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(lián)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。