“價格機制和各類‘新政’間的銜接是個坎兒。”一位資深電力人士近日如此評價“隔墻售電”。

據公開信息，繼2017年10月底，國家發改委、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)后，廣東、湖北、寧夏等地集中在3月組織召開分布式發電市場化交易試點的相關研討，山東、江蘇等地則已于近日向國家發改委、國家能源局上報試點名單。

分布式發電市場化交易似乎已箭在弦上，但目前仍有不少業內人士認為，市場化交易試點落地對推動分布式光伏發展的作用還有待觀察，正在確定價格機制、編制交易方案的地區就遇到諸多疑問。

部分地區尷尬的“過網費”

在2018年3月2日廣州市發改委組織召開的分布式發電市場化交易方案編制研討會上，增城區上報的方案中10千伏一般工商業用戶“過網費”達度電0.3099元。

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在其微信公眾號上說，該價格并未按照1901號文中對“過網費”的定義測算，其中很大部分是交叉補貼。

1901號文發布之后，國家能源局新能源司相關負責人對《通知》進行了解讀，其中提到，“過網費”是指電網企業為回收電網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，其核算在遵循國家核定輸配電價基礎上，考慮分布式發電交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離。

分布式發電“過網費”標準按接入電壓等級和輸電及電力消納范圍分級確定。當分布式發電項目總裝機容量小于供電范圍上年度平均用電負荷時，即可認定該項目的電量在本電壓等級范圍消納，執行本級電壓等級內的“過網費”標準，超過時執行上一級電壓等級的過網費標準(即扣減部分為比分布式發電交易所涉最高電壓等級更高一電壓等級的輸配電價)。此時該分布式電源對電網運行的影響已擴大到上一級電壓等級范圍，已按接入上一級電壓等級配電網對待，理應承擔上一級電壓等級的過網費。分布式發電項目接入電網電壓等級越低且消納范圍越近，則“過網費”越少。

“過網費”核定前，暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣除分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價執行。

一位業內人士指出，分布式發電中的“過網費”采用電壓等級為單一衡量維度，但目前的電價體系中包含政策性交叉補貼，而交叉補貼又是多層次、多維度的體系，可能存在于同一省區不同地市之間，工商業與居民用戶之間等等，相互交錯。因為有交叉補貼的存在，分布式發電市場化交易的“過網費”很難用“電壓等級扣減”的思路算清楚。

“這就等于是用一個二維的坐標去確定多維立體。”上述業內人士打比方說。

這并非改革歷程中首次遇到交叉補貼的問題了。早在省級輸配電價核定過程中，以及電力直接交易規模擴大，部分省區一般工商業用戶準入市場時問題就已凸顯。部分省區一般工商業用戶因承受了較多交叉補貼，如果進入直接交易市場反而出現電價“倒掛”現象，即按照直接交易成交價格加上輸配電價及附加基金高于目錄電價，對直接交易規模擴大造成了一定壓力。

多位業內人士認為，交叉補貼逐步退出，還原電力商品屬性是電價改革的最終目標。而要真正促進分布式發電的市場化交易，至少“暗補”要過渡到“明補”，努力使交叉補貼透明化。

電源、用戶或進退兩難

補貼退坡是眾多新型能源形式即將面對的共同挑戰。

據國家能源局統計，在工商業分布式已經平價、居民分布式接近平價的大背景下，屋頂分布式繼續不限指標，預計2018年分布式光伏裝機有望持續高增長。這也意味著國家的財政壓力將越來越大。

在過去數年里，一直保持不變的分布式補貼，使得分布式項目維持了較高的收益水平，但限制光伏電站發展的土地、限電等因素始終沒能得到很好地解決。推出分布式發電市場化交易的初衷是讓分布式電源和用戶之間能夠擁有更多選擇，為就近消納創造更大需求，同時降低補貼標準，減輕補貼壓力。

但對于“自發自用、余電上網”模式下的分布式電源來說，參與交易還是余電上網可能是個兩難選擇。

例如，自用比例是90%，余電上網為10%的項目，不參與交易可以獲得3毛7的補貼，參與交易后余電上網部分收益可能會稍有增加，但整體補貼要被打折。

還有一種風險是，退出試點回到“自發自用、余電上網”模式時，補貼可能更低，這時，當初的投資模型也就不再適用。

對于參與分布式市場化交易的用戶來說，電力直接交易如何與其銜接也是問題之一。 目前大部分省區獲得準入資格的用戶都是全電量進入電力市場，如果兩者準入用戶范圍有所重合，用戶需要二選一嗎?如果允許同時參與，偏差電量該如何對接?

除此之外，分布式發電與增量配網試點也有千絲萬縷的聯系。

eo記者此前報道過，根據1901號文，分布式發電參與市場化交易的其中一種模式是電網企業(含增量配網)按照規定收取“過網費”，業內人士分析，這將直接影響增量配網的營收。同時，由于電網規劃超前于分布式發電項目準入，當區域電網大規模接入分布式發電時，將間接增加增量配電網冗余投資，電力電量平衡也將影響到配電價格的核定。

另一方面，根據相關政策文件，區域內分布式發電項目，由電網企業支付國家度電補貼，由于可能生能源電費補貼往往滯后，將對增量配網運營商的資金流產生影響。采用配網代收，省級電網代繳可再生能源補貼的模式，將進一步影響資金運作。

附：各地分布式市場化交易試點相關動向梳理

2018年1月9日，國家能源局新能源司梁志鵬副司長一行來粵調研分布式發電市場化交易工作情況。廣東省發改委吳道聞副主任主持召開座談會，國家能源局南方監管局、廣州市發展改革委、肇慶市發展改革局、南方電網公司、廣東電網公司、廣州供電局、廣東電力交易中心、光伏企業代表等有關同志參加座談。

2018年3月19日，湖北省能源局組織召開了分布式發電市場化交易試點項目研討會。省物價局、華中能源監管局、國網湖北省電力有限公司等單位相關處室負責人，天門市政府有關領導及發改部門負責人參加會議。

2018年3月30日，西北能源監管局受邀參加了寧夏分布式發電市場化交易試點研討會議。中衛市、中寧縣、寧東管委會的代表分別介紹了試點方案編制情況。決定在進一步完善試點方案的基礎上，向國家發改委、能源局上報1到2家試點方案。

2018年4月2日在“第十三屆中國(濟南)國際太陽能利用大會暨展覽會”上，國家能源局山東監管辦公室監管處處長徐連科出席大會，主旨演講中提到，山東剛剛上報了三個試點項目。

2018年5月3日，江蘇能源監管辦官網報道，能監辦已和省發改委(能源局)、省物價局共同向國家發展改革委、國家能源局上報《關于申報江蘇分布式發電市場化交易試點的請示》，上報蘇州等6個地區分布式發電市場化交易試點方案。