黄国滨

摘要：国家“碳中和”目标提出后，清洁能源电力发展更为迫切，本文分析政策及电价构成，结合增量配网市场改革，为市场化开发四类及以下的太阳能资源提供思路。对于分散式风电、沿海地区海上风电及以其他形式的集中式光伏亦可参考本文研究接入增量配网就近消纳的市场化交易方案，通过本文望能为推进加大清洁能源的开发力度提供方案参考。

关键词：清洁能源;增量配网;市场化交易

1 引言

自2020年国家三部委《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》出台之后，清洁能源鼓励以“平价上网”的方式实现发展。国家“30·60”碳排放目标的提出及2030年风电、光伏总实现装机容量12亿千瓦以上，以风电、光伏为代表的可再生能源迫切增长的态势已然近在咫尺。本文基于国家清洁能源发展的政策，提出在国内太阳能光照资源较差且电价低的四/五类地区，在基于增量配网下建设分布式光伏市场化交易试点的发展方案。

2 相关政策解读及方案思路

2019年国家能源局印发了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，文件一是鼓励在增量配网等项目中建设分布式风电和光伏发电项目，并且鼓励分布式风电和光伏企业与大用户或配电经营企业开展直接交易;二是提出对于就近接入增量配网的分布式风电和光伏企业，交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。

在当前全国大部分省太阳能发电造价成本及光照资源综合效益未能达到平价上网条件的情况下，本文以国家相关政策为导向，研究综合利用增量配网区域内的资源建设太阳能发电站的可行性，一方面配网内的电站可就近消纳为增量配网内的企业提供清洁能源，另一方面通过配网内输配电费分析，探索突破太阳能电站的上网电价的方案。

3 中国太阳能资源分布及投资经济性分析

3.1中国太阳能资源分类

按照太阳能辐射量可分为五类，其中：一类，全年日照时数3200～330O小时，辐射量在6680-8400MJ/m2·a;二类，全年日照时数3000～3200小时，辐射量在5852-6680MJ/m2·a;三类，全年日照时数2200～3000小时，辐射量在5016-5852MJ/m2·a;四类，全年日照时数1400～2200小时，辐射量在4180-5016MJ/m2·a;五类，全年日照时数1000～1400小时，辐射量在3344-4180MJ/m2·a。

3.2中国太阳能资源分布主要地区

3.3太阳能资源发电小时数分析

根据全国地区年辐射总量，光伏组件以固定式最佳倾角方式安装，全生命周期为20年，在首年发电综合效率为80%，次年开始每年综合效率下降0.7%情况下，则各类地区年最佳利用小时数、首年利用小时数及全生命周期平均综合利用小时数如下表所示（以单晶光伏组件为例）：

3.4太阳能发电度电成本分析

根据测算，在当前光伏组件造价约3.8元-4元/w时，太阳资源四类及以下的地区，太阳能电站投资度电成本0.356元-0.412元/千瓦时，按此度电成本，全国大部门省上网标杆电价均难以满足企业收益率的要求。因此，为提高太阳资源四类以下地区建设太阳能电站项目的经济性，需依据现有政策研究突破太阳能电站“平价”上网电价方案。

4 电网销售电价分析

4.1用户侧电费构成

用户侧的结算电价=上网标杆电价+输配电价+政府性基金及附加。其中政府性基金及附加主要有：重大水利工程建设基金、农网还贷资金、水库移民后期扶持资金、可再生能源电价附加、城市公用事业附加等。

4.2以福建为例分析电价构成

4.2.1福建省电价分析

福建省燃煤电厂标杆电价0.3932元/千瓦时，以35千伏大工业和商业用电为例，用户侧电价0.5602元/千瓦时=0.3932元/千瓦时+输配电费0.1393元/千瓦时+政府基金及附加0.0277元/千瓦时。

4.2.2福建省输配电价分析

从福建省电网销售电价表分析，2019年5月，福建省一般工商业及其他用电目录销售电价下调后，大工业用电与一般工商业两部制电价相同，且按电压等级划分电价，其中：

1-10千伏电费较35-110千伏高0.02元/千瓦时;

35-110千伏电费较110千伏高0.02元/千瓦时;

110千伏电费较220千伏高0.02元/千瓦时。

5 “分布式太阳能电站+增量配网”方案分析

按照国家有关政策，对于就近接入增量配网的分布式风电和光伏企业，交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。因此，本文研究在国家批复的增量配网区域内，综合利用构建筑物及其他土地资源建设光伏电站，可免交上一级输配电费，通过与配网内电力用户开展市场化交易的形式获取更高的上网电费。

举例：

如上圖所示，分布式太阳能电站接入增量配网园区35千伏变电站，按照用户侧电价0.5602元/千瓦时=0.3932元/千瓦时+输配电费0.1393元/千瓦时+政府基金及附加0.0277元/千瓦时，则可免除上一电压等级的输电费0.1393元/千瓦时。

不考虑峰谷发电时段时：分布式太阳能电站的上网电价可达0.3932元/千瓦时+输配电费0.1393元/千瓦时=0.5325元/千瓦时（按政府基金全额缴纳），大大提高了分布式太阳能电站的上网电价。如接入电压等级为1-10千伏，则上网电价可提高0.02元/千瓦时。

考虑峰谷发电时段时：根据调研数据显示，福建太阳能发电特性全年在用电高峰时段和平时段的发电量接近1：1，（福建白天用电高峰时段为：8：30-11：30，14：30-17：30，平时段为7：30-8：30，11：30-14：30，17：30-19：00），按照福建高峰时段电费上浮50%原则，结合以上分析，则太阳能发电电价可达（0.3932+0.1393）×1.25=0.6656元/千瓦时（按政府基金全额缴纳）。

销售电价：按照就近消纳原则，通过电力市场交易与增量配网用户达成电量交易，如按0.06元/千瓦时让利配网内用户（福建省中长期电力市场交易电价一般降低0.03元/千瓦时），则太阳能电站电价成交价可达0.6056元/千瓦时。

6 结论

本文以国家政策为依据，分析增量配网下的分布式市场化交易试点方案，通过本方案突破分布式光伏平价上网，电价具有0.2元/千瓦时的提升空间，为太阳能资源较为贫乏的地区规模化开发太阳能电站提供开发方案。

参考文献：

[1]《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知 财建〔2020〕426号

[2]《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》 发改能源[2017]1901号

[3]《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》 发改能源〔2019〕19号

[4]福建省有序放开配电网业务实施细则

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