政府連發兩文電力市場化交易有哪些關鍵和風險？

2017-11-16 17:13:33 EnergyTrend 　點擊量：評論 (0)

政府正式公告了分布式發電市場化交易試點的通知與棄水棄光棄風解決方案兩份文件，均提及電力市場的交易制度。此制度一方面能降低補貼壓力，另一方面也有助提高發電消納量。而電力市場交易最核心項目是交

政府正式公告了分布式發電市場化交易試點的通知與棄水棄光棄風解決方案兩份文件，均提及電力市場的交易制度。此制度一方面能降低補貼壓力，另一方面也有助提高發電消納量。而電力市場交易最核心項目是交易制度與交易平臺，這將決定光伏發電市場化后的交易實情。

　　考察《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》一文，我們歸納出以下幾項重點：

　　可交易電力的光伏系統規模提高到50MW，比對20MW的分布式系統定義，這相當于降低了項目的容量門檻，使單體規模更大的項目亦能加入交易。這一方面有助于降低度電價格，另一方面也將能吸引擁有較大容量的電力業者加入售電。

　　并入的電網電壓分35kV以下與110kV以下兩個等級。因并入之電壓不夠高，試點將以在地傳輸為主，無法進行長距離輸配電。這基本符合分布式光伏“在地發電、在地消納”的邏輯。

　　交易模式分成三種，無論哪一種都需透過電網企業，而必須被收取電網輸配費用（亦即“過網費”）。此費用依據所在地區、用電戶之類型等有別。

　　售電業者依然可收取FIT補貼，但發電項目之單體規模在20MW以下者最高只能收取FIT的90%、20~50MW者最高只能收取FIT的80%。此方案可能影響分布式光伏FIT的調降計劃。

　　交易機制，例如輸電售電之范圍、訂價制度與規范等，以及交易平臺的建置，均要求在2017年12月31日前提報，2018年1月31日完成，次月展開交易。交易試點時間5個月，在2018年6月30日驗收。

　　由此來看，我們判斷此制度將有助獨立發電業者（IPP）成形。具有較大規模項目資產者，可提供較多元的電費方案，亦可在適當空間建置發電項目后出售。而首先加入購電的消費者，最有可能是電價與用電量均偏高的工商業用戶；這些用戶也更具有電費議價能力。

　　而在具體的交易平臺與制度仍未明朗化的當下，此制度初步顯現的問題在于：消費者愿意花多少錢收購電力？而售電業者又能取得多少補貼？這將直接影響售電業者的實際售電收入。

　　與棄光問題實施方案搭配

　　分布式發電納入電力交易制度有兩大目標：提高消納、降低補貼壓力。雖然試點方案僅限于棄光量5%以下的省份申請，但可以期待，當制度與輸電網絡逐步完善化后，此制度可廣泛運用到更多區域。

　　電力交易制度之關鍵在于有實際的消費者收購電力，前述兩大目標也才能落實。但參考今年稍早展開的綠證交易情形，除了電費偏高的工商業用戶之外，實際會加入自由購電市場的消費者并不多，落實狀況會受到限制。

　　而根據兩部委在11月13日發布的《解決棄水棄光棄風問題實施方案》一文，中國政府將從全國與在地兩個面向共同提高電力消納，以解決上述的“三棄”問題。當中延續9號文的電改政策，明確指示將持續推動電力市場交易制度，同時將推動可再生能源配額制──亦即RPS（可再生能源義務），要求特定用電戶負擔收購可再生能源的責任。如此一來將能有效確保電力消費者，分布式光伏的電力市場亦能獲得基本保障。

　　從各國經驗來看，電力自由交易制度會直接刺激智能電網與儲能系統的發展。而在中國市場，搭配電改制度與12條特高壓輸電通路的建設，電力系統的輸配電能力、發電規模與空間分布、結合儲能的調峰功能等建設都須互相搭配，才能使電力獲得最妥善運用。