打破体制机制藩篱，分布式发电交易试点均在上半年全部启动

1月，国家发改委和国家能源局印发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，要求各地区分布式发电市场化交易试点最迟均应在上半年全部启动。    

事实上，国家能源局已于2016年在江苏、浙江开展调研，探讨分布式发电直接交易的相关问题。2017年，分布式发电市场化交易试点的文件密集下发，拉开市场化交易帷幕。

为什么要开展分布式发电市场化交易？因为光伏等可再生能源正在我国的能源系统中承担起更重要的角色。

“2017年全年，全国分布式光伏新增装机量超过19GW，同比超过360%，超前5年分布式光伏总装机量，在新增装机量中占比超过36%，其中户用光伏装机已达到2GW以上。”中国光伏行业协会副理事长、秘书长王勃华告诉记者。

与此同时，分布式发展却面临着体制机制不合理的问题。一方面项目收益较差。“自发自用”外的余电上网，由电网公司以当地煤电标杆电价收购，“自发自用”比例低于60%将会造成效益低下，而实际当中高于60%的项目少之又少。

另一方面，则是分布式发电项目市场化程度低，尚离不开政府阶段性的扶持和政策倾斜。长期以来，这些项目在自身无法消纳全部电力的情况下，无法向相邻的电力用户供电，严重制约行业发展。

“在电价机制方面，也并没有那么合理，分布式承担了超过自身使用输电资产的费用。”电力规划设计总院智能电网部李振杰博士坦言，虽然分布式发电不占用高压输配电网络，电网企业收购分布式发电的电价却等同煤电标杆电价（扣除国家补贴部分后），意味着把分布式发电等同于远距离输送的煤电，未体现分布式发电因输电距离近而节省的输电费用，客观上对分布式发电的发展形成抑制。

分布式发电市场化交易将有效提高分布式发电的利用率和经济效益，促进形成经济转型升级发展的新动能。

根据SOLARZOOM智库1月24日发布的相关报告，2017年末，我国的可再生能源补贴缺口已超800亿元，其中光伏补贴缺口达496亿元。

分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施，包括自发自用类型和地面电站类型。

分布式交易试点，可以通过市场化机制，让试点范围内电网企业让渡部分过网费，即电网企业过网费收取标准更合理，参与市场化交易后，分布式发电成本有望进一步降低，并在一定程度上减少对财政补贴的依赖。

“建立分布式发电市场化交易机制，改变电网公司的盈利模式，科学核定‘过网费’，开放分布式发电项目在配用电端的发展，使分布式发电能够向第三方售电，拓宽对适宜屋顶的选择范围，可大大降低自用电比例不足带来的收益降低风险。” 李振杰分析道，“分布式交易市场化的核心是让多方共赢，促进分布式发电的健康和可持续发展。”　

分布式发电市场交易过程中，分布式发电项目单位（个人）与配电网内就近电力用户进行电力交易，电网企业承担电力输送，并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取“过网费”。 “过网费”是指电网企业为了收回电网网架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。

目前，有三种可选的分布式发电交易模式。

“按照标杆电价收购的模式，可视作兜底模式。对分布式项目而言，这与现在电网企业按照标杆上网电价收购没有任何区别，但对电网企业来讲，国家在补贴政策上要扣除未成单输电业务的上一电压等级的输电价格，减少了国家补贴支出。”李振杰告诉记者。

哪种交易模式收益更高？李振杰按照某地分布式光伏项目年发电1200小时，算了一笔经济账：设想某地区工业用户通过35KV电压等级接入，电价为0.98元/kwh，针对3种模式进行经济效益分析，第一种3.7年可回收成本，第二种为4.2年，第三种则需要6.5年。由此，直接交易模式经济效益更好，这也是目前国家层面力推的模式。

“分布式发电装机需要面积不小的土地，可能会涉及到土地性质问题。申请容量可能会超过上限，对消纳能力预估尚不明确，比如某地暂停商业光伏项目132.08万千瓦，全部并网后将占全市最大负荷78.3%，远超地方关于支持光伏最大安全负荷值。”李振杰提醒分布式发电市场交易在推进过程中，有可能遇到诸多难点。