分布式发电市场化交易试点7月启动 初拟三种交易模式

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分布式发电市场化交易试点筹备工作正全速推进。

近日，国家能源局综合司发文征求对《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》的意见。根据计划，首批试点地区将于今年7月开始交易。年底前，对试点工作进行总结和评估，并适时推进。

分析人士认为，如果相关政策得以实施，将有利于分布式光伏发电、热电冷联产、分布式天然气和微电网。

据报道，分布式发电就近使用清洁能源，能源生产和消费就近完成。它具有高能效、低污染排放的优点，代表了能源发展的新方向和新形式。目前，分布式发电已经取得了很大的进步，但由于市场化程度低、公共服务滞后和管理体制不完善，发展仍然缓慢。

为加快发展分布式能源，该咨询函提出了市场化交易试点的三种模式:分布式发电项目直接与电力用户交易，向电网企业支付“跨网费”；分布式发电项目单位委托电网企业售电，电网企业根据综合售电价格扣除“过网费”(含电能损耗)后，剩余售电收入转入分布式发电项目单位；对于附近暂不参与市场交易的分布式发电项目，电网企业仍将全额购买其上网电量，购买价格为该地区燃煤发电基准价格与国家批准的110千伏输配电价格之和。

在这方面，solarzoom新能源智库的能源分析师丁亚认为，直接交易和委托电网销售电力有助于减少交易环节和交易成本。其中，委托电网销售电力降低了市场化交易的门槛。如果较弱的分布式发电所有者希望在未来参与市场化交易，他们中的大多数将选择委托电网销售电力。

值得注意的是，咨询信中还规定了“上网费”的标准。电力用户(包括微网)在10千伏(20千伏)电压等级和同一变电站区域内的自用和用电将免交“超网费”；以35千伏至110千伏的电压水平连接到电网，并在同一变电站区域消耗。“过网费”标准为国家批准的地区最高输配电价，减去用电人所在电压等级的输配电价。如果总装机容量超过去年平均电力负荷的80%，则有必要执行以前电压等级的“过网费”标准。

在丁亚看来，由于输配电价格与电力用户的电压水平有关，在分布式电力交易中，同一变电站区域内用户的电压水平越低，网络穿越费越低。然而，10千伏或20千伏的分布式发电具有最大的优势，因为它可以免费接入网络，而且它也是未来与火电竞争的最强大的电源。

在市场化交易试点下，国家如何补贴分布式发电？根据征求意见稿，分布式发电(不含水电)的可再生能源发电部分，按照总发电量给予电力补贴，光伏发电应符合当地分布式光伏发电电力补贴标准，有市场交易的分布式光伏电站应按照当地分布式光伏发电电力补贴标准执行。

沈万红源(000166，BUY)报道，过去分布式光伏发电企业上网电价和补贴是锚定的，投资是否依赖于刚性收益率。市场化交易后，需求侧电价将为上网电价+超网费(可能只有配电网)，电力成本预计将大幅降低，这可能导致供应侧上网电价上涨、需求侧电力成本下降的双赢局面，进一步推动分布式光伏、微网和私有配电网的发展。

此外，许多专家认为，虽然这封咨询信回答了分布式发电参与市场交易的大部分关键问题，但文件中没有提到政府资金和用户电费附加费等问题，需要进一步澄清。

事实上，一些省份在电力交易中征收政府资金和附加费，而对于分布式光伏发电，根据国务院2013年颁布的《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，一些政府征收的电力资金，如可再生能源电价附加费，对自发自用电予以豁免。因此，一些专家预测，未来用户电价可能是市场交易价格、网络接入费和政府资金的总和。