索比光伏网讯: 日本已于7月开始实施可再生能源固定价格收购制度（Feed-In Tariff，FIT）。日本各地纷纷出台百万瓦级太阳能发电（大规模光伏电站）计划，很多项目已开始建设。按照固定价格收购制度规定，通过光伏发电所产生的电力以“平均每千瓦时42日元”的价格，由电力公司负责收购20年。“42日元”是日本政府设置的收购价格等计算委员会决定的数字，但在供需关系决定价格的电力交易市场上，正在以更高的单价进行着价格谈判。日本于6月开设的“分散型绿色卖电市场”使“新电力公司”（特定规模电力企业，PPS）买卖百万瓦级太阳能所发的电力成为可能。
设定略微偏低的可再生能源成本
从事独立发电交易及电力供需管理的风险企业ENERES公司，以高于平均每千瓦时42日元的价格对光伏发电电力进行20年的收购作为武器，为签定买电合同，向日本各地的百万瓦级太阳能发电运营商展开了营业攻势。该公司的计划是，收购随着固定价格收购制度的实施，今后将会大量产生的光伏发电电力，向主要销售可再生能源的“新电力公司”进行批发售电。
不仅是ENERES，光伏发电所产生的电力对于新电力公司来说也是一种很有魅力的收购对象。原本价格较高的光伏发电成了香饽饽。其背景原因在于与收购价格同时决定的“可回避成本”的定价机制。
电力公司因收购可再生能源，而停止了本来应进行的发电，因而减少了燃料费等的支出，这部分免于支出的成本，就称为可回避成本。收购了可再生能源的电力公司自行负担可回避成本，对于超出的部分，则作为附加费加到电力最终用户的电费里。也就是说，对电力公司而言，可回避成本实质上就成了可再生能源购买成本。
可回避成本已按照各电力公司的电价计算方法确定下来。关于核电站停止导致的燃料费上升部分，因为各公司在改定电价时没有将之折算进去，所以没有包含在可回避成本内。因此，核能发电比率较高的关西电力公司的可回避成本为平均每千瓦时5.09日元，没有核能发电的冲绳电力公司为8.19日元等等，存在着地区差异。日本全国平均为6.06日元。
至于新电力公司，则通过加权平均来确定营业地区的可回避成本。不管怎样，由于是在许多核电站正在运转的前提下进行的估算，因此，总体上可回避成本设定较低。也就是说，可再生能源的成本也是偏低。由于核电站停运而导致的电力短缺，目前电力交易市场上13点～16点时段的行情为平均每千瓦时12～15日元左右，随着进入夏季价格将会进一步上升，这一点已确定无疑。如果以平均每千瓦时大约6日元的价格购买可再生能源，然后拿到市场上销售，那么将获得很大利润。
不过，实际上这项业务并不那么简单。今后走投入市场的光伏发电及风力发电电力，其输出功率会随着天气而发生很大变动。有规定要求“新电力”公司必须每30分钟使购买电力（供给）与销售电力（需求）达到“同时同量”，如果这一误差超过3％，就会被电力公司（拥有输配电线的普通电力公司）处以罚金。
通过提高输出功率预测精度实现“30分钟同时同量”
在这种背景下，ENERES之所以力争购买大量的光伏发电电力，是因为现在已能够根据前一天的天气预报相当准确地预测每30分钟的发电量了。ENERES社长池田元英说：“在事先高精度预测发电量的同时，通过从电力市场采购以填补供给量不足部分，或者要求最终电力用户抑制需求（需求响应），我们已积累了足够的专有技术能够使电力供需保持一致。”
事实上，该公司已为日本出光集团的新电力公司Premium Green Power的百分之百可再生能源电力零售业务提供了支持。Premium Green Power购买风力及水力产生的电力，向东京丸之内地区的办公楼进行销售。ENERES对风力及水力的发电量进行预测，同时通过蓄电池及需求响应等措施，为Premium Green Power实现“30分钟同时同量”提供支持。
池田社长自信地表示：“风力发电的输出功率变动难以预测，仅以风力发电为主保持‘30分钟同时同量’相当困难。但是，预测光伏发电输出功率的技术提高，本公司已建立健全为以光伏发电为主的新电力公司提供支持的体制。”
在实施固定价格收购制度和电力自由化起步较早的德国，已有多家几乎百分之百提供可再生能源的电力公司，其客户也在扩大。1997年创业的薛瑙电力公司（EWS）以水力发电为主，最多混合6％的光伏发电，通过天然燃气热电联产（热电联产）系统填补电力缺口，其提供的电力零售服务中可再生能源超过99％，已发展成为全年向12万户家庭销售5.7亿万千瓦时电力的企业。由于电力销售价格比以火电及核电为主体的电力公司略微便宜一些，因此，客户在成倍递增。该公司实现这种发展的背景是，通过覆盖欧洲全境的电力交易，能够从挪威等地采购到水力发电的电力。
在日本，有着这样的议论：当输出功率变动较大的光伏发电及风力发电超过输电线网（电力系统）容量的20％时，如果不采用大量蓄电池，那么电力质量就会出现问题。然而，在西班牙，即使在风力发电及光伏发电的电力最多超过30％的情况下，仍可稳定地供给电力。在日本，如果能使大量采用可再生能源与搞活电力交易同时进行，那么在市场原理下，就有可能对光伏发电及风力发电的输出功率变动进行相当程度的调整。同时，消费者将能够通过成本及发电类别来选择电力公司，今后发电的构成将逐渐变成直接取决于消费者的意志。虽然日本刚开始实施固定价格收购制度，但电力交易风险企业的成长等，这方面的兆头已经出现。（日经BP清洁技术研究所研究员：金子宪治）
设定略微偏低的可再生能源成本
从事独立发电交易及电力供需管理的风险企业ENERES公司，以高于平均每千瓦时42日元的价格对光伏发电电力进行20年的收购作为武器，为签定买电合同，向日本各地的百万瓦级太阳能发电运营商展开了营业攻势。该公司的计划是，收购随着固定价格收购制度的实施，今后将会大量产生的光伏发电电力，向主要销售可再生能源的“新电力公司”进行批发售电。
不仅是ENERES，光伏发电所产生的电力对于新电力公司来说也是一种很有魅力的收购对象。原本价格较高的光伏发电成了香饽饽。其背景原因在于与收购价格同时决定的“可回避成本”的定价机制。
电力公司因收购可再生能源，而停止了本来应进行的发电，因而减少了燃料费等的支出，这部分免于支出的成本，就称为可回避成本。收购了可再生能源的电力公司自行负担可回避成本，对于超出的部分，则作为附加费加到电力最终用户的电费里。也就是说，对电力公司而言，可回避成本实质上就成了可再生能源购买成本。
可回避成本已按照各电力公司的电价计算方法确定下来。关于核电站停止导致的燃料费上升部分，因为各公司在改定电价时没有将之折算进去，所以没有包含在可回避成本内。因此，核能发电比率较高的关西电力公司的可回避成本为平均每千瓦时5.09日元，没有核能发电的冲绳电力公司为8.19日元等等，存在着地区差异。日本全国平均为6.06日元。
至于新电力公司，则通过加权平均来确定营业地区的可回避成本。不管怎样，由于是在许多核电站正在运转的前提下进行的估算，因此，总体上可回避成本设定较低。也就是说，可再生能源的成本也是偏低。由于核电站停运而导致的电力短缺，目前电力交易市场上13点～16点时段的行情为平均每千瓦时12～15日元左右，随着进入夏季价格将会进一步上升，这一点已确定无疑。如果以平均每千瓦时大约6日元的价格购买可再生能源，然后拿到市场上销售，那么将获得很大利润。
不过，实际上这项业务并不那么简单。今后走投入市场的光伏发电及风力发电电力，其输出功率会随着天气而发生很大变动。有规定要求“新电力”公司必须每30分钟使购买电力（供给）与销售电力（需求）达到“同时同量”，如果这一误差超过3％，就会被电力公司（拥有输配电线的普通电力公司）处以罚金。
通过提高输出功率预测精度实现“30分钟同时同量”
在这种背景下，ENERES之所以力争购买大量的光伏发电电力，是因为现在已能够根据前一天的天气预报相当准确地预测每30分钟的发电量了。ENERES社长池田元英说：“在事先高精度预测发电量的同时，通过从电力市场采购以填补供给量不足部分，或者要求最终电力用户抑制需求（需求响应），我们已积累了足够的专有技术能够使电力供需保持一致。”
事实上，该公司已为日本出光集团的新电力公司Premium Green Power的百分之百可再生能源电力零售业务提供了支持。Premium Green Power购买风力及水力产生的电力，向东京丸之内地区的办公楼进行销售。ENERES对风力及水力的发电量进行预测，同时通过蓄电池及需求响应等措施，为Premium Green Power实现“30分钟同时同量”提供支持。
池田社长自信地表示：“风力发电的输出功率变动难以预测，仅以风力发电为主保持‘30分钟同时同量’相当困难。但是，预测光伏发电输出功率的技术提高，本公司已建立健全为以光伏发电为主的新电力公司提供支持的体制。”
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| 德国的百分之百可再生能源电力企业薛瑙电力公司的创业者Ursula Sladek（左） |
在日本，有着这样的议论：当输出功率变动较大的光伏发电及风力发电超过输电线网（电力系统）容量的20％时，如果不采用大量蓄电池，那么电力质量就会出现问题。然而，在西班牙，即使在风力发电及光伏发电的电力最多超过30％的情况下，仍可稳定地供给电力。在日本，如果能使大量采用可再生能源与搞活电力交易同时进行，那么在市场原理下，就有可能对光伏发电及风力发电的输出功率变动进行相当程度的调整。同时，消费者将能够通过成本及发电类别来选择电力公司，今后发电的构成将逐渐变成直接取决于消费者的意志。虽然日本刚开始实施固定价格收购制度，但电力交易风险企业的成长等，这方面的兆头已经出现。（日经BP清洁技术研究所研究员：金子宪治）
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201207/23/251264.html
