分布式发电市场化交易分析与展望

近年来，国家发展改革委和国家能源局持续推 动分布式发电市场化交易工作。2017年10月31日， 两部委印发了《关于开展分布式发电市场化交易试 点的通知》（国家发改能源〔2017〕1901号），明 确了分布式发电试点市场化交易的项目规模，交易 组织、“过网费”核定原则以及相关政策支持；2017 年12月28日，再次印发《关于开展分布式发电市场 化交易试点的补充通知》（发改办能源〔2017〕2150 号），进一步明确试点组织方式及分工、试点方案内 容要求、试点方案报送等具体内容；2019年5月20 日，《关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价 上网项目的通知》（发改办能源〔2019〕594号） 中确定了2019年分布式发电市场化交易十省市共26 个试点项目名单。

（来源：天然气分布式能源 作者：陈曦）

政策背景

分布式发电位于电力消费场所或与之相邻，所 发电力无需远距离及升降压传输。与集中式发电供 电方式相比，具有减少电力损耗、节省输电费用以 及减少对土地和空间资源占用的优点，特别是可就 近利用清洁能源资源。国家发展改革委、国家能源 局在《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》 （发改基础〔2016〕2795号）中确定了“实现增量 需求主要依靠清洁能源”的发展目标，明确了“以 分布式利用为主，推动可再生能源高比例发展。”的实施路线，绘制了“推动分布式成为重要的能源 利用方式。在具备条件的建筑、产业园区和区域， 充分利用分布式天然气、分布式可再生能源，示范 建设相对独立、自我平衡的个体能源系统。根据分 布式能源供应情况，合理布局产业集群，完善就近 消纳机制，推动实现就地生产、就地消费。”的宏伟蓝图。

近年来，分布式发电发展逐步加快。但是，由 于现有电力系统的技术体系、管理体制、市场机制是 按集中式发电供电模式设计的，分布式发电所需的 电网公共服务、电力市场交易机制以及政府管理体 制仍存在较多缺失，分布式发电在电力利用方面的 节能、经济性和安全性等优势还未充分发挥。国家 发展改革委、国家能源局组织分布式发电市场化交 易试点的目的是探索与分布式发电相适应的电网技 术服务管理体系、电力交易机制和输配电价政策改 革等，在试点探索和评估总结基础上，最终形成可 普遍适用的分布式发电的技术、市场和政策体系。

交易机制及模式

机制及模式

分布式发电项目单位与配电网内就近符合交易 条件的电力用户进行电力交易，并以电网企业作为 输电服务方签订三方供用电合同，约定交易期限、 交易电量、结算电价、“过网费”标准及违约责任等。分布式发电项目单位自主选择与能消纳其全部 上网电量的一家或多家电力用户进行交易。运营配 电网的电网企业（含社会资本投资增量配电网的企 业，以下简称电网企业）承担分布式发电的电力输 送，按政府核定的标准收取“过网费”并承担电力 用户保底供电责任。

项目规模要求：接网电压等级在35千伏及以下 的项目，单体容量不超过20兆瓦（有自身电力消费 的，扣除当年用电最大负荷后不超过20兆瓦）。单体 项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级 不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。

过网费核定原则：分布式发电“过网费”标准按 接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。核 定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网 公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布 式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。

试点方案中确定的市场交易模式分为三种：

一是直接交易模式。分布式发电项目自行选择 与符合交易条件的电力用户进行直接交易，向电网 企业支付“过网费”。“过网费”交易范围原则上限 制在接入点上一级变压器供电范围内。该模式是本 次试点的主推模式。

二是委托电网企业代售电模式。分布式发电项 目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量 按综合售电价格（即对所有用户按照售电收入、售电量平均后的电价），扣除“过网费”（含网损） 后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。该 模式适用于没有能力或不愿花费精力寻找直接交易 对象的分布式发电项目业主，通过电网公司代理售 电。综合售电价格和分布式发电消纳范围《通知》 未作明确规定，留给试点地区自行确定。

三是电网企业按标杆上网电价收购模式。在试 点地区不参与市场交易的分布式发电项目，电网企 业按国家核定的各类发电的标杆上网电价全额收购 上网电量。该模式实际上是现有分布式发电项目上 网模式的延续，也是一种兜底保障措施。但对电网 企业而言，国家在补贴政策上要扣除未承担输电业 务的上一电压等级的输电价格，其结果是减少了国 家的补贴支出。

实例分析

重庆地区分布式项目做实例分析，重庆地区 当前的目录销售电价和输配电价分别如表1和表2 所示。假设某存量分布式风电项目规模为20MW，以 35kV接入变电站，执行0.57元/千瓦时的陆上风电价 格。按现行规则，电网企业按0.3964元/千瓦时煤电 标杆上网电价全额收购，国家补贴为0.57-0.3964= 0.1736元/千瓦时。假设项目业主通过直接交易模 式将电力全额销售给同一台区某10kV单一制电 力用户。假设双方直接交易商定用户到户电价为0.66元/千瓦时，低于用户目录电价0.6761元/千瓦 时；电网企业收取过网费（10kV输配电价-35kV输 配电价）为（0.1859-0.1632）=0.0227元/千瓦时；分 布式发电项目业主收益（用户到户电价-过网费-基 金附加）为（0.66-0.0227-0.049663）=0.587637元/ 千瓦时，度电收益高于全额收购；政府不再提供财 政补贴。

可见，若采用该模式，可提高分布式项目业主 收益，降低用户到户电价，取消政府补贴，实现“三方共赢”的局面。唯一受影响的是电网企业，每度 电的输配电价从0.1859元/千瓦时降到了0.0227元/ 千瓦时，度电损失为0.1632元/千瓦时。除此之外， 还需承担可再生分布式发电“间歇性”带来的兜底 供电责任。

分析与展望

可再生能源的补贴缺口不断拉大、消纳责任难落实以及微电网等技术发展催生了政策的出台，在 国外已经产生了基于可再生能源和分布式交易的离 网运行成熟案例，能源革命战略也明确了分布式发 电市场化交易的发展路径。分布式发电项目市场化 交易试点实质上实现了“隔墙售电”，符合电力系 统的基本规律和物理特性，是建立面向清洁能源的 分布式电力交易机制的有益尝试。然而在短期内， 从政策的衔接性以及改革进程来看，分布式发电市 场化交易的推进依然存在壁垒，主要体现在以下几 个方面：

一、与输配电价改革衔接存在矛盾。当前核 定的电网输配电价中包含保障用户的输配售成本、 市场化用户的输配成本以及增量配网区域的输电成 本，是一个复杂的集合，不同电压等级的输配实际 成本并未完全厘清。而且输配电价核定过程中普遍 将政策性交叉补贴核定于220kV及以上的输配电价 中，客观上造成了110kV及以下配电价格偏低的现 实，不利于分布式发电市场化交易的进一步推广。

二、输电容量备用的成本问题。由于分布式发 电项目多为风电、光伏等具有“间歇性”的发电类 型，大多数项目不能实现对用电客户的平稳供电， 需要由电网企业承担输电容量备用和兜底供电保 障。然而电网企业的输电容量备用以及为应对“间 歇性”提供的辅助技术措施尚无成本回收途径。客观上加强了电网企业对分布式发电项目的“抵触”情绪。

三、交易组织的实施难题。国家发展改革委 和国家能源局在1901号文中要求“2018年2月1日起 试点项目启动交易。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。”在2150号文中将时间节点改为 “最迟均应在2018年7月1日之前正式启动。”然而 实际进展却远远滞后于文件要求，直到2019年5月 20日才确定了26个试点项目名单，可见进展之慢实 施之难。个人认为症结之一即为试点方案报送需提 供的支持性文件包括“省级电网企业确认的试点地 区分布式发电电网接入及消纳意见以及配套电网服 务、电费计量收缴的承诺”。分布式市场化交易是 政府、发电业主和电力用户的“三方共赢”，直接 损害的是电网企业的输配电价收益。然而分布式发 电项目业主能否申请试点却需要电网企业提供支持 和意见，这无异于“与虎谋皮”，大大增加了试点 项目申请的难度。本应与之市场化交易配套的监管 力量却相对薄弱，甚至在试点文件中都并未提及， 试点项目的推进力度以及预期效果都将大打折扣。

分布式市场化交易面临的问题仅是冰川一角， 在电力体制改革推进过程中或多或少地均存在上 述情况，改革的推进应该是在新旧体制转轨过程 中的利益主体持续角力和政府治理能力不断完善 的结果。作者系重庆市配售电行业协会秘书长，本文刊登在中国城市燃气协会分布式能源专业委员会主办的《分布式能源》2019年第3期/总第27期上。