分布式能源市场化交易的六个要点

国家发改委、能源局月印发关于《关于积极开展分布式发电市场化交易试点的通报》，分布式能源在被动拒绝接受调度指令管理多年之后，可以主动参予市场交易，在符合涉及技术条件下，在110kv电压等级之内可以自由选择以备销售电量（“隔墙购电”沦为有可能），并取得合法的售电资质，集发售（电）于一体。在“放松两头，管住中间”的思路下，分布式能源作为增量市场主体参予电力市场竞争，可谓是中国电力市场化进程的里程碑，对于分布式能源而言也将转入新的茁壮周期。　　一、分布式能源取得发售电资格　　分布式能源企业不具备供售电的资质，可以与电力用户市场化交易，突破《电力法》“一个供电营业区内只成立一个供电营业机构”的约束。

分布式能源项目实际是发售一体项目。对于工业园区分布式项目而言，分布式电站可以挣脱单一购电对象的约束，电网开立电费模式也减少电费交还成本。　　对于分布式项目的定义：接网电压等级在35千伏以下的项目，单体项目容量不多达20兆瓦（有出租的，在扣减年*大用电负荷后不多达20兆瓦）；接网电压等级不多达110千伏的项目，单体项目容量可多达20兆瓦但不低于50兆瓦。

　　二、“隔墙销售”具备较高经济报酬经济经济报酬低　　从经济效益角度测算，无论是自行销售、还是委托电网代售，市场交易模式下分布式项目可以取得较高的经济报酬，当然财政补贴仍然保有。以北京分布式光伏项目为事例，全额网际网路标杆电价0.75元/千瓦时，若与商业用户展开市场交易，交易电价在目录电价（商业用电峰谷平平均值电价1.1元/千瓦时）基础上上调10%，交易电价为0.99元/千瓦时，扣除过网费、政府基金及可选，再加可再生能源补贴，销售电价低于0.75元/千瓦时标杆电价。　　三、110kv是分布式项目市场交易的高点　　110KV是分布式能源市场化交易的*低电压等级，按拒绝月会与电网连结点同一供电范围内用户展开交易。

尽管有比较苛刻的供区限定版，其背后毕竟上万亿的电力市场。按照局部试点、逐步不断扩大、仅有覆盖面积的改革路径，分布式能源项目再行以试点居多。第一批试点地区预计在山东、江苏、浙江、安徽等分布式项目规模大、电力负荷平稳地区。

对于参予试点的地区，50MW及以下风电、光伏电站项目皆按市场化交易模式建设。　　按照国家发改委、能源局明确提出的时间表，明年2月第一批试点地区启动交易，明年年中前总结评估试点工作并主动展开推展。

预计经过一年探寻后，分布式市场化交易规模将经常出现跳跃式快速增长。　　四、三种市场交易模式，电网缴纳过网费　　分布式发电市场化交易的机制是，分布式发电项目单位（不含个人）与配电网以备电力用户展开电力交易，电网企业（不含社会资本投资增量配电网企业）分担分布式发电的电力运送并因应有关电力交易机构的组织分布式市场化交易，按照政府核定的标准缴纳“过网费”。

　　考虑到各地前进电力市场化阶段性差异，可以按照三种模式或者其中之一前进。　　①与电力用户必要交易；电网缴纳过网费；交易范围以备构建，应以不应容许在接入点上一级变压器范围内。

　　②委托电网购电，电网扣减过网费（含网损电）后将收益并转支付分布式能源主体。　　③标杆电价并购：基本上是原先的全额网际网路模式。　　过网费征税在物价部门核定之前，采行用户电压等级输配电酬劳乘以分布式项目并网*低电压等级输配电酬劳。

过网费各地不尽相同，测算在3-5分/度左右。　　五、市场交易主体自动划入财政补贴目录　　按照政策，划入分布式发电市场化交易试点的项目竣工后自动划入可再生能源发展基金补贴范围，按照发电量给以度电补贴。但是，光伏发电在当地分布式度电补贴基础上减少。单体项目容量不多达20MW的，度电补贴比例不得高于10%，多达20MW但不低于50MW的，度电补贴不得高于20%。

补贴资金由电网企业转付，希望各地实施其他补贴政策。　　随着分布式装机规模扩展，财政补贴压力将增大，电网公司代付补贴压力减少、分布式能源对配网产生的影响增大。　　六、建构新的商业模式　　在增量配售电市场放松、万余家购电公司参予竞争的格局下，分布式能源是电力市场化交易的新玩家，辅之以储能设施、电力市场需求外侧管理、电动汽车服务，集发配售储用（源网荷一体）于一身，未来将会沦为新的电力商业模式的建构者。　　1.基于分布式能源市场交易规模不断扩大，市场交易经济性提升，投资分布式光伏电站经济性将大幅提高。

　　2.光伏+储能+电动汽车是新的应用于场景，储能在分布式扩展中将不断扩大应用于范围。　　3.电力交易市场化进程减缓，电力交易调度系统升级换代市场需求随之减少，软件供应商步入新的商业机会。

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