行家解析 || 全面解读分布式发电市场化交易文件
发布日期：2018/3/29
11月13日，国家发展改革委、 国家能源局发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》。
《通知》指出，重点选择分布式可再生能源资源和场址等发展条件好，当地电力需求量较大，电网接入条件好，能够实现分布式发电就近接入配电网和就近消纳，并且可以达到较大总量规模的市（县）级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等。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），暂不开展该项试点工作。
为方便大家理解，小编整理了多位专家、资深电力从业人员的专业解读。
一、全民光伏解读
谁可以参与卖电？
根据正式通知，参与卖电项目需是区域内自发自用余电上网项目。
自发自用余电上网的分布式光伏发电项目：不必再担心屋顶企业的用电稳定性和结算能力，通过市场化电力交易可实现隔墙售电，自主选择区域内电价高、用电量稳定的电力用户；
全额上网的分布式光伏发电项目：可变身区域内自发自用型项目，不必再走全额上网，只需寻找电价高的用户享受度电补贴，代替目前的光伏发电标杆上网电价，大幅提高收益率；
参与卖电的项目还需满足以下条件：
1） 单体容量不超过20MW，接网电压等级在35KV及以下；
2） 单体容量在20~50MW之间，接网电压等级不超过110KV并在电压等级范围内实现就近消纳。
怎么参与卖电呢？
交易模式分为三种：
1） 分布式发电项目直接售电给电力用户，向电网支付过网费；
2） 分布式发电项目委托电网代售电，电网按综合售电价格减去过网费后转付给分布式发电项目单位；
3） 电网按国家核定的各类发电标杆上网电价收购电量，度电补贴要扣除配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。
谁可以参与买电？
通知规定有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。为了保证交易的持久稳定，同时保证卖电方可享受到持续的收益，
参与卖电后，还能享受光伏度电补贴么？
通知规定，光伏发电在当地分布式光伏发电的度电补贴标准基础上适度降低。单体项目容量不超过20兆瓦，度电补贴需求降低比例不得低于10%：单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于20%。
按目前的0.42元/kwh的度电补贴水平，即使降低10%以上达到0.378元/kwh，结合电力用户综合电价0.6元/kwh的水平（打折后的协议电价），再减去大致的过网费0.15元/kwh水平，总度电收入0.828/kwh依然具有相当的经济性。就算0.42元/kwh度电补贴降到0.3元/kwh，总度电收入仍可达到0.72元/kwh，且收入结构相当稳定。
参与卖电后，我需要交其他费用么？
除收取过网费外，其他服务包括电量计量、代收电费等，电网均不对分布式发电项目单位收取任何服务费用；
哪些地区是试点？
国家发改委和国家能源局将在回复试点方案论证意见时一次性确定试点地区到2020年底前的总建设规模及分年度新增建设规模。试点地区的新建50MW以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。
试点地区方案：
1） 电力需求量较大、电网接入条件较好，可达到较大总量规模的市县级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域；
2） 2017年12月31日前，有关试点地区完成试点方案编制，进行交易平台建设准备。国家发改委和国家能源局对试点方案进行论证后将论证意见回复有关省级能源主管部门；
3） 2018年1月31日前，试点地区完成分布式发电交易平台建设、制定交易规则等相关工作，自2018年2月1日起启动交易；
4） 2018年6月30日前，对试点工作进行总结评估，完善有关机制体系，视情况确定推广范围和时间。试点顺利的地区可向国家发改委和国家能源局申请扩大试点或提前扩大到省级区域全面实施。
根据正式通知中的描述，参与分布式发电市场化交易的项目主要分为两类：
1） 单体容量不超过20MW，接网电压等级在35KV及以下；
2） 单体容量在20~50MW之间，接网电压等级不超过110KV并在电压等级范围内实现就近消纳。
交易模式分为以下几类：
1） 分布式发电项目直接售电给电力用户，向电网支付过网费；
2） 分布式发电项目委托电网代售电，电网按综合售电价格减去过网费后转付给分布式发电项目单位；
3） 电网按国家核定的各类发电标杆上网电价收购电量，度电补贴要扣除配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。
电力交易组织：
1） 建立分布式发电市场化交易平台，主要依托省级交易中心，在市县级电网区域设立分布式发电交易平台子模块；
2） 符合准入条件的分布式发电项目向当地能源主管部门备案，经电力交易机构进行技术审核后，与就近电力用户按月或年签订电量交易合同
过网费征收标准：
1） 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，在核定前暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价；
2） 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，过网费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。
有关政策支持：
1） 除收取过网费外，其他服务包括电量计量、代收电费等，电网均不对分布式发电项目单位收取任何服务费用；
2） 光伏发电在当地分布式光伏发电的度电补贴标准基础上适度降低；
3） 单体容量不超过20MW的，度电补贴需求降低比例不得低于10%；
4） 单体容量在20~50MW之间的，度电补贴需求降低比例不得低于20%；
5） 分布式发电市场化交易的可再生能源电量部分视为购电方电力消费中的可再生能源电力消费量，对应的节能量计入购电方。在实行可再生能源电力配额制时，通过电网输送和交易的可再生能源电量计入当地电网的可再生能源电力配额完成量；
6） 国家发改委和国家能源局将在回复试点方案论证意见时一次性确定试点地区到2020年底前的总建设规模及分年度新增建设规模。试点地区的新建50MW以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。
试点地区方案：
1） 电力需求量较大、电网接入条件较好，可达到较大总量规模的市县级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域；
2） 2017年12月31日前，有关试点地区完成试点方案编制，进行交易平台建设准备。国家发改委和国家能源局对试点方案进行论证后将论证意见回复有关省级能源主管部门；
3） 2018年1月31日前，试点地区完成分布式发电交易平台建设、制定交易规则等相关工作，自2018年2月1日起启动交易；
4） 2018年6月30日前，对试点工作进行总结评估，完善有关机制体系，视情况确定推广范围和时间。试点顺利的地区可向国家发改委和国家能源局申请扩大试点或提前扩大到省级区域全面实施。
二、清华大学能源互联网创新研究院政策研究室主任何继江解读
这份文件最最关键的突破是明确了分布式发电项目与电力用户交易的过网费。
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。
参与分布式发电市场化交易的项目应满足以下要求：接网电压等级在35千伏及以下项目、单项项目容量不超过20兆瓦(有自身电力消费的，扣除当年最大负荷后不超过20兆瓦);单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。
“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公共网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。
过网费究竟如何核算呢?用案例来说明下。
光伏、风电、天然气发电、生物质发电等分布式发电，50兆瓦以下的，接入110千伏，不越过110千伏变电站的情况下，过网费不到9分钱!大工业用户的过网费才4.48分钱!
北京顺义区的航空港有大量的物流屋顶，面积大而自用电量小，现在可以卖给110千伏变电站下的其他用户，才几分钱的过网费。这样的屋顶有很多很多。
有此政策，分布式光伏将迎来爆发式发展。
河北的过网费才2.5分或3分!
三、光伏解读
鼓励分布式发电项目进行市场化交易，落实了电改 9 号文文件中“全面放开用户侧分布式电源市场”的相关要求，也打破了分布式光伏等发电项目目前只能通过 “合同能源管理”或“全额上网”的方式获取发电收益的商业模式。实现了分布式项目不仅可以“自发自用、余电上网”，还可以“卖电给邻居”的新模式。市场化试点政策下发后，分布式光伏的商业模式可以分为以下几种：
1) 自发自用，余电上网，享受 0.42/kWh 元度电补贴；
2) 全额上网模式，按照光伏上网电价享受标杆电价；
3) 列入分布式发电市场化试点，参与市场化交易，按3 种交易模式获得收益
分布式光伏项目不同发电模式的电价构成
四、昱辉阳光董事长李仙寿解读
第一直觉就是补贴要降了，2020补贴退出，可以理解为现在0.42的补贴每年降低1/3，即18年0.28，19年0.14，20年0，对应的电站造价从现在的5.50/W降低到18年的4.50，19年的4.0，和20年的3.5/W，考虑技术进步（每年效率提高5%，很难实现），电站成本下降0.25/年，粗略计算，18年全行业在中国市场挤出利润（5.50-4.50-0.25）=0.75，保守按照40GW计算，则18年全年损失利润0.75*40GW=300亿，同理，19年损失利润（4.5-4.0-0.25）*40GW=100亿，20年（4.0-3.5-0.25）*40GW=100亿。考虑到海外市场由于中国竞争加剧，同样会产生组件价格下跌，海外损失也可以参展国内市场计算，这样整个行业在18年损失利润0.75*100GW=750亿，19年0.25*100GW=250亿，2020年损失0.25*100GW=250亿！这是光伏行业最终按照国家补贴进行反向定价原理推导的结论！制造业未来三年不会乐观，特别是规模较大的企业和近两连利润丰厚的多晶硅环节，首当其冲，中小企业由于积极参与离散的分布式市场，反而影响较小！经过这三年的洗礼后，2021年进入配电侧平价时代，没有了补贴也就没有了补贴下降，产品价格只受供需状况影响，市场自行调节，市场会变得平稳！这是长期利好！
补贴下降会导致组件价格下跌，这是毫无疑问的，对那些持有固定PPA的下游企业是重大利好，因为电站建设成本下降而PPA没有下降，项目IRR会上升。短期而言，补贴下降，导致更多上游企业抢占电站资源，下游竞争加剧，电站成本也不会如上篇论述那样就能够快速达到4.5/4.0/3.5，上下游拉锯战，电站收益也会受到影响，但远远没有上游这么惨烈！分布式能源是新电改的重要组成部分，我们先来了解什么是“新电改”，新电改的核心思想就是电网仅收过网费，供电端和售电端全放开，虽然过去几年，尝试了“直购电”政策，以四川为例，水电厂与电力大客户签订直购电合同，电网收取“过网费”，水电收购价0.19，过网费0.21，理论上用户可以拿到0.40的价格，实际上电网巧立明目，收取的过网费远远高于0.21，用户拿到的直购电价格仅仅比电网目录电价低0.02-0.03，只是象征性地给大客户优惠一点，浙江、江苏的直购电方案也是如此，可以说，直购电试点是失败的，也宣告了中国政府的第二轮电改失败了！从最近的国家发改委的文件中，虽然没有强调电改政策，但从字里行间，能感受到新电改的力度，鼓励分布式，实施过网售电，过网费要透明…正如我前面论述到的，实施分布式大计就是新电改，利用分布式能源蚕食电力用户市场，放开限制，实现互联互通，到那时电网再也无法控制电力市场，彻底丧失定价权，这就是这一届政府的电改良方！而地面电站会加剧能源过剩，西部远距离输电没有经济性，东部土地资源匮乏，这不是发展方向！
我们一起恶补电力知识，大电网是由很密密麻麻的中低压配电网（0.4/10/35KV）、高压输电网（110/220KV）、超高压跨区输电网（330/500/750KV）和特高压跨区输电网（1000KV/800KV直流）组成，不同电压等级用途不一样。如果我们将太阳能电站建在新疆，由于本地没有消纳能力，太阳能电力只能通过升压（35KV转330）经过宁夏330枢纽站转送到河南境内（这是电力需求大省，假如太阳能发电企业找到了河南境内的售电客户），线路长度超过3000KM，再通过郑州的220配送各个电力用户，一般电力用户等级为10KV，那么，电网应该如何计算过网费呢？35-330-220-110（35）-10，也就是必须经过5级变压，数千公里的输送，中间的铜损（线路损耗）、铁损（变压器损耗）…无法计算，就算全部售电收入都给了电网，电网也不愿意干，这就是新疆虽然有很便宜的电，早几年也不敢大建火电厂，因为没有经济性。近两年，很多聪明的公司开始转战东部电站，虽然发电效率远远低于西部，但可以就近消纳，输送距离短，将来收取的过网费也相对较低 ！所以太阳能一定是一种就近消纳的一种补充能源，受电网容量和调峰能力的限制，短期内无法大规模发展，大家不要盲目乐观！
五、华东电力设计院吴俊宏解读
1、重点是“过网费”，不是输配电价
在邮票法的输配电价机制中，其实跟电力用户购买电量的电气路径并没有多大关系，也就是说，在已经开展的电力直接交易中，无论用户购买的是隔壁老王家220kV电厂的电，还是远在天边老张家500kV电厂的电，用户缴纳的输配电费是一样的。所以如果分布式发电交易仍然采用邮票法机制的输配电价模式，用户只能仰天长啸“世界上最远的电气距离，不是特高压与我家电表的距离，而是你明明在隔壁，我却还得缴纳考虑全省输电费用的输配电价”。所以这次文件重点讲了，“过网费”应重点考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。因此，这对于分布式发电交易的确是个好消息。
2、考验价格主管部门的又一项艰巨任务
自中发9号文发布以来，价格主管部门成功完成了省级输配电价核定这一艰巨任务，目前正在攻克新增配电网价格机制以及核定办法，现在又多出来一个分布式发电市场化交易试点地区“过网费”的核定任务。本来增量配电网发展的目的之一也是希望通过标尺竞争提高配电服务效率，配电价格自然是标尺竞争重点考虑因素，只是以后的标尺竞争将不仅仅局限于增量配网之间或者增量配网与公共电网之间，现在又多了个分布式发电市场化交易试点地区的价格比较。其实核定“过网费”的同志挺辛苦的。
3、最好别在增量配网区域申请分布式发电市场化交易试点
文件关于“过网费”标准还提到重要一点，“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公共网络输配电价扣减分布式发电市场化交易所涉及最高电压等级的输配电价。那么，如果正好电力用户接入电压等级和分布式发电市场化交易所涉及最高电压等级一致，那么恭喜交易双方，因为你们不需要缴纳“过网费”。所以咱就别在增量配网区域添乱了，现在增量配网业主都承诺做好用户的接入工作，到用户红线的配电线路可是真金白银的投入。电网公司小伙伴们倒不用担心，在准许成本+准许收益的省级输配电价机制下，为分布式发电交易做了贡献的某个供区，可以通过全省范围内的输配电价进行回收。
所以，分布式发电市场化交易的“过网费”还真是很重要。
六、华创证券研究员王秀强解读
1、分布式能源获得发售电资格，盈利能力提升
对于分布式能源而言，曾经遥不可及的设想正在成为现实。在政策框架内，可以参与交易的分布式电源包括：分布式光伏、分布式燃气发电、地热、分布式风电、小水电、生物质发电等，这些项目运营主体可以是企业，也可以是个人。
以项目容量和电压等级为参考系，参与分布式发电市场化交易的项目应满足的条件包括：接网电压等级在35千伏及以下的项目，单体项目容量不超过20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不超过20兆瓦）；单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。电网公司负责核定电压等级及电量消纳范围。
与征求意见稿相比，参与市场交易的分布式电源装机规模由20MW提高到50MW，参与交易的主体范围扩大。
此举突破《电力法》的约束，分布式能源企业具备供售电的资质，当然在开展业务之前还需要取得相关证照并接受监管。按照1996年实施的《中华人民共和国电力法》第25条规定：“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”，在《电力法》尚未修改的前提下，改革就是不断突破制度的藩篱，不断创造新模式的过程，也是决策层和参与各方顶着压力不断博弈的过程。
2、放开60%电力市场，拥抱2万亿元市场规模
110KV是分布式能源市场化交易的最高电压等级，按要求应在与电网联结点同一供电范围内用户进行交易。尽管有相对严苛的供区限定，其背后却是上万亿的电力市场。
目前，国内110kv电压等级属于配网范畴，除一些大工业用户接入110kv以上电网外，几乎其他所有用户都接入110kv系统。粗略测算，110kv电压等级及以下用户占电网负荷60%左右，向分布式能源放开110kv用电市场，相当于将60%的用电市场向分布式能源放开。
按照6万亿千瓦时社会用电总量基数测算，分布式能源能参与3.6万亿千瓦时用电市场交易，分享2万亿元以上电力市场。
按照局部试点、逐步扩大、全覆盖的改革路径，分布式能源项目先以试点为主。第一批试点地区预计在山东、江苏、浙江、安徽等分布式项目规模大、电力负荷稳定地区。参与试点的地区，50MW及以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。
按照国家发改委、能源局提出的时间表，明年2月第一批试点地区启动交易，明年年中前总结评估试点工作并适时进行推广。预计经过一年探索后，分布式市场化交易规模将出现跳跃式增长。
3、电力市场化交易新探索
与普通的售电公司不同，分布式能源项目本身有相对稳定的电源，这是其能在电力交易市场立足的根本。在电力市场交易执行过程中，绕不开电网；分布式能源投资商如果拥有增量配网资源，那么发配售一体的交易模式水到渠成；市场交易对中国电力市场而言不是新鲜事，但扩大市场交易规模、提高交易频次和交易质量，仍需要辅助交易工具优化交易行为。
分布式市场交易的探索是一个样本。按照交易原则，分布式发电市场化交易的机制是，分布式发电项目单位（含个人）与配电网就近电力用户进行电力交易，电网企业（含社会资本投资增量配电网企业）承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式市场化交易，按照政府核定的标准收取“过网费”。
电网过网费标准由项目所在地价格主管部门核定，并报国家发改委。当分布式项目装机容量小于供电区上一年平均用电负荷，“过网费”执行本级电压等级标准，超过时执行上一级电压等级国网标准。举例而言，如果一个园区平均用电负荷40MW，分布式项目容量50MW，则执行高一等级输配电价标准。
4、扶上马送一程，补贴退坡是新常态
把分布式能源推向市场，目的是打破依靠政府管制的管理模式，通过市场选择，培育分布式龙头和标杆。鉴于分布式处于成长期，在政策选择上倾向于“扶上马送一程”，可再生能源补贴政策依然适用。
按照政策，纳入分布式发电市场化交易试点的项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围，按照发电量给以度电补贴。但是，光伏发电在当地分布式度电补贴基础上降低。单体项目容量不超过20MW的，度电补贴比例不得低于10%，超过20MW但不高于50MW的，度电补贴不得低于20%。补贴资金由电网企业转付，鼓励各地出台其他补贴政策。
八、阳光时代环境资源能源研究中心葛志坚解读
（一）准予参与市场化交易的分布式项目规模
定义“分布式发电”是一个十分困难的工作。国家发改委《分布式发电管理暂行办法》、国家能源局《关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》等文件对分布式管理、管制要求各不相同。《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（下称《通知》）从准予参与市场化交易的角度进行了限制性要求：
1．接网电压等级在35千伏以下的项目，单体项目容量不超过20兆瓦（有自用的，在扣除年最大用电负荷后不超过20兆瓦）；
2．接网电压等级不超过110千伏的项目，单体项目容量可超过20兆瓦但不高于50兆瓦。
我们认为，所谓“单体项目容量”的规定在实践中把握尺度可能不一，如若干个项目单个容量都不超过20兆瓦，实际可以合并整合成一个项目，很容易突破上述限制。又如，分期申请备案的项目，每期容量都控制在20兆瓦以内，若干期合并投产后总体容量就容易超过上述限制。
（二）交易模式
对于分布式发电“自发自用、余电上网”模式的突破，我们认为是《通知》最大的贡献：分布式发电将从“假售电”向“真售电”转变，即在接入点上一级变压器供电范围内可以向不特定用户售电。
1．原“自发自用、余电上网”模式
以分布式光伏为例，在“自发自用、余电上网”模式下，分布式电源实际上在25年运营期内只能“绑定”一家用户并向该用户售电；一旦该用户发生破产、清算或倒闭，则基本宣告分布式电源投资失败（可以转为全额上网模式，或与后续厂房业主协商新的屋顶租金）。这一不可控风险根源在于25年内只能绑定一个特定用户并向其“售电”的交易模式。
2．《通知》规定的分布式“直接交易”售电模式
《通知》规定的新交易模式下，分布式电源可以和用户1、用户2和用户4进行售电交易（在不超过110千伏电压等级范围内就近消纳），但不能与用户3进行售电交易。向不特定用户售电，才是“真”售电，可以大幅减少分布式电源“锁定用户”的风险。
3．其他交易模式
《通知》还规定了由电网企业代售和按照标杆电价收购两种交易模式；这两种模式实际是直接交易模式的某种变型。
（三）分布式交易“过网费”
上述几种交易模式都会涉及电网企业收取“过网费”问题，“过网费”收取的多少与标准，直接关系到分布式市场化交易能走多远、走的如何。《通知》规定的“过网费”标准主要是：
1．“过网费”由省物价部门核定，核定前按照“价差法”确定
目前我国的输配电价采取“邮票法”核定，在同价区内（一般为省）电压等级相同的，不论距离远近，均适用同样的输配电价。电压等级越高，其度电电价越低。《通知》采用了“价差法”，即按照下列办法确定过网费（增量配电网配电价格也按照此方法确定）
“过网费”=用户接入电压等级输配电价—分布式发电接入最高等级输配电价。
举例来讲，如分布式发电用户接入电压等级为10千伏，分布式发电以110千伏接入公用电网，则过网费按照0.1735-0.1435=0.03元/千瓦时确定。用户为两部制电价用户的，仍须向电网缴纳基本电费。
（五）前景展望
2017年被业界誉为分布式光伏元年：2017年1-6月全国光伏新增装机超过24GW,其中分布式光伏新增装机超过7GW，是去年同期的2.9倍。然而，分布式电力发展存在的众多体制机制性问题，亟待“顶层设计”。《通知》出台必将对分布式电力发展构成极大的利好：
1、分布式“售电”将成为一种合法的商业模式。《通知》突破了传统分布式“自发自用”的模式，使得分布式电力真正进入“售电”阶段。对于投资人而言，设计一整套合规的分布式售电商业模式将是当务之急。
2、分布式“售电”将与“微电网”并肩发展。分布式“售电”必须依靠电网，而电网高额的过网费将会决定分布式电力“生死存亡”。投资人同步布局“微电网”+“分布式”的模式，承担某一区域内电网企业的职责，也将会成为投资人对某区域的整体化能源解决方案的一部分。
附通知原文：
国家发展改革委 国家能源局
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
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、南方电网公司、内蒙古电力公司：
分布式发电就近利用清洁能源资源，能源生产和消费就近完成，具有能源利用率高，污染排放低等优点，代表了能源发展的新方向和新形态。目前，分布式发电已取得较大进展，但仍受到市场化程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等因素的制约。为加快推进分布式能源发展，遵循《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和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、分布式发电交易的项目规模
分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。分布式发电项目可采取多能互补方式建设，鼓励分布式发电项目安装储能设施，提升供电灵活性和稳定性。参与分布式发电市场化交易的项目应满足以下要求：接网电压等级在35千伏及以下的项目，单体容量不超过20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当 年用电最大负荷后不超过20兆瓦）。单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。
二、市场交易模式
分布式发电市场化交易的机制是：分布式发电项目单位（含个人，以下同）与配电网内就近电力用户进行电力交易；电网企业（含社会资本投资增量配电网的企业，以下同）承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取“过网费”。考虑各地区推进电力市场化交易的阶段性差别，可采取以下其中之一或多种模式：
（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。
（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。
（三）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。
三、电力交易组织
（一）建立分布式发电市场化交易平台
试点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。交易平台负责按月对分布式发电项目的交易电量进行结算，电网企业负责交易电量的计量和电费收缴。电网企业及电力调度机构负责分布式发电项目与电力用户的电力电量平衡和偏差电量调整，确保电力用户可靠用电以及分布式发电项目电量充分利用。
（二）交易条件审核
符合市场准入条件的分布式发电项目，向当地能源主管部门备案并经电力交易机构进行技术审核后，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。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。
四、分布式发电“过网费”标准
（一）“过网费”标准确定原则
“过网费”是指电网企业为回收电网网架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，其核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。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。
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。“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公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。
（二）消纳范围认定及“过网费”标准适用准则
分布式发电项目应尽可能与电网联接点同一供电范围内的电力用户进行电力交易，当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，“过网费”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），以此类推。各分布式发电项目的电力消纳范围由所在市（县）级电网企业及电力调度机构（含增量配电网企业）核定，报当地能源监管机构备案。
（三）与分布式发电项目进行直接交易的电力用户应按国家有关规定缴纳政府性基金及附加。
五、有关政策支持
（一）公共服务及费用
电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务，除向分布式发电项目单位收取政府核定的“过网费”外，其他服务包括电量计量、代收电费等，均不收取任何服务费用。
（二）有关补贴政策
纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围，按照全部发电量给予度电补贴。光伏发电在当地分布式光伏发电的度电补贴标准基础上适度降低；风电度电补贴标准按当地风电上网标杆电价与燃煤标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）相减确定并适度降低。单体项目容量不超过20兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于10%；单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于20%。
享受国家度电补贴的电量由电网企业负责计量，补贴资金由电网企业转付，省级及以下地方政府可制定额外的补贴政策。
（三）可再生能源电力消费和节能减排权益
分布式发电市场化交易的可再生能源电量部分视为购电方电力消费中的可再生能源电力消费量，对应的节能量计入购电方，碳减排量由交易双方约定。在实行可再生能源电力配额制时，通过电网输送和交易的可再生能源电量计入当地电网企业的可再生能源电力配额完成量。
（四）有关建设规模管理
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、风电，根据可实现市场化交易的额度确定各项目的建设规模和区域总建设规模。试点地区在报送试点方案时预测到2020年时建设规模，并可在实施中分阶段提出年度建设规模。对试点方案中的符合分布式发电市场化交易条件的风电、光伏电站项目，在电网企业确认其符合就近消纳条件的基础上，国家发展改革委、国家能源局在回复试点方案论证意见时将一次性确定到2020年底前的总建设规模及分年度新增建设规模。在试点地区，除了已建成运行风电、光伏电站项目和其他政策已明确的不列入国家年度规模管理的类型，新建50兆瓦及以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。
（一）选择试点地区
重点选择分布式可再生能源资源和场址等发展条件好，当地电力需求量较大，电网接入条件好，能够实现分布式发电就近接入配电网和就近消纳，并且可以达到较大总量规模的市（县）级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等。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），暂不开展该项试点工作。
（二）编制试点方案
有关省（区、市）能源主管部门会同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，组织有关地级市（或县级）政府相关部门、电网企业以及分布式发电企业和微电网运营企业，以地级市（或县级）区域、经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等为单元编制试点方案（编制大纲见附件）。有关省（区、市）能源主管部门将编制的试点方案报送国家发展改革委、国家能源局，国家发展改革委、国家能源局会同有关部门和电网企业对试点方案组织论证。
（三）组织实施
有关省（区、市）能源主管部门根据国家发展改革委、国家能源局论证后的试点方案，与有关部门和电网企业等做好工作衔接，指导省级电力交易中心或有关电网企业建立分布式发电交易平台。试点地区的国家能源局派出机构负责研究制订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）指导电网企业组织好分布式发电交易并协调解决试点中出现的相关问题，按照有关规定履行监管职责。
（四）时间安排
2017年12月31日前，有关试点地区完成试点方案编制，进行交易平台建设准备。国家发展改革委、国家能源局论证试点方案后将论证意见回复有关省级能源主管部门。
2018年1月31日前，试点地区完成交易平台建设、制订交易规则等相关工作，自2018年2月1日起启动交易。
2018年6月30日前，对试点工作进行总结评估，完善有关机制体系，视情况确定推广范围及时间。试点顺利的地区可向国家发展改革委、国家能源局申请扩大试点或提前扩大到省级区域全面实施。
来源：能见APP
