两部门分布式发电有望迎来爆发式增长

　　为加快推动分布式能源发展，国家发展改革委、国家能源局近日联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，明确2018年1月 1日前，试点地区完成分布式发电市场化交易平台建设、制定交易规则等相干工作，自2018年2月1日起启动交易。

　　分布式发电是指接入配电运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。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，但仍遭到市场化程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等因素的制约。

　　为了进一步提升市场化程度，《通知》明确了分布式发电市场化交易的几种机制：

　　——分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电企业支付“过费”。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。

　　——分布式发电项目单位拜托电企业代售电，电企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过费”（含损电）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。

　　——电企业按国家核定的各类发电的标杆上电价收购电量，但国家对电企业的度电补贴要扣减配电区域最高电压等级用户对应的输配电价。

　　国家能源局有关负责人解释说：“考虑各地区推动电力市场化交易的阶段性差别，可采取以上其中之一或多种模式。”

　　东吴证券分析师曾朵红认为，此前分布式光伏主要包括“自发自用、余电上”和“全额上”两种模式，由于受限于用电企业的稳定性问题，存在电费收取困难等风险因素，分布式光伏电站运营商常常会选择收益率较低、但是交易方为信誉较高的电企业的“全额上”模式。如今，新政实现了“隔墙售电”，有电企业作保障，上述问题将得到有效解决。

　　考虑到分布式发电项目的特殊性，《通知》提出，试点地区可依托省级电力交易中心设立市（县）级电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点下由市（县）级电力调度机构或社会资本投资增量配电的调度运营机构展开相干电力交易。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，电企业负责交易电量的计量和电费收缴。

　　了解到，此次试点对分布式发电交易的项目规模做了严格要求。参与分布式发电市场化交易的项目，接电压等级在 5千伏及以下的项目，单体容量不超过20兆瓦。单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。

　　“这份文件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‘过费’。有此政策，分布式发电将迎来爆发式发展。”清华大学能源互联创新研究院政策研究室主任何继江举例说，比如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，才几分钱的过费，而这样的屋顶有很多很多。

　　在“过费”核算上，在遵守国家核定输配电价基础上，将考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电资产、电压等级和电气距离。分布式发电“过费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级肯定。值得注意的是，电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。

　　在业界比较关注的补贴方面，《通知》明确，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，依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下降；风电度电补贴标准按当地风电上标杆电价与燃煤标杆电价相减确定并适度降低。