據(jù)聯(lián)盟了解到的信息，江蘇分布式市場化交易文件將很快發(fā)布，總共7個試點將于今年落地。回望2019年9月12日，國家能源局江蘇監(jiān)管辦公室公開對《江蘇省分布式發(fā)電市場化交易規(guī)則（征求意見稿）》征求意見。雖然文件第二條明確“本規(guī)則適用于江蘇現(xiàn)階段開展的分布式發(fā)電市場化交易試點“，意味著只有納入試點的項目才允許實行此交易規(guī)則，但了解整個政策來龍去脈之后，就會明白江蘇這份征求意見稿仍然是突破性的進展。特別是這次的省級文件由江蘇首發(fā)，作為中國主要電力市場省份，引領作用不可謂不強。
分布式發(fā)電市場化交易試點文件在2017年10月發(fā)布（國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》發(fā)改能源[2017]1901號），已近三年的時間，試點卻遲遲無法落地，足見阻力之大。從國網(wǎng)總部來看，在多次公開的會議上均明確支持國家各項電改政策，其中就包括分布式發(fā)電市場化交易。但從各地電力公司的反饋重點是糾結(jié)在過網(wǎng)費的收取標準上，坦白說是”責、權、利“的重新劃分。如果只強調(diào)電網(wǎng)讓利，而缺少責任和權力的調(diào)整，改革還是會遇到層巒疊嶂。唯有逐步明確責任和利益的邊界，才是未來項目能否順利推行的關鍵，其中過網(wǎng)費的標準是核心問題。
2017 vs 2020的變化：
1.光伏發(fā)電成本下降40%，特別是經(jīng)過531的之后，組件價格繼續(xù)大幅下降，使得光伏度電的技術成本已經(jīng)接近煤電上網(wǎng)電價，遠低于電網(wǎng)銷售電價。
2.電改的步伐時快時慢，新增配網(wǎng)項目并不很順利，但是近期又出臺相關文件推動電改，同時國家電網(wǎng)新領導履新，讓市場比較期待新人新氣象。
3.江蘇的試點項目是新老結(jié)合，在《2019年分布式發(fā)電市場化交易試點名單》中，江蘇一共有6個分布式市場化交易試點，正式名單中預計會有7個項目。其中4個項目包括已建成的分布式光伏參與市場化交易。我們猜想，這部分已建成的項目大概率是531之后并網(wǎng)的分布式，沒有補貼，希望以市場化交易的模式來盤活資產(chǎn)。
整個大的環(huán)境變化在推動市場模式的轉(zhuǎn)變。首先新增光伏項目電價確實很低，極具競爭力，如果電網(wǎng)的管理仍然偏緊，例如并網(wǎng)難等問題，必然將一些分布式項目驅(qū)趕至“不備案，自己建，不接網(wǎng)，自供電”。電網(wǎng)在并網(wǎng)環(huán)節(jié)確實對項目有生殺大權，但這是項目想拿補貼、想要有正式身份的前提下。一旦項目甩開補貼之后，分布式光伏項目業(yè)主搞自我供電不并網(wǎng)，對于電網(wǎng)來說是負荷不可預測的丟失。
屆時電網(wǎng)將會發(fā)現(xiàn)，白天的負荷一點點下降，但是一旦陰天或者光照不好，仍靠大電網(wǎng)支撐，電網(wǎng)的調(diào)度難度將成倍增加。與其互相傷害，不如坐下好好談談。友好的模式下分布式開發(fā)商還是在電網(wǎng)備案，電網(wǎng)充分掌握本地電源情況，提供并網(wǎng)和售電的相關服務，但是按照一定的標準收取過網(wǎng)費或者服務費即可。
過網(wǎng)費可以說是項目能否落地的關鍵。此次江蘇的試點交易平臺為省級電力交易中心，輸配電價執(zhí)行“風光項目接網(wǎng)及消納所涉及電價等級的配電網(wǎng)輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費，減免政策性交叉補貼”。
我們既然希望電力市場能夠市場化，那么早期給分布式的服務范疇和收費設定一個彈性區(qū)域更利于打開這扇大門。在十四五期間分布式是能源利用模式的重要組成部分，一個彈性健康的機制是符合所有參與者的利益。另外，隨著光伏度電成本的下降，慢慢可以支付為其提供服務的各方機構(gòu)，包括電網(wǎng)，包括儲能，這一切的前提就是要保住光伏的裝機增長。電網(wǎng)總部其實已經(jīng)非常清楚，波動性大的可再生能源是他最重要的客戶，無論是特高壓還是分布式，最需要電網(wǎng)供電側(cè)服務的是可再生能源，在這一點上面大家的共識高度一致。
最后，期待2020年市場化售電的分布式項目逐步開展起來，畢竟高級客戶已經(jīng)等在那邊了。
下表：江蘇分布式市場化交易試點名單
