《分布式光伏并网困难!》

  • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2020-08-06
  • 为了保护能源投资者、经营者、使用者的合法权益,维护能源市场秩序,依法履行监管职责,山西能源监管办积极畅通投诉举报渠道,切实发挥12398能源监管热线(含12398电话、传真、电子邮件等)的作用,认真受理能源监管投诉举报事项,定期公布投诉举报处理情况。现将2020年6月12398能源监管热线(以下简称12398热线)投诉举报处理情况通报如下:

    一、基本情况

    2020年6月,山西能源监管办12398热线共收到有效信息270件,环比减少6.25%,同比增加7.57%。

    按诉求性质分类,投诉11件,占有效信息的4.07%;举报1件,占有效信息的0.37%;咨询220件,占有效信息的81.48%;表扬、求助、建议等其他方面38件,占有效信息的14.07%。

    按反映渠道分类,12398电话257件,电子邮件7件,留言4件,其他2件。(2020年6月收到有效信息情况见表一)

    表一 2020年6月收到有效信息情况

    单位:件

    二、分类情况

    2020年6月收到的有效信息中:

    电力行业排在首位,有效信息数量为176件,占全部有效信息的65.19%;其中受理的投诉举报数量5件,占全部投诉举报数量的41.67%。群众反映问题主要集中在供电服务、停电抢险、电力安全等方面。(2020年6月电力行业有效信息按业务分类情况见表二)

    新能源和可再生能源行业排在第二位,有效信息数量为39件,占全部有效信息的14.44%。群众反映的问题主要集中在分布式光伏发电项目并网验收、上网电费和补贴结算等方面。

    石油天然气行业排在第三位,有效信息数量为26件,占全部有效信息的9.63%。有效信息主要集中于咨询居民燃气安装及收费、反映燃气故障问题等方面。

    其他有效信息合计29件,占全部有效信息的10.74%。其中涉及煤炭行业的主要内容是咨询煤炭相关产业政策、查询煤矿项目信息等方面。

    表二2020年6月电力行业有效信息按业务分类情况

    单位:件

    三、分布情况

    各地市按照收到的有效信息数量排序,吕梁市、太原市、临汾市、运城市、晋中市等列辖区内前5位;按照投诉举报数量排序,吕梁市、长治市、大同市、临汾市、朔州市等排在辖区内前5位。(2020年6月有效信息及投诉举报排名前5位情况见表三)

    表三 2020年6月有效信息及投诉举报排名前5位情况

    单位:件

    四、主要问题

    (一)主要问题

    投诉举报反映的问题主要集中在电力行业,其次是新能源和可再生能源行业。

    电力行业在供电服务、电力安全等方面反映的问题:一是部分地区供电企业工作人员服务不到位,未及时解决用户欠费停电后复电事宜引发投诉。如:吕梁市兴县用户反映欠费缴费后7日内无法恢复送电;二是部分地区供电公司配合当地政府进行电缆入地改造后,表箱进出线较乱存在安全隐患。如:忻州市神池县用户反映其墙面20多个表箱及动力线安装混乱存在安全隐患;三是山西省地方电力公司所属供电区域缴费方式较单一,在自助缴费机出现故障后,无法实现快速缴费引发用户投诉。如:吕梁市方山县用户反映营业厅自助缴费机故障无法交纳电费。

    新能源和可再生能源行业主要反映了部分地区分布式光伏发电项目并网存在困难,相关费用结算不及时等问题。

    (二)原因分析

    经分析,造成以上问题的主要原因:一是部分供电企业配网设施建设改造后,未完全消除安全隐患引发投诉;二是部分供电企业工作人员服务意识薄弱、服务质量不高;三是地方电力区域电费缴费方式单一,无法满足用户多样的交费需求;四是个别供电企业未规范分布式光伏发电项目费用结算流程等。

    五、处理结果

    2020年6月共收到投诉举报信息12件,根据国家有关法律法规规定,山西能源监管办对属于监管职责范围的5(受理数)件进行了受理,占投诉举报量的41.67%;其他不属于能源监管职责范围的已按照有关规定进行了及时转办。

    针对群众反映的投诉举报事项,山西能源监管办严格依据国家有关法律法规及文件规定进行了处理:一是通过解释说明,澄清事实,使当事人消除误解;二是通过协调督促,及时消除安全隐患,保障群众正常生产生活;三是通过监管约谈、责令整改等方式,纠正相关企业的违法违规行为,维护了当事人合法权益。

    2020年6月已办结投诉举报5件,占投诉举报受理量的100.00%;完成回访5件,回访率为100.00%,满意率达到85.71%。

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    • 在整县分布式试点、乡村振兴两大政策的催化下,分布式光伏再次进入高景气发展阶段。根据国家能源局数据,2019年至2021年我国分布式光伏新增装机占比分别为40.5%、32.2%和53.3%。2022年一季度分布式光伏新增装机8.87GW,同比增长192%,占全国新增装机总量的67%,累计装机规模已超115GW,盛宴正酣! 狂欢之余,分布式光伏的跨越式发展让电网消纳越发吃力,个别地区出现了输变电容量不足、节假日调峰消纳困难等问题。不久前,某地发布通知,称分布式光伏开发规模不应超过该区域全年最大用电负荷的60%,为避免向220KV及以上电网反送电,暂停光伏新装申请和并网申请。 文件一出,引发业内热烈讨论,而这只是当下分布式光伏快速发展与电网安全矛盾的一个缩影。面对绕不开的电网消纳,山东、河南等地率先亮新招。 开端:分布式、户用光伏参与调峰 山东是我国分布式光伏大省,截至2021年底其分布式光伏累计装机超23GW,户用光伏总装机达15.9GW,居全国第一。2022年第一季度山东分布式光伏新增了1.35GW。在分布式光伏的大规模并网,让山东积极探索促进分布式光伏就近消纳和全网电力平衡的新措施。 早在2021年12月底,国家能源局山东监管办公室、山东省能源局发布了《关于切实做好分布式光伏并网运行工作的通知》,要求在保证电网安全约束或民生供热条件下,常规调整手段无法满足新能源消纳或电网调节需求时,电力调度机构要优化分布式光伏消纳调峰措施(扶贫光伏除外)。在安排不具备调度端远程功率控制功能部署的场站整站(户)停运的基础上,安排具备调度端功率控制功能的分布式光伏场站,自动接收并执行电力调度机构指令曲线。 在2022年春节期间,山东首次安排户用光伏电站参与调峰,这在全国范围内也属先例。尽管这只是春节期间的特殊情况,但种种迹象表明,分布式光伏、户用光伏参与调峰已成大趋势。 随后,山东电网《关于进一步加强全电压等级分布式光伏可调可控工作的通知》要求,加快推进220V/380V分布式接入改造,抓实抓好10kV并网分布式接入改造,并要求4月1日以后新并网项目投运即具备可调可控功能。据了解,这一由山东牵头的分布式光伏可观、可测、可调、可控改造工作正在多个省份进行,当前山东部分地区已完成了相应改造工作。 同为分布式光伏大省的河南也在探索分布式参与调峰,国家能源局河南监管办在《关于进一步完善河南电力调峰辅助服务市场交易规则的通知(征求意见稿)》中提出,将省内10(6)千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏(不含扶贫项目)纳入市场主体范围,参与河南电力调峰辅助服务市场管理,按现行交易规则中新能源电厂调峰费用分摊办法进行辅助服务费用分摊。 据北极星太阳能光伏网统计,截至2022年一季度已有山东、浙江、河北、江苏、河南五地分布式光伏累计装机超过10GW,随着分布式以及户用光伏装机量的持续上升,可以预见,在全国范围内开展相应工作只是时间问题。 进阶:分摊市场偏差费用 今年6月初,山东再祭重磅文件,山东能源监管办、省发展改革委、省能源局组织起草的《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》(征求意见稿)要求,推动分布式新能源参与电力市场,按照“谁受益、谁承担”的公平原则,逐步将分布式新能源纳入市场主体范围,与集中式新能源场站同等参与市场偏差费用分摊。 征求意见稿要求,自今年7月份起,将省内10千伏及以上电压等级并网的非户用分散式风电、分布式光伏(不含扶贫)纳入市场偏差费用分摊范围,明年1月起,省内全部非户用分散式风电、分布式光伏(不含扶贫)及新建户用光伏及也将参与市场偏差费用分摊范围。这意味着,今年7月起,10KV及以上新增工商业分布式项目将率先分摊市场偏差费用,明年起全部存量工商业及新建户用光伏都需要分摊市场偏差费用。 山东省太阳能行业协会常务副会长张晓斌表示,上述文件出台的初衷是光伏等新能源发展太快而电网改造跟不上,无论是变压器容量还是电网消纳压力都很大,按照“谁受益,谁承担”原则,新能源企业需要对电网的安全做出贡献。 一位熟悉电力交易业务的业内人士介绍,当前山东新能源电站的市场偏差分摊费用约0.02-0.03元/度,且呈上升趋势。根据《补充通知》来看,分布式光伏同等参与市场偏差费用分摊,不参与市场注册,市场偏差分摊费用通常从用户每个月的电费中直接扣除。 据张晓斌介绍,由于每个月电网调峰情况不太一样,平均下来市场偏差费用在0.02元/度上下,当前山东燃煤发电标杆上网电价基准价为0.3949元/度,若减去这部分费用,项目的投资收益将会受到部分影响。在新的政策下,投资企业在做收益测算时,可在0.01-0.03元/度这个范围内以保守的收益去做投资模型。 当前,该文件处于征求意见阶段,市场偏差费用是按发电量还是上网电量收取尚不明确。张晓斌表示,从分布式光伏发展及电网消纳等因素综合考虑,建议按上网电量收取市场偏差费用,这样可以鼓励分布式光伏项目自发自用,通过调整自用比例做到就近消纳,减轻电网负担。 当前,分布式光伏发展已经进入新节点,不论愿或不愿,分布式光伏、户用光伏项目承担相应调峰、市场偏差费用已是大势所趋,未来每一个电站的用户都要为电网安全承担相应义务,无法“独善其身”。而如何协调电网安全与分布式光伏发展,仍需电网、相关机构及企业等多方共同努力。