分散式能源市場化交易的六個要點

國家發改委、能源局正式下發關於《關於開展分散式發電市場化交易試點的通知》，分散式能源在被動接受調度指令管理多年之後，可以主動參與市場交易，在滿足相關技術條件下，在110kv電壓等級之內可以選擇就近銷售電量（「隔牆售電」成為可能），並獲得合法的售電資質，集發售（電）於一體。在「放開兩頭，管住中間」的思路下，分散式能源作為增量市場主體參與電力市場競爭，堪稱是中國電力市場化進程的里程碑，對於分散式能源而言也將進入新的成長周期。

一、分散式能源獲得發售電資格

分散式能源企業具備供售電的資質，可以與電力用戶市場化交易，突破《電力法》「一個供電營業區內只設立一個供電營業機構」的約束。分散式能源項目實際是發售一體項目。對於工業園區分散式項目而言，分散式電站可以擺脫單一售電對象的約束，電網代收電費模式也降低電費收回成本。

對於分散式項目的定義：接網電壓等級在35千伏以下的項目，單體項目容量不超過20兆瓦（有自用的，在扣除年最大用電負荷後不超過20兆瓦）；接網電壓等級不超過110千伏的項目，單體項目容量可超過20兆瓦但不高於50兆瓦。

二、「隔牆銷售」具有較高經濟回報經濟經濟回報高

從經濟效益角度測算，無論是自行銷售、還是委託電網代售，市場交易模式下分散式項目可以獲得較高的經濟回報，當然財政補貼依然保留。以北京分散式光伏項目為例，全額上網標杆電價0.75元/千瓦時，若與商業用戶進行市場交易，交易電價在目錄電價（商業用電峰谷平平均電價1.1元/千瓦時）基礎上下調10%，交易電價為0.99元/千瓦時，扣減過網費、政府基金及附加，加上可再生能源補貼，銷售電價高於0.75元/千瓦時標杆電價。

三、110kv是分散式項目市場交易的高點

110KV是分散式能源市場化交易的最高電壓等級，按要求應在與電網聯結點同一供電範圍內用戶進行交易。儘管有相對嚴苛的供區限定，其背後卻是上萬億的電力市場。按照局部試點、逐步擴大、全覆蓋的改革路徑，分散式能源項目先以試點為主。第一批試點地區預計在山東、江蘇、浙江、安徽等分散式項目規模大、電力負荷穩定地區。對於參與試點的地區，50MW及以下風電、光伏電站項目均按市場化交易模式建設。

按照國家發改委、能源局提出的時間表，明年2月第一批試點地區啟動交易，明年年中前總結評估試點工作並適時進行推廣。預計經過一年探索後，分散式市場化交易規模將出現跳躍式增長。

四、三種市場交易模式，電網收取過網費

分散式發電市場化交易的機制是，分散式發電項目單位（含個人）與配電網就近電力用戶進行電力交易，電網企業（含社會資本投資增量配電網企業）承擔分散式發電的電力輸送並配合有關電力交易機構組織分散式市場化交易，按照政府核定的標準收取「過網費」。

考慮各地推進電力市場化階段性差異，可以按照三種模式或者其中之一推進。

①與電力用戶直接交易；電網收取過網費；交易範圍就近實現，原則上應限制在接入點上一級變壓器範圍內。

②委託電網售電，電網扣除過網費（含網損電）後將收入轉付給分散式能源主體。

③標杆電價收購：基本上是原有的全額上網模式。

過網費徵收在物價部門核定之前，採取用戶電壓等級輸配電費減去分散式項目併網最高電壓等級輸配電費。過網費各地不盡相同，測算在3-5分/度左右。

五、市場交易主體自動納入財政補貼目錄

按照政策，納入分散式發電市場化交易試點的項目建成後自動納入可再生能源發展基金補貼範圍，按照發電量給以度電補貼。但是，光伏發電在當地分散式度電補貼基礎上降低。單體項目容量不超過20MW的，度電補貼比例不得低於10%，超過20MW但不高於50MW的，度電補貼不得低於20%。補貼資金由電網企業轉付，鼓勵各地出台其他補貼政策。

隨著分散式裝機規模擴張，財政補貼壓力將加大，電網公司代付補貼壓力增加、分散式能源對配網施加的影響加大。

六、創造新的商業模式

在增量配售電市場放開、萬餘家售電公司參與競爭的格局下，分散式能源是電力市場化交易的新玩家，輔之以儲能設施、電力需求側管理、電動汽車服務，集發配售儲用（源網荷一體）於一身，有望成為新電力商業模式的構建者。

1.基於分散式能源市場交易規模擴大，市場交易經濟性提高，投資分散式光伏電站經濟性將大幅提高。

2.光伏+儲能+電動汽車是新的應用場景，儲能在分散式擴張中將擴大應用範圍。

3.電力交易市場化進程加快，電力交易調度系統升級換代需求隨之增加，軟體供應商迎來新的商業機會。

以下是《關於開展分散式發電市場化交易試點的通知》全文：

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發改能源[2017]1901號

各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委（能源局）、物價局，各能源監管機構，國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司：

　　分散式發電就近利用清潔能源資源，能源生產和消費就近完成，具有能源利用率高，污染排放低等優點，代表了能源發展的新方向和新形態。目前，分散式發電已取得較大進展，但仍受到市場化程度低、公共服務滯後、管理體系不健全等因素的制約。為加快推進分散式能源發展，遵循《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）和電力體制改革配套文件，決定組織分散式發電市場化交易試點。現將有關要求和政策措施通知如下。

　　一、分散式發電交易的項目規模

　　分散式發電是指接入配電網運行、發電量就近消納的中小型發電設施。分散式發電項目可採取多能互補方式建設，鼓勵分散式發電項目安裝儲能設施，提升供電靈活性和穩定性。參與分散式發電市場化交易的項目應滿足以下要求：接網電壓等級在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 年用電最大負荷後不超過20兆瓦）。單體項目容量超過20兆瓦但不高於50兆瓦，接網電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級範圍內就近消納。

　　二、市場交易模式

　　分散式發電市場化交易的機制是：分散式發電項目單位（含個人，以下同）與配電網內就近電力用戶進行電力交易；電網企業（含社會資本投資增量配電網的企業，以下同）承擔分散式發電的電力輸送並配合有關電力交易機構組織分散式發電市場化交易，按政府核定的標準收取「過網費」。考慮各地區推進電力市場化交易的階段性差別，可採取以下其中之一或多種模式：

　　（一）分散式發電項目與電力用戶進行電力直接交易，向電網企業支付「過網費」。交易範圍首先就近實現，原則上應限制在接入點上一級變壓器供電範圍內。

　　（二）分散式發電項目單位委託電網企業代售電，電網企業對代售電量按綜合售電價格，扣除「過網費」（含網損電）後將其餘售電收入轉付給分散式發電項目單位。

　　（三）電網企業按國家核定的各類發電的標杆上網電價收購電量，但國家對電網企業的度電補貼要扣減配電網區域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。

　　三、電力交易組織

　　（一）建立分散式發電市場化交易平台

　　試點地區可依託省級電力交易中心設立市（縣）級電網區域分散式發電交易平檯子模塊，或在省級電力交易中心的指導下由市（縣）級電力調度機構或社會資本投資增量配電網的調度運營機構開展相關電力交易。交易平台負責按月對分散式發電項目的交易電量進行結算，電網企業負責交易電量的計量和電費收繳。電網企業及電力調度機構負責分散式發電項目與電力用戶的電力電量平衡和偏差電量調整，確保電力用戶可靠用電以及分散式發電項目電量充分利用。

　　（二）交易條件審核

　　符合市場准入條件的分散式發電項目，向當地能源主管部門備案並經電力交易機構進行技術審核後，可與就近電力用戶按月（或年）簽訂電量交易合同，在分散式發電交易平台登記。經交易平台審核同意後供需雙方即可進行交易，購電方應為符合國家產業政策導向、環保標準和市場准入條件的用電量較大且負荷穩定企業或其他機構。電網企業負責核定分散式發電交易所涉及的電壓等級及電量消納範圍。

　　四、分散式發電「過網費」標準

　　（一）「過網費」標準確定原則

　　「過網費」是指電網企業為回收電網網架投資和運行維護費用，並獲得合理的資產回報而收取的費用，其核算在遵循國家核定輸配電價基礎上，應考慮分散式發電市場化交易雙方所佔用的電網資產、電壓等級和電氣距離。分散式發電「過網費」標準按接入電壓等級和輸電及電力消納範圍分級確定。

　　分散式發電市場化交易試點項目中，「過網費」由所在省（區、市）價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定製定，並報國家發展改革委備案。「過網費」核定前，暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公共網路輸配電價（含政策性交叉補貼）扣減分散式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。

　　（二）消納範圍認定及「過網費」標準適用準則

　　分散式發電項目應儘可能與電網聯接點同一供電範圍內的電力用戶進行電力交易，當分散式發電項目總裝機容量小於供電範圍上年度平均用電負荷時，「過網費」執行本級電壓等級內的「過網費」標準，超過時執行上一級電壓等級的過網費標準（即扣減部分為比分散式發電交易所涉最高電壓等級更高一電壓等級的輸配電價），以此類推。各分散式發電項目的電力消納範圍由所在市（縣）級電網企業及電力調度機構（含增量配電網企業）核定，報當地能源監管機構備案。

　　（三）與分散式發電項目進行直接交易的電力用戶應按國家有關規定繳納政府性基金及附加。

　　五、有關政策支持

　　（一）公共服務及費用

　　電網企業對分散式發電的電力輸送和電力交易提供公共服務，除向分散式發電項目單位收取政府核定的「過網費」外，其他服務包括電量計量、代收電費等，均不收取任何服務費用。

　　（二）有關補貼政策

　　納入分散式發電市場化交易試點的可再生能源發電項目建成後自動納入可再生能源發展基金補貼範圍，按照全部發電量給予度電補貼。光伏發電在當地分散式光伏發電的度電補貼標準基礎上適度降低；風電度電補貼標準按當地風電上網標杆電價與燃煤標杆電價（含脫硫、脫硝、除塵電價）相減確定並適度降低。單體項目容量不超過20兆瓦的，度電補貼需求降低比例不得低於10%；單體項目容量超過20兆瓦但不高於50兆瓦的，度電補貼需求降低比例不得低於20%。

　　享受國家度電補貼的電量由電網企業負責計量，補貼資金由電網企業轉付，省級及以下地方政府可制定額外的補貼政策。

　　（三）可再生能源電力消費和節能減排權益

　　分散式發電市場化交易的可再生能源電量部分視為購電方電力消費中的可再生能源電力消費量，對應的節能量計入購電方，碳減排量由交易雙方約定。在實行可再生能源電力配額制時，通過電網輸送和交易的可再生能源電量計入當地電網企業的可再生能源電力配額完成量。

　　（四）有關建設規模管理

　　在試點地區建設的符合分散式發電市場化交易條件的光伏電站、風電，根據可實現市場化交易的額度確定各項目的建設規模和區域總建設規模。試點地區在報送試點方案時預測到2020年時建設規模，並可在實施中分階段提出年度建設規模。對試點方案中的符合分散式發電市場化交易條件的風電、光伏電站項目，在電網企業確認其符合就近消納條件的基礎上，國家發展改革委、國家能源局在回複試點方案論證意見時將一次性確定到2020年底前的總建設規模及分年度新增建設規模。在試點地區，除了已建成運行風電、光伏電站項目和其他政策已明確的不列入國家年度規模管理的類型，新建50兆瓦及以下風電、光伏電站項目均按市場化交易模式建設。

　　六、試點工作組織

　　（一）選擇試點地區

　　重點選擇分散式可再生能源資源和場址等發展條件好，當地電力需求量較大，電網接入條件好，能夠實現分散式發電就近接入配電網和就近消納，並且可以達到較大總量規模的市（縣）級區域以及經濟開發區、工業園區、新型城鎮化區域等。風電、光伏發電投資監測預警紅色區域（或棄光率超過5%的區域），暫不開展該項試點工作。

　　（二）編製試點方案

　　有關省（區、市）能源主管部門會同國家能源局派出機構、同級價格主管部門、電力運行管理部門、電網公司等，組織有關地級市（或縣級）政府相關部門、電網企業以及分散式發電企業和微電網運營企業，以地級市（或縣級）區域、經濟開發區、工業園區、新型城鎮化區域等為單元編製試點方案（編製大綱見附件）。有關省（區、市）能源主管部門將編製的試點方案報送國家發展改革委、國家能源局，國家發展改革委、國家能源局會同有關部門和電網企業對試點方案組織論證。

　　（三）組織實施

　　有關省（區、市）能源主管部門根據國家發展改革委、國家能源局論證後的試點方案，與有關部門和電網企業等做好工作銜接，指導省級電力交易中心或有關電網企業建立分散式發電交易平台。試點地區的國家能源局派出機構負責研究制訂分散式發電交易合同示範文本，配合所在省（區、市）發展改革委（能源局）指導電網企業組織好分散式發電交易並協調解決試點中出現的相關問題，按照有關規定履行監管職責。

　　（四）時間安排

　　2017年12月31日前，有關試點地區完成試點方案編製，進行交易平台建設準備。國家發展改革委、國家能源局論證試點方案後將論證意見回復有關省級能源主管部門。

　　2018年1月31日前，試點地區完成交易平台建設、制訂交易規則等相關工作，自2018年2月1日起啟動交易。

　　2018年6月30日前，對試點工作進行總結評估，完善有關機制體系，視情況確定推廣範圍及時間。試點順利的地區可向國家發展改革委、國家能源局申請擴大試點或提前擴大到省級區域全面實施。

轉載聲明：本文轉載自「能源觀察」，搜索「Energyobservation」即可關注。

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