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源网荷业务领域储一体化和多能互补项目靠什么挣钱?

关键词:绿色能源网站模板,节能环保网站源码

日期:2022-10-13文章来源:本站

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  由于转供电模式缺乏监管和明确的电价机制,存在配电设备水平低下、供电不安全及不合理加价等问题,电改之后,政策鼓励以增量配网模式为转供电规范化制定提供了有效途径。增量配网模式下,园区运营主体以配售电公司身份向园区内用户售电,价格形成机制由双方签订的售电协议确定,园区运营主体可利用园区内各种供能、储能设施的协调优化运行结合峰谷价差降低购电成本,在配网内直销电力。在增量配网模式下,园区运营主体的收益不仅包含购售电电能量价差及代理服务费用,还可获得增量配电网的配电费用,增量配电的价格可由招标法、准许成本准许收益法、*高限价法、标杆电价法等四种及其组合机制来确定。自2016年启动以来,已经通过五个批次的申报建立了共459个增量配电业务试点。

  通过对当前典型源网荷储一体化园区、各省市电改政策和现状的调研,我们总结归纳了几种在当前市场环境下,面向源网荷储一体化和多能互补园区可落实、易推广的运营机制。

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  同时拥有源网荷储资源的园区也可以成为虚拟电厂的载体,通过将园区内的可调节负荷、储能、电动汽车、分布式电源等资源聚合起来,实现协调优化控制,参与电力市场交易,既可以作为一个“正电厂”向电网供电调峰,也可以加大负荷消纳配合电网填谷,还可以等同于电厂参与容量、电能量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益yeubatdongsan.com。目前,冀北电网正在尝试探索这一商业模式。

  鼓励可再生能源就地消纳是源网荷储一体化和多能互补项目建设的重要目标之一,文件提出“实施后每年不低于2亿千瓦时新能源电量消纳能力且新能源电量消纳占比不低于整体电量50%的项目应列为发展重点。”,高占比的可再生能源消纳率为源网荷储一体化园区提供了参与绿证、消纳配额和碳排放权交易获取额外收益的可能。通过将园区内富余的风、光等可再生能源发电量折算成绿证或者配额售卖给可再生能源电力消纳责任主体,或将其折算为自愿减排量售卖给碳排放主体,园区也可获得额外“绿色”收入。

  源网荷储一体化园区的运营主体一般掌握着园区内所有的发配售资源,可在园区电力紧缺时将园区内购电需求进行整合在电力市场中通过与发电侧直接交易或参与电力现货市场降低购电成本,也可将园区内发电资源进行整合通过电力市场向外部用户售出获得额外购电收入。目前国内中长期市场已经实现全面覆盖,全国8个电力现货试点也都先后开展了试运行和试结算,第二批5个试点也在稳步建设中,运营主体可结合园区所在省份电力交易政策以(配)售电公司身份参与电力市场交易。

  参与需求响应是目前比较普遍的负荷侧获取额外收益的方法,足足欠下1.1万亿,对于配备供能和储能设备的源网荷储一体化园区,参与响应的用户也均获得了可观的收益。江苏、山东、浙江、山西、天津、上海等省市均为用户侧需求响应制定了激励政策,从世界首富到首负,目前,每天利息就要还二三亿如以负荷聚合商的身份通过园区内多能协调、能量转移等方式可以大大提升其参与需求响应的获利空间。

  源网荷储一体化和多能互补项目往往包含各类供能(分布式风机、光伏、燃气三联供等)、储能(储能电池、蓄冷、蓄热等)、能源配送管道/网络、可控负荷等设备设施的建设或改造,这些能源要素投资规模大、运维成本高,如果缺乏合理收益模式,项目主体将承担较大的运营压力和投资风险。当前,赚取购售电价差几乎是源网荷储一体化园区唯一的收益模式,而在降电价的政策环境下,购售电利差明显无法保障源网荷储一体化和多能互补项目的投资收益。因此,同可再生能源、储能项目一样,政策发布仅能助力源网荷储一体化和多能互补项目起步,其规模化推广必须依靠成熟的运营机制和商业模式。

  根据《国家发展改革委 国家能源局关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》等文件相关规定,园区满足分布式发电市场化交易条件,园区内分布式电源可进行市场化交易,即隔墙售电。园区内分布式发电资源拥有者可在同一交易片区内与配电网内就近电力用户进行电力直接交易,交易价格由双方协商确定。交易片区原则上限制在接入点上一级变压器供电范围内。若源网荷储一体化园区运营主体拥有园区内所有分布式发电资源,可通过该模式获取分布式发电的电能费及“过网费”,若园区内其他用户将其拥有的富余分布式发电量通过隔墙售电模式出售给园区内其他主体,则园区运营主体作为配电机构可收取相应的“过网费”。目前,江苏已为该模式的运行和推广制定了一系列相关政策,已有部分试点成功并网交易。

  从能源互联网到综合能源到源网荷储一体化,国家一直在坚持不懈地在能源转型道路上探索,为当前电力市场、虚拟电厂、需求响应、增量配网、分布式交易等各种运营模式的创新提供了土壤。而现实中,没有通用的、一成不变的运营机制,源网荷储一体化项目主体需要充分考量自身条件和需求,结合园区的能源组成、用能规模、用能特性、当地政策等因地制宜选取运营机制、制定运营策略,以实现能源的高效综合利用和自身投资收益*大化。

  当电网企业无法直接供电到终端用户时,可由园区配电资源拥有者,即园区运营主体转供。园区运营主体以转供电方式与终端用户电费结算可以分为:a)按国家规定销售电价向租户收取电费yeubatdongsan.com,相关共用设施用电及损耗则通过租金、物业费、服务费等方式协商解决;b)按国家规定销售电价向电网企业缴纳电费,由所有用户按各分表电量公平分摊。电费收取一般采用“先购电、后用电”方式,收取标准具体由转供电单位和用户双方协商决定。各省市对转供电有*高限价、预售电价格限制、市场化价差传导、一户一表改造成本疏导等要求。总体来说,转供电机制相较缺乏监管和明确的电价机制。

  将源网荷储一体化园区内部交易视为一个微网范围的交易,园区运营主体通过搭建交易平台组织园区内各类型用户和分布式光伏、分散式风电、燃气三联供系统等分布式能源及储能资源,通过微平衡市场进行局部自主交易,购售双方通过自主协商,确定交易量、结算价格等。这种模式将有效减少园区与外部电网之间的不平衡能量交换,尽可能实现在园区内部范围的就近利用。园区运营主体作为内部交易平台运营方和配网服务提供方收取交易服务费及过网费。该种模式目前仍处于理论研究阶段,尚无政策支持和试点应用。

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  为进一步深化能源革命,加快构建以新能源为主体的新型电力系统,推动“双碳”目标愿景实现,国家发改委、国家能源局先后发布等相关要求。政策即出,一呼百应,陕西、内蒙古、辽宁、河南、甘肃近日已陆续启动源网荷储一体化和多能互补项目申报工作。

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