两部门明确分布式发电项目与电力用户交易“过网费”标准——分布式发电有望

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为了加快分布式能源的发展，国家发改委和国家能源局近日联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，明确提出试点地区将在2018年1月31日前完成分布式发电市场化交易平台建设，并制定交易规则，从2018年2月1日开始交易。

分布式发电是指与配电网相连、发电就近消耗的中小型发电设施。分布式发电就近使用清洁能源，能源生产和消耗就近完成。它具有能源利用率高、污染排放低的优点，代表了能源发展的新方向和新形式。目前，分布式发电取得了很大的进步，但仍受到市场化程度低、公共服务滞后、管理体制不完善等因素的制约。

为进一步提高市场化程度，通知明确了分布式发电市场化交易的几种机制:

——分布式发电项目直接与电力用户进行电力交易，并向电网企业支付“跨网费”。交易范围应先在附近实现，原则上应限制在接入点一级变压器的供电范围内。

——分布式发电项目单位委托电网企业销售电力，电网企业根据综合销售价格扣除“过网费”(含电量损失)后，剩余销售收入转入分布式发电项目单位。

——电网企业按照国家批准的各类发电上网基准价格购电，但国家对电网企业的补贴应扣除配电网区域内电压等级最高用户对应的输配电价格。

国家能源局相关负责人解释说:“考虑到各地区电力市场交易促进的阶段性差异，可以采用上述一种或多种模式。”

东吴证券(601555)分析师曾多红认为，分布式光伏主要包括两种模式:“自用、剩余电量接入”和“完全接入”。由于电力公司的稳定性问题和电费难以收取等风险因素，分布式光伏电站的运营商往往选择收益低、信誉高的“全接入”模式作为交易方。现在，新政已经实现了“隔墙售电”，在电网企业的保证下，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，在市(县)级建立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调度运营机构进行相关电力交易。交易平台负责分布式发电项目交易电量的月度结算，电网企业负责交易电量的计量和电费的收取。

记者了解到，此次试点对分布式发电交易规模有严格要求。参与分布式发电项目的市场化交易，电网电压等级在35千伏及以下的项目单机容量不得超过20兆瓦。单个项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，并网电压不超过110千伏，在电压等级范围内就近消耗。

“本文件最重要的突破是澄清分布式发电项目和电力用户之间交易的‘网络交叉费’。有了这项政策，分布式发电将迎来爆炸性的发展。”例如，清华大学能源互联网创新研究院政策研究室主任安继江说，例如，北京顺义区的航运空港有很多物流屋顶，面积大，自用电少。现在，它可以卖给110千伏以下的其他用户，只需支付几分网络接入费，而且有许多这样的屋顶。

在计算“跨网费”时，在遵循国家批准的输配电价格的基础上，将考虑分布式发电市场化交易中双方占用的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电的“过网费”标准是根据接入电压等级、传输和用电范围确定的。值得注意的是，电网企业为分布式发电的输电和交易提供公共服务，以及其他服务，包括电能计量、电能采集等。，除了政府批准的分布式发电项目单位的“网络穿越费”外，不收取任何服务费。

在行业更加关注的补贴方面，《通知》明确规定，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，将自动纳入可再生能源发展基金的补贴范围，并按总发电量给予补贴。在当地分布式光伏发电补贴标准的基础上，适度降低光伏发电；风电补贴标准通过减去当地风电网基准价格和燃煤基准价格确定，并适度降低。(记者王雨辰)

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