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(二)消纳范围认定及“过网费”标准适用准则
分布式发电项目应尽可能与电网联接点同一供电范围内的电力用户进行电力交易,当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时,“过网费”执行本级电压等级内的“过网费”标准,超过时执行上一级电压等级的过网费标准(即扣减部分为比分布式发电交易所涉最高电压等级更高一电压等级的输配电价),以此类推。各分布式发电项目的电力消纳范围由所在市(县)级电网企业及电力调度机构(含增量配电网企业)核定,报当地能源监管机构备案。
(三)与分布式发电项目进行直接交易的电力用户应按国家有关规定缴纳政府性基金及附加。
五、有关政策支持
(一)公共服务及费用
电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务,除向分布式发电项目单位收取政府核定的“过网费”外,其他服务包括电量计量、代收电费等,均不收取任何服务费用。
(二)有关补贴政策
纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围,按照全部发电量给予度电补贴。光伏发电在当地分布式光伏发电的度电补贴标准基础上适度降低;风电度电补贴标准按当地风电上网标杆电价与燃煤标杆电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)相减确定并适度降低。单体项目容量不超过20兆瓦的,度电补贴需求降低比例不得低于10%;单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的,度电补贴需求降低比例不得低于20%。
享受国家度电补贴的电量由电网企业负责计量,补贴资金由电网企业转付,省级及以下地方政府可制定额外的补贴政策。
(三)可再生能源电力消费和节能减排权益
分布式发电市场化交易的可再生能源电量部分视为购电方电力消费中的可再生能源电力消费量,对应的节能量计入购电方,碳减排量由交易双方约定。在实行可再生能源电力配额制时,通过电网输送和交易的可再生能源电量计入当地电网企业的可再生能源电力配额完成量。
(四)有关建设规模管理
在试点地区建设的符合分布式发电市场化交易条件的光伏电站、风电,根据可实现市场化交易的额度确定各项目的建设规模和区域总建设规模。试点地区在报送试点方案时预测到2020年时建设规模,并可在实施中分阶段提出年度建设规模。对试点方案中的符合分布式发电市场化交易条件的风电、光伏电站项目,在电网企业确认其符合就近消纳条件的基础上,国家发展改革委、国家能源局在回复试点方案论证意见时将一次性确定到2020年底前的总建设规模及分年度新增建设规模。在试点地区,除了已建成运行风电、光伏电站项目和其他政策已明确的不列入国家年度规模管理的类型,新建50兆瓦及以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。
六、试点工作组织
(一)选择试点地区
重点选择分布式可再生能源资源和场址等发展条件好,当地电力需求量较大,电网接入条件好,能够实现分布式发电就近接入配电网和就近消纳,并且可以达到较大总量规模的市(县)级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等。风电、光伏发电投资监测预警红色区域(或弃光率超过5%的区域),暂不开展该项试点工作。
(二)编制试点方案
有关省(区、市)能源主管部门会同国家能源局派出机构、同级价格主管部门、电力运行管理部门、电网公司等,组织有关地级市(或县级)政府相关部门、电网企业以及分布式发电企业和微电网运营企业,以地级市(或县级)区域、经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等为单元编制试点方案(编制大纲见附件)。有关省(区、市)能源主管部门将编制的试点方案报送国家发展改革委、国家能源局,国家发展改革委、国家能源局会同有关部门和电网企业对试点方案组织论证。
(三)组织实施
有关省(区、市)能源主管部门根据国家发展改革委、国家能源局论证后的试点方案,与有关部门和电网企业等做好工作衔接,指导省级电力交易中心或有关电网企业建立分布式发电交易平台。试点地区的国家能源局派出机构负责研究制订分布式发电交易合同示范文本,配合所在省(区、市)发展改革委(能源局)指导电网企业组织好分布式发电交易并协调解决试点中出现的相关问题,按照有关规定履行监管职责。
(四)时间安排
2017年12月31日前,有关试点地区完成试点方案编制,进行交易平台建设准备。国家发展改革委、国家能源局论证试点方案后将论证意见回复有关省级能源主管部门。
2018年1月31日前,试点地区完成交易平台建设、制订交易规则等相关工作,自2018年2月1日起启动交易。
2018年6月30日前,对试点工作进行总结评估,完善有关机制体系,视情况确定推广范围及时间。试点顺利的地区可向国家发展改革委、国家能源局申请扩大试点或提前扩大到省级区域全面实施。
附件:分布式发电市场化交易试点方案编制参考大纲
国家发展改革委 国家能源局
2017年10月31日
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