能源局就《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》答问

本篇文章5707字，读完约14分钟

最近，国家发展和改革委员会(NDRC)和国家能源局(NEA)发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，引起了业界的广泛关注。为便于各方准确理解政策要求，促进分布式发电市场化交易试点工作顺利开展，《中国电力报》采访了国家能源局新能源司相关负责人，并对通知内容进行了解读。

问:为什么要启动分布式发电的市场化交易试点？

答:分布式发电位于或邻近用电场所，产生的电能不需要远距离传输，也不需要升压和降压。与集中发电和供电方式相比，它具有降低电能损耗、节约输电成本、减少土地和资源占用，特别是就近利用清洁能源的优点。2013年，国家发改委发布了《分布式发电管理暂行办法》，国家制定了一系列支持分布式发电的政策。各级电网企业都建立了系统和工作机制，为并网分布式发电的运行服务。

近年来，分布式发电的发展逐渐加快。但是，由于现有电力系统的技术体系、管理体系和市场机制都是按照集中发电和集中供电模式设计的，分布式发电所要求的电网公共服务、电力市场交易机制和政府管理体系还存在许多缺陷，分布式发电在节能、经济和安全用电方面的优势还没有得到充分发挥。国家发改委和国家能源局组织了分布式发电市场化交易试点，探索适合分布式发电的电网技术服务管理体制、电力交易机制和输配电价格政策改革。在试点探索和评估总结的基础上，最终形成可普遍应用的分布式发电技术、市场和政策体系。

问:分布式发电的市场化交易是否仅限于“自用剩余电上网”项目？

答:分布式发电的特点是接入配电网运行，产生的能量在接入的配电网附近消耗，需要满足能效、环保和安全的要求。《通知》没有将分布式发电定义为“自用和剩余电力上网”。除“自用、剩余电量上网”项目外，光伏电站和风电场接入配电网的分散开发项目，只要满足通知规定的条件和电压等级，且就近消耗，均可交易。

问:分布式发电市场化交易对项目规模有什么要求？

答:《通知》对参与分布式发电市场化交易的项目规模进行了限制，即向电网投入的最大功率:电网电压等级为35千伏及以下的项目容量不得超过20兆瓦(如有自用电，扣除当年最大负荷后不得超过20兆瓦)。这种限制的原因是为了确保分布式发电的发电量可以在电网电压水平附近消耗。此外，分布式发电也允许连接到110千伏配电网。工程容量可超过20兆瓦，但不高于50兆瓦，发电量可在110千伏电压水平附近消耗。根据配电网的技术系统，最高电压等级一般为110千伏，分布式发电馈入配电网的功率不能超过110千伏。110千伏以上的电压等级为220千伏。如果电力被送回到220千伏侧，它将不是分布式电源，所以它应该作为集中电源来管理。西北电网和东北电网的电压分类比较特殊，可以借鉴上述电压分类方法。

问:分布式发电的市场化交易机制是什么？

答:分布式发电项目单位(包括个人)在配电网中与最近的符合交易条件的电力用户进行电力交易，并与作为输电服务提供商的电网企业签订三方供电合同，约定交易期限、交易电量、结算电价、“跨网费”标准和违约责任等。分布式发电项目单位首先与能够消耗其所有网上电力的电力用户进行交易，特殊情况不排除与一个以上的电力用户进行交易。经营配电网的电网企业(包括社会资本投资增量配电网的企业，以下简称电网企业)承担分布式发电的输电业务，配合相关电力交易机构组织面向市场的分布式发电交易，并按照政府批准的标准收取“跨网费”。电网是电力传输的平台，维持发电和用电之间的平衡以及系统的稳定运行。由于大多数分布式发电项目不能提供稳定的发电，实际上，电网企业应该承担保证电力用户供电的责任。

问:试点地区实行什么样的市场交易模式？

答:首先是直接交易模式。这也是该试点项目的主要模式，分布式发电项目直接与电力用户进行电力交易，并向电网企业支付“跨网费”。交易范围应先在附近实现，原则上应限制在接入点一级变压器的供电范围内。分布式发电项目选择符合交易条件的自有电力用户，以电网企业为输电服务方签订三方供电合同，合同规定了交易期限、交易电量、结算方式、结算电价、“跨网费”标准和违约责任等。

二是委托电网企业代其售电的模式。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(即售电收入和所有用户平均电价)扣除“过网费”(含网损)后，剩余售电收入转入分布式发电项目单位。双方约定合作期限、交易权限、“网费”标准、结算方式等。该模型主要考虑了一些分布式电源很小的情况，如家庭(个人)屋顶光伏发电(3-20千瓦)；以及一些大容量的项目，但他们不能或不愿意花费精力去寻找直接的交易对象等。他们希望电网公司能代理销售电力。关于综合售电价格，《通知》没有明确规定，留给试点地区电网企业，由试点地区电网企业结合实际情况确定分布式发电的用电范围，并考虑相关电力用户电价差异等因素。

第三，电网企业根据基准上网电价进行采购。对于试点地区不参与市场交易的分布式发电项目，电网企业将按照国家批准的各类发电上网基准价格全额购电，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。事实上，这种模式以电网企业为分布式发电的购买者，主要考虑试点地区已经存在的分布式发电。现在，电网企业已经被完全收购，没有必要改成前两种。此外，试点完成、分布式发电市场交易全面实施后，如果一些地方仍选择电网企业统一购买分布式发电项目的电力的模式，也应予以允许。也有特殊情况，直接交易的分布式发电项目失去了交易用户或附近地区没有合格的交易对象，该地区没有电网销售模式，分布式发电项目的发电仍应由电网企业收购，这也是一种支付所有费用的方式。对于分布式发电项目机组，这与目前电网企业按照基准上网价格采购没有什么不同；但是，对于电网企业来说，国家应该在补贴政策中扣除以前未承担输电业务的电压等级的输电价格，其结果是减少国家补贴支出。

问:确定“上网费”标准的原则是什么？

答:“跨网费”是指电网企业为收回电网投资、运行和维护成本，获得合理的资产回报而收取的费用。其核算遵循国家批准的输电和配电价格，并考虑到分布式发电交易中双方占用的电网资产、电压水平和电气距离。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。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电力负荷时，可以确定该项目的电力将在当前电压水平内被吸收，并在当前电压水平内执行“过网费”标准；如果超过该标准，将执行前一电压等级的跨网费标准(即扣除部分为比分布式发电交易涉及的最高电压等级高一个电压等级的输配电价)。此时，分布式发电对电网运行的影响已经扩大到高电压等级，并被视为接入高电压等级的配电网，因此应承担高电压等级的过网费。分布式发电项目接入电网的电压水平越低，用电范围越近，“过网费”越少。

并网费=与电力用户接入电压等级相对应的输配电价-分布式发电市场化交易涉及的最高电压等级的输配电价。例如，一个电力用户以10千伏的电压水平接入电网，一个5兆瓦的分布式发电项目接入10千伏线路所在变电站的高压侧的35千伏，则网络穿越费=10千伏输配电价-35千伏输配电价；如果一个30兆瓦的分布式发电项目连接到35千伏侧，但功率已超过该电压水平的供电范围内的平均功率负荷，则网络穿越费=10千伏输配电价-110千伏输配电价。

问:如何制定“上网费”标准？

答:试点地区的省级价格主管部门会同能源主管部门提出具体的核查标准和方法，由省级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。直接与分布式发电项目进行交易的电力用户，应当按照国家有关规定缴纳政府性基金和附加费。但是，根据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，分布式光伏发电应免除可再生能源电价附加费等政府电力征收资金，并对其实施相关政策。在“跨网费”核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网共享网输配电价格(含政策交叉补贴)，扣除分布式发电市场交易涉及的最高电压等级的输配电价格执行。

问:如何确定消费范围？

答: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。试点的用电范围可以是同一小区、同一变电站(电压等级在110千伏以下)、跨不同变电站(线路在110千伏以下的变电站之间有直接连接)。但是，不应该在较高的电压水平上吸收，也就是说，如果110千伏及以下线路的变电站之间没有直接互连，就必须通过220千伏及以上的电压水平来转移电源，这不适合试点推广的分布式发电市场的交换。因此，分布式发电市场化交易涉及的最高电压水平不应超过110千伏。

每个分布式发电项目的用电范围由所在市(县)电网企业和电力调度机构(包括增量配电网企业)进行核实，并报当地能源监管机构备案。由于分布式发电项目的同一个接入点的容量随后可能发生变化，所接入变电站的年平均电力负荷也随之变化。因此，电网企业应每年对分布式发电项目电力交易涉及的电压等级和范围进行验证。

问:如何组织分布式发电的市场化交易？

答:首先，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。在省级电力交易机构能够为分布式发电提供市场化交易服务的条件下，省级电力交易机构可以进行交易，但交易不同于传统的电力交易，因此需要制定专门的交易规则。考虑到分布式发电的市场化交易是一种简单的电力交易行为，如果市(县)级电网企业有组织能力，交易平台也可以设在市(县)级电网企业，这样更便于将交易与电网运行、电费收取和结算联系起来。

第二，审查交易条件。符合市场准入条件的分布式发电项目可以每月(或每年)与最近的电力用户签订电力交易合同，并在分布式发电交易平台上注册，前提是该项目已向当地能源部门备案。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。

问:分布式发电市场化交易平台的技术要求和条件是什么？

答:首先是分布式电力交易信息管理系统。交易平台应具备以下主要功能:申请参与分布式电力交易、提交双边电力交易合同、接受分布式售电人网上交易的电力预测。交易平台负责审查交易双方的资格，并测量和结算交易权力。

二是分布式电力供需平衡管理。分布式发电(尤其是光伏和风力发电)不需要作为卖方的上网电源来实时平衡买方的电力负荷。分布式发电企业与用户之间的供需合同是一种电力交易合同，实时供用电和偏差用电由调度机构自动组织，实现用电平衡。调度机构(一般由本地调度或增量配电网调度机构承担)负责建立分布式发电(电)交易结算系统，并按月对购电和售电进行平衡和结算。

问:如何编写交易规则？

答:试点地区的省发改委(能源局)和国家能源局已经派出机构，在省级电网公司的技术支持下，制定区域分布式电力交易规则。交易规则至少应包括以下几个方面:首先，交易模式应说明选择何种交易模式，明确交易双方和电网企业的权利、责任和义务，并为交易合同提供模板；二是功率平衡机制，主要是阐明当分布式发电项目不能如期发电或发电量减少时，电网企业可以调用其他电源(如从上级电网购买电力)来满足系统的发电和用电平衡以及用户的可靠供电；第三是电费的收取和结算。明确电网企业负责计量电力用户的总用电量和收取电费，并在扣除“过网费”后向分布式发电项目单位支付部分交易用电量；四是“超网费”的收取标准应根据《通知》中“超网费”的核定原则，结合本地实际，明确不同消费范围的“超网费”。

问:电网企业应该承担哪些责任和服务？

答:一是电网企业为分布式发电的输电和电力交易提供公共服务，只向分布式发电项目单位收取政府批准的“跨网费”；二是依托电力交易中心或市(县)级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运行机构，构建分布式发电市场交易平台；第三，电网企业和电力调度机构负责电力平衡和偏差调整，以确保电力用户的可靠用电和分布式发电项目的充分利用。也就是说，电网企业仍然有责任保证用户的可靠供电，只是在电网企业和用户之间结算电费。分布式发电交易对应的电费在扣除网费后将转移给分布式发电项目单位；四是电网企业负责交易电量的计量和电费的收取，交易平台负责分布式发电项目交易电量的月度结算；第五，实施可再生能源电力配额时，通过电网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。

问:如何确定补贴政策标准？

答:纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后，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。光伏发电和风力发电补贴标准适度下调。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%。电力补贴是指项目在并网运行时国家公布的标准，降低电力补贴标准是针对项目在启动分布式市场化交易试点后完成并投入运行。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。

问:分布式发电的市场化交易机制如何惠及电网企业？

答:电网是电力生产、传输和使用的公共平台。分布式发电交易要求电网企业为分布式发电并网运行和传输提供技术支持，保证电力用户的可靠用电，并提供发电和用电计量、电费收取等服务，增加了电网企业的运营成本；特别是分布式发电交易不支付未使用的上级电压等级的输电价格，与电网企业整体供电相比，电网企业对应这部分电力的售电(或输配电价格)收入减少。由于分布式发电和市场化交易改变了电网的运行模式，电网企业成本的增加是多种因素综合作用的结果，需要在试点中进行监测和评估，并逐步明确。作为一项基本原则，电力改革后，国家对电网企业实行许可收益管理，电网企业分布式发电市场交易增加的成本全部计入核定的区域输配电价格回收总成本。

[我想纠正错误]负责编辑:朱颖