自发自用余电上网模式的详解

自发自用余电上网是指分布式光伏发电系统所发电力主要由电力用户自己使用,多余电量接入电网,它是分布式光伏发电的一种商业模式。该模式一般适合家庭屋顶和工商业屋顶。

光伏自发自用余电上网的运行模式,其并网点设在用户电表的负载侧,需要增加一块光伏反送电量的计量电表或者将电网用电电表设置成双向计量,用户自己直接用掉的光伏电量,以节省电费的方式直接享受电网的销售电价,反送电量单独计量并以规定的上网电价进行结算。

近日,国家发展改革委发布《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》,通知称,根据当前光伏产业技术进步和成本降低情况,降低2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价,Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元(含税)。

通知表示,2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目,全电量度电补贴标准降低0.05元,即补贴标准调整为每千瓦时0.37元(含税)。

对于普通式的光伏电站自发自用余电上网,是不是自己都不用交电费了呢?答案就是要看业主用掉的电是什么时候用掉的?

如果是晚上用掉的,那么白天光伏电站发的电就全部卖给国家电网了,晚上用的电就是国家电网提供的,需要业主交晚上用电的电费。而,白天卖给国家电网的电就按照0.37元/度的国家补贴+脱硫煤收购电价0.45/度(湖南地区)=0.82元/度的价格,由国家电网给付发电户。

如果光伏白天发电不够用怎么办?

白天瞬间用电量大或光伏白天发电不够用时,就显示出用电户的光伏电站与国家电网并网的优势来了!此时,国家电网就通过并网控制箱立即无缝为你供电,不会出现光伏供电与国家电网供电转换的感觉,确保你的用电正常化,不会影响用电的质量。所以光伏发电站的自发自用余电上网是国家电网每天按您自己日用电量来计算,不是按照月用电量计算的,白天发电,晚上不发电,还是需要交部分电费的,只是卖给国家电网的电和补贴款返回来,就等于你交电费又返回来了。

对于储能式的光伏电站自发自用余电上网,是不是自己都不用交电费了呢?光伏发出的电加上蓄电池作为储能装置两者结合就是光伏+储能。

并网式光伏储能系统:白天晚上都可用光伏所发出的电量,分布式一般计量都是白天使用,晚上依然用电网电量。加上储能以后晚上可以储能系统放电。并网式光伏发电系统直接与配电网连接,电能直接输入电网,目前并没有配置储能系统,随着光伏“弃光限电”现象严重,以及光伏发电系统电力输出的波动较大等因素对可再生能源的利用与推广限制日益严重后,在并网式光伏系统中配置储能已成为目前大规模储能系统的方向之一。

光伏储能系统还可以在光伏电站遇到弃光限制发电时将多余电能存入储能电池内,光伏发电量低于限幅值或晚上用电高峰时通过储能逆变器将电池内电能送入电网,储能系统参与电网削峰填谷,储能系统还可利用峰谷电价差创造更大的经济效益,提高系统自身的调节能力;作为解决大规模可再生能源发电接入电网的一种有效支撑技术。

虽然储能电站可以白天晚上都用自己的电站发的电,如果光伏电站发的电够用的话,那不用再额外向国家电网购买电并交付电费的了。但是因为储能式电站在日后选电池技术得到重大改革只有是很有推广价值的。蓄电池的能量密度及循环次数得到本质提升,还有就是成本下降。否则储能电站在户用环境中没法普及。

自发自用余电上网模式

对于大多数看好分布式发电的用户来说,选择自发自用余电上网是最理想的模式,这样即可以拿到自发自用较高电价,又可以在用不掉的情况下卖电给电网。但是实际操作过程中阻力颇多,原因是光伏从业者和地方电网公司人员信息的不对称,互相缺乏对于对方专业知识的了解,这也是为什么该模式成为光伏电价政策和国网新政中最让人难以理解的部分。

光伏发电在自发自用余电上网模式时,用户(或者称之为“投资商”)希望所发电量尽可能在企业内部消耗掉,实在用不掉的情况下,可以送入电网,以不浪费掉这部分光伏电量。但电力公司最希望的是用户简单选择,要么自发自用,要么升压上网。因为,自发自用余电上网对于地方电力公司来说,要增加一些工作量:区域配网容量计算(允许反向送电负荷)、增加管理的电源点(纯自发自用可以降低标准来管理)、正反转电表改造后的用户用电计量繁琐(需要通过电表 1 和电表2 的数值换算得出用户实际用电负荷曲线和用电量)、增加抄表工作量等。

当然,从本质上来说,电力公司无法获得用户自发自用电量的购售电差价,对于地方电力公司是一个实际损失。既增加了工作量,又没有实际利益,因此会设置各种理由让投资商不选择这种并网方案。但只要从技术上充分说明这就是国家电网公司允许的余电上网方案,并且有一个合理的设计稿,当地电力公司就无法轻易拒绝投资商的申请。

很多光伏电站业主他们认为,只要在电表 3 处(400V 侧)并网,光伏电力用户消纳不了的话,可以直接通过配电变压器反送至 10kV 侧(或 35kV)。但实际上这是不允许的,违背了配电网的潮流设计,可能会引起 400V 侧的电压、功率因素等异常,同时某些保护设备也有可能会因此失去作用。

其实,对于分布式电站而言,采用升压并网和低压侧并网的成本差异不会太大,因为低压侧并网需要选择带变压器的逆变器(当然也可以选择 10-30KW 组串逆变器);升压上网时虽然增加了变压器,但是可以选择采用无隔离变压器的逆变器,综合成本两者差不多。只是增加了综合自动化保护系统和地调传输的费用。不过,同一厂区内,规模在 MW 级以上的电站,升压并网会对电能质量有一定保障,用户不用承担任何风险。

当然,此并网形式不太适用于用户进户母线为 35kV 以上的项目,这时候 10kV 或 35kV 完全是用户厂内母线,母线相连变电站是110kV或者 220kV,则一般可以直接反送入网。因为此类变电站在最初潮流设计时,都是可以双向运行的。

也不适用于 400V(或以下)进户的小型用电户(包括家庭和小商业),因为其 400V 母线是和其他用电单位合用的,反送电不直接跨越变压器,而是在 400V 母线上消纳(原理上可以借用)。当然,在 400V 母线上,光伏等分布式发电的总装机容量会受到控制(此类容量比例没有固定的数值,根据当地 400V 环网内的负载情况确定,也可通过增加区域调控和储能配套来增加分布式电源装机容量)。

这种运营模式最大的缺点,是其收益模型不能固定,自发自用比例和余电上网比例始终在变化,电站融资、出售时评估价值会比实际产出有所打折,甚至资方因为担心用电户的未来经营状况而无法获得一个合理的资产价值。

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