分布式发电项目开发介绍ppt课件.pptx

,分布式发电项目开发,CONTENTS,目录,分布式发电概念、分类和发展,PART ONE,按照2018年国家能源局发布的分布式发电管理办法(征求意见稿)中：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，以及有电力输出的能源综合利用系统。电压等级35千伏及以下，容量不超过2万千瓦；电压等级110千伏，容量不超过5万千瓦且在该电压等级范围内就近消纳 包含不限于： 5万千瓦以下的小水电站； 各个电压等级接入配电网的风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等新能源发电； 各种废弃物发电，多种能源互补发电，余热余压余气发电等资源综合利用发电； 5万千瓦及以下的煤层气发电； 综合能源利用效率高于70%且电力就近消纳的天气热热电冷联供、燃煤蒸气背压分布式供能系统； 分布式储能设施，以及新能源微电网、终端一体化集成供能系统、区域能源网络（能源互联网）等能源综合利用系统,分布式发电概念,分布式发电类别,分布式发电规模和发展计划,分布式光伏发电发展目标：根据能源发展“十三五”规划太阳能发展“十三五”规划，到2020 年，分布式光伏发电达到6000 万kW。继续开展分布式光伏发电应用示范区建设，到2020 年建成100 个分布式光伏应用示范区，园区内80%的新建建筑屋顶、50%的已有建筑屋顶安装光伏发电;全面推进中东部地区分布式光伏发电拓展“光伏+”综合利用工程，因地制宜开展各类“光伏+”应用工程，促进光伏发电与其他产业有机融合;创新分布式光伏应用模式，推行分布式光伏发电向电力用户市场化售电模式。分布式天然气发电发展目标：根据能源发展“十三五”规划、电力发展“十三五”规划及天然气发展“十三五”规划，“十三五”期间，大力推广热、电、冷、气一体化集成供能，高度重视分布式能源发展，到2020 年，分布式天然气发电装机容量达到1500 万kW。鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目，推广应用分布式气电，重点发展热电冷多联供。,分布式发电发展分析,根据资源潜力、技术特点和适用条件，我国应用条件最好、应用潜力最大的主要是分布式光伏发电。分布式光伏发电受531光伏新政打压，行业发展会受到一定影响，但前景广阔。分布式天然气发电受气源、管网设施、发电成本等因素制约，以及目前没有明确相关的补贴资金来源，发展需要根据具体条件分析。分散式风电国家大力鼓励发展，但项目落地不易。风电明年竞价上网，对于做卖路条模式或小业主是一个挤出效应。生物质能发电受生物质能资源约束，可应用场景和规模也相对确定。小水电受环保影响，进一步开发将受到较大制约。综合能源利用发展规模取决于资源条件；并不是所有的园区都适合搞综合能源利用。分布式能源系统中含有多种清洁能源，但需要按照不同能源类型履行备案、并网及补贴相关手续，统一系统并网后，不同技术难以区别计量。分布式发电市场化交易是一个利好，但要看实际落地情况，目前售电政策不支持。可再生能源配额是一个利好，具体要看相关配套。分布式发电和微网结合越来越紧密。,分布式发电政策解读,PART TWO,第八条省级能源主管部门会同有关部门，组织地级市或县(市)级能源主管部门编制分布式发电发展规划，将分布式发电纳入当地能源和电力发展规划，所在地区电网企业(含社会资本投资增量配电网的企业，以下同)配套制定分布式发电接入配电网规划。第九条鼓励企业、专业化能源服务公司和包括个人在内的各类电力用户投资建设并经营分布式发电项目，豁免分布式发电项目发电业务许可。第十条各省级投资主管部门和能源主管部门组织实施本地区分布式发电建设。依据简化程序、提高效率的原则，实行分级管理，鼓励同一个开发主体投资的能源综合利用系统作为整体核准或备案。第十一条分布式发电投资方和电网企业协商确定电量就近消纳事宜，电网企业出具分布式发电项目就近消纳认定意见，明确分布式发电项目的电力消纳范围。双方对消纳认定意见存在争议的，由国务院能源主管部门派出机构进行裁定。,分布式发电建设和管理,第十七条开展分布式发电与配电网内就近电力用户的电力交易，电网企业承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易。第十八条分布式发电项目根据各类分布式发电特点和相关政策，既可与电力用户进行电力直接交易，也可委托电网企业代售电，也可采用全额上网方式。第十九条随着用户参与辅助服务市场，鼓励分布式发电参与辅助服务市场，允许第三方辅助服务提供者与分布式发电联合为系统提供辅助服务。第二十三条在实行可再生能源电力配额制时，通过电网交易的可再生能源电量计入当地电网企业所在区域的可再生能源电力配额完成量。第二十四条推进综合能源服务，构建用户侧智慧用能新模式;培育虚拟电厂、负荷集成商等新型市场主体，建立合理的灵活性资源补偿机制;鼓励提供更多差异化的能源商品和服务方案，拓展智慧用能增值服务新模式;鼓励发展第三方运维主体，培育分布式发电运维产业。,分布式发电交易,PART THREE,分布式发电市场化交易,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 发改能源20171901号 参与分布式发电市场化交易的项目应满足以下要求：接网电压等级在35千伏及以下的项目，单体容量不超过20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当 年用电最大负荷后不超过20兆瓦）。单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。分布式发电市场化交易的机制是：分布式发电项目单位（含个人，以下同）与配电网内就近电力用户进行电力交易；电网企业（含社会资本投资增量配电网的企业，以下同）承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取“过网费”,分布式发电市场化交易试点,B2B 变为B2C，C2C模式,过网费=电力用户接入电压等级对应的输配电价分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价。例如，某电力用户以10千伏电压等级接入电网，一个5兆瓦分布式发电项目接入该10千伏线路所在变电站的高压侧35千伏，则过网费=10千伏输配电价35千伏输配电价；若一个30兆瓦分布式发电项目接入35千伏侧，但功率已超过该电压等级供电范围平均用电负荷，则过网费=10千伏输配电价110千伏输配电价,过网费计算,PART FOUR,可再生能源配额,第一章 总则第一条 可再生能源电力配额是指根据国家可再生能源发展目标和能源发展规划，对各省级行政区域全社会用电量规定最低的可再生能源电力消费比重指标。第二条 国务院能源主管部门按年度制定各省级行政区域可再生能源电力配额指标，并进行监测、评估和考核。第三条 各省级人民政府制定本行政区域可再生能源电力配额指标实施方案和保障政策，督促本区域承担配额义务的市场主体完成配额指标。第四条 各省级电网企业负责组织经营区域内的市场主体完成区域可再生能源电力配额指标，对本经营区域完成配额指标进行监测和评估。,可再生能源配额,第二章 配额制定第五条 可再生能源电力配额包括“可再生能源电力总量配额”(简称总量配额)和“非水电可再生能源电力配额”(简称非水电配额)。第六条 国务院能源主管部门根据各省(自治区、直辖市)可再生能源资源、国家能源规划、跨省跨区输电通道建设运行条件等因素按年度制定各省级行政区域可再生能源电力配额指标。第七条 承担配额义务的市场主体包括省级电网企业、其他各类配售电企业(含社会资本投资的增量配电网企业)、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等。同一省级区域内的各类市场主体承担同等配额指标，并公平参与可再生能源电力市场交易。拥有燃煤自备发电机组的企业承担的配额指标应高于所在省级区域的配额指标。第八条 计入可再生能源电力配额的可再生能源电力消费量包括：从可再生能源发电企业直接购入并在本主体经营区覆盖范围内消纳的可再生能源电量;可计量的自发自用(全部或部分)可再生能源电量;从其他售电主体购入并消纳的可再生能源电量。向其他各类市场主体售出的可再生能源电量计入购入企业，不再计入售出企业。,可再生能源配额,第三章 配额实施第九条 在国民经济和社会发展规划和能源发展规划中将可再生能源电力占比作为约束性指标。第十条 跨省跨区输送通道送受端地区通过政府间送受电协议或市场化交易促进可再生能源跨省跨区消纳，省级人民政府签订的送受电协议应明确其中可再生能源最低送受电量，并纳入本省电力电量平衡。第十一条各省级电网公司制定经营区域完成配额的实施方案，指导市场主体优先开展可再生能源电力交易，在市场机制无法保障可再生能源电力充分利用时，按照各省级人民政府批准的配额实施方案进行强制摊销。,可再生能源配额,第四章 可再生能源电力证书第十五条 实施可再生能源电力证书(简称“证书”)制度。证书作为记录计量可再生能源电力的生产、实际消纳和交易的载体，用于监测考核可再生能源电力配额指标完成情况。国务院能源主管部门负责制定证书核发、交易、考核办法。第十六条 对可再生能源电力的生产者(含个人)按照1兆瓦时交易结算的电量一个证书的标准核发，自发自用电量按照发电量核发。对常规水电电量核发水电证书，对非水电可再生能源电量核发非水电证书。证书有效期暂定为一个考核年，过期自动注销。第十七条 国家可再生能源信息管理中心负责证书核发。证书核发后水电证书随水电交易自动转移给购电方。纳入可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法及国家主管部门发布的补助目录的项目产生的非水电证书，在购电方按照购电协议规定全额结清购电费用后转移给购电方。北京、广州电力交易中心以及各省级区域电力交易中心在国家可再生能源信息中心完成可再生能源电力证书交易登记注册后，组织开展证书交易。各电网企业对营业区域内证书的产生和转移进行核算，并将汇总信息报国家可再生能源信息管理中心。第十八条 各市场主体可通过与其他市场主体或可再生能源发电企业进行证书交易完成配额指标，电网企业对于经营区域内各市场主体持有的证书进行核算。未完成配额的市场主体，须通过向所在区域电网企业购买替代证书完成配额。第十九条 证书价格由市场交易形成，水电和非水电替代证书价格由各省级电网公司依据可再生能源电力消纳成本等因素提出定价方案，并报国务院价格主管部门备案后执行。,可再生能源配额,第五章 监督考核第二十条 国务院能源主管部门负责对各省级行政区域可再生能源配额指标完成情况进行监督、评估和考核，按年度发布可再生能源配额监测考核报告。第二十一条 各省级电网企业每年1月底前向所在地区国家能源局派出监管机构报送上年度经营区域可再生能源配额完成情况的报告，并报送所在地区省级人民政府能源管理部门。各省级政府能源管理部门汇集本省级行政区域全部市场主体完成可再生能源电力配额情况后，提出初步考核意见一并报送国务院能源主管部门。第二十二条 对于未达到配额指标的省级行政区域，国务院能源主管部门暂停下达或减少该区域化石能源电源建设规模、取消该区域申请示范项目资格、取消该区域国家按区域开展的能源类示范称号等措施，按区域限批其新增高载能工业项目。第二十三条 对于未完成配额指标的市场主体，核减其下一年度市场交易电量，或取消其参与下一年度电力市场交易的资格。对拒不履行可再生能源配额义务，违反可再生能源配额实施有关规定的企业，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒。因可再生能源资源剧烈变化或其它不可抗力，影响可再生能源配额完成，经国务院能源主管部门认定后，在考核时予以相应核减。,可再生能源配额,解决消纳问题：保证可再生能源发电设备应发尽发。去补贴：配额制，就是要求配额义务主体通过提交足额证书作为完成可再生能源配额指标的唯一凭证，承担替代补贴的任务。配额制将省间绿电的通道或者交易将迅速打通。在省间电力交易中，可再生能源电力将有优先的市场需求，甚至还将有特殊的市场价格。可再生能源的装机总量会不断加大。配额制使电力用户在电力交易中将可以自主选择电源品种，并优先选择可再生能源电力。配额制将使灵活电源及储能等技术需求将明显加速布局。随着可再生能源在装机比例中上升，在输送电力比例中上升，那么配套的管理需求也将明显上升。随着高比例可再生能源时代的到来，必然会出现商业化的辅助服务市场。,可再生能源配额制度的影响,PART FIVE,分布式光伏开发,并网光伏发电,光伏组件方阵汇流箱直流配电柜并网逆变器交流配电柜电网接入系统（升压、计量设备等）交、直流电缆监控及通讯装置防雷接地装置,光伏并网电站的组成,1,光伏电站项目分类,1,中国水平面太阳辐射分布图,1,太阳能光伏发电的优点,1,光伏电站的优点,分布式光伏项目开发流程,3,项目开发的基本原则,如何克服光伏发电的缺点,3,市场人员应明确业主屋顶的性质，如水泥屋顶、钢结构彩钢瓦。市场人员应拍摄现场照片，对于屋顶全貌、周边遮挡建筑物、屋顶突出物及附着物都要拍照记录,如上图这样的屋顶突出物以及屋顶阻碍物，一定要拍照记录。,现场踏勘注意事项,梯形、波纹彩钢瓦：光伏支架的固定采用自攻螺栓固定支座，并采用防水胶密封。但因类屋顶后期容易漏水，不建议安装光伏发电 。,现场踏勘注意事项,混凝土建筑屋面：光伏支架的固定采用浇筑水泥基础的方式 。,现场踏勘注意事项,3,直立锁边彩钢瓦（360）：光伏支架的固定采用专用夹具固定支座。,现场踏勘注意事项,3,直立锁边彩钢瓦（180）：光伏支架的固定采用专用夹具固定支座。,现场踏勘注意事项,3,收集资料注意事项,3,收集资料注意事项,踏勘收资目录收资目录有（带*号的是必须收的资料）： 厂区总图（*） 结构施工图（含结构说明）（*） 建筑施工图（*） 屋顶设备平面布置图（含各种屋面管道、设备） 屋顶承载力报告 配电房建筑图、结构图 原建筑设计单位的联系方式 厂区内部电网高低压配电主接线图（变压器容量、数量）（*） 各配电房位置及设备平面布置图（*） 强电外管线图,3,收集资料注意事项,踏勘收资目录 厂区电缆沟道图 高低压配电柜型号 企业用电负荷资料（*） 各用电企业购电价（*） 项目地理位置（*） 当地气象资料（*） 屋顶平面现状照片（*）,如何克服光伏发电的缺点,3,收益率的相关计算,影响项目收益率主要有项目所在的光伏年利用时间、燃煤标杆电价、用电方的电价，我们给予用电方的电价优惠，给予屋顶业主的租金、消纳的电量比例，建站成本，融资成本。,如何克服光伏发电的缺点,3,合作模式,3,接入许可,备案注意事项,3,备案注意事项,项目备案,3,备案注意事项,上网电价批复,光伏项目开发风险防控,如何克服光伏发电的缺点,531新政后的边界条件和收益率测算,如何克服光伏发电的缺点,531新政后的边界条件和收益率测算,如何克服光伏发电的缺点,531新政后的边界条件和收益率测算,如何克服光伏发电的缺点,531新政后的边界条件和收益率测算,PART SIX,分布式风电开发,4月3日，国家能源局印发分散式风电项目开发建设暂行管理办法，明确接入电压等级应为110千伏及以下，并在110千伏及以下电压等级内消纳，不向110千伏的上一级电压等级电网反送电。也就是说新文件印发后，分散式风电项目建设要求由2017年的35千伏及以下增大到了110千伏及以下。,地方政府对于分散式风电的政策支持力度不够，各省和地区关于分散式风电的发展规划编制没有跟上，导致早期国家推动分散式风电发展的相关政策并没有很好的落地。国内风电投资主体主要是国企，大型能源国企热衷规模大、投资多的集中式风电基地项目，现行的一些国资绩效考核方法和体制掣肘使能源国企对投资少、规模小的分散式风电积极性不足。分散式风电项目装机容量较小，单位开发成本偏高，经济效益并不理想。我国欠缺分散式风电的管理规范，国土部门对于分散式风电项目的土地性质认定在政策上还不太清晰，造成投资者对分散式风电持观望态度。分散式风电项目审批手续比分布式光伏更为繁琐，分散式风电项目报批需要花费的时间较长。 2017年5月国家能源局发布了关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知，要求各省级能源主管部门制定分散式风电发展方案，明确分散式风电项目不受年度指导规模限制。随后各省加快了制定分散式风电发展方案的步伐，目前已明确编制分散式风电建设规划的省份有：广西、山西、内蒙古、河南、贵州和湖南。未来一段时间内，分散式风电的发展有望换挡加速。根据中国可再生能源学会风能专业委员会的数据，我国中东部和南部地区的低风速风资源可开发量可达10亿千瓦，目前已开发的资源量约为6000 万千瓦，不到7%。未来还有93%的资源量有待进一步开发，分散式风电未来是具有一定市场前景的。分散式风电的优势在于对并网的负荷水平要求低、投资金额门槛低、占地面积小、建设周期短、不占核准指标、电力能及时消纳，更适合民营资本进入。,分散式风电发展情况,分散式风电项目开发流程,先找变电站再来找资源：分散式风电实际上会受到负荷侧接入空间、电网消纳能力的限制，找风资源不如说找电网接入资源，这是跟做整装并网型大型风电场开发最大的不同。以变电站容量来确定项目开发规模：当找到变电站，掌握负荷消纳情况后，再在并网点附近10km20km范围内搜寻相应的风资源，并根据资源状况、建设条件规划装机容量、开发规模。风资源应该结合项目所在地综合情况，进行经济性测算来论证项目的可行性。从目前的机型来看，轮毂高度年平均风速在5m/s以上才会具备开发条件。最好选择地形相对简单、施工条件较好、运输便利、接入距离较近的地方。单个分散式风电项目的容量需要综合考虑接入变电站的负荷容量、变电站高低压侧电压等级及多个变电站之间的联络方式，也就是说，接入分散式的容量不一定小于接入变电站的最大负荷。,风场选址,开发协议签订,一般情况，与政府相关部门确定项目开展前期工作函 (根据省份要求办理)需相关地区发展和改革委员会盖章批复同意此风电场开展前期工作(将拟选风电场范围坐标进行盖章确认)，通常本文有效期为1年，同时文件抄送省国土厅、环保厅、电力公司。,风资源测量,1.立测风塔，实测完整年测风塔数据；2.收集已有测风数据或邻近风场运行数据；3.收集气象数据,编制风资源评估报告，如：1、协助相关单位收集临近气象站资料(气象站同期测风数据、累年平均风速、多年平均风速、盛行风向及风能情况);2、委托单位对收集的风数据进行分析(数据完整性、合理性、缺测及不合理数据处理、代表年分析、湍流强度分析、风切变分析、威布尔分布情况等);3、风资源条件判断(分析测风塔代表年风资源判断，盛行风向及盛行风能方向，可利用小时数，发电量初步估算);4、根据风资源评估情况，判定拟选风电场风机类型，判定该风电场是否具有开发使用价值，给出合理化风资源建议。,风资源分析,风资源分析,风资源分析,风资源分析,风资源分析,风资源分析,接入,通过实地调研，了解周边地区当前配电网系统现阶段负荷情况，以及未来三年内的发展预测。1、接入电压等级：10MW及以下，采用10kV电压等级接入，10MW-50MW，采用35kV等级接入。总体来说，35kV输送容量要求相对集中，输送容量大，造价高，但相对接入点少，便于管理。10kV相对比较灵活，可就近选择合适的电源作为接入点，造价相对也低。35kV和10kV接入形式应根据具体情况确定，另外接入点的选择以及接入点的电压等级应根据电网结构以及潮流计算等相关因素综合考虑。2、避免倒送上级电网，分散式装机容量不宜超过上一级变压器容量的20%或最大负荷的25%;3、接入方式：采用T接，开发总容量宜控制在所接的公用电网线路最大输送容量的30%。根据经验，T接及专线接入方式为优选，两者均涉及到对接入变电站进行改造。一般来说，单回线路，专线会比T接接入更大的风电容量，10 kV线路送出容量及送出距离远小于35 kV，故需考察拟接入变电站是否有间隔，结合网架架构选择。,前期需要的各类支持性文件,THANKS,