中國儲能網(wǎng)訊：近年來，國家發(fā)展改革委和國家能源局持續(xù)推動分布式發(fā)電市場化交易工作。2017年10月31日， 兩部委印發(fā)了《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》（國家發(fā)改能源〔2017〕1901號），明確了分布式發(fā)電試點市場化交易的項目規(guī)模，交易組織、“過網(wǎng)費”核定原則以及相關(guān)政策支持；2017 年12月28日，再次印發(fā)《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的補充通知》（發(fā)改辦能源〔2017〕2150 號），進(jìn)一步明確試點組織方式及分工、試點方案內(nèi)容要求、試點方案報送等具體內(nèi)容；2019年5月20 日，《關(guān)于公布2019年第一批風(fēng)電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目的通知》（發(fā)改辦能源〔2019〕594號） 中確定了2019年分布式發(fā)電市場化交易十省市共26個試點項目名單。
政策背景
分布式發(fā)電位于電力消費場所或與之相鄰，所發(fā)電力無需遠(yuǎn)距離及升降壓傳輸。與集中式發(fā)電供電方式相比，具有減少電力損耗、節(jié)省輸電費用以及減少對土地和空間資源占用的優(yōu)點，特別是可就近利用清潔能源資源。國家發(fā)展改革委、國家能源局在《能源生產(chǎn)和消費革命戰(zhàn)略（2016-2030）》 （發(fā)改基礎(chǔ)〔2016〕2795號）中確定了“實現(xiàn)增量需求主要依靠清潔能源”的發(fā)展目標(biāo)，明確了“以分布式利用為主，推動可再生能源高比例發(fā)展?！钡膶嵤┞肪€，繪制了“推動分布式成為重要的能源利用方式。在具備條件的建筑、產(chǎn)業(yè)園區(qū)和區(qū)域， 充分利用分布式天然氣、分布式可再生能源，示范建設(shè)相對獨立、自我平衡的個體能源系統(tǒng)。
根據(jù)分布式能源供應(yīng)情況，合理布局產(chǎn)業(yè)集群，完善就近消納機制，推動實現(xiàn)就地生產(chǎn)、就地消費?！钡暮陚ニ{(lán)圖。
近年來，分布式發(fā)電發(fā)展逐步加快。但是，由于現(xiàn)有電力系統(tǒng)的技術(shù)體系、管理體制、市場機制是按集中式發(fā)電供電模式設(shè)計的，分布式發(fā)電所需的電網(wǎng)公共服務(wù)、電力市場交易機制以及政府管理體制仍存在較多缺失，分布式發(fā)電在電力利用方面的節(jié)能、經(jīng)濟性和安全性等優(yōu)勢還未充分發(fā)揮。國家發(fā)展改革委、國家能源局組織分布式發(fā)電市場化交易試點的目的是探索與分布式發(fā)電相適應(yīng)的電網(wǎng)技術(shù)服務(wù)管理體系、電力交易機制和輸配電價政策改革等，在試點探索和評估總結(jié)基礎(chǔ)上，最終形成可普遍適用的分布式發(fā)電的技術(shù)、市場和政策體系。
交易機制及模式
分布式發(fā)電項目單位與配電網(wǎng)內(nèi)就近符合交易條件的電力用戶進(jìn)行電力交易，并以電網(wǎng)企業(yè)作為輸電服務(wù)方簽訂三方供用電合同，約定交易期限、 交易電量、結(jié)算電價、“過網(wǎng)費”標(biāo)準(zhǔn)及違約責(zé)任等。分布式發(fā)電項目單位自主選擇與能消納其全部上網(wǎng)電量的一家或多家電力用戶進(jìn)行交易。運營配電網(wǎng)的電網(wǎng)企業(yè)（含社會資本投資增量配電網(wǎng)的企業(yè)，以下簡稱電網(wǎng)企業(yè)）承擔(dān)分布式發(fā)電的電力輸送，按政府核定的標(biāo)準(zhǔn)收取“過網(wǎng)費”并承擔(dān)電力用戶保底供電責(zé)任。
項目規(guī)模要求：接網(wǎng)電壓等級在35千伏及以下的項目，單體容量不超過20兆瓦（有自身電力消費的，扣除當(dāng)年用電最大負(fù)荷后不超過20兆瓦）。單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦，接網(wǎng)電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內(nèi)就近消納。
過網(wǎng)費核定原則：分布式發(fā)電“過網(wǎng)費”標(biāo)準(zhǔn)按接入電壓等級和輸電及電力消納范圍分級確定。核定前，暫按電力用戶接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)公共網(wǎng)絡(luò)輸配電價（含政策性交叉補貼）扣減分布式發(fā)電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。
試點方案中確定的市場交易模式分為三種：
一是直接交易模式。分布式發(fā)電項目自行選擇與符合交易條件的電力用戶進(jìn)行直接交易，向電網(wǎng)企業(yè)支付“過網(wǎng)費”。“過網(wǎng)費”交易范圍原則上限制在接入點上一級變壓器供電范圍內(nèi)。該模式是本次試點的主推模式。
二是委托電網(wǎng)企業(yè)代售電模式。分布式發(fā)電項目單位委托電網(wǎng)企業(yè)代售電，電網(wǎng)企業(yè)對代售電量按綜合售電價格（即對所有用戶按照售電收入、售電量平均后的電價），扣除“過網(wǎng)費”（含網(wǎng)損） 后將其余售電收入轉(zhuǎn)付給分布式發(fā)電項目單位。該模式適用于沒有能力或不愿花費精力尋找直接交易對象的分布式發(fā)電項目業(yè)主，通過電網(wǎng)公司代理售 電。綜合售電價格和分布式發(fā)電消納范圍《通知》 未作明確規(guī)定，留給試點地區(qū)自行確定。
三是電網(wǎng)企業(yè)按標(biāo)桿上網(wǎng)電價收購模式。在試點地區(qū)不參與市場交易的分布式發(fā)電項目，電網(wǎng)企業(yè)按國家核定的各類發(fā)電的標(biāo)桿上網(wǎng)電價全額收購上網(wǎng)電量。該模式實際上是現(xiàn)有分布式發(fā)電項目上網(wǎng)模式的延續(xù)，也是一種兜底保障措施。但對電網(wǎng)企業(yè)而言，國家在補貼政策上要扣除未承擔(dān)輸電業(yè)務(wù)的上一電壓等級的輸電價格，其結(jié)果是減少了國家的補貼支出。
實例分析
重慶地區(qū)分布式項目做實例分析，重慶地區(qū)當(dāng)前的目錄銷售電價和輸配電價分別如表1和表2 所示。假設(shè)某存量分布式風(fēng)電項目規(guī)模為20MW，以 35kV接入變電站，執(zhí)行0.57元/千瓦時的陸上風(fēng)電價格。按現(xiàn)行規(guī)則，電網(wǎng)企業(yè)按0.3964元/千瓦時煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價全額收購，國家補貼為0.57-0.3964= 0.1736元/千瓦時。假設(shè)項目業(yè)主通過直接交易模式將電力全額銷售給同一臺區(qū)某10kV單一制電力用戶。假設(shè)雙方直接交易商定用戶到戶電價為0.66元/千瓦時，低于用戶目錄電價0.6761元/千瓦 時；電網(wǎng)企業(yè)收取過網(wǎng)費（10kV輸配電價-35kV輸 配電價）為（0.1859-0.1632）=0.0227元/千瓦時；分布式發(fā)電項目業(yè)主收益（用戶到戶電價-過網(wǎng)費-基 金附加）為（0.66-0.0227-0.049663）=0.587637元/ 千瓦時，度電收益高于全額收購；政府不再提供財政補貼。
可見，若采用該模式，可提高分布式項目業(yè)主收益，降低用戶到戶電價，取消政府補貼，實現(xiàn)“三方共贏”的局面。唯一受影響的是電網(wǎng)企業(yè)，每度電的輸配電價從0.1859元/千瓦時降到了0.0227元/ 千瓦時，度電損失為0.1632元/千瓦時。除此之外， 還需承擔(dān)可再生分布式發(fā)電“間歇性”帶來的兜底 供電責(zé)任。
分析與展望
可再生能源的補貼缺口不斷拉大、消納責(zé)任難落實以及微電網(wǎng)等技術(shù)發(fā)展催生了政策的出臺，在國外已經(jīng)產(chǎn)生了基于可再生能源和分布式交易的離網(wǎng)運行成熟案例，能源革命戰(zhàn)略也明確了分布式發(fā)電市場化交易的發(fā)展路徑。分布式發(fā)電項目市場化交易試點實質(zhì)上實現(xiàn)了“隔墻售電”，符合電力系統(tǒng)的基本規(guī)律和物理特性，是建立面向清潔能源的分布式電力交易機制的有益嘗試。然而在短期內(nèi)， 從政策的銜接性以及改革進(jìn)程來看，分布式發(fā)電市 場化交易的推進(jìn)依然存在壁壘，主要體現(xiàn)在以下幾 個方面：
一、與輸配電價改革銜接存在矛盾。當(dāng)前核定的電網(wǎng)輸配電價中包含保障用戶的輸配售成本、 市場化用戶的輸配成本以及增量配網(wǎng)區(qū)域的輸電成 本，是一個復(fù)雜的集合，不同電壓等級的輸配實際成本并未完全厘清。而且輸配電價核定過程中普遍將政策性交叉補貼核定于220kV及以上的輸配電價中，客觀上造成了110kV及以下配電價格偏低的現(xiàn)實，不利于分布式發(fā)電市場化交易的進(jìn)一步推廣。
二、輸電容量備用的成本問題。由于分布式發(fā)電項目多為風(fēng)電、光伏等具有“間歇性”的發(fā)電類 型，大多數(shù)項目不能實現(xiàn)對用電客戶的平穩(wěn)供電， 需要由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)輸電容量備用和兜底供電保障。然而電網(wǎng)企業(yè)的輸電容量備用以及為應(yīng)對“間歇性”提供的輔助技術(shù)措施尚無成本回收途徑?？陀^上加強了電網(wǎng)企業(yè)對分布式發(fā)電項目的“抵觸”情緒。
三、交易組織的實施難題。國家發(fā)展改革委和國家能源局在1901號文中要求“2018年2月1日起試點項目啟動交易。2018年6月30日前，對試點工作進(jìn)行總結(jié)評估，完善有關(guān)機制體系，視情況確定推廣范圍及時間。”在2150號文中將時間節(jié)點改為 “最遲均應(yīng)在2018年7月1日之前正式啟動?！比欢鴮嶋H進(jìn)展卻遠(yuǎn)遠(yuǎn)滯后于文件要求，直到2019年5月 20日才確定了26個試點項目名單，可見進(jìn)展之慢實施之難。個人認(rèn)為癥結(jié)之一即為試點方案報送需提供的支持性文件包括“省級電網(wǎng)企業(yè)確認(rèn)的試點地區(qū)分布式發(fā)電電網(wǎng)接入及消納意見以及配套電網(wǎng)服務(wù)、電費計量收繳的承諾”。分布式市場化交易是政府、發(fā)電業(yè)主和電力用戶的“三方共贏”，直接損害的是電網(wǎng)企業(yè)的輸配電價收益。然而分布式發(fā)電項目業(yè)主能否申請試點卻需要電網(wǎng)企業(yè)提供支持 和意見，這無異于“與虎謀皮”，大大增加了試點項目申請的難度。本應(yīng)與之市場化交易配套的監(jiān)管力量卻相對薄弱，甚至在試點文件中都并未提及， 試點項目的推進(jìn)力度以及預(yù)期效果都將大打折扣。
分布式市場化交易面臨的問題僅是冰川一角， 在電力體制改革推進(jìn)過程中或多或少地均存在上述情況，改革的推進(jìn)應(yīng)該是在新舊體制轉(zhuǎn)軌過程中的利益主體持續(xù)角力和政府治理能力不斷完善的結(jié)果。
作者系重慶市配售電行業(yè)協(xié)會秘書長，本文刊登在《分布式能源》2019年第3期/總第27期上。
