2017-11-15 | 編輯:rheatsao 596 瀏覽人次

中國展開分散式光伏電力市場交易之政策解析

中國政府正式公告了分散式發電市場化交易試點(測試)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台,這將決定光伏發電市場化後的交易實情。

考察《關於開展分佈式發電市場化交易試點的通知》一文,EnergyTrend歸納出以下幾項重點:

  1. 可交易電力的光伏系統規模提高到50MW,比對20MW的分散式系統定義,這相當於降低了系統的容量門檻,使單體規模更大的系統亦能加入交易。這一方面有助於降低度電價格,另一方面也將能吸引擁有較大容量的電力業者加入售電。
  2. 併入的電網電壓分35kV以下與110kV以下兩個等級。因併入之電壓不夠高,試點將以在地傳輸為主,無法進行長距離輸配電。這符合分散式光伏「在地發電、在地消納」的邏輯。
  3. 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。
  4. 售電業者依然可收取FIT補貼,但發電系統之單體規模在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%。此方案可能影響分散式光伏FIT的調降計畫。
  5. 交易機制,例如輸電售電之範圍、訂價制度與規範等,以及交易平台的建置,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。具有較大規模系統資產者,可提供較多元的電費方案,亦可在適當空間建置發電系統後出售。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。

而在具體的交易平台與制度仍未明朗化的當下,此制度初步顯現的問題在於:消費者願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

分散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。雖然試點方案僅限於棄光量5%以下的省分申請,但可以期待,當制度與輸電網絡逐步完善化後,此制度可廣泛運用到更多區域。

電力交易制度之關鍵在於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並不多,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,同時將推動再生能源配額制──亦即RPS(再生能源義務),要求特定用電戶負擔收購再生能源的責任。如此一來將能有效確保電力消費者,分散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慧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。

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