂建设增量配电网;禁止将公用电厂转为自备电厂;试点区域内的电力用户应当承担国家规定的政府性基金及附加和政策性交叉补贴,由配电公司代收、省级电网企业代缴;对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的电力用户,不得以试点名义变相对其提供优惠电价和电费补贴。


(集团周报编辑整理汇总)



能源互联网能否从风口落到地面?


随着首批55个国家级“互联网+”智慧能源(能源互联网)示范项目在全国范围内逐步落地推进,我国正迎来一个清洁能源高效利用的城市发展新时期。国发能源院和绿能智库初步预计,能源互联网试点示范项目对提高可再生能源比例,推动能源市场开放和产业升级,形成新的经济增长点意义很大。


能源互联网即“互联网+”智慧能源,可以通俗的理解为:多条生产线+集中调度中心+运输通道+消费终端,依据用户的不同需求进行生产,产品通过集中调配分发到各自的应用终端。互联互通的各条生产脉络上既有传统的化石能源,也有分布式的可再生能源,这是一个超级集成的能量网络,输送的内容大部分是电力,还包括部分热、冷、气等多种能量源。所有能源在先进的电力电子技术、信息技术和智能管理技术的支撑下,统一调配,互为补充,形成一套智能化、可共享的能源供应体系。



图1. 能源互联网的构成


能源变革促能源互联网站上“风口”


在全球能源转型和绿色发展的大背景下,传统能源供应体系带来的问题逐渐凸显,更加高效和环保的未来能源体系将越来越受到推崇。在全球新一轮科技革命和产业变革的助推下,能源互联网俨然成为了“风口”,有望迎来高速发展的机会,成为新时代能源领域的主角。根据国际研究机构埃森哲预计,到2020年我国能源互联网的总市场规模将超过9400亿美元,约占当年GDP的7%。


我国能源互联网建设始于2015年。按照国家发改委、国家能源局、工业和信息化部三部委联合《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》的目标,在2016年-2018年攻克一批重大关键技术与核心装备,能源互联网技术达到国际先进水平,初步建立能源互联网市场机制和市场体系;2019年-2025年初步建成能源互联网产业体系,成为经济增长重要驱动力,并建成较为完善的能源互联网市场机制和市场体系。


图2. 能源互联网的特征


国发能研院和绿能智库调查发现,截至2017年5月,国内注册能源互联网的企业将近4000家。截止今年6月,共有284个能源互联网项目在工信部进行了申报,投资总额约达3498亿元。


从项目数量和投资金额来看,国企是能源互联网中项目的主力。国企申报项目数量为157家,金额为1976.21亿元,占总金额的56%;民企申报项目数量为83家,金额为897.81亿元,占比21%。其余包括地方政府、科研机构等进行的项目申报,占比为23%。


图3. 国企、民企、地方政府和科研机构申报能源互联网项目个数



图4. 各申报主体在能源互联网项目中的资金投入(单位:亿元)和占比


示范项目探索解决方案


2017年3月,国家能源局宣布北京、河北、山西、内蒙古、江苏、安徽、山东、湖北、广东、陕西、新疆、四川、青海等23个省区的55个项目做为首批“互联网+”智慧能源(能源互联网)示范项目。入选的55家能源互联网示范项目投资总金额为745亿元。涵盖了城市、园区、跨区综合能源互联网示范,电动汽车、绿色资源灵活交易、大数据等多种模式。通过示范项目的应用攻克技术和开发模式难点,培育多种能源互联网模式和经营主体,形成规范和标准,为下一步在全国大范围应用积累可行的参照样本。


图5. 首批能源互联网示范项目分布


首批示范项目投资主体包括国企31家,投资金额370亿元;民企11家,投资金额212亿元;其他包括地方政府、科研机构13家,投资金额163亿元。


图6. 首批能源互联网示范项目投资主体


图7. 首批能源互联网示范项目类型


目前,首批示范项目中,11个已开工,4个基本建成。项目的成功申报无疑将实现促进地区经济发展的现实意义,也在驱动地区能源结构转型方面迈出了第一步。对部分投资企业来说,更加重视通过示范项目积累经验,提前布局的战略意义大于盈利目的。


夯实基础 挑战与机遇并存


但“风口”是有时限的,占得先机、乘势而飞固然重要,要想取得无法撼动的市场地位,迫切需要基础支撑的逐步完善。


通过首批示范项目现阶段开发情况和具体操作可以看出,最明显的问题还是现有法规条例对新做法新思路执行的限制。其次,项目推进过程中地方政府起到了决定性作用,地方积极推动的项目大多能够更快落地;第三电网方面的配合度也至关重要,作为能源互联网关键环节,要逐渐转变电网对可再生能源的固有观念;第四,企业应积极进行技术创新和商业模式创新,打造新业态,同时加强用户侧培养;第五,从规划设计、设备选型、技术标准到实际运行和维护都需要有关部门尽快促成标准和技术规范体系的建立。


能源互联网对于解决能源清洁就近消纳,提高能源综合利用效率,建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系具有重要的现实意义和深远的战略意义。现阶段,我国能源互联网发展政策体系已基本建立,通过政策引领和激励充分调动了市场积极性,推动了能源互联网的兴起。未来,产业发展将更多的依靠技术进步和市场运作,其中分布式能源智能化生产与接入技术、成熟的规模化储能技术和发达的能源交易网络平台将决定能源互联网的发展速度。


风起有时,风停有日,能源互联网站在时代的风口浪尖,位置优越但也困难重重。对于能源互联网的试验示范效果,要等到2018年验收之后再见分晓。



先缴税,再领光伏补贴?你家电站,增值税或免征,但这两种税不一定逃得了!


日前,山东滨州的一位李先生向笔者反映,今年5月份在自家房顶上采用全额上网模式安装了一个23.85KW的光伏电站,但是在领取补贴时却被告知,先去地税局缴纳了个人所得税和印花税才能领取补贴。



这是怎么一回事?李先生有些疑惑。在他看来,目前国税都给免征增值税了,为何地税还要收税?


其实,像李先生一样对光伏税收毫不知情的人不占少数。笔者对北京、河南、山东、河北等地光伏相关人员调查后发现,除了用户对此模糊不清外,经销商也占很大一部分。


不久前,一篇《你家光伏要交税?交多少》的文章火遍了光伏圈,主要普及了国税征收范围中的增值税问题。但是,从目前情况看,屋顶光伏不仅涉及国税,地税同样不可逃避。


笔者致电山东滨州地税热线12366和地税办公大厅得知,山东滨州沾化地区目前这段时间一直在对家庭光伏用户收税。在国税部分免征增值税的情况下,在家里安装光伏电站的用户需要缴纳个人所得税和印花税。


工作人员进一步解释,凡是工业、手工业、建筑业、交通运输业、商业、饮食业、服务业、修理业及其他行业的生产、经营的个体工商户取得的收入,需缴纳1.5%的个人所得税。同时,在用户与国家电网签署购销合同的情况下,需要按购销金额万分之三缴纳印花税。


因此,上文提及这种情况实属存在。据了解,目前光伏业主纳税分国税和地税。其中增值税属于国税征管范围,个人所得税和印花税属地税征管范围。


针对山东滨州沾化区,我们简单进行了分析和调查:


1.关于增值税


(1)国家电网区域

查询资料可知,国家电网公司于2014年12月19日,发布国家电网财〔2014〕1515号《国家电网公司关于分布式光伏发电项目补助资金管理有关意见的通知》明确规定,对月销售额包括上网电费和补助资金不超过2万元2014年10月1日-2015年12月31日,月销售额调至3万元的小规模纳税人免征增值税。


符合免税条件的分布式光伏发电项目由所在地电网企业营销部门客户服务中心代开普通发票;符合小规模纳税人条件的须在所在地税务部门开具3%的增值税发票;一般纳税人分布式光伏发电项目须开具17%税率的增值税发票。


注:目前,对于一般的居民分布式光伏发电项目,月销售额很少能超过3万元,因此国家电网区域百分之九十九的居民分布式光伏发电项目是免税的!


因此,像李先生家的光伏电站,每月售电收入2000元左右,不需要缴纳增值税。


(2)南方电网区域

目前南方电网区域执行的政策为南方电网财〔2015〕60号《关于分布式光伏发电项目电费结算、转付财政补助资金有关问题的通知》,文件中指出对于个人投资的分布式光伏发电项目,先按照0.359元垫付,待纳入财政补贴目录后再做清算。


也就是说目前在南方区域需要缴纳17%的增值税。在南方电网区域,对于自发自用的分布式光伏发电项目,0.42元/度的补贴目前只能结算0.359元/度。


注:如果月收超过3万的情况,增值税不免征,地税或随之要征收城建税、教育费附加、地方教育费附加。(根据地区而定)


山东某地用户缴税情况


2.个人所得税和印花税


(1)个人所得税



根据《中华人民共和国个人所得税法》相关规定,现行个人所得税实行分类征收制度,其中个体工商户的生产、经营所得的情况有以下规定:



根据李先生的情况,笔者查询山东省地税局官网获悉,2016年8月3日下发《山东省地方税务局关于个人所得税核定征收的公告》(山东省地方税务局公告第2号),明确对临时取得生产、经营所得的自然人纳税人核定征收个人所得税问题进行规定,对未办理税务登记证件,临时从事生产、经营的自然人纳税人,在向税务机关申请开具发票时,对其取得的个体工商户生产、经营所得,由税务机关统一按开具发票金额(不含增值税)的1.5%核定征收个人所得税。


(2)印花税



根据《中华人民共和国印花税暂行条例》(国务院令第11号)《印花税税目税率表》规定,购销合同包括供应、预购、采购、购销结合及协作、调剂、补偿、易货等合同。立合同人按购销金额万分之三贴花。


目前山东滨州沾化正在征收中。


3.除了山东沾化,山东省内和省外的其他地区是否缴纳个税和印花税?


从全国的分布式光伏装机情况来看,浙江、山东、安徽、江苏、河北和河南六个省份可以说列居前位,是分布式光伏增速最快的地方,具有一定代表性。


笔者通过对以上省份一线光伏经销商、用户和12366热线反映的情况来看,目前不同地区,地方税收政策也有所不同。每一个省份,每一个市,甚至每一个区,缴税情况都会有所不同。或许一些地区目前没有还收取,但仍存在不确定性。


关于光伏电站,如果你是纳税人,那将有纳税义务。


(集团周报编辑整理汇总)



刘建新:微电网技术+共享思维是分布式发电两大支撑


刘建新电力行业资深专家、中国建筑金属结构协会专家委员会主任刘建新先生在“分布式发电与电力市场化交易”的主题演讲中表示:


“更多地利用分散能源必须要使用微电网技术,凭借微电网的运行控制和能量管理等关键技术,可以降低间歇性分布式电源给配电网带来的不利影响,在供电可靠性和电能质量方面起到有益的支撑作用,也带给我们物联网建设巨大的想象空间。”


以下根据现场录音整理,文中小标题为编辑所加,与业界朋友们分享:


大家知道,为了利用无处不在的分散在我们周围的光能和风能资源,在政策的引领下,光伏发电、风力发电产业发展迅速;为了利用分散的再生能源,加快发展分布式电源已经上升到了国家战略高度。


但是,现在的发展不如人意。


在设备制造上,光伏的转化率、风电的制造质量还有待提高。


在系统集成上,分布式发电形式互补性不够,更多的是单一的发电形式,且微电网技术没有得到充分利用。


在用电、住房结构上,我国的工业用电占70%,单一的发电形式满足不了工厂的要求;同时我国的建筑多为楼房,屋顶面积不大,导致分布式光伏发电的装机容量不大,再加上不稳定的特点,致使经营状况不佳,收入基本上靠太阳,靠补贴。


在商业模式上,对物权主体的需求关注不够,还停留在单一主体——投资、工程、运营、回报为一体的思维上,造成了建设管理成本的飙升。


在电网关系上,分布式发电在配网层面上运营,由于原配网是没有电源点的,现在成了有源配网,从而给配网运行带来不少技术问题,这也在某种程度限制了分布式发电的发展。


综上所述,以上种种问题都源于我们所从事的光伏、风电行业是新能源行业。从新能源的定义得知,我们开发的能源是以新技术为基础正在研究之中以便系统开发推广应用的一次能源。


从定义中我们可以看出,不论我们各自对分布式发电存在的问题有什么看法,这些问题都很正常,都是新能源推广应用阶段必然存在的问题,即发展带来的问题。


就深层次来看,在技术上,还不能支持目前的大规模生产并广泛开发利用,还不能像搞常规电厂那样甩开膀子干。换句话来讲,我们如果用搞常规能源的思维来搞新能源建设,就会制约分布式发电的发展。


首先应明确分布式发电的定位


我国的资源条件、产业基础决定了分布式发电途径。


我国主要的一次能源是煤炭,尽管存在排放问题,但我们不能不用它;同时我国又是一个制造业大国,工业用电比重超过70%,大量的负荷只能靠火力发电来满足。


这就决定了燃煤电厂处于主体地位,分布式发电处于补充地位。


我国80%风能资源分布于三北和东南近海,20%分布于中东部地区,其中大部分以集中开发为主;太阳能资源富集在西北和华北荒漠地区,也适宜集中开发。


剩下的分散性资源适宜分布式发电形式来开发,即利用分散资源、所发电能就地利用。这就表明了其细分市场是除工业用电外的居住及服务市场,即人的生活、工作环境的用电。


尽管我国人多且居住密度大,城市以高楼为主,屋顶能源场地有限,但是面对庞大的人口资源市场,分散资源的利用所带来的商机定会驱动人们去拓展这个市场。


可以展望,随着技术的进步,分布式发电作为我国能源利用形式的一种重要的补充,将有日益广阔的前景。


充分认识新能源技术的渐进性特征


因为新能源应用的较长时间处在过程研发的特点,客观上,它的技术是在应用中不断完善的。在一段时间里,技术创新特别是系统技术创新,对分布式发电的发展有着重要甚至是决定意义。


目前,我国的光伏等单项技术的应用,在政策的不断催生下已经全面铺开,有的指标已经处在一流水平,特别是建设成本已处在较低的水平上,产业的发展速度令人瞩目。


但它毕竟是新能源,相对于常规能源来讲,技术成熟的空间还很大,还不能甩开膀子干。


当前,光伏发电受光照强度的影响很大,其工程应用的转换率不高且衰减率不稳,分布式电源入网也存在一些技术问题。


最主要的问题是分布式电源接入配电网后,使传统的单电源辐射状网络变成了一个多源网络。配网潮流的大小、方向有可能发生显著改变,且由于其发电功率的不可控波动,给配网带来一系列新的技术问题。


例如,电压调整困难、继电保护误动作、谐波治理、配电网运行优化困难、计量合理性及安全的问题,等等。


这些问题,必须依靠技术进步及技术组合的系统思维方法才能解决。因此我个人认为,目前的问题是应用技术系统性不够。


理性的发展,应是政策的引导与技术的系统性进步协同联动,用政策带动技术上台阶,用阶段性的技术平台促使引导政策的进一步完善,从而创造商机,更大程度的利用好分散资源。


运用共享思维完善商业模式


如前所述,分布式发电的细分市场主要为人们的生活、工作环境的用电。


这个市场主体的利益诉求是分布式发电产业发展的内生的、根本的动力,满足其利益诉求是我们涉足这一领域的前提条件,同时也是扩大电力市场化交易的前提。


为达此目的,我们必须要研究客户的需求,用共享思维方法来进一步完善商业模式。


商业模式的主要思路是,投资公司与业主共同拥有股权(或投资公司投资,业主让渡市场,实行合同能源管理模式,专业建设维护队伍建设、维护,委托本发电单元的物业公司运营管理。


这个思路与现有做法的区别主要在于有业主投资,其目的在于激活客户的热情。更多的利用分散资源是绿色中国的要求,追求投资回报是投资商的要求,客户的价值诉求是满足绿色和回报的根本动因。


已出台政策的引导给了投资者商机,促成了早期市场的形成。但是,我们对市场认识可能有偏差。


常规电厂必须要听从调度命令才能上网发电,它的直接市场就是电网企业。而新能源的发电是不需要经过调度的,有太阳、风就发,电网企业不是我们的市场而是重要的伙伴,我们的市场主体是电力用户,电力用户才是我们的客户。


以前,可能存在这样的认识,认为我们发电上网,电网公司给我们电费,我们的市场就是电网,看不见电的使用者。因此投资者多采取一竿子到底的模式,即投资者租屋顶、建光伏电站、运营管理、电费回收都自己管理的模式。


在这个模式下,屋顶变成了稀缺资源。物权法实施后,更是稀缺了,造成发展举步维艰。


现在回过头来看,还是对新能源市场的特点认识不够。


分散能源最佳的利用方式是就地消纳的特点,决定了分布式发电的细分市场。只要这个市场群体没有积极性,这个市场就没有被激活。


政策的引导只是点燃了新能源好奇者(也即早期市场这根火柴,因为没有调动业主的积极性,致使潜在的大众市场就像一堆没有被点燃的原木。


要想让这根火柴点燃这堆原木,就得让原木本身易燃。业主的参与也许是一种好方法。


10月31日国家发改委、国家能源局发布了发改能源【2017】1901号文,即关于开展分布式发电市场化交易试点的通知。1901号文向大家表达了如下信息:


项目可采取多能互补方式建设,鼓励安装储能设施;单体容量不高于20MW及50MW;项目建成后可享受再生能源发展基金度电补贴;分布式发电项目业主可向限定的变电台区内的电力用户卖电;电网公司收取过网费;购电方享有节能量等等。


应该讲,在现有的新能源技术与配网技术的基础上,1901号文的政策起到了引领作用。毫无疑问,这个通知将会对分布式发电的发展产生极大的促进作用。这不仅是试点区内的分布式发电商的商机,也给了全国的分布式发电商发展的信心。


透过1901号文,分布式发电项目经营发生的最大变化,就是可以隔墙售电。因为它可以由多个发电形式组成,不仅是光伏,还包括风电、生物质发电、微型燃机、燃料电池、小水电、储能装置等,实际上它可以被称为发电厂。


又由于有碳减排量,可加入碳交易市场,就使得电厂经营收入项增多,分布式电厂有了发展机制。


如果实行可再生能源配给制,规定了交易电量可计入电网企业可再生能源电力配额完成量,这就使得电网企业有积极性,从而更加稳固了分布式发电的发展机制。


微电网建设是分布式发电发展的前提


以上讲的是试点区域新建项目享受的政策。尽管已建成运行的分布式电站不能享受这些政策,特别是不能隔墙售电。但这些信号及对分布式发电规律的认知,对我们改造升级已有项目也有了一些新的启示。


1.作为供电方,一定要使用户有附加值的感受。除了股权结构改造外,还要在发电量和能源利用效率上做文章。除了因地适宜地加装其他互补电源,在需要热源的地方可加装储热,储电系统,和用户共享峰谷价差。


2.目前,因为储能设备及控制中心价格高,对于同等规模的分布式发电,采用直接上网方案比采用微电网方案更加经济,故微电网建设尚未启动(现在的项目技术方案顶多也就是含有微电网思想


但是,更多地利用分散能源必须要使用微电网技术,这是因为微电网是一种分布式电源、负荷、储能装置、变流器以及监控保护装置有机整合在一起的小型发配电系统。


凭借微电网的运行控制和能量管理等关键技术,可以实现其并网或孤岛运行,降低间歇性分布式电源给配电网带来的不利影响,最大限度地利用分布式电源出力,提高供电可靠性和电能质量。


由于微电网和配电网既相互影响又相互支撑,在供电可靠性和电能质量方面能起到有益的支撑作用,用户才有感兴趣的基础。


现在看来,分布式发电行业的发展进入瓶颈制约,一个主要原因是系统技术进步滞后。在现有技术的基础上,单一的光伏发电、风力发电技术无法克服间歇式、不稳定的固有特点,很难找到用户,更谈不上点燃“原木”了。


因此可以讲,微电网建设是分布式发电发展的前提。除了积极争取微电网上网电价等政策给与支持外,我建议分布式发电的投资商们发起成立产业专项基金——微电网建设权益基金,与配网公司一起建设区域微电网。微电网建成后,基金的股东享有分布式发电项目建设权及与此相关的其他商机。


3.微电网将承载信息和能源双重功能。以家庭、办公室建筑等单位的灵活发电和配用电终端、企业、电动汽车以及物流等,将在微电网中相互影响、分享信息。


通过微电网的能量优化,虚拟电厂技术及智能配网对微电网群的全局优化调控,逐步提高微电网的经济性,实现更高层次的高效、经济、安全运行,同时也带给我们物联网建设巨大的想象空间。


届时,分散能源利用最高,分布式发电效益最大,对绿色中国的贡献度最佳。


发展分布式电源是提高可再生能源利用规模、提高传统能源利用效率的重要途径,加快发展分布式电源已经上升到国家战略高度。


当前,电网企业正大力推进智能电网建设,全新的电网结构体系将会建立,其中的配电网将作为自主网络——双向能量交换(有源配网;微电网作为自治网络——可孤网运行,紧急状态下能量分配管理。


这意味着,微电网是使配电网从被动向主动式网络转变的一种有效形式。也就是讲,我们将会迎来技术进步的春天。


分布式发电投资商们如能改变思路,进一步探索共享方法,临门一脚,促成加快微电网建设,分布式发电的渗透率将会呈数量级地提高。


一句话,这个行业朝气蓬勃,分布式发电大有前途!


(集团周报编辑整理汇总)