2017年10月底，國家發改委與國家能源局聯合下發《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源【2017】1901號)，就分布式發電遇到的市場化交易程度低、公共服務滯后、管理體系不健全等問題提出了改革方案。2018年1月3日國家能源局官網發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的補充通知》，進一步明確了分布式發電市場化交易試點方案，更詳細的闡明了分布式發電在細則方面的相關要求。

近日，能見Eknower專訪了清華大學能源互聯網創新研究院政策發展研究室主任何繼江，他介紹了分布式發電市場化交易試點項目申報進展情況，并分析了分布式發電市場化交易的未來發展趨勢。

何繼江

清華大學能源互聯網創新研究院政策發展研究室主任。清華大學科技與社會研究所博士、清華大學能源環境經濟研究所博士后。中國能源研究會能源互聯網專委會副秘書長、中國電動汽車充電技術與產業聯盟副理事長、電能替代產業發展促進聯盟專家委員會委員、中國電機工程學會用電與節電專業委員會第五屆專業委員會委員。

能見Eknower：分布式發電市場化交易雖然是針對多種分布式發電方式，但在您看來，最適合開展并且將最快開展的發電方式是哪種?為什么?

何繼江：分布式發電是指接入配電網運行、發電量就近消納的中小型發電設施。主要包括：太陽能發電(光伏電池、光熱發電)、風力發電、生物質能發電等。還有天然氣熱電聯供，如果周邊有明確的消納條件，也算分布式發電。最適合開展市場化交易的是分散式風電和分布式光伏，最快開展的肯定是分布式光伏，由于其安裝設施對地點幾乎沒有要求，最容易發展規模。

能見Eknower：《關于開展分布式發電市場化交易試點的補充通知》中明確要求每個省份必須申報分布式發電市場化交易試點，目前的項目試點申報情況是在怎樣的?

何繼江：目前我了解的信息并不完全，尚有一些省份的試點項目有缺項，正在補材料，但大部分省份的材料都報上來了。試點報得多的省份有八個六個的，也有兩個三個的。像甘肅、新疆等光伏投資監測紅色預警的省份是不需要申報的。

能見Eknower：很多省份在上報的過程中，遇到了一些挑戰和阻礙，比如電網的消納承諾、政府關于稅收和土地方面的承諾等，申報過程遇到的最大阻礙是什么?

何繼江：拿到電網的消納意見可能是試點單位最大的困難。《電網接入及消納意見》《電網服務承諾》等材料都需要當地電網來出具。試點地區的發改委及相關籌備單位與電網公司進行了大量溝通協調工作，有的得到了消納承諾函，有的得到了不同意試點的拒絕函，還有的只得到口頭的說法，未獲得任何書面材料。分布式發電交易需要電網企業提供分布式電源并網運行、輸電以及保障電力用戶可靠用電的技術支持，提供發用電計量、電費收繳等服務，這些都增加了電網企業的運營成本。特別是分布式發電交易不支付未使用的上一級電壓等級的輸電價格，與全部由電網企業供電相比，這部分電量對應的電網企業的售電(或輸配電價)收入就減少了。項目試點是影響電網企業利益的，獲取電網企業的消納承諾函相當不容易。

能見Eknower：一些項目申報單位做了前期了解工作后，選擇觀望態度，等待申報下一批試點。您對下一批試點申報單位，在材料準備方面有哪些建議?

何繼江：選擇觀望是很正常的，首先很多項目單位不了解交易試點，也不了解分布式發電市場化交易，不知道如何去申報。還有一些單位了解了具體情況后，想申報，但是能力有限。由于不了解當地用電負荷，不熟悉當地電網，再加上申報材料的不易取得，起初想試著申報，慢慢就推不下去，最后只能放棄。申報材料方面通知文件里面都有具體的要求，最重要的是要準備比較詳實的消納報告，了解當地電網的基本情況，熟悉當地用電情況，證明未來要建設的項目能在配電網內就近消納。

能見Eknower：目前的幾種交易方式中，相比于委托電網售電和全額上網，政府比較鼓勵直接交易的方式，為什么會鼓勵這種方式?直接交易方式雖然對提高項目單位的投資收益回報也許是有利的，但是會不會收電費時存在困難?

何繼江：直接交易指的是分布式發電項目與電力用戶進行電力直接交易，向電網企業支付“過網費”，分布式發電項目單位與電力用戶以合同方式約定交易條件，與電網企業一起簽訂三方供用電合同。直接交易是完全由市場確定電價，是推動分布式發電市場化的決定性力量。我了解到，浙江省的寧波、嘉興的項目申報選擇了委托電網售電的模式，電網企業對代售電量按綜合售電價格進行收購。但這只是一種消極的試點，對于光伏的市場化并沒有太實質性的突破。選擇直接交易或代售電模式參與分布式發電市場化交易試點都存在提高項目投資收益率的可能性，電費是由電網企業先統一收取，然后按照合同再分給參與各方。

能見Eknower：國家電網明確，省級電力交易平臺建立分布式發電市場化交易模塊，不在市縣公司組建交易平臺，相比把交易模塊放在地方供電局，這樣的安排對推進分布式發電市場化交易落地有何利弊?

何繼江：國家能源局鼓勵試點地區的市(縣)級電網公司承擔交易平臺任務，國家電網公司的內部文件表述是要求在省級電力交易平臺建立分布式發電市場化交易模塊。分布式發電市場化交易發生在某地配網區域內，若由當地市(縣)電網公司承擔交易平臺任務，當地政府會比較方便組織當地的發電資源和用電。國家電網堅持在省級電力交易中心的中長期電力交易平臺上建立分布式發電市場化交易模塊，當地政府對分布式發電資源的調動能力會受到很大制約。分布式發電市場化交易自身屬性決定了這是一個在末端的交易行為，就像北京市內小區菜市場對周邊居民來說是很方便的，如果一定要取消，全部搬到五環外的新發地，當地小區內的居民肯定會非常不方便。

能見Eknower：關于過網費的測算方法，有些試點是在輸配電價的基礎上降低一些作為過網費，也有多個試點是按照電壓等級將輸配電價相減。過網費成為項目申報過程中的一個焦點關注問題，您認為過網費的測算應該怎么做?交叉補貼的問題后續該如何解決?

何繼江：通知文件明確規定：過網費=電力用戶接入電壓等級對應的輸配電價-分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級輸配電價，可見采用差價法是非常明確的，國家電網內部文件中說爭取過網費按全省輸配電價來核算的說法是不符合發改委文件的，用輸配電價作為配電網內就近消納光伏的過網費是沒有道理的，也沒有任何意義。有的省采用差價法算出的過網費比較低，這反映了當地配網的建設管理和投資管理水平很高，這對其他市場主體在當地開展增量配電網建設是極大的挑戰。如果電網公司也認為這個過網費太少，那可能就需要當地政策組織對配電價格進行重新核算，也要特別注意對分電壓等級配電網成本進行核算。由于當前省級電網輸配電價中包含有政策性交叉補貼，這對過網費的核算帶來了不少困擾，很多省份表示無法準備計劃。核算交叉補貼的問題是一個有待解決的問題，而不應該繼續擴大，在試點問題上不應該討論交叉補貼，以便于將交叉補貼逐步厘清，并最終出臺相應政策取消交叉補貼。

能見Eknower：由于光伏、風電裝機規模越來越大，政府補貼壓力越來越大，補貼如何退出已經成為政府近年來考慮的核心問題，分布式發電項目單位對市場化交易寄予厚望，希望能夠通過試點對后補貼時代的商業模式有更加清楚的了解，但同時試點落地、試點規模擴大也必將面臨著不少阻礙，您對試點落地、試點規模擴大有何預期?

何繼江：根據規定若單體項目容量不超過20MW，度電補貼需求降低比例不得低于10%;若單體項目容量超過20MW但不高于50MW，度電補貼需求降低比例不得低于20%;若不要補貼則不限規模。大多數試點申報項目單位的補貼申報是按補貼降低20%做方案的。但實際上最近情況發生了巨大的變化，去年光伏新增裝機53GW，十三五的目標已經提前完成了，把原計劃的補貼實際上也全部用完了，目前，我們看到的光伏政策的變化可以理解為要堅絕控制帶補貼的光伏規模。主管部門的決策將只有兩種方式可選，一是按照即定補貼力度減少光伏發展規模，二是增大光伏發展規模同時減少補貼甚至去除補貼。隨著新投資光伏生產線的加入，預計今年生產規模有可能達到120GW。但若光伏建設規模大幅收縮，整個行業有崩盤的風險，光伏巨頭破產的情況很可能會出現。所以為了整個產業的可持續發展，只能降低甚至取消補貼。分布式發電市場化交易正好能通過市場化手段解決消納問題，甚至在不需要國家補貼的情況下解決。未來試點落地肯定越來越多，規模也會越來越大，增量配網領域必然是分布式光伏的天下。