一、分布式(光伏)發電的概述

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：以液體或氣體為燃料的內燃機、微型燃氣輪機、太陽能發電(光伏電池、光熱發電)、風力發電、生物質能發電等。分布式光伏發電是指建在用戶需求側，通過光伏組件將太陽能轉化為電能的發電方式。

作為一種新型的發電方式，分布式光伏發電具備如下特點：

(1)較小的輸出功率。因為模塊化特點, 規模可靈活調整。

(2)較輕的環境污染，且發電過程中不產生噪音。

(3)因光伏發電在白天出力較高，可部分緩解白天供電緊張。

(4)可實現發電用電并存。

分布式發電發展現狀

中國分布式光伏電站起步較早，2002年，國家提出“送電到鄉工程”，揭開了分布式光伏發電的序幕。2009年開始，中國通過“金太陽”工程和“光伏建筑一體化”工程兩項措施，以投資補貼方式使分布式光伏發電得到了迅猛的發展。截至2015年6月底，光伏電站裝機容量達3578萬KW，其中分布式光伏電站裝機 容量達571萬KW，占比16.0%。

分布式發電參與市場的原因

1、分布式發電位于電力消費場所或與之相鄰，電力無需遠距離及升降壓傳輸。

2、與集中式發電供電方式相比，具有減少電力損耗、節省輸電費用以及減少對土地和空間資源占用的優點，特別是可就近利用清潔能源資源。

3、2013年國家發展改革委發布《分布式發電管理暫行辦法》，國家制定了支撐分布式發電的一系列政策。各級電網企業建立了服務分布式發電接入電網運行的制度和工作機制。

二、分布式發電市場化交易對象及規模

可參與市場的分布式發電形式有：“自發自用、余電上網”，分散開發的光伏電站和風電場接入配電網等符合接網電壓等級并就近消納的項目。

對參與分布式發電市場化交易的項目的規模，也就是向電網輸入的最大功率作了限制：

(1)接網電壓等級在35千伏及以下的項目且容量不得超過20兆瓦(有自身電力消費的，扣除當年用電最大負荷后不得超過20兆瓦);

(2)分布式電源接入110千伏(或66千伏)配電網，項目容量可以超過20兆瓦但不高于50兆瓦且在該電壓等級內就近消納;

(3)此外，分布式電源饋入配電網的功率不能向110千伏以上傳送。

做這樣限定的目的是確保分布式電源的發電量在接入電壓等級范圍內就近消納。界限電壓規定為110千伏主要是為了防止電能向220千伏電壓等級側反送功率。

三、分布式發電市場化交易機制與交易模式

分布式發電項目單位(含個人)與配電網內就近符合交易條件(能消納其全部上網電量)的一家或多家電力用戶進行電力交易，并以電網企業作為輸電服務方簽訂三方供用電合同，約定交易期限、交易電量、結算電價、“過網費”標準及違約責任等。

交易模式

(1)直接交易模式

這是分布式發電參與市場的主要模式，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”。交易范圍首先就近實現，原則上應限制在接入點上一級變壓器供電范圍內。

(2)委托電網企業代售電模式

電網企業對代售電量按綜合售電價格，扣除“過網費”(含網損)后將其余售電收入轉付給分布式發電項目單位。

(3)電網企業按標桿上網電價收購模式

電網企業按國家核定的各類發電的標桿上網電價全額收購上網電量，但國家對電網企業的度電補貼要扣減配電網區域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。

過網費

過網費”是電網企業為回收電網網架投資和運行維護費用，并獲得合理的資產回報而收取的費用。過網費核定前，即現用計算公式：過網費=電力用戶接入電壓等級對應的輸配電價-交易所涉最高電壓等級輸配電價。

下面以江蘇為例計算分布式光伏市場化交易后的經濟性問題。

算例參數做如下假設：10MW光伏電站項目，接入35kV等級變壓站，日均發電30000kWh，峰、平、谷電力分別占比50%、45%、5%。對10kV等級的普通工業用電戶進行供電。

模式一：直接交易

江蘇電網輸配電價表

因此，過網費=10kV輸配電價(用戶接入電壓等級)-35kV輸配電價(交易所涉最高電壓等級)=0.015元。

政策優惠有國家補貼和新能源售電兩部分組成。

因此直接交易模式的發電收入如下表所示。

模式二：委托電網企業代售電

關于綜合售電價格，政策未作明確規定，現根據清華大學何繼江博士的解讀，暫按目錄電價收取，如果有峰谷電價，就按其加權平均計算。網損電費按1%計算。查閱資料可知：江蘇省10kV一般工商業的目錄電價為0.8033元，峰谷電價的加權平均為0.8366元，則在模式二下的發電企業收入=30000*(0.8366-0.015-0.8366*1%)=24397.02元。

模式三：電網企業按標桿上網電價收購

這里光伏的標桿電價=脫硫煤電的標桿電價+光伏補貼。在本例中，光伏標桿電價按0.85元計算(江蘇目前脫硫煤電的標桿電價是0.391元)

由上文計算的全額上網電價為25500元，配電網區域最高電圧等級為35kV，其輸配電價為0.3595元。因此發電企業的收入為:發電收入=全額上網收入-輸配電價=25500-30000*0.3595=14715元。

對分布式發電項目，特別是分布式光伏項目進行跨用戶售電(也就是俗稱的“隔墻售電”)，政策在過網費方面做了相當有力的支持;另外，分布式發電項目也需要進一步詳細測算不同交易用戶和交易類型下的過網費，選擇最為合適的交易方式;從總體看，對于包含分布式光伏項目在內的各類分布式發電項目都是重大利好，尤其是在同一配電臺區范圍的就近消納模式，將是未來分布式發電市場化交易的最主要形態。

四、市場交易組織

交易規則的制定

地區可依托省級電力交易中心設立交易平臺子模塊，或在其指導下由市(縣)級電力調度機構或社會資本投資增量配電網的調度運營機構開展相關電力交易。

考慮到分布式發電市場化交易是一種簡易電力交易行為，如果市(縣)級電網企業有能力組織，也可以將交易平臺設在市(縣)級電網企業，更便于將交易與電網運行、電費收繳、結算相銜接。交易規則應至少包括交易模式、電力電量平衡機制、電費收繳和結算及“過網費”標準。

五、分布式發電市場化對其他電力企業的利弊

電網企業：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，這些都增加電網企業的運營成本。交易給電網企業增加的成本，全部計入核定區域輸配電價的總成本予以回收。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。

售電公司：作為一個分布式光伏發電項目與用戶之間的價值橋梁，通過簽訂代理購售電合同、打捆交易等方式，為光伏企業和與用戶承擔交易風險，并提升系統的整體運行效率。所以，售電公司將以越來越專業化的姿態參與到整個園區或社區的購售電業務中。

六、補貼政策

納入分布式發電市場化交易試點的可再生能源發電項目建成后自動納入可再生能源發展基金補貼范圍，按照全部發電量給予度電補貼。

光伏發電、風電度電補貼標準適度降低。單體項目容量不超過20兆瓦的，度電補貼需求降低比例不得低于10%;單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦的，度電補貼需求降低比例不得低于20%。

由于其現階段發電成本高，難以發展壯大，因此國家規定，在工商業用電價格的基金及附加中，增加可再生能源發展基金，以補貼新能源產業的電價，即政策性交叉補貼。光伏扶貧主要是在住房屋頂和農業大棚上鋪設太陽能電池板，“自發自用、多余上網”。

2018年光伏發電項目價格

1、根據當前光伏產業技術進步和成本降低情況，降低2018年1月1日之后投運的光伏電站標桿上網電價，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.55元、0.65元、0.75元(含稅)。

2、2018年1月1日以后投運的、采用“自發自用、余量上網”模式的分布式光伏發電項目，全電量度電補貼標準降低0.05元，即補貼標準調整為每千瓦時0.37元(含稅)。

3、村級光伏扶貧電站(0.5兆瓦及以下)標桿電價、戶用分布式光伏扶貧項目度電補貼標準保持不變。

七、新能源消納措施

八、分布式發電面臨問題及區塊鏈的應用

區塊鏈售電一個很重要的應用場景,就是分布式能源基于微網的區塊鏈售電。分布式能源的本地銷納，需要設計基于本地的能源微網通過區塊鏈實現這樣點對點的用戶和發電者之間的電力交易。

九、總結及展望

分布式發電參與市場完善了可再生能源價格機制，減少了新增補貼資金需求，促進了新能源全產業鏈的健康有序發展。此外，分布式發電市場化鼓勵電能的就近消納，不僅具有能源利用率高、污染排放低等優點，同時還有效地解決了電力在升壓及長途運輸中的損耗問題。

最后總結分布式發電市場化交易的“核心準則”為16字，即“就近建設，以銷定產，市場交易，取消補貼”。