分布式光伏發電概況及分布式發電市場化交易詳解

2017年我國光伏發電新增裝機高達53.06GW，居可再生能源之首，其中，分布式光伏新增裝機達到20GW，占全部新增裝機的接近40%，市場發展超乎想象，與此同時，分布式發電市場化交易試點開始，為分布式能源的發展提供了有力支撐。

一、分布式(光伏)發電的概述

1.1 分布式光伏發電的概念

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。 有別于集中式光伏發電，分布式光伏發電當地發電、當地并網、當地轉換和當地使用，有效解決了光伏發電的并網問題，以及長距離輸電的損耗問題。

1.2 分布式光伏發電的特點

1.3 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。隨后國家針對分布式光伏行業出臺了支持其發展的系列政策，進一步支持分布式光伏發電的市場拓展。目前，全國28個有分布式光伏發電項目的省份中，浙江、湖南、廣東等地區的分布式光伏發電占比高。

中國分布式光伏發展趨勢圖

從國際發展水平看，中國由于電網特點與開發條件，分布式光伏處在探索與發展階段，與全球發達國家相比仍存在差距。目前，發展較快的省份主要集中在 中、東部地區。

各省(區、市)的分布式光伏發展情況(單位：萬KW)

注：本表數據截至2015年6月底。

二、分布式發電市場化交易對象及規模

2.1 交易對象

分布式發電的特征是接入配電網運行且發電量在所接入的配電網內就近消納，同時需要符合能效、環保、安全等方面的要求。

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。

自發自用、余電上網指：自家安裝的家用光伏電站所發電量，一部分用于自家電器的用電消耗，剩余部分賣給國家電網。家用光伏電站發的所有電量，都可以享受國家0.42元/度的補貼，賣電給國家電網的部分電量按照當地脫硫電價回收(分階梯收費)。

2.2 分布式發電市場化交易對項目規模的要求

市場化交易對項目規模的要求

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。

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。 原因：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。

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。 原因：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。

此外，按照配電網的技術體系，一般最高的電壓等級是110千伏，分布式電源饋入配電網的功率不能向110千伏以上傳送。 原因：110千伏以上的電壓等級是220千伏，如果向220千伏側反送功率，就不是分布式電源了，應對其按集中式電源管理。

三、分布式發電市場化交易機制與交易模式

交易模式一：直接交易模式

1. 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”。

2. 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。

3. 分布式發電項目自行選擇符合交易條件的電力用戶，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、結算方式、結算電價、所執行的“過網費”標準以及違約責任等。

交易模式二：委托電網企業代售電模式

1. 分布式發電項目單位委托電網企業代售電，電網企業對代售電量按綜合售電價格(即對所有用戶按照售電收入、售電量平均后的電價)，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。雙方約定轉供電的合作期限、交易電量、“過網費”標準、結算方式等。

2. 該模式主要是考慮有些分布式電源很小，如家庭(個人)屋頂光伏發電(3-20千瓦);以及有些項目雖然容量較大，但自己沒有能力或不愿花費精力尋找直接交易對象等原因，希望電網公司代理售電。

3. 對于綜合售電價格，《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》未作明確規定，留給試點地區的電網企業，由其結合實際確定分布式發電消納范圍，考慮所涉及電力用戶的電價差別等因素確定。

交易模式三：電網企業按標桿上網電價收購模式

1. 不參與市場交易的分布式發電項目，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。

2. 該模式實際上是將電網企業作為分布式電源的購電方，主要考慮是在該地區已經存在的分布式電源，現在已執行電網企業全額收購，也不一定非要改為前兩種，而且在試點完成全面實行分布式發電市場交易后，如果有的地方依然選擇電網企業統一收購分布式發電項目電量的模式，也是允許。

3. 還有特殊情況，直接交易的分布式發電項目失去了與其交易的用戶或在就近范圍不存在符合條件的交易對象，而所在區域又沒有電網代售電模式，則分布式發電項目發電量仍應由電網企業收購。

4. 這也是一個兜底方式。對分布式發電項目單位而言，這與現在電網企業按標桿上網電價收購沒任何區別;但對電網企業而言，國家在補貼政策上要扣除未承擔輸電業務的上一電壓等級的輸電價格，其結果是減少了國家的補貼支出。

目前分布式電站的交易模式一：全部自發自用模式

1. 全部自發自用模式是指：電站建設所在屋頂或者土地業主全部消納電量的交易方式。其交易價格目前完全由市場決定。一般的約定是按照電網終端銷售電價峰谷平加權平均價格下浮10%—15%左右與電力用戶達成交易價格。這也是政府重點引導的。 2. 發電方的銷售收益為：雙方確認的發電量×(市場交易價格 0.42元/千瓦時)(含增值稅)。

目前分布式電站的交易模式二：自發自用，余電上網模式

1. 自發自用，余電上網模式指：分布式光伏電站大部分電量銷售給屋頂業主，少量電量銷售給電網的交易方式。其交易價格中由兩部分組成：一是給屋頂業主供電是按照自發自用模式定價的;二是銷售給電網的電量則按照火電脫硫脫硝電價結算。

2. 和屋頂業主結算部分為：雙方確認的發電量×(市場交易價格 0.42元/千瓦時)(含增值稅)

3. 和電網結算部分為：電網確認的發電量(火電脫硫脫銷電價 0.42元/千瓦時)(含增值稅)

目前分布式電站的交易模式三：全額上網模式

1. 全額上網模式是指：分布式光伏電站無論是建設在屋頂上，還是地面上。都全額賣給電網的交易方式。 2. 發電方的銷售收益為：電網確認的發電量×國家規定的年度光伏標桿電價(含增值稅)

以上三種交易模式，純就價格而言(不考慮地面電站和屋頂電站發電量差異)目前補貼狀態下，第一種收益最高;第二種次之;第三種最低。

那么我們再來分析分布式市場化交易三種模式的收益狀況：

模式一收益狀況

模式一：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

這種模式是最容易實現的市場化交易方式。如果不在交易平臺交易，那么發電方收益類似自發自用模式。也是我們認為最理想的“隔墻供電”模式。對于電網而言，除了減少的供電量，其他沒有任何損失。

但是從電力交易的長期、安全、穩定性而言，為保證供需雙方的交易安全，此類交易最終一定會走向平臺交易。按照交易行為分析，由于三種模式存在不同的價格差異，最終市場交易價格很可能走向趨同。因此，所謂第一種交易模式收益最高的說法是無法持續的。

這種模式對于交易各方的利益損害是最少的。操作性極強。強力推薦!

模式二收益狀況

模式二：分布式發電項目單位委托電網企業代售電，電網企業對代售電量按綜合售電價格，扣除“過網費”(含網損電)后將其余售電收入轉付給分布式發電項目單位 。模式二其實是把光伏電站發電方等同售電方，委托電網售電公司或者營銷部門對外銷售電量。

綜合售電價格計算：

發電方的銷售收益為：電網確認的發電量×(市場交易形成的綜合售電價格-“過網費”)(含增值稅)。

從中長期交易的結果看，這個綜合銷售電價同樣會無限接近交易平臺的交易價格。

四、市場交易組織

4.1 分布式發電市場化交易平臺

1. 申請參與分布式電力交易

2. 遞交雙邊電力交易合同

3. 接受分布式售電方上網交易 電量預測

4. 負責對交易雙方資格進行審 核

5. 對交易電量進行計量和結算

4.2 針對光伏項目國網已經開展了光伏云平臺。

光伏云平臺是國家電網公司基于互聯網構建的開放共享能源互聯網生態體系，利用大數據、云計算、物聯網、移動互聯技術，依托公司人才、技術優勢，整合光伏全產業鏈資源，打造的“光聯網”服務平臺。通過光伏云平臺，建立競價機制、擴大市場規模、完善服務體系、降低建設成本，帶動“光伏 ”多元化產業形成，促進分布式光伏產業規模化發展。拓展金融服務，光伏云平臺對接眾多金融機構(銀行、信托、保險等)，為客戶提供分布式光伏收益權質押、保理、上網電費理財、財產險等金融服務，切實解決客戶資金短缺、融資難等問題。

4.3 交易規則的制定

地區可依托省級電力交易中心設立市(縣)級電網區域分布式發電交易平臺子模塊，或在省級電力交易中心的指導下由市(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。在省級電力交易機構可以提供分布式發電市場化交易服務的條件下，可由省級電力交易機構承擔，但該交易不同于常規電力交易，為此應制定專門的交易規則。

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。

4.4 審核交易條件

審核流程一

符合市場準入條件的分布式發電項目，在已向當地能源主管部門辦理項目備案的前提下，經電力交易機構進行技術審核后，就可與就近電力用戶按月(或年)簽訂電量交易合同，在分布式發電交易平臺登記。

審核流程二

經交易平臺審核同意后供需雙方即可進行交易，購電方應為符合國家產業政策導向、環保標準和市場準入條件的用電量較大且負荷穩定企業或其他機構。電網企業負責核定分布式發電交易所涉及的電壓等級及電量消納范圍。

五、“過網費”標準確定原則

5.1 過網費標準的制定

定義：“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。

收費標準：按分布式發電項目接入配電網電壓等級及消納范圍確定項目應向電網企業繳納的“過網費”標準。

過網費的制定：過網費由地區省級價格主管部門會同能源主管部門提出具體的核定標準和辦法，省級價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定制定。

與分布式發電項目進行直接交易(主要交易模式)的電力用戶應按國家有關規定繳納政府性基金及附加。

此外，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。

5.2 過網費計算公式

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。

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。

5.3 以北京為算例進行計算。

2017-2019年北京電網輸配電價表

對于一般工商業，如果光伏項目接入35千伏，電力用戶以10千伏電壓等級接入電網，則過網費為0.4505-0.4263元=0.0242元，這是指一般工商業，如果是大工業，則是0.1956-0.1751=0.0205元。因此，北京的目錄電價如下表所示(目錄電價指國家按生產行業分類，所規定的電價標準)。