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法律视角下的新能源发展——以增量配网为例
发布时间:2022-11-24 15:30:00     作者:   分享到:
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摘要

新能源的发展需要依托国家电网增量配网的改制要求。加大新能源企业在增量配网建设全过程的参与力度和上网比例,成为促进新能源与电力改革深度融合,探索电力行业低碳发展之路的关键所在。其中,改革的发展往往是法律制度先行,改革的推进往往也需要法律制度的完善。因此,本文主要是从法律视角,结合双碳背景和国家电网增量配网改制的要求,浅析新能源企业在参与增量配网与上网过程中面临的问题,重点关注政策研读,在法律制度设计层面提出解决办法。


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【关键词】新能源  增量配网  法律制度


一、实施背景


我国的新能源行业目前还处于方兴未艾的时期,其发展需要国家和社会各行业的扶持。其中,电力行业作为新能源发电储能的消纳大户,应当起到引领带头作用。国家鼓励社会资本投资、建设、运营增量配网。通过竞争创新,为用户提供安全、方便、快捷的供电服务,满足日益多元化的市场需求。特别是增量配网项目与新能源项目在工业产业园区试点过程中彰显出较高的适配性,二者的结合既能满足产业园区综合能源服务的多样化需求,又能实现电网与园区低碳指标的共享,是增量配网与新能源协调发展的有力证明。因此,按照国家促进新能源发展的需要和电力行业响应国家双碳建设进行改革的要求,新能源企业如何参与增量配网项目、参与后在上网过程中出现的问题以及如何从法律制度设计层面提出相关问题的解决办法,成为新能源与电力、法律行业共同关注的热点。


二、新能源企业在配售电环节的市场准入与监管问题


(一)主要内涵


在配售电侧,需要关注新能源企业在配售电环节的市场准入与监管问题。根据《中华人民共和国电力法》《可再生能源法》《电力供应与使用条例》的规定,包括新能源企业在内的配售电主体在进入市场和运营过程中,需要满足各个机关设置的准入及监管条件方可进行配售电的业务操作。具体来说,新能源企业首先应当取得行政机关有关配售电业务的行政许可,再中标由电网企业对增量配网项目进行的公开招标,并满足国家能源主管部门、电力监管部门、财政和价格主管部门、地方发改委以及电网企业设置的一系列准入门槛,方可取得市场主体资格,进行配售电业务的开展。


(二)市场准入与监管中存在的难点


(1)准入条件和业务资格要求高


这是由电力行业的行业性质决定。电力行业属于关系国民经济命脉和国家能源安全,影响国家和社会的重要行业;电力业务开展能力的评判标准和准入门槛较高。如果不属于电力系统内部,电网企业直接或间接控股的新能源公司,则进入市场的难度较大,不仅受到政府行政机关的监管,还需面对电网企业内部政策和决策的约束;而电网公司内部规定和决策往往具备不确定性和时效性,不能确保每一个新能源公司取得相同的准入并网条件。


(2)接手现有电网难


如果要实现非项目建设型移交运营,则需遵守《企业国有资产法》有关国有资产转让的相关规定。如果是对存量配电网进行转让移交,则属于重大资产的转让行为。电网公司和新能源公司需要严格按照法律规定履行法定程序进行国有资产转让行为。具体来说,电网公司需要对相关国有资产进行评估和投资方案可行性研究并且履行国有资产进场交易程序;如果是转让全部国有资产或者转让部分国有资产致使国家对该企业不再具有控股地位的,还应当报请地方人民政府批准。经过上述法定程序和法定期限,新能源公司方可成功受让国有资产。国有资产转让行为往往审批周期长,程序复杂,对社会资本的审查条件也比较严格,这导致新能源公司接手现有电网难。


(三)法律制度设计


在准入之后的运营过程中,需要关注新能源配售电主体的市场地位问题。目前有些文件将增量配网主体看做一个大的电力用户,需要受到省级电网公司的管控;有些则认为增量配王主体应该与省级电力公司具有相同的市场地位。地位的不同决定行政机关、电网公司对企业配售电能力的态度,也影响到投资主体和市场用户对配售电主体的认可度。增量配售电主体的市场地位和权利与义务关系,需要制定相关文件,从法律层面加以明确。


三、新能源企业在电网环节需要关注的要点


(一)主要内涵


国家对售电公司中新能源的占比要求日益增加,单靠电网公司建设大规模新能源项目周期长、压力大,需要与新能源公司分担建设压力。新能源复合+应用形式规模不断扩大,新能源与电网的深入融合逐渐成为电力行业新业态。需要重视增量配网项目在省际输配电合作的重要突破,起到以点带面,盘活全网的协调作用。特别是在各省迎峰度夏的关键时刻,电力供应压力各不相同,加强省际合作有助于缓解迎峰度夏的压力。建立相关法律规制增量配网与新能源项目协同,既有利于应对国家能源分布不均的情况,又能更好的衔接各省地市网,充分利用新能源储能电网,缓解电网压力。


(二)并网过程中遇到的难点


(1)新接电源和负荷适应难


新能源电源的接入改变了原有电网电源和负荷的分布。在现行成功的案例下,大多是属于电力系统内部公司间的交易,很大部分是存量配网转制增量配网,此部分投资主体明确,并且已经依据国资委划分文件明确了供电范围。一般的情况是电力公司将存量配网以资产转让或者其他方式出资,将现成的用户和负荷全部转至增量配网公司。


(2)电网接入标准不统一


在新能源接入输电网方面,目前各地依据不同的政策,执行贯彻情况差异较大。电力行业或者电网企业应当制定统一的接入制度,规范电网接入服务。特别是在新能源接入电网前,应当明确告知接网要求,提供相关信息;在接网过程中,进行接网相关规范指引,对符合接网条件的新能源电源应及时办理接网业务;在电网接入完成后,完成接网评价机制体制的建设。


(三)法律制度设计


(1)电网公司履行法律义务


电网公司应当履行法律义务,电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设,依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议,全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。电网公司应当加强电网建设,扩大可再生能源电力配置范围,发展和应用智能电网、储能等技术,完善电网运行管理,提高吸纳可再生能源电力的能力,为可再生能源发电提供上网服务。


(2)设立独立运营机构


为满足发展电力市场和新能源电力消纳的目标,国家需要组建专门机构或者制定专门法律来进行标准的统一。在机构设置方面,参考欧盟《第三组能源法案》的制度设计,考虑成立独立系统运营商,综合履行监管和核价职能,由专门机构进行会员的遴选和运营来解决标准统一问题。独立的系统运营商意味着独立交易、独立监管,同时,根据《反垄断法》的相关规定,可以进一步实现能源供给、电量输送、网络运营程序的拆分,从供输配三方面防止行业垄断的行为。另一方面,由独立的系统运营商进行统一管理,制定统一标准,有利于规制电力建设运营过程中各方主体的行为,进一步建设“公正公平公开”的竞争性电力市场。


四、新能源企业在用户侧需要关注的要点


(一)主要内涵


关注点在于新能源企业输配电稳定性情况。在客户端,增量配网相比于电网公司,体量较小,在资源利用率、信息化以及与用户的互动方面更加灵活。但是新能源发电受自然因素影响较大,电力输出存在峰期和谷期,对用户要求稳定电源的需求存在出入。


(二)新能源电源稳定性现状研究


电网互联网+模式的推广需要有关部门出具指导文件,将新能源配网公司也纳入信息化的范围之内。新能源企业如果想并网后作为输配电的主体直面客户端,最主要需要解决的问题在于新能源企业输配电网不稳定的情况。针对该问题,有研究认为应当赋予新能源配网企业接入新电源的权利,此观点主要是支持新能源企业通过不同电源的赋能,实现输配电网稳定运行;而电网公司目前在对新能源企业电源的接入要求中,基本都会写明新能源企业需要具备一定的储能能力,要求配备基本的储能电网。


(三)法律制度设计


参考一些外国电力法中的相关规定来设计出一套保证输配电稳定性的规范体系。例如,《西班牙电力法》规定新能源企业在上网前应当向电网企业通报电量预测,对电量偏差超过20%时,需要向电网公司缴纳罚款。对这一规定可以进行延伸参考,比如新能源企业与用户或者新能源企业与电网公司可以以订立合同的形式对输配电量及偏差范围进行约定,在偏差条件成就时,新能源企业应当进行相应违约责任的承担。


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