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分布式发电市场化试点征意见,可就近与用户交易
查看:863  发稿日期:2017-04-12 18:30:47

通知要点如下:

1、市场化交易机制:分布式发电项目单位与配网内就近用户进行电力交易,电网企业收取过网费。

2、交易模式

1)电量直接交易

2)委托电网企业代售电。

3)电网企业全额收购其上网电量,收购电价为本地区煤电标杆电价+110千伏输配电价

3、交易平台:依托市(县)级电网公司的调度机构,建立分布式电力交易平台,或在省级电网公司调度机构设立市(县)级区域分布式电力交易子模块。

4、过网费标准:电力用户(含微电网内部)自发自用及在10(20)千伏电压等级且同一变电台区内消纳,免收过网费;35-100千伏接入电网且在同一变电台区内消纳,过网费标准为国家核定的本地区最高输配电价扣除改电力用户所在电压等级输配电价。

国家能源局综合司关干征求对《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》意见的函

国能综新能〔2017〕167号


国家发改委办公厅、财政部办公厅,国家电网公司、南方电网公司:


分布式发电就近利用清洁能源资源,能源生产和消费就近完成,具有能源效率高,污染排放低等优点,代表了能源发展的新方向和新形态。目前,分布式发电已取得较大进展,但受制于市场化程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等因素,发展依然缓慢。为加快推进分布式能源发展,遵循《关于一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号),决定组织分布式发电市场化交易试点。现起草了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,请你单位研提意见,并请于3月20日前将书面意见反馈国家能源局(新能源司)。


联系人:孔涛68555048

附件:1.关于开展分布式发电市场化交易试点的通知(征求意见稿)

            2.编制说明


国家能源局综合司

2017年3月8日



附件1

关于开展分布式发电市场化交易试点的通知

(征求意见稿)


分布式发电就近利用清洁能源资源,能源生产和消费就近完成,具有能源效率高,污染排放低等优点,代表了能源发展的新方向和新形态。目前,分布式发电已取得较大进展,但受制于市场化程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等因素,发展依然缓慢。为加快推进分布式能源发展,遵循《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号),决定组织分布式发电市场化交易试点。现将有关要求和政策措施通知如下:


一、分布式发电的类型和规模


分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施,主要技术种类包括:光伏发电、风电、天然气热电冷联供、沼气等生物质发电,余热余压余气发电和小水电等。分布式电站项目可采取多能互补方式建设。鼓励采用小水电、沼气生物质发电作为调节性电源,采用天然气发电调节的,其装机容量不宜超过总装机容量的50%。参与分布式发电市场化交易的无自身电力消费的单体项目装机容量不超20MW,接网电压等级原则上不超过35千伏,无35千伏电压等级的地区可接入110千伏(或60千伏)。


二、市场交易模式


分布式发电市场化交易的机制是:分布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进行电力交易;电网企业承担分布式发电的电力输送和组织电力交易的公共服务,按政府核定的标准收取输配电费用(亦称“过网费”)。考虑各地区推进电力市场化交易的阶段性差别,可采取以下其中之一或多种模式:


(一)分布式发电项目与电力用户进行电量直接交易,向电网企业支付 “过网费”。交易范围首先就近实现,最大交易范围不超过110千伏变电台区。分布式发电项目交易电量不纳入核定所在省级电网区域输配电价的基数电量。


(二)分布式发电项目单位委托电网企业代售电,电网企业对代售电量按综合售电价格,扣除“过网费”(含网损电量)后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。


(三)暂不参与市场交易的就近消纳分布式发电项目,仍由电网企业全额收购其上网电量,收购电价为本地区煤电标杆电价与国家核定的110千伏输配电价之和。


三、电力交易组织


(一)建立分布式电力交易平台


试点地区依托市(县)级电网公司的调度机构,建立分布式电力交易平台,或者在省级电网公司调度机构设立市(县)级电网区域分布式电力交易平台子模块。交易平台负责按月对分布式发电项目的交易电量进行结算,电网企业负责交易电量的计量和电费收缴。电网企业及其电力调度机构负责分布式发电项目与电力用户的电力电量平衡和偏差电量调整,确保电力用户可靠用电以及分布式发电项目的电量全部实现利用。


(二)交易条件审核


符合分布式发电条件的项目,经向当地能源主管部门备案并经电网企业进行技术审核,即可与就近电力用户按月 (或年)签订电量交易合同,在分布式发电交易平台登记。经交易平台审核同意后供需双方即可进行交易,购电方应为符合国家产业政策导向和环保标准的企业或其他机构,用电量较大且负荷稳定。


四、分布式发电“过网费”标准 


(一)“过网费”标准确定原则 


“过网费”是分布式发电项目对所使用的输电配电资产及电力系统运行公共服务所应承担的费用。“过网费”标准 (输配电价)按分布式发电接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。对电力用户(含微电网内部)自发自用以及在10千伏(20千伏)电压等级且同一变电台区内消纳,免收“过网费”;在35千伏至110千伏电压等级接入电网且在同一变电台区内消纳,“过网费”标准为国家核定的本地区最高输配电价扣除该电力用户所在电压等级输配电价。试点地区价格主管部门按上述原则核定“过网费”具体标准,在试点方案中提出相应建议,经国家价格主管部门批准后执行。


(二)消纳范围认定及“过网费”标准适用准则


分布式发电项目应尽可能与电网联接点同一变电台区内的电力用户进行电力交易,当分布式发电项目总装机容量小于变电台区上年度平均用电负荷80%时,“过网费”执行本级电压等级内的“过网费”标准,超过时执行上一级电压等级的“过网费”标准,以此类推。消纳范围及“过网费” 执行标准由所在市(县)级电网公司及电力调度机构认定,报当地价格主管部门和电力监管部门备案。电网公司及电力调度机构应对外公布相关参数,向分布式电力用户说明“过网费”适用标准及其依据。


五、有关政策支持


(一)电网企业及电力调度机构提供公共服务


电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务,除向分布式发电项目单位收取政府核定的“过网费” 外,其他服务包括电量计量、代收电费等,均不收取任何费用。


(二)分布式发电增加电力系统成本在省级电网统一分摊。电网企业提供分布式发电输电、电力电量平衡调节和交易服务增加的成本,在核定输配电价时一并计入电网建设和运营成本,在省级电网内分摊。


(三)有关补贴政策


对分布式发电的可再生能源发电部分(不含水电),按照全部发电量给予度电补贴。光伏发电执行当地分布式光伏发电的度电补贴标准,选择市场化交易的分布式光伏电站按当地分布式光伏发电的度电补贴标准执行;风电、沼气等生物质发电的度电标准按当地风电、生物质发电上网标杆电价与脱硫燃煤标杆电价相减确定。享受国家度电补贴的电量由电网企业负责计量,补贴资金由所在地电网企业转付,省级及以下地方政府可制定额外的补贴政策。


(四)可再生能源电力消费和节能减排权益


分布式发电直接交易的可再生能源电量部分视为购电方电力消费中的可再生能源电力消费量,对应的节能量计入购电方,碳减排量由交易双方约定。在实行可再生能源电力配额制时,通过电网输送和交易的可再生能源电量计入当地电网企业的可再生能源电力配额完成量。


(五)有关建设规模管理


在试点地区建设的符合分布式电力交易条件的光伏电站、风电,根据可实现市场化交易的额度确定各项目的建设规模和区域总建设规模,单个项目的建设规模不超过2万千瓦。试点地区在报送试点方案时预测到2020年时建设规模,并可在实施中分阶段提出年度建设规模。在试点进行中如确保待接入电网的分布式发电项目可全部就近交易,也可放开试点区域总建设规模。


六、试点工作组织


(一)选择试点地区


重点选择分布式可再生能源资源和场址等发展条件好,当地电力需求量较大,电网接入条件好,能够实现分布式发电就近接入配电网和就近消纳,并且可以达到较大总量规模的市(县)级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等。


(二)编制试点方案


有关省级能源主管部门会同国家能源局派出机构、同级价格主管部门、电力运行管理部门、电网公司等,组织市(县)政府相关部门和电网企业,以市(县)级区域、经济开发区、 工业园区、新型城镇化区域等为单元编制试点方案,编制大纲见附件。省级能源主管部门将编制的试点方案报送国家发改委、能源局,国家发改委、国家能源局会同有关部门和电网企业对试点方案组织论证并明确相关政策后,向省级能源主管部门反馈论证意见和有关政策的意见。


(三)组织实施


有关省级能源主管部门根据国家发改委、国家能源局批复的试点方案,与有关部门和电网企业等做好工作衔接,指导电网企业建立分布式发电交易平台。试点地区的国家能源局派出机构负责制订分布式发电交易合同示范文本,配合省级发改委(能源局)指导电网企业组织好分布式发电交易并协调解决试点中出现的相关问题。


(四)时间安排


2017年4月30日前,有关试点地区完成试点方案编制,进行交易平台建设准备。2017年5月31日前,国家发改委、国家能源局批复第一批试点方案,提前完成试点方案的,也可提前单独批复。


2017年6月30日前,第一批试点地区完成交易平台建设、制订交易规则等相关工作,自7月1日起启动交易。


2017年12月31日前,对试点工作进行总结评估,完善有关机制体系,视情况确定推广范围及时间。试点顺利的地区可扩大试点或提前扩大到省级区域全面实施。


附:分布式发电市场化交易试点方案编制大纲


附:

分布式发发电市场化交易试点方案编制参考大纲

(初稿)


分布式发电市场化交易试点方案应满足国家有关法律法规和管理办法要求,充分收集资源、装机、负荷、电价等各项基础资料。试点方案按照如下章节编制,应阐明开展分布式电力交易的必要性、具备的条件、改革创新内容、实施

主体、输配电价等政策建议。


一、重要性和必要性


说明本区域当前分布式电源发展总体情况,分析分布式电源发展面临的突出矛盾和问题。


二、总体思路、原则和目标


(一)总体思路


提出本区域开展分布式电源市场化交易的总体要求和主要思路。


(二)基本原则


提出本区域开展分布式电源市场化交易应遵循的基本原则。


(三)目标和步驟


提出本区域开展分布式电源市场化交易的主要目标,可分阶段、按年度提出具体实施步骤和预期目标。


三、发展条件


(一)基础条件


  1. 资源条件


区域内太阳能、风能资源条件以及可利用的土地条件,天然气供应条件以及分布式供热供冷需求。


2.发展基础


区域内已建成屋顶光伏的总装机容量、年发电量、主要类型;已建成地面光伏电站的总装机容量、年发电量、接入电压等级;已建成的天然气分布式发电(含热电冷联供)项目的情况。


3.电力系统及市场条件


1)区域年电力消费量(全社会用电量),最髙、最低、平均用电负荷,电力需求的月度变化、典型日变化规律。


2)各电压等级变电站的情况,重点描述110千伏、35 千伏等级变电站的分布情况。


3)重点领域的用电及电价情况,如区域内的大型用电 企业、工业园区(经济开发区)的供电方式,用电负荷、电价(分时);


(二)分布式发电布局


  1. 新能源发电布局


根据企业开展前期工作.具备开发光伏、风电项目的场址条件,预测到2020年时,可能新开发的光伏、风电项目的分布及规模。如具备条件,尽可能落实到具体场址和预期规模。对光伏发电,应包括屋顶光伏的潜在条件和地面光伏电站的潜在条件。


2.天然气分布式发电需求分析


根据企业用能特点,分析使用天然气热电冷联供的可行性和潜力,尤其关注既有天然气分布式需求又有光伏发电条件的企业(或其他单位)。


(三)分布式发电接网及消纳条件


  1. 接网条件分析


对5年左右计划开发的光伏发电、风电的接入110千伏及以下电网的条件进行测算;按照利用既有变电站接入能力(无需扩容)、改造扩容后的能力以及新建变电站三种条件测算。


2.电力电量平衡分析


第一层次,分析区域内分布式发电的总发电出力与总电力需求的电力电量平衡关系,考虑分布式发电优先上网的前提条件,确定区域可接纳分布式发电的总潜力。


第二层次,以各变电站为节点并以同一台区为范围,测算各变电站台区可接纳的分布式发电最大发电出力;结合分布式发电项目布局,说明哪些项目具备同一台区消纳条件,哪些项目箱要跨台区在上一电压等级变电站台区内消纳。


四、重点任务


(一)市场准入条件


提出分布式电源参与电力市场交易资格条件。重点内容为:


1.参与交易的分布式发电项目应为接入配电网且具备电力就近消纳条件的光伏发电、风电、沼气发电项目,以及此类项目与天然气分布式发电相结合的综合分布式发电项目;暂不接受单纯天然气电站完全对外供电。


2.参与交易的分布式发电项目单体容量不超过20兆瓦,就近交易的变电台区最高电压等级不超过110千伏,总装机容量占变电站台区年平均负荷不超过80%;


3.参与交易的购电方符合国家产业政策,达到国家环保和节能标准,在电网结算方面未有不良记录。


(二)交易规则


针对试点地区,省级发改委能源局牵头,会同国家能源局派出机构,在省级电网公司技术支持下,编写区域分布式电力交易规则。交易规则应包括以下方面内容:


  1. 交易模式


按照收购电价模式、电网企业代售模式和直接交易模式等三种分布式发电交易模式,各地区根据所在地区电力市场推进情况,因地制宜选择交易模式。


1)选择直接交易模式的,分布式发电项目单位作为售电方自行选择符合交易条件的电力用户并以配电网企业作为输电服务方签订三方供用电合同(称之为供电方、购电方、 输电方),约定交易期限、交易电量、结算方式、结算电价、 “过网费”标准以及违约责任等。分布式发电项目交易电量不纳入核定所在省级电网区域输配电价的基数电量。


2)选择电网企业代售模式的,分布式发电项目单位可与配电网企业签订转供电合同,配电网企业负责将分布式项目的上网电量均摊销售给配电网内的电力用户。双方约定转供电的合作期限、交易电量、“过网费”标准、结算方式等。


3)不参与市场交易的分布式发电项目,仍由电网企业全额收购其上网电量,收购电价为本地区煤电标杆电价与国家核定的110千伏输配电价之和。


2.电力电量平衡


1)分布式发电购售电双方均接受调度机构对电力电量平衡进行自动管理,偏差电力电量由调度机构自动调剂。


2)购售电双方均应提前向调度机构报送出力预测和负荷预测。


3.电费收缴和结算


1)分布式售电方上网电量、购电方自发自用之外的购电量均由当地电网公司负责计量,购电方通过电网所购买全部电量(含分布式发电交易电量)均由当地电网公司负责收缴。


2)电网公司收缴的电费,扣除“过网费”(含网损电量在内)后,支付给分布式发电项目单位。以月为周期结算。


4.“过网费”标准及执行


1)省级物价部门负责制定分布式发电的“过网费”标准。“过网费”按分布式发电接入电压等级和输电消纳范围分级确定。


2)“过网费”执行标准由当地电网公司提出意见,由当地物价部门核定。原则上10

千伏(20千伏)及以下同一台区内,不收取“过网费”;35千伏及以上电压等级,区分同一台区和跨越台区:在同一台区内消纳的,“过网费”标准 为国家核定的本地区最髙输配电价扣除该电力用户所在电压等级输配电价;跨台区消纳的,“过网费”标准为国家核定的本地区最高输配电价扣除该台区最髙电压等级的上一电压等级输配电价;


(三)分布式电力交易平台建设

 

1.分布式电力交易信息管理系统


依托市(县)级电网公司的调度机构,建立分布式电力交易平台信息管理系统;或者在省级电网调度机构,设立市(县)级电网区域分布式电力交易信息管理系统设立子模块。该交易平台应具备以下主要功能:申请参与分布式电力交易、递交双边电力交易合同、接受分布式售电方上网交易电量预测。交易平台负责对交易双方资格进行审核,对交易电量进行计量和结算。


2.分布式电量供需平衡管理


不要求分布式发电(尤其是光伏和风电)作为售电方的上网电力与购电方的用电负荷实时平衡。当售电方上网电力超过购电方用电负荷时,调度机构将多余电力配送给台区内(或跨台区)其他用户;当售电方上网电力减少(极端情况 无出力)时,购电方的负荷由调度机构自动从网内调配电力满足。分布式发电企业与用户的供需合同为电量交易合同,实时供电和偏差电量均由调度机构自动组织实现电力电量平衡。


调度机构(一般由地调承担)负责建立分布式发电(电量)交易结算系统,按月进行购售电量平衡并结算。配电网企业向购电方收取的总用电量的电费,切分出分布式发电售电方的售电量,按交易价格将电费转交给分布式发电售电方。分布式发电售电方也可与配电网企业签订代售电合同,把电量全部委托配电网企业代售电,配电网企业按照平均售电价格扣除“过网费”后与分布式发电售电方结算。


五、政策措施建议


(一)“过网费”在省级电网补偿分摊

分布式发电的输电价格(“过网费”标准)低于该省级区域平均输电价格的差额,

在核定该省级电网输电价格时,计入电网运行成本,在所在省级电网均摊。


(二)电网企业提供公共服务

电网企业对分布式发电交易提供公共服务,除了向分布式发电项目单位收取“过网费”外,不收取其他费用,包括电量计量、代收电费,均不收取费用。电网企业发生的费用计入省级电网成本均摊。


(三)完善度电补贴政策


对分布式发电的可再生能源发电部分(不含水电),按照全国发电量予以补贴。现阶段,对光伏发电执行补贴标准 为0.42元;风电,沼气发电补贴标准按当地风电、沼气发电上网电价与煤电标杆电价支持测算确定;对天然气发电暂无电量补贴。享受补贴的电量由电网公司计量,补贴资金由电网公司转付。.省级及以下政府可制定额外的补贴政策予以支持。


(四)体现分布式发电的节能减排贡献


分布式发电交易双方对交易电量中的可再生能源电量部分对应的碳减排量、节能量、以及今后实施的可再生能源电力证书的权属关系应作约定。在实行可再生能源电力配额时,通过电网交易的可再生能源电量计入当地电网企业的可再生能源电力配额完成量。


(五)分布式发电建设规模


分类说明2020以及重点在2017年计划建设的分布式发电的建设规模。对属于可再生能源发展基金支持范围的风电、光伏发电建设规模,应按照分布式发电市场交易条件审核后,提出建设规模的建议。对天然气分布式发电的规模,应按照项目说明其规模的合理性及其依据。


六、组织实施


从加强组织领导、完善工作机制、严格督査考核、稳妥有序推进等方面,提出本区域分布式电源市场化交易的组织实施要求。


附件2

《关于开展分布式发电市场化交从试点的通知》起草说明


为贯彻落实《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件精神,加快扩大分布式电源市场规模,促进分布式电源快速发展,我们主动开展了分布式发电交易模式研究,并在此基础上起草了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》及申报大纲,有关情况汇报如下:


一、前期开展的相关工作


一是开展研究。2016年8月,组织有关科研机构开展分布式发电交易研究。


二是组织调研。组织局内有关单位及研究机构开展调研, 听取有关政府、电网企业、发电企业、用户等各方意见,研究讨论分布式发电交易问题。


三是起草方案。在前期研究成果基础上,研究提出《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(初槁)。


四是形成修订稿。国家能源局新能源司会同国家发改委价格司等有关部门召开座谈会,听取了国家电网公司、部分省级发展改革委(能源局)、物价局、电力公司以及市级政府和有关企亚意见和建议,修改形成意见稿。


二、起草目的


分布式发电已取得较大进展,《分布式发电管理暂行办法》自2013年发布以后,对促进分布式电源发展起到了积极推动作用,具备了进一步加快发展的基础,但受制于市场化程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等因素,分布式发电发展依然缓慢,存在一些问题:


一是分布式发电项目收益较差。目前分布式发电自发自用之外的余电上网,只能由电网公司以当地燃煤标杆电价收购,项目的自发自用比例低于60%将会造成效益低下,而实际当中高于60%的项目比较少,造成分布式光伏发电项目效益差,对分布式光伏发电激励不够。


二是地面分布式光伏电站不区分接入电网的电压等级和输电距离。度电收入相同,不利于鼓励企业投资建设具备就近消纳条件的分布式光伏电站项目。


三是未体现分布式发电因输电距离近而节省的的输电费用。电网企业收购分布式发电的电价等同煤电标扞电价(扣除国家补偿部分后),意味着电网公司把分布式发电等同于输电距离较远的集中式发电,分布式承担了超过自身使用输电资产的费用,不仅未体现对分布式发电的鼓励,反而客观上成为一种抑制。


因此,为加快推进分布式能源发展,遵循《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号),决定组织分布式发电市场化交易试点,希望创造有利于分布式发电交易的市场环境,鼓励分布式电源参与交易,解决现有分布式发电面临的政策瓶颈,促进其快速发展。


三、主要内容


(一)交易模式


1.提出分布式发电交易模式。《通知》提出3种分布式发电交易模式,考虑各地区推进电力市场化交易的阶段性差别,可采取以下其中之一或多种模式:


(一)分布式发电项目与电力用户进行电量直接交易,向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现,最大交易范围不超过110千伏变电台区。


(二)分布式发电项目单位委托电网企业代售电,电网企业对代售电量按综合售电价格,扣除“过网费”(含网损电量)后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。


(三)不参与市场交易的分布式发电项目,仍由电网企业全额收购其上网电量,收购电价为本地区煤电标杆电价与国家核定的110千伏输配电价之和。


2.提出“过网费”标准及执行。一是采用电网企业代售模式和直接交易模式的,“过网费”标准(即输配电价)按接入电压等级和输电距离确定,接入电压等级越低,输电距离越近,“过网费”应越少。二是省级物价部门负责制定分布式发电的“过网费”标准。“过网费”按分布式发电接入电压等级和输电消纳范围分级确定。三是“过网费”执行标准由当地电网公司提出意见,由当地物价部门核定。对电力用户(含微电网内部)自发自用以及在10千伏(20千伏)电压等级且同一变电分区消纳,免收“过网费”;在35千伏 至110千伏电压等级接入电网且在同一变电台区内消纳,“过 网费”标准为国家核定的本地区最高输配电价扣除该电力用户所在电压等级输配电价。试点地区价格主管部门按上述原则核定“过网费”具体标准,在试点方案中提出相应建议,经国家价格主管部门批准后执行。


3.提出交易资格条件。一是参与交易的分布式发电项目应为接入llOkV及以下电压等级配电网,且具备电力就近消纳条件的光伏发电、风电、沼气发电项目,以及此类项目与天然气分布式发电相结合的综合分布式发电项目;暂不接受、单纯天然气分布式发电对外供电。二是参与交易的分布式发电项目容量不超过20MW,总装机容量占就近交易变电站台区年平均负荷不超过80%。三是参与交易的需求方须符合国家产业政策,达到国家环保和节能标准,在电网结算方面未有不良记录。


4.提出电费收缴和结算。一是分布式供方上网电量、需方自发自用之外的购电量均由当地电网公司负责计量,需方通过电网所购买全部电量(含分布式发电交易电量)均由当地电网公司负责收缴。二是电网公司收缴的电费,扣除“过 网费”(含网损电量在内)后,支付给分布式发电项目单位。以月为周期结算。三是可对电力用户(售电企业)实施交易保证金、预付费制度,维护市场结算安全。


5.提出交易平台建设。一是依托市(县)级电网公司的调度机构,建立分布式电力交易平台信息管理系统;或者在省级电网调度机构,设立市(县)级电网区域分布式电力交易信息管理系统设立子模块。交易平台应具备分布式电力交 易申请、合同递交、交易电量预测、交易资格审核、交易电量计量和结算等功能。二是分布式发电供需双方均接受调度机构对电力电量平衡进行自动管理,偏差电力电量由调度机构自动调剂。不要求分布式发电(尤其是光伏和风电)作为供方的上网电力与需方的用电负荷实时平衡。原则上应有地调负责建立分布式发电(电量)交易结算系统,按月逬行供需电量平衡并结算。


(二)政策及保障措施


1.“过网费”在省级电网补偿分摊。分布式发电的输配电价格标准低于该省级区域平均输配电价格的差额,在核定该省级电网输配电价格时,计入电网运行成本,在所在省级电网均摊。这项措施主要是为了解决现阶段分布式发电交易 给电网企业增加经济负担不清楚和难以测算的问题。保障电网企业在低电压等级范围内分布式发电输配电价减少时,其总收入不致减少。


2.提出电网企业提供公共服务。电网企业对分布式发电交易提供公共服务,除了向分布式发电项目单位收取“过网 费”外,不收取其他费用,包括电量计量、代收电费,均不收取费用。这项措施主要是为了电费的规范计量收取,由电网公司提供计量收费服务可减少重复劳动和交易双方的争议。


3.提出完善度电补贴政策。对分布式发电的可再生能源发电部分(不含水电),按照全部发电量予以补贴现阶段,对光伏发电执行补贴标准为0.42元(今后随国家补贴标准调整)。风电、沼气发电补贴标准按当地风电、沼气发电上网电价与煤电标杆电价之差测算确定;对天然气发电暂无电量补贴。享受补贴的电量由电网公司计量,补贴资金由电网公司转付。省级及以下政府可制定额外的补贴政策予以支持。


4.提出与交易相对应的碳减排量等。分布式发电交易双方对交易电量中的可再生能源电量部分对应的节能量计入购电方,有利于鼓励消费可再生能源。碳减排量的归属由双方约定,主要是考虑发电方和购电方均可参与碳减排量交易。 在实行可再生能源电力配额时,通过电网交易的可再生能源电量计入当地电网企业的可再生能源电力配额完成量。

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