全面解析分布式发电市场化交易试点-北极星太阳能光伏网

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前言：继国家发改委和国家能源局在2017年10月31日联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源【2017】1901号)和2017年12月28日联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》(发改能源【2017】2150号)以来，河北省能源局也在近日发布了《关于开展分布式光伏发电市场化交易试点的通知》，这也预示着分布式发电市场化交易的到来离我们更近一步了!本篇投融君就来给大家全面解析下分布式发电市场化交易。

一、为什么开展分布式发电市场化交易?

分布式发电位于电力消费场所或与之相邻，所发电力无需远距离及升降压传输。与集中式发电供电方式相比，具有减少电力损耗、节省输电费用以及减少对土地和空间资源占用的优点，特别是可就近利用清洁能源资源。由集中式向分布式转型是能源供给模式的发展趋势，也是我国实现能源系统结构优化和清洁化目标的必由之路。未来，能源供给将呈现多元化、共享化，最终使得分布式新能源生产者和消费者可通过互联网化的能源交易平台实现自由交易。分布式发电市场化交易，有助于形成由市场决定电价的机制，构建市场化交易流程和交易体系，反映分布式电力的合理价值，尽快实现平价上网，创造政府、企业和用户多赢的局面。

二、什么项目可以参与分布式发电市场化交易试点?

1、已建成运行的、已备案在建的和预计新建的光伏发电(含地面光伏电站)、分散式风电项目;

2、接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施，就近消纳比例不低于75%;

3、规模限定：

接网电压等级≤35千伏，单体容量≤20兆瓦(有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不≤20兆瓦);

20兆瓦<单体容量≤50兆瓦，接网电压等级≤110千伏，在该电压等级范围内就近消纳;

4、在试点地区，新建50兆瓦及以下风电、光伏电站项目均需参与市场化交易模式;

5、除风电、光伏发电投资监测预警红色区域(或弃光率超过5%的区域)。

三、交易模式

1、直接交易：分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”，分布式发电项目单位与电力用户以合同方式约定交易条件，与电网企业一起签订三方供用电合同。

2、代售电模式：分布式发电项目单位委托电网企业(国家电网)代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”(含网损)后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。

3、收购模式：电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。

四、不同交易模式的电价构成

规定：

1、接网电压等级≤35千伏，单体容量≤20兆瓦(有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不≤20兆瓦)，度电补贴需求降低比例不得低于10%;

2、20兆瓦<单体容量≤50兆瓦，接网电压等级≤110千伏，在该电压等级范围内就近消纳，度电补贴需求降低比例不得低于20%。

五、“过网费”标准确定原则

分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定，在分布式发电市场化交易试点项目中，“过网费”由所在省(区、市)价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。

当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，即可认定该项目的电量在本电压等级范围消纳，执行本级电压等级内的“过网费”标准，超过时执行上一级电压等级的过网费标准(即扣减部分为比分布式发电交易所涉最高电压等级更高一电压等级的输配电价)。

过网费=电力用户接入电压等级对应的输配电价-分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价。例如，某电力用户以10千伏电压等级接入电网，一个5兆瓦分布式发电项目接入该10千伏线路所在变电站的高压侧35千伏，则过网费=10千伏输配电价-35千伏输配电价;若一个30兆瓦分布式发电项目接入35千伏侧，但功率已超过该电压等级供电范围平均用电负荷，则过网费=10千伏输配电价-110千伏输配电价。

各省“过网费”暂未核定，下表为能源互联网团队整理的已公布了一般工商业110KV输配电价地区的过网费，仅供参考。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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