两部门关于开展分布式发电市场化交易试点的通知

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国家发展和改革委员会、国家能源局

关于试行分布式发电市场化交易的通知

发改能源[2017]1901号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局)、物价局，各能源监管机构，国家电网公司、中国南方电网公司、内蒙古电力公司:

分布式发电就近使用清洁能源，能源生产和消耗就近完成。它具有能源利用率高、污染排放低的优点，代表了能源发展的新方向和新形式。目前，分布式发电取得了很大的进步，但仍受到市场化程度低、公共服务滞后、管理体制不完善等因素的制约。为加快发展分布式能源，根据《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(钟发[2015]9号)及电力体制改革配套文件，决定组织分布式发电市场化交易试点。现将有关要求和政策措施通知如下。

一、分布式发电交易项目规模

分布式发电是指与配电网相连、发电就近消耗的中小型发电设施。分布式发电项目可以多能源互补方式建设，鼓励在分布式发电项目中安装储能设施，以提高供电的灵活性和稳定性。参与分布式发电市场化交易的项目应满足以下要求:电网电压等级在35 kV及以下的项目，单位容量不应超过20兆瓦(如果有自身用电，扣除当年最大负荷后不应超过20兆瓦)。单个项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，并网电压不超过110千伏，在电压等级范围内就近消耗。

二、市场交易模式

分布式发电的市场化交易机制是:分布式发电项目单位(包括个人，下同)与配电网中距离最近的电力用户进行电力交易；电网企业(包括用社会资本投资增量配电网的企业，下同)承担分布式发电的输电业务，配合相关电力交易机构组织分布式发电的市场化交易，并按照政府批准的标准收取“跨网费”。考虑到不同地区促进电力市场交易的阶段性差异，可采用以下一种或多种模式:

(1)分布式发电项目与电力用户进行直接电力交易，向电网企业支付“跨网费”。交易范围应首先在附近实现，原则上应限制在接入点一级变压器的供电范围内。

(2)分布式发电项目单位委托电网企业销售电力，电网企业根据综合销售价格扣除“过网费”(含电能损耗)后，剩余销售收入转入分布式发电项目单位。

(3)电网企业应按照国家批准的各类发电上网基准价格购电，但国家对电网企业的补贴应扣除配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价格。

第三，权力交易组织

(1)建立面向市场的分布式发电交易平台

试点地区可依托省电力交易中心设立市(县)级电网区域分布式发电交易平台子模块，或在省电力交易中心指导下，市(县)级电力调度机构或社会资本投资增量配电网调度运行机构可开展相关电力交易。交易平台负责分布式发电项目交易电量的月度结算，电网企业负责交易电量的计量和电费的收取。电网企业和电力调度机构负责分布式发电项目与电力用户之间的功率平衡和偏差调整，以保证电力用户的可靠用电和分布式发电项目的充分用电。

(2)交易条件审查

符合市场准入条件的分布式发电项目，可按月(或按年)与就近的电力用户签订电力交易合同，并在当地能源主管部门备案和电力交易机构进行技术审核后，在分布式发电交易平台进行登记。经交易平台审核通过后，供方与需方均可交易，需方应为符合国家产业政策导向、环保标准和市场准入条件的耗电量大、负荷稳定的企业或其他机构。电网企业负责验证分布式发电交换所涉及的电压水平和功耗范围。

第四，分布式发电的“网费”标准

(一)“网费”标准的确定原则

“跨网费”是指电网企业为收回电网投资、运行和维护成本，获取合理的资产回报而收取的费用。在遵循国家批准的输配电价格的基础上，其核算应考虑分布式发电市场交易中双方占用的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电的“过网费”标准是根据接入电压等级、传输和用电范围确定的。

在分布式发电市场化交易试点项目中，“网上费”由所在省(区、市)价格主管部门根据国家输配电价格改革的有关规定制定，并报国家发展改革委备案。在“跨网费”核定前，分布式发电市场交易涉及的最高电压等级的输配电价，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网输配电价(含政策交叉补贴)扣除。

(二)“上网费”标准的消费范围和适用标准的确定

分布式发电项目应尽可能在电网连接点与同一供电范围内的电力用户进行电力交易。当分布式发电项目的总装机容量小于供电范围内上一年的平均用电负荷时，执行当前电压等级范围内的“过网费”标准，当超过该标准时，执行上一电压等级的过网费标准(即扣除部分为分布式发电交易中比最高电压等级高一个电压等级的输配电价格)，依此类推。各分布式发电项目的用电范围由市(县)级电网企业和电力调度机构(包括增量配电企业)进行核实，并报当地能源监管机构备案。

(三)直接与分布式发电项目进行交易的电力用户，应按国家有关规定缴纳政府性基金和附加费。

V.相关政策支持

(1)公共服务和费用

电网企业为分布式发电的输电和交易提供公共服务。除了政府批准的“跨网费”外，其他服务包括用电计量和电费收取，不收取服务费。

(2)相关补贴政策

纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目完成后，将自动纳入可再生能源发展基金的补贴范围，电力补贴将根据总发电量给予。在当地分布式光伏发电补贴标准的基础上，适度降低光伏发电；风电补贴标准通过减去当地风电基准价格和燃煤基准价格(包括脱硫、脱硝、除尘价格)确定，并适度降低。单个项目容量不超过20兆瓦的，电力补贴需求减幅不得低于10%；单个项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的，电力补贴需求削减比例不得低于20%。

电网企业负责计量享受国家电力补贴的电量，补贴资金由电网企业划转。省级及以下地方政府可制定额外补贴政策。

(3)可再生能源、用电和节能减排的权益

分布式发电市场交易的可再生能源量视为购电方用电量中的可再生能源消耗量，相应的节能量计入购电方，碳减排由双方商定。实施可再生能源电力配额制度时，通过电网传输和交易的可再生能源电力纳入当地电网企业完成的可再生能源电力配额。

(4)建设规模管理

在试点地区建设的符合分布式发电市场化交易条件的光伏电站和风力发电站，应当根据可实现的市场化交易量确定每个项目的建设规模和区域建设总规模。在提交试点方案时，试点地区预测到2020年的建设规模，并可分阶段提出年度建设规模。对于试点中符合分布式发电市场化交易条件的风电和光伏电站项目，国家发改委和国家能源局将在2020年底前确定总建设规模，并在回复试点示范意见时逐年确定新的建设规模。在试点地区，除已建成运营的风电和光伏电站项目以及其他明确排除在国家年度规模管理之外的项目外，新建50兆瓦及以下的风电和光伏电站项目按照市场化交易模式建设。

六.试点工作组织

(1)选择试点地区

重点选择开发条件好、本地电力需求大、电网接入条件好的分布式可再生能源资源和场所，实现分布式发电接入配电网就近消费，可到达总规模大的市(县)级区域、经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等。风电和光伏发电投资监测预警红色区域(或拒光率超过5%的区域)，暂不开展试点工作。

(2)准备试点项目

有关省(区、市)能源主管部门，以及国家能源局派出机构、同级价格主管部门、电力运行管理部门、电网公司等。组织相关地市级(或县级)政府部门、电网企业、分布式发电企业和微网运营商，以地市级(或县级)地区、经济开发区、工业园区和新型城镇化地区为单位，编制试点方案(编制大纲见附件)。相关省(区、市)能源主管部门将向国家发展改革委和国家能源局提交试点方案，国家发展改革委和国家能源局会同相关部门和电网企业组织试点方案论证。

(3)组织实施

根据国家发展改革委和国家能源局论证的试点方案，相关省(区、市)能源主管部门应会同相关部门和电网企业，引导省级电力交易中心或相关电网企业建立分布式发电交易平台。国家能源局在试点地区派出的机构负责研究制定分布式发电交易合同示范文本，配合所在省(区、市)发展改革委(能源局)指导电网企业组织分布式发电交易，协调解决试点项目中出现的相关问题，并按照有关规定履行监管职责。

(4)时间安排

2017年12月31日前，相关试点地区将完成试点方案的准备工作，为交易平台建设做好准备。国家发展和改革委员会和国家能源局将在示范试点方案后回复相关省级能源主管部门。

2018年1月31日前，试点地区将完成交易平台建设、制定交易规则等相关工作，并于2018年2月1日开始交易。

2018年6月30日前，对试点工作进行总结和评估，完善相关机制体系，并酌情确定推广范围和时间。成功的试点地区可以向国家发展和改革委员会和国家能源局申请扩大试点或提前将其扩大到省级地区，以便全面实施。

附件:分布式发电市场化交易试点方案编制参考纲要

国家发展和改革委员会、国家能源局

2017年10月31日

[我想纠正错误]负责编辑:朱颖