分布式光伏发电概况及分布式发电市场化交易详解

2017年我国光伏发电新增装机高达53.06GW，居可再生能源之首，其中，分布式光伏新增装机达到20GW，占全部新增装机的接近40%，市场发展超乎想象，与此同时，分布式发电市场化交易试点开始，为分布式能源的发展提供了有力支撑。

一、分布式(光伏)发电的概述

1.1 分布式光伏发电的概念

分布式光伏发电是指建在用户需求侧，通过光伏组件将太阳能转化为电能的发电方式。

有别于集中式光伏发电，分布式光伏发电当地发电、当地并网、当地转换和当地使用，有效解决了光伏发电的并网问题，以及长距离输电的损耗问题。

1.2 分布式光伏发电的特点

1.3 分布式发电发展现状

中国分布式光伏电站起步较早，2002年，国家提出“送电到乡工程”，揭开了分布式光伏发电的序幕。2009年开始，中国通过“金太阳”工程和“光伏建筑一体化”工程两项措施，以投资补贴方式使分布式光伏发电得到了迅猛的发展。随后国家针对分布式光伏行业出台了支持其发展的系列政策，进一步支持分布式光伏发电的市场拓展。目前，全国28个有分布式光伏发电项目的省份中，浙江、湖南、广东等地区的分布式光伏发电占比高。

中国分布式光伏发展趋势图

从国际发展水平看，中国由于电网特点与开发条件，分布式光伏处在探索与发展阶段，与全球发达国家相比仍存在差距。目前，发展较快的省份主要集中在 中、东部地区。

各省(区、市)的分布式光伏发展情况(单位：万KW)

注：本表数据截至2015年6月底。

二、分布式发电市场化交易对象及规模

2.1 交易对象

分布式发电的特征是接入配电网运行且发电量在所接入的配电网内就近消纳，同时需要符合能效、环保、安全等方面的要求。

可参与市场的分布式发电形式有“自发自用、余电上网”，分散开发的光伏电站和风电场接入配电网等符合接网电压等级并就近消纳的项目。

自发自用、余电上网指：自家安装的家用光伏电站所发电量，一部分用于自家电器的用电消耗，剩余部分卖给国家电网。家用光伏电站发的所有电量，都可以享受国家0.42元/度的补贴，卖电给国家电网的部分电量按照当地脱硫电价回收(分阶梯收费)。

2.2 分布式发电市场化交易对项目规模的要求

市场化交易对项目规模的要求

对参与分布式发电市场化交易的项目的规模，也就是向电网输入的最大功率作了限制。

接网电压等级在35千伏及以下的项目且容量不得超过20兆瓦;有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不得超过20兆瓦。

原因：做这样限定的目的是确保分布式电源的发电量在接入电压等级范围内就近消纳。

分布式电源接入110千伏(或66千伏)配电网，项目容量可以超过20兆瓦但不高于50兆瓦且在该电压等级内就近消纳。

原因：做这样限定的目的是确保分布式电源的发电量在接入电压等级范围内就近消纳。

此外，按照配电网的技术体系，一般最高的电压等级是110千伏，分布式电源馈入配电网的功率不能向110千伏以上传送。

原因：110千伏以上的电压等级是220千伏，如果向220千伏侧反送功率，就不是分布式电源了，应对其按集中式电源管理。

三、分布式发电市场化交易机制与交易模式

交易模式一：直接交易模式

1. 这是分布式发电参与市场的主要模式，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”。

2. 交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。

3. 分布式发电项目自行选择符合交易条件的电力用户，并以电网企业作为输电服务方签订三方供用电合同，约定交易期限、交易电量、结算方式、结算电价、所执行的“过网费”标准以及违约责任等。

交易模式二：委托电网企业代售电模式

1. 分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格(即对所有用户按照售电收入、售电量平均后的电价)，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。双方约定转供电的合作期限、交易电量、“过网费”标准、结算方式等。

2. 该模式主要是考虑有些分布式电源很小，如家庭(个人)屋顶光伏发电(3-20千瓦);以及有些项目虽然容量较大，但自己没有能力或不愿花费精力寻找直接交易对象等原因，希望电网公司代理售电。

3. 对于综合售电价格，《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》未作明确规定，留给试点地区的电网企业，由其结合实际确定分布式发电消纳范围，考虑所涉及电力用户的电价差别等因素确定。

交易模式三：电网企业按标杆上网电价收购模式

1. 不参与市场交易的分布式发电项目，电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价全额收购上网电量，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。

2. 该模式实际上是将电网企业作为分布式电源的购电方，主要考虑是在该地区已经存在的分布式电源，现在已执行电网企业全额收购，也不一定非要改为前两种，而且在试点完成全面实行分布式发电市场交易后，如果有的地方依然选择电网企业统一收购分布式发电项目电量的模式，也是允许。

3. 还有特殊情况，直接交易的分布式发电项目失去了与其交易的用户或在就近范围不存在符合条件的交易对象，而所在区域又没有电网代售电模式，则分布式发电项目发电量仍应由电网企业收购。

4. 这也是一个兜底方式。对分布式发电项目单位而言，这与现在电网企业按标杆上网电价收购没任何区别;但对电网企业而言，国家在补贴政策上要扣除未承担输电业务的上一电压等级的输电价格，其结果是减少了国家的补贴支出。

目前分布式电站的交易模式一：全部自发自用模式

1. 全部自发自用模式是指：电站建设所在屋顶或者土地业主全部消纳电量的交易方式。其交易价格目前完全由市场决定。一般的约定是按照电网终端销售电价峰谷平加权平均价格下浮10%—15%左右与电力用户达成交易价格。这也是政府重点引导的。

2. 发电方的销售收益为：双方确认的发电量×(市场交易价格+0.42元/千瓦时)(含增值税)。

目前分布式电站的交易模式二：自发自用，余电上网模式

1. 自发自用，余电上网模式指：分布式光伏电站大部分电量销售给屋顶业主，少量电量销售给电网的交易方式。其交易价格中由两部分组成：一是给屋顶业主供电是按照自发自用模式定价的;二是销售给电网的电量则按照火电脱硫脱硝电价结算。

2. 和屋顶业主结算部分为：双方确认的发电量×(市场交易价格+0.42元/千瓦时)(含增值税)

3. 和电网结算部分为：电网确认的发电量(火电脱硫脱销电价+0.42元/千瓦时)(含增值税)

目前分布式电站的交易模式三：全额上网模式

1. 全额上网模式是指：分布式光伏电站无论是建设在屋顶上，还是地面上。都全额卖给电网的交易方式。

2. 发电方的销售收益为：电网确认的发电量×国家规定的年度光伏标杆电价(含增值税)

以上三种交易模式，纯就价格而言(不考虑地面电站和屋顶电站发电量差异)目前补贴状态下，第一种收益最高;第二种次之;第三种最低。

那么我们再来分析分布式市场化交易三种模式的收益状况：

模式一收益状况

模式一：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”。交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内

这种模式是最容易实现的市场化交易方式。如果不在交易平台交易，那么发电方收益类似自发自用模式。也是我们认为最理想的“隔墙供电”模式。对于电网而言，除了减少的供电量，其他没有任何损失。

但是从电力交易的长期、安全、稳定性而言，为保证供需双方的交易安全，此类交易最终一定会走向平台交易。按照交易行为分析，由于三种模式存在不同的价格差异，最终市场交易价格很可能走向趋同。因此，所谓第一种交易模式收益最高的说法是无法持续的。

这种模式对于交易各方的利益损害是最少的。操作性极强。强力推荐!

模式二收益状况

模式二：分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”(含网损电)后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位 。模式二其实是把光伏电站发电方等同售电方，委托电网售电公司或者营销部门对外销售电量。

综合售电价格计算：

发电方的销售收益为：电网确认的发电量×(市场交易形成的综合售电价格-“过网费”)(含增值税)。

从中长期交易的结果看，这个综合销售电价同样会无限接近交易平台的交易价格。

四、市场交易组织

4.1 分布式发电市场化交易平台

1. 申请参与分布式电力交易

2. 递交双边电力交易合同

3. 接受分布式售电方上网交易 电量预测

4. 负责对交易双方资格进行审 核

5. 对交易电量进行计量和结算

4.2 针对光伏项目国网已经开展了光伏云平台。

光伏云平台是国家电网公司基于互联网构建的开放共享能源互联网生态体系，利用大数据、云计算、物联网、移动互联技术，依托公司人才、技术优势，整合光伏全产业链资源，打造的“光联网”服务平台。通过光伏云平台，建立竞价机制、扩大市场规模、完善服务体系、降低建设成本，带动“光伏+”多元化产业形成，促进分布式光伏产业规模化发展。拓展金融服务，光伏云平台对接众多金融机构(银行、信托、保险等)，为客户提供分布式光伏收益权质押、保理、上网电费理财、财产险等金融服务，切实解决客户资金短缺、融资难等问题。

4.3 交易规则的制定

地区可依托省级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，或在省级电力交易中心的指导下由市(县)级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构开展相关电力交易。在省级电力交易机构可以提供分布式发电市场化交易服务的条件下，可由省级电力交易机构承担，但该交易不同于常规电力交易，为此应制定专门的交易规则。

考虑到分布式发电市场化交易是一种简易电力交易行为，如果市(县)级电网企业有能力组织，也可以将交易平台设在市(县)级电网企业，更便于将交易与电网运行、电费收缴、结算相衔接。

4.4 审核交易条件

审核流程一

符合市场准入条件的分布式发电项目，在已向当地能源主管部门办理项目备案的前提下，经电力交易机构进行技术审核后，就可与就近电力用户按月(或年)签订电量交易合同，在分布式发电交易平台登记。

审核流程二

经交易平台审核同意后供需双方即可进行交易，购电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用电量较大且负荷稳定企业或其他机构。电网企业负责核定分布式发电交易所涉及的电压等级及电量消纳范围。

五、“过网费”标准确定原则

5.1 过网费标准的制定

定义：“过网费”是指电网企业为回收电网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。

收费标准：按分布式发电项目接入配电网电压等级及消纳范围确定项目应向电网企业缴纳的“过网费”标准。

过网费的制定：过网费由地区省级价格主管部门会同能源主管部门提出具体的核定标准和办法，省级价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定。

与分布式发电项目进行直接交易(主要交易模式)的电力用户应按国家有关规定缴纳政府性基金及附加。

此外，过网费核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣除分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价执行。

5.2 过网费计算公式

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。

其核算在遵循国家核定输配电价基础上，考虑分布式发电交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。

5.3 以北京为算例进行计算。

2017-2019年北京电网输配电价表

对于一般工商业，如果光伏项目接入35千伏，电力用户以10千伏电压等级接入电网，则过网费为0.4505-0.4263元=0.0242元，这是指一般工商业，如果是大工业，则是0.1956-0.1751=0.0205元。因此，北京的目录电价如下表所示(目录电价指国家按生产行业分类，所规定的电价标准)。