由集中式向分布式轉型是能源供給模式的發(fā)展趨勢，也是我國實現能源系統(tǒng)結構優(yōu)化和清潔化目標的必由之路。未來，能源供給將呈現多元化、共享化，最終使得分布式新能源生產者和消費者可通過互聯網化的能源交易平臺實現自由交易。
分布式發(fā)電市場化交易，有助于形成由市場決定電價的機制，構建市場化交易流程和交易體系，反映分布式電力的合理價值，盡快實現平價上網，創(chuàng)造政府、企業(yè)和用戶多贏的局面。
亟待打破藩籬
1月，國家發(fā)改委和國家能源局印發(fā)了《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的補充通知》，要求各地區(qū)分布式發(fā)電市場化交易試點最遲均應在上半年全部啟動。
事實上，國家能源局已于2016年在江蘇、浙江開展調研，探討分布式發(fā)電直接交易的相關問題。2017年，分布式發(fā)電市場化交易試點的文件密集下發(fā)，拉開市場化交易帷幕。
為什么要開展分布式發(fā)電市場化交易?因為光伏等可再生能源正在我國的能源系統(tǒng)中承擔起更重要的角色。
“2017年全年，全國分布式光伏新增裝機量超過19GW，同比超過360%，超前5年分布式光伏總裝機量，在新增裝機量中占比超過36%，其中戶用光伏裝機已達到2GW以上。”中國光伏行業(yè)協(xié)會副理事長、秘書長王勃華告訴記者。
與此同時，分布式發(fā)展卻面臨著體制機制不合理的問題。一方面項目收益較差。“自發(fā)自用”外的余電上網，由電網公司以當地煤電標桿電價收購，“自發(fā)自用”比例低于60%將會造成效益低下，而實際當中高于60%的項目少之又少。另一方面，則是分布式發(fā)電項目市場化程度低，尚離不開政府階段性的扶持和政策傾斜。長期以來，這些項目在自身無法消納全部電力的情況下，無法向相鄰的電力用戶供電，嚴重制約行業(yè)發(fā)展。
“在電價機制方面，也并沒有那么合理，分布式承擔了超過自身使用輸電資產的費用。”電力規(guī)劃設計總院智能電網部李振杰博士坦言，雖然分布式發(fā)電不占用高壓輸配電網絡，電網企業(yè)收購分布式發(fā)電的電價卻等同煤電標桿電價(扣除國家補貼部分后)，意味著把分布式發(fā)電等同于遠距離輸送的煤電，未體現分布式發(fā)電因輸電距離近而節(jié)省的輸電費用，客觀上對分布式發(fā)電的發(fā)展形成抑制。
分布式發(fā)電市場化交易將有效提高分布式發(fā)電的利用率和經濟效益，促進形成經濟轉型升級發(fā)展的新動能。
減少財政依賴
根據SOLARZOOM智庫1月24日發(fā)布的相關報告，2017年末，我國的可再生能源補貼缺口已超800億元，其中光伏補貼缺口達496億元。
分布式發(fā)電是指接入配電網運行、發(fā)電量就近消納的中小型發(fā)電設施，包括自發(fā)自用類型和地面電站類型。
分布式交易試點，可以通過市場化機制，讓試點范圍內電網企業(yè)讓渡部分過網費，即電網企業(yè)過網費收取標準更合理，參與市場化交易后，分布式發(fā)電成本有望進一步降低，并在一定程度上減少對財政補貼的依賴。
“建立分布式發(fā)電市場化交易機制，改變電網公司的盈利模式，科學核定‘過網費’，開放分布式發(fā)電項目在配用電端的發(fā)展，使分布式發(fā)電能夠向第三方售電，拓寬對適宜屋頂的選擇范圍，可大大降低自用電比例不足帶來的收益降低風險。” 李振杰分析道，“分布式交易市場化的核心是讓多方共贏，促進分布式發(fā)電的健康和可持續(xù)發(fā)展。”
三種交易機制
分布式發(fā)電市場交易過程中，分布式發(fā)電項目單位(個人)與配電網內就近電力用戶進行電力交易，電網企業(yè)承擔電力輸送，并配合有關電力交易機構組織分布式發(fā)電市場化交易，按政府核定的標準收取“過網費”。 “過網費”是指電網企業(yè)為了收回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。
目前，有三種可選的分布式發(fā)電交易模式。
第一種是直接交易模式。分布式發(fā)電項目與電力用戶進行電力直接交易。在降低了企業(yè)過網費的情況下，分布式光伏發(fā)電項目、用戶可以通過價格協(xié)商適當提高上網電價，對分布式發(fā)電項目、用戶、國家都有益處。
第二種模式則是委托電網企業(yè)代售電。電網企業(yè)對代售電量按綜合售電價格扣除“過網費”后將其余售電收入，轉付給分布式發(fā)電項目單位。李振杰告訴記者：“這種模式適用于分布式電源很小的項目，如屋頂光伏發(fā)電，以及雖然項目容量較大但沒有能力、精力去尋找直接交易對象的情況。”
第三種模式則是按照標桿電價收購。電網企業(yè)按照國家核定的各類發(fā)電的標桿上網電價全額收購上網電量，但國家對電網企業(yè)的度電補貼要扣減配電網區(qū)域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。
“按照標桿電價收購的模式，可視作兜底模式。對分布式項目而言，這與現在電網企業(yè)按照標桿上網電價收購沒有任何區(qū)別，但對電網企業(yè)來講，國家在補貼政策上要扣除未成單輸電業(yè)務的上一電壓等級的輸電價格，減少了國家補貼支出。”李振杰告訴記者。
哪種交易模式收益更高?李振杰按照某地分布式光伏項目年發(fā)電1200小時，算了一筆經濟賬：設想某地區(qū)工業(yè)用戶通過35KV電壓等級接入，電價為0.98元/kwh，針對3種模式進行經濟效益分析，第一種3.7年可回收成本，第二種為4.2年，第三種則需要6.5年。由此，直接交易模式經濟效益更好，這也是目前國家層面力推的模式。
“分布式發(fā)電裝機需要面積不小的土地，可能會涉及到土地性質問題。申請容量可能會超過上限，對消納能力預估尚不明確，比如某地暫停商業(yè)光伏項目132.08萬千瓦，全部并網后將占全市最大負荷78.3%，遠超地方關于支持光伏最大安全負荷值。”李振杰提醒分布式發(fā)電市場交易在推進過程中，有可能遇到諸多難點。
