分布式发电市场化交易四大实施要点解析

      在2017年10月国家发改委、国家能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》后，电改大背景下的分布式发电市场化交易试点工作就此拉开了序幕。但在政策发布后的一年内，因种种原因，分布式发电市场化交易迟迟未取得进展。

      直到2019年国家发改委、国家能源局力推无补贴风电、光伏项目的发展，并将分布式市场化交易作为实现光伏、风电平价的重要途径之一。《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》中明确了市场化交易两种方式：分布式发电市场化交易试点、中长期电力交易。随后国网公司发文积极支持试点工作，明确有关执行要求。

      2019年5月，国家发改委、国家能源局公布了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单，其中共有26个分布式发电市场化交易项目入选，涉及10个省区，规模共计165万千瓦，其中新建146.6万千瓦。

      来源： 2019年分布式发电市场化交易试点名单(光伏們汇总制表)

      过网费、电网消纳、三方协议、交易平台——分布式发电市场化交易实施要点

7月10-11日，第三届分布式光伏嘉年华在济南召开，电力规划设计总院处长李振杰分享了分布式发电市场化交易实施要点及发展趋势。

      李振杰表示，未来分布式发电市场化交易是实现平价上网的重要途径之一，与中长期交易市场、现货市场以及辅助服务市场将更加融合。他指出，过网费、电网消纳、三方协议、交易平台是目前分布式市场化交易中的实施要点。

      据介绍，“过网费”是指电网企业为回收电网投资和运行维护费用，并获得合理的资产回报而收取的费用，分布式发电项目接入电网电压等级越低且消纳范围越近，则“过网费”越少。

      李振杰介绍，在分布式发电市场化交易中，过网费直接决定了项目的收益情况，是整个交易过程中最重要的一个环节。《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》第七条中明确规定，降低就近直接交易的输配电价及收费。对纳入国家有关试点示范中的分布式市场化交易试点项目，交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费，对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量，政策性交叉补贴予以减免。

      李振杰表示，按照国家核定过网费的原则，目前试点项目以大工业项目为例，电度电价幅度在0.1—0.15元以内时，基本接近目前补贴水平，对于行业发展起到积极推动作用。

      对于电网消纳方面，李振杰给出了两项建议，一是接入380kV、10kV、35kV的分布式发电可以允许少量向上级电网送电;二是电源规模与当地负荷发展需求相匹配，电源接网电压等级不超过110kV且在该电压等级的范围内就近消纳，测算可以以年度、季度、月度电量为依据。

      此外，三方协议及交易平台同样是分布式发电市场化交易中的要点。三方协议需购电方(电力用户)、发电方(分布式发电项目)、输电方(电网运营企业)共同明确易模式、交易电量、交易期限，交易价格、计量、结算，以及三方权利与义务等内容。三方具体权利及义务如下表所示：

      从目前试点项目上报方案来看，在交易平台的选择上大多项目以省交易平台为主，但在李振杰看来，省交易平台与地方交易平台都各自具备不同的优势，省交易平台一方面有助于分布式交易省内中长期交易之间的衔接，另一方有助于现货市场交易的衔接;地方交易平台中，地县调度机构具备便利开展的条件，执行效率更高，便于市场主体参与交易。

      从分布式光伏发展的角度分析，电力市场化交易对分布式光伏的影响可能不止一面。北京融和晟源售电有限公司王云杉介绍，从分布式光伏发展的角度看，目前的峰平谷电价是交易价格加上输配电价一起按照约定的比例算峰平谷。实施现货之后，取消峰平谷电价，按现货市场波动价格或中长期约定价格来结算。

      “例如，从广东现货价格看，价格波动幅度并不大，且输配电价不参与峰平谷波动，导致客户结算价格的峰谷值变小，正常情况会出现谷段价格会比目前价格高，峰段价格比目前价格低的情况。可能会影响到用户投资分布式光伏的积极性。”王云杉说道。

      从电力交易角度看，目前由于光伏发电受光照强度影响较大，不确定性大，增加了现货交易用户负荷曲线预测的难度，同时也增加了价格波动风险的不可控性。在未来，节点电价将会导致同一省份(市场)内不同区域的电价差异，将极大影响分布式光伏的布局策略和运营管理。所以，实时电力市场的进一步开放，对分布式光伏的出力预测乃至出力管理也会提出更高的要求。

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