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分布式发电项目开发CONTENTS目录分布式发电概念、分类和发展1分布式光伏开发5分布式发电政策解读2分散式风电开发6分布式发电市场化交易介绍3可再生能源配额介绍4分布式发电概念、分类和发展1PARTONE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：1.5万千瓦以下的小水电站；2.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；3.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；4.5万千瓦及以下的煤层气发电；5.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；6.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类接入电网形式燃料类型能量转换方式逆变器同步电机异步电机水电水轮机√太阳能发电逆变器√风电直驱式√感应式√双馈式√√资源综合利用煤层气转炉煤气高炉煤气微燃机√内燃机√燃气轮机√工业余热余压汽轮机√天然气微燃机√内燃机√燃气轮机√分类接入电网形式燃料类型能量转换方式逆变器同步电机异步电机生物质农林废弃物直燃发电汽轮机√垃圾焚烧发电汽轮机√农林废弃物气化垃圾填埋气沼气发电微燃机√内燃机√燃气轮机√地热能发电汽轮机√海洋能发电气压涡轮机√液压涡轮机√直线电机√燃料电池逆变器√蓄电池逆变器√分布式发电类别分布式发电规模和发展计划类别2017年底装机容量（万千瓦）2020年发展目标（万千瓦）分布式光伏29666000分散式风电3617000（中东部和南方地区陆上风电累装机规模）分布式天然气发电12015001.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。2.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1.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。2.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。3.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。4.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。5.小水电受环保影响，进一步开发将受到较大制约。6.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。7.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。8.可再生能源配额是一个利好，具体要看相关配套。9.分布式发电和微网结合越来越紧密。分布式发电政策解读2PARTTWO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3PARTTHREE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[2017]1901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4PARTFOUR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