近年來，國家發展和改革委員會(NDRC)和國家能源局(nea)繼續推動分布式發電的市場化交易。2017年10月31日，兩部委發布《關于開展分布式發電試點市場交易的通知》(NDF[2017] 28號)。(1901年)，明確了分布式發電試點市場交易的項目規模、交易組織、“網費”核定原則及相關政策支持。2017年12月28日，《關于開展分布式發電試點市場交易的補充通知》重新印發《發展改革辦公室2150號文件》，進一步明確試點組織、分工、試點內容要求、試點方案報送等具體內容。2019年5月20日，《關于印發2019年首批風電、光伏發電平價互聯網項目的通知》(能源[2019]29號)2019年，全國10個省市共確定26個分布式發電市場交易試點項目。
政策背景
分布式發電位于用電現場或臨近用電現場，不需要遠距離輸電或高壓輸電。與集中式發電相比，具有降低電力損耗，節約輸電成本，減少土地和空間資源占用，特別是就近利用清潔能源資源的優點。《能源生產和消費革命戰略(2016-2030年)》2795年，國家發展和改革委員會、國家能源局確定了“主要依靠清潔能源實現增量需求”的發展目標，明確了“注重分布式利用，促進可再生能源高比例發展”。該路線的實施規劃了“促進分布式能源利用的重要途徑”。在有條件的建筑物、工業園區和地區，充分利用分布式天然氣和分布式可再生能源，建設相對獨立、自我平衡的個體能源體系。
根據能源分布格局，合理布局產業集群，完善就近消費機制，促進就地生產和消費。宏偉的藍圖。
近年來，分布式發電的發展速度加快。然而,由于現有的電力系統技術系統、管理系統、市場機制的設計是根據集中供電模式,分布式發電的電網,電力市場交易機制和政府公共服務管理體系仍有更多的失蹤,分布式發電的力量的使用節能、經濟、安全的優勢并沒有充分發揮。國家發展和改革委員會、國家能源局組織市場化的分布式發電的實驗的目的是探索和適應網格分布式發電技術服務管理系統、電力交易機制和銷售電價政策的改革探索和評價結論的基礎上,飛行員,最終形成普遍適用的分布式發電技術、市場和政策體系。
交易機制及模式
分布式發電項目單位內從事電力交易與最近的電力用戶符合交易條件的分銷網絡,并簽訂三方電力供應和電力合同與電網企業作為傳輸服務提供者,它規定的事務,事務的權力,結算價格,“網絡跨越費”標準和違約責任。分布式發電項目單位選擇與一個或多個電力用戶進行交易，這些用戶可以使用他們所有的在線電力。電網企業操作分銷網絡(包括企業社會資本的投資增量的分銷網絡,以下簡稱電網企業)承擔分布式發電的電力傳輸,收集“天橋費”根據標準得到政府批準,并承擔的責任保證最低電源電力用戶。
項目規模要求:電網額定電壓為35kv及以下的，單次容量不得超過20mw(自身用電的，扣除當年最大用電負荷后小于20mw)。單個項目的容量超過20兆瓦，但不超過50兆瓦，電網電壓等級低于110千伏，并在該電壓等級的范圍內被吸收。
網費核定原則:根據接入電壓等級、傳輸方式和功耗范圍，確定分布式發電的“網費”標準。在驗證之前,電力傳輸和分配的價格參與市場交易的最高電壓等級應扣除暫時根據分布式發電的電力傳輸和分配價格相對應的省級電網公共網絡電壓等級電力用戶的訪問(包括政策交叉補貼)。
分布式光伏電站試點確定了三種市場交易模式:
一個是直接交易模式。分布式發電項目選擇與滿足交易條件的電力用戶直接交易，并向電網企業支付“過橋費”。“網費”的交易范圍原則上限于接入點的上層變壓器供電范圍。這個模型是這個pilot的主要模型。
二是委托電網企業銷售電力。分布式發電項目單位委托電網企業代為售電。電網企業應當將剩余的電力銷售收入的單位分布式發電項目扣除“網絡費”(包括網絡損失)在綜合電力銷售價格(即電價在電力銷售收入和平均電力銷售價格為所有用戶)。該模型適用于分布式發電項目業主無法或不愿將能源用于尋找直接交易對象并通過電網公司代理出售電力的情況。《通知》沒有明確綜合售電量價格和分布式發電消費范圍，由試點地區自行確定。
三是基于基準上網電價的電網企業收購模式。試點地區不參與市場交易的分布式發電項目，由電網企業按照國家批準的各類發電上網電價基準上網電價的總發電量購買。事實上，這種模式是對現有分布式發電項目互聯網接入模式的延續，也是一種保障措施。但對于電網企業，國家將未承接輸電業務的前一電壓水平的輸電電價從補貼政策中扣除，這將減少國家補貼支出。
為例分析
根據對重慶地區分布式項目的案例分析，目前重慶地區的目錄銷售價格和輸配價格分別見表1和表2。假設分布式風電項目20MW，接入35kV變電站，陸上風電價格為0.57元/KWH。根據現行規定，電網企業購買上網電價基準為0.3964元/KWH，國家補貼0.57-0.3964= 0.1736元/KWH。假設項目業主通過直接交易方式將全部電能出售給同一區域內的單個10kV電力用戶。假設客戶電價為0.66元/KWH，低于客戶電價清單(0.6761元/KWH)。電網企業跨網費(10kV輸配電價-35kV輸配電價)=(0.1859-0.1632)=0.0227元/KWH;分布式發電項目業主收入(用戶到戶電價-網費-附加基本款)為(0.66-0.0227-0.049663)=0.587637元/度，高于全額購買;政府不再提供財政補貼。
可以看出，如果采用這種模式，可以增加分布式項目業主的收入，降低用戶到家庭的電價，取消政府補貼，實現“三方共贏”。唯一受到影響的是電網公司，輸電和配電每千瓦時的價格從0.1859元下降到0.0227元，導致每千瓦時損失0.1632元。此外，它還負責可再生分布式發電的“間歇”供應。
分析和展望
可再生能源補貼缺口加大、落實責任難、微電網技術發展等問題導致政策出臺。國外已有成熟的基于可再生能源和分布式交易的離網運行案例，能源革命戰略也明確了分布式發電交易市場化的發展路徑。分布式發電項目試點市場交易在本質上實現了“分塊銷售”，符合電力系統的基本規律和物理特性，是建立面向清潔能源的分布式電力交易機制的有益嘗試。但從短期來看，從政策銜接和改革進程來看，促進分布式發電市場交易仍存在障礙，主要表現在以下幾個方面:
一是輸配電價改革存在矛盾。當前電網輸配電價格包括驗證的輸配電成本保證用戶,走向市場化用戶的傳輸和分配成本和傳輸成本增量分布網絡的區域,這是一個復雜的集。實際輸電和配電的成本不同的電壓水平尚未完全闡明。此外,在電力傳輸和分配價格驗證的過程中,基于策略的交叉補貼通常是評估在電力傳輸和分配220 kv及以上的價格,這客觀上造成的現實110 kv及以下配電價格低,這并不有利于進一步促進分布式發電的市場交易。
二世。輸電能力儲備成本。由于分布式發電項目多為風電、光伏等“間歇”發電類型，大部分項目無法實現對電力客戶的穩定供電，因此電網企業需要承擔備用輸電能力，保證供電。然而，從電網企業的備用輸電能力和為應對“間歇性”所提供的輔助技術措施，是無法收回成本的。客觀上增強了電網企業對分布式發電項目的“阻力”。
三世。交易組織實施中的困難。國家發展和改革委員會(NDRC)和國家能源局(nea)在1901年的文件中要求“該試點項目將于2018年2月1日開始交易。”2018年6月30日前，我們將對試點工作進行總結和評估，完善相關機制和制度，確定適當的推廣范圍和時間。”第2150條將時間節點更改為“最遲于2018年7月1日正式啟動”。然而，實際進展遠遠落后于文件的要求，26個試點項目的清單直到2019年5月20日才最終確定，表明實施進展緩慢的困難。在我看來,一個癥結在于證明文件需要提交試點項目包括“意見的訪問和消費分布式發電電網在試點地區,證實了省級電網企業,以及承諾支持電網服務和計量電費的集合”。分布式市場交易是政府、發電業主和電力用戶之間的“三方共贏”，直接影響電網企業輸配電價收入。然而，分布式發電項目業主能否申請試點項目，需要電網企業的支持和建議，這就像“馬到成功”，大大增加了申請試點項目的難度。與市場導向交易相適應的監管權力相對薄弱。甚至在試點文件中都沒有提及，所以試點項目的進度和預期效果都會大大降低。
分布式市場交易面臨的問題只是冰山一角。在電力體制改革過程中，上述情況或多或少都存在。改革應該是在新舊體制轉換過程中，利益主體不斷斗爭，政府治理能力不斷提高的結果。
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