分散式發電項目三種市場交易模式下哪種收益最高？

電麗知道：

1 分散式三種市場交易模式

政策文件相關條款摘抄

（一）分散式發電項目與電力用戶進行電力直接交易，向電網企業支付「過網費」。交易範圍首先就近實現，原則上應限制在接入點上一級變壓器供電範圍內。

（二）分散式發電項目單位委託電網企業代售電，電網企業對代售電量按綜合售電價格，扣除「過網費」（含網損電）後將其餘售電收入轉付給分散式發電項目單位。

（三）電網企業按國家核定的各類發電的標杆上網電價收購電量，但國家對電網企業的度電補貼要扣減配電網區域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。

2以某分散式發電項目為例

說說該項目基本概況

接入電網電壓等級：35千伏；

裝機容量：2台15MW餘熱發電機組；

自發自用，餘量上網電價：每千瓦時0.39元。

3修改變電站一次系統接線圖，滿足電力交易分析需要

變電站一次系統接線圖

該分散式發電項目，

通過變電站1：35kV5#母線併網，

圖內涉及3個用戶：

用戶1為變電站1高壓側111開關所帶終端負荷；

用戶2為變電站2高壓側113開關所帶終端負荷；

用戶3為變電站2低壓側512開關所帶終端負荷；

4該分散式發電項目消納範圍和供電範圍

消納範圍和供電範圍

從《調度技術狗的下崗再就業之路（1）|《分散式發電市場化交易前期技術準備》》分析可知，

無論變電站1主變分列、並列運行，無論單台主變1帶全站負荷，還是單台主變2帶全站負荷，該分散式發電項目：

消納範圍與供電範圍均包括：用戶1和用戶2，均可參與該分散式發電項目的市場化交易。

消納範圍與供電範圍均不包括：用戶3，不能參與該分散式發電項目的市場化交易。

5分散式發電項目市場化電力直接交易過網費的計算

過網費的計算

假設用戶1、用戶2為兩部制電價，用戶3為單一制電價。

A、當分散式發電項目總裝機容量小於等於供電範圍內上一年度平均用電負荷時：

「過網費」的計算：

該分散式發電項目與用戶1、用戶2交易時，過網費相等，均為：35千伏輸配電價-110千伏輸配電價=0.1571-0.1421=0.015元/千瓦時

B、當分散式發電項目總裝機容量大於供電範圍內上一年度平均用電負荷時：

「過網費」的計算：

該分散式發電項目與用戶1、用戶2交易時，過網費相等，均為：35千伏輸配電價-220千伏輸配電價=0.1571-0.1371=0.02元/千瓦時

6用戶1和用戶2的目錄銷售電價及政府基金及附加

銷售電價及政府基金及附加

目錄銷售電價均按某省現行目錄銷售電價表中，110千伏平段電價0.5486元/千瓦時計算。不考慮峰平谷情況。

政府基金及附加按某省實際數據0.0274元/千瓦時計算。

7三種市場交易模式下分散式發電項目所得電費比較

該項目交易相關基礎數據

該分散式發電項目總裝機容量30MW,小於供電範圍內上一年度平均用電負荷,餘量上網標杆電價為0.39元/千瓦時，某交易周期內，可交易電量為1000千瓦時。

採用市場交易模式（一）

市場交易模式（一）：分散式發電項目與電力用戶直接交易

由於用戶不參與電力直接交易時，電價按物價局所發《目錄銷售電價表》進行電費結算。分散式發電項目只有承諾優惠電價時，才能吸引用戶進入分散式市場，進行電力直接交易。

假設該分散式發電項目與用戶1簽訂交易協議合同，給用戶1承諾的降價幅度為Δ=0.02元/千瓦時，承諾的交易電量為1000千瓦時。

交易成交後，簽訂了直接交易合同，合同電量為1000千瓦時，合同電價為0.39-Δ=0.37元/千瓦時。

（1）交易周期過完後，用戶側抄表數據為800千瓦時，不考慮網損情況。

分散式發電項目直接交易結算電量為800千瓦時，直接交易結算電價為0.37元/千瓦時。

剩餘200千瓦時，按照餘量上網標杆電價0.39元/千瓦時進行結算。

分散式發電項目所得電費=800*0.37+0.39*200=296+78=374元。

用戶1直接交易結算電量為800千瓦時，直接交易結算電價為發電側直接交易電價+過網費+政府基金及附加=0.37+0.015+0.0274=0.4124元/千瓦時；

用戶1支付電費=0.4124*800=329.92元。

電網企業所得過網費0.015*1000=15元。

（2）交易周期過完後，用戶側抄表數據為1200千瓦時，不考慮網損情況。

分散式發電項目直接交易結算電量為1000千瓦時，直接交易結算電價為0.37元/千瓦時。

用戶1多用200千瓦時，電網企業按照用戶1目錄銷售電價進行電費結算。

分散式發電項目所得電費=1000*0.37=370元。

用戶支付電費=1000*0.4124+200*0.5486=522.12元

過網費=1000*0.15=15

採用市場交易模式（二）

採用市場交易模式（二）：委託電網企業代售電

電網企業根據電網運行方式安排，選擇與該分散式發電項目同一供電範圍內，符合分散式市場准入條件的電力用戶進行售電。由於用戶1和用戶2均在該分散式發電項目的供電範圍內，且滿足分散式市場准入條件，所以電網企業可以售電給用戶1和用戶2。

該分散式發電項目委託電網企業，可交易電量1000千瓦時。

電網企業將1000千瓦時，賣給用戶1，以用戶1的銷售目錄電價進行電費結算。

（1）交易周期過完後，用戶1的抄表數據為800千瓦時。

電網收取用戶1電費=800*0.5486=438.88元。

電網企業將剩餘可交易電量200千瓦時，賣給用戶2，以用戶2的銷售目錄電價進行結算。

電網收用戶2電費=200*0.5486=109.72元。

電網將可交易電量1000千瓦時，買給用戶1和用戶2，總收費=電網收用戶1電費+電網收用戶2電費=438.88+109.72=548.6元

那麼電網企業綜合售電價格=總收費/可交易電量=548.6/1000=0.5486元/千瓦時

電網扣除「過網費」，其餘售電收入=548.6-0.015*1000=533.6元，轉付給分散式發電項目單位。

分散式發電項目所得電費533.6元

電網企業過網費=0.015*1000=15元

（2）交易周期過完後，用戶1的抄表數據為1200千瓦時。

電網收取用戶1電費=1200*0.5486=658.32元。

電網抽取其中1000千瓦時電量，所收電費=1000*0.5486=548.6元，

那麼電網企業綜合售電價格=總收費/可交易電量=548.6/1000=0.5486元/千瓦時

電網扣除「過網費」，其餘售電收入=548.6-0.015*1000=533.6元，轉付給分散式發電項目單位。

分散式發電項目所得電費=533.6元

電網企業過網費=0.015*1000=15元

採用市場交易模式（三）

市場交易模式（三）：電網企業按國家核定的各類發電的標杆上網電價收購電量

該分散式發電項目標杆電價為0.39元/千瓦時

分散式發電項目所得電費0.39*1000=390元。

用戶支付電價=發電側上網電價+過網費+政府基金及附加=0.39+0.015+0.0274=0.4324元/千瓦時

用戶支付電費=0.4324*1000=432.4元

電網企業過網費=0.015*1000=15元

8三種分散式市場化交易模式收益比較

報表數據抽取

分析上述所得報表數據，可知：

1、當該分散式發電項目選擇市場交易模式（一）與用戶1進行電力直接交易，電力電量結算時，直接交易結算電量占合同電量百分比越大，分散式發電所得電費越小；

2、當該分散式發電項目選擇市場交易模式（二）委託電網企業進行售電，電力電量結算時，分散式發電所得電費與用戶抄表數據無關；

3、當該分散式發電項目選擇市場交易模式（三）按照標杆上網電價進行結算時，所得電費只與該分散式發電項目實際可交易電量有關；

4、三種市場交易模式下，電網企業收取過網費只與該分散式發電項目實際可交易電量有關，而與用戶抄表數據無關；

5、用戶任意抄表數據下，分散式發電項目三種市場交易模式下所得電費從大到小排序為：市場交易模式（二）>市場交易模式（三）>市場交易模式（一）；

6、市場交易模式（二）的收益，比市場交易模式（三）高出36.82個百分點，比市場交易模式（一）高出42.67個百分點。

9本文結論

本文結論

某餘熱分散式發電項目：接入電網電壓等級為35千伏，裝機容量為2台15MW餘熱發電機組，自發自用，餘量上網電價為每千瓦時0.39元。

在政府性基金及附加為0.0271元/千瓦時，110kV目錄銷售電價為0.5486元/千瓦時下，與某兩部制電價用戶1進行分散式市場化交易時，選擇市場化交易模式（二）時所得電費最高；其次為市場化交易模式（三）；而市場化交易模式（一），所得電費最低。

且市場交易模式（二）的收益，比市場交易模式（三）高出36.82個百分點，比市場交易模式（一）高出42.67個百分點。

附表：我網某公共網路輸配電價

10市場交易模式（二）優勢分析

優勢分析

1、該分散式發電項目選擇市場化交易模式（二）將可交易電量委託電網企業進行售電，無需參與分散式電力市場化直接交易，不受電網運行方式變化影響；

2、該分散式發電項目選擇市場化交易模式（二），所得電費只與每月實際可交易電量有關，即每月實際所發電量扣減實際自用電量有關；

3、在三種市場交易模式下所得電費最多，由於其他政府性補貼三種市場交易模式下均相等，所以選擇市場交易模式（二）所得收益最大。

4、市場交易模式（二）的收益，比市場交易模式（三）高出36.82個百分點，比市場交易模式（一）高出42.67個百分點。不信自己去算算。

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