政策背景
2017年，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》（以下簡稱《通知》）和《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的補充通知》（以下簡稱《補充通知》），拉開分布式發(fā)電市場化交易的帷幕。其中《通知》明確了分布式發(fā)電試點市場化交易的項目規(guī)模，交易組織、“過網(wǎng)費”核定原則以及相關政策支持；在《補充通知》中進一步明確試點組織方式及分工、試點方案內(nèi)容要求、試點方案報送等具體內(nèi)容。
（來源：遠光能源互聯(lián)網(wǎng) 作者：付工）
分布式發(fā)電的定義及類型
分布式發(fā)電是指接入配電網(wǎng)運行、發(fā)電量就近消納的中小型發(fā)電設施。參與市場化交易的主要涉及分布式光伏及分散式風電項目。
分布式光伏:根據(jù)國家能源局公布的數(shù)據(jù)，截至2019年底，全國分布式光伏累計裝機6263萬千瓦，占比全國光伏總裝機的30.6%。
分散式風電: 由于分散式風電單位千瓦造價及裝機容量都遠高于分布式光伏項目，項目資金門檻較高，建設開發(fā)及運行維護均又對技術儲備有較高要求，加之前期政策不明朗，核準手續(xù)復雜，分散式風電過去幾年發(fā)展較為受限。2012~2019年分散式市場招標總量僅為340萬千瓦，截至2019年底，全國分散式風電累計裝機不及風電總裝機的1%。
參與交易的項目規(guī)模
根據(jù)《通知》，參與分布式發(fā)電市場化交易的項目規(guī)模應滿足：
35kV及以下接入:單體容量≤20MW（有自身電力消費的，扣除當年用電最大負荷后≤20MW）
110kV及以下接入：20MW<單體項目容量≤50MW（在該電壓等級范圍內(nèi)就近消納）
不受規(guī)模限制:全額就近消納的項目，如自愿放棄補貼，可不受規(guī)模限制。
各市場主體承擔職責
分布式發(fā)電項目單位（含個人）:與配電網(wǎng)內(nèi)就近符合交易條件的電力用戶進行電力交易，并以電網(wǎng)企業(yè)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、結算電量、“過網(wǎng)費”標準等。
電網(wǎng)企業(yè)（含增量配電網(wǎng)企業(yè)）:承擔分布式發(fā)電的電力輸送，并配合交易機構組織分布式發(fā)電市場化交易，按政府核定標準收取“過網(wǎng)費” ，同時負責維持電網(wǎng)電力電量平衡，提供保底供電服務。
交易模式
根據(jù)《通知》及《補充通知》，分布式交易分為3種模式，各地可根據(jù)情況采取一種或多種。
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，向電網(wǎng)企業(yè)支付“過網(wǎng)費”。國家政府度電補貼降低10%及以上。
（注：單體容量≤20MW，度電補貼降低比例≥10%；20MW<單體項目容量≤50MW，度電補貼降低比例≥20%）
代理交易模式：分布式發(fā)電項目委托電網(wǎng)企業(yè)代售電，電網(wǎng)企業(yè)扣除過網(wǎng)費后，將售電剩余收入轉(zhuǎn)付給分布式發(fā)電項目單位，國家政府度電補貼降低10%及以上。
全額收購模式：電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)各類發(fā)電的標桿上網(wǎng)電價收購電量，國家對電網(wǎng)企業(yè)的度電補貼扣減配電網(wǎng)區(qū)域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。
過網(wǎng)費如何計算
測算原則：“過網(wǎng)費”是指電網(wǎng)企業(yè)為回收電網(wǎng)網(wǎng)架投資和運行維護費用，并獲得合理的資產(chǎn)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，應考慮分布式發(fā)電市場化交易雙方所占用的電網(wǎng)資產(chǎn)、電壓等級和電氣距離。分布式發(fā)電“過網(wǎng)費”標準按接入電壓等級和輸電及電力消納范圍分級確定。
分布式發(fā)電市場化交易試點項目中，“過網(wǎng)費”由所在省（區(qū)、市）價格主管部門依據(jù)國家輸配電價改革有關規(guī)定制定，并報國家發(fā)展改革委備案。
測算方法：在“過網(wǎng)費”核定前，暫按價差法計算
價差法： “過網(wǎng)費”核定前，暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)公共網(wǎng)絡輸配電價（含政策性交叉補貼）扣減分布式發(fā)電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。
價差法測算舉例：
1） 某電力用戶接入10kV電網(wǎng)，一個5MW分布式發(fā)電項目接入35kV
過網(wǎng)費=10kV輸配電價-35kV輸配電價
2） 某電力用戶接入10kV電網(wǎng)，一個30MW分布式發(fā)電項目接入35kV,但功率已超過該電壓等級供電范圍平均用電負荷，則過網(wǎng)費應計及上一級電壓等級的輸配電價
過網(wǎng)費=10kV輸配電價-110kV輸配電價
按照價差法的測算原則，分布式發(fā)電項目接入電網(wǎng)電壓等級越接近用戶接入電壓等級，則過網(wǎng)費越低，同電壓等級下消納，按價差法測算過網(wǎng)費有可能為零。
不同交易模式下的售電價格(發(fā)電側(cè))及參與交易策略
如果采用傳統(tǒng)模式，分為全額上網(wǎng)以及自發(fā)自用、余電上網(wǎng)兩種交易模式。
1）全額上網(wǎng)模式：售電價格=標桿上網(wǎng)電價
2）自發(fā)自用、余電上網(wǎng)模式：售電價格=目錄電價/燃煤標桿電價+度電補貼
如果采用市場化交易模式，則分為直接交易，代理交易及全額收購三種模式
3）直接交易模式：售電價格=交易電價+度電補貼*（1-10%或20%）
4）代理交易模式：售電價格=綜合銷售電價+度電補貼*（1-10%或20%）
5）全額上網(wǎng)模式：售電價格=標桿上網(wǎng)電價
由此可見，對于分布式項目而言，如果具備市場交易的條件，需要核算售電價格與標桿上網(wǎng)電價的差異，以選擇收益最大化的交易模式，平衡參與市場化交易度電補貼讓渡部分；對于去補貼、平價上網(wǎng)的項目，尤其是分散式風電項目的業(yè)主，項目規(guī)模相對較大，如果能用過網(wǎng)費相對原輸配電價的讓渡部分，去平衡交易電價的讓利部分，實現(xiàn)用戶側(cè)受益，盡管無補貼，仍然可以獲得較高收益；對于有能力在區(qū)域內(nèi)獲取電力用戶資源的項目業(yè)主，可采用直接交易模式，對于沒有能力或者不愿花費精力尋找直接交易對象的項目業(yè)主，則可采取由電網(wǎng)代理交易的模式。
不同交易模式下的用電價格(用電側(cè))及參與交易策略
1）全額上網(wǎng)模式：用電價格=目錄電價=上網(wǎng)標桿電價+輸配電價+政府基金及附加
2）直接交易、代理交易模式：用電價格=交易電價/銷售電價+過網(wǎng)費+政府性基金及附加
可見，對于參與市場化交易的用戶而言，與不參與交易的用戶，用電價格的差異主要來源于輸配電價與過網(wǎng)費之間的差異，以及交易電價與燃煤上網(wǎng)標桿電價之間的差異。而對于參與分布式市場交易與參與傳統(tǒng)市場交易模式的用戶而言，用電價格的差異除了協(xié)商交易電價的差異以外，還有輸配電價與過網(wǎng)費之間的差異。
因此對與用戶而言，如果具備參與市場化交易的條件，在做出是否參與市場化交易、參加分布式還是傳統(tǒng)市場交易時，需要考慮兩個要素：1.與發(fā)電側(cè)可以協(xié)商得到的交易電價水平；2.輸配電價與過網(wǎng)費之間的差距，然后核算不同交易模式下的用電價格，選擇最優(yōu)惠的交易方式。
分布式交易的市場在哪里？
試點名單：2019年5月國家發(fā)改委及能源局公布了2019年分布式發(fā)電市場化交易試點名單，涉及10個省份，均為風電及光伏項目，交易規(guī)模總量限額為165萬千瓦，其中新建項目147萬千瓦。
根據(jù)試點名單，河南及江蘇試點規(guī)模最高，分別為36萬千瓦和30萬千瓦，涉及區(qū)域最多的是江蘇，6個區(qū)域劃入試點名單。根據(jù)2020年3月江蘇省發(fā)改委、江蘇能監(jiān)辦發(fā)布的《關于積極推動分布式發(fā)電市場化交易試點有關工作的通知》，江蘇省將試點范圍明確于蘇州工業(yè)園區(qū)、海門市余東鎮(zhèn)、等7個區(qū)域，其中蘇州工業(yè)園區(qū)和海門市余東鎮(zhèn)交易規(guī)模為5萬千瓦，其余各試點不超過5萬千瓦。
2019年分布式發(fā)電市場化交易試點情況
來源：國家發(fā)改委、國家能源局《2019年分布式發(fā)電市場化交易試點名單》
分布式光伏區(qū)域分布情況
根據(jù)2019年全國分布式光伏裝機情況，山東（942萬千瓦）及浙江（925萬千瓦）為全國分布式光伏裝機最高的兩個省份，江蘇（665萬千瓦）、河北（512萬千瓦）、安徽（481萬千瓦）、河南（454萬千瓦）四省的裝機均超過400萬千瓦，上述省份都均有望成為分布式交易發(fā)展加速地區(qū)，促進存量分布式光伏消納。
2019年全國分布式光伏裝機情況
來源：國家能源局《2019年光伏發(fā)電并網(wǎng)運行情況》，遠光能源互聯(lián)網(wǎng)
分散式風電發(fā)展趨勢
自2019年起國家層面持續(xù)推進分散式風電建設，通過市場化交易等創(chuàng)新發(fā)展方式及簡化項目開發(fā)流程等手段力促分散式發(fā)展。2019年底，多地相繼發(fā)布分散式核準承諾制試行方法，分散式核準流程逐步簡化。
2019年起，多省相繼發(fā)布分散式風電規(guī)劃，規(guī)劃總量近25GW，其中規(guī)劃規(guī)模較大的有河北（700萬千瓦）、河南（658萬千瓦）、及山東、江蘇等經(jīng)濟發(fā)達、用電負荷較大并且電網(wǎng)結構較好益于消納的省份。
此外，還有山西（225+98萬千瓦）、江西（185萬千瓦）、湖北（113萬千瓦）及湖南、安徽、浙江、陜西等中東南部省份也是分散式風電發(fā)展的潛力地區(qū)。上述地區(qū)都有望成為項目業(yè)主開辟分布式交易，爭奪電力用戶的新戰(zhàn)場。
其中河北、河南、山東、江蘇、安徽、浙江也是分布式光伏在運項目規(guī)模較高的省份，在存量分布式光伏及規(guī)劃分散式風電規(guī)模效應推動下，這些地區(qū)有望迎來分布式交易市場的加速發(fā)展。
分布式能源交易的難點
就現(xiàn)階段而言，分布式發(fā)電市場化交易面臨諸多問題，交易模型和交易方式仍不成熟，分布式能源交易主體多，交易機制復雜，各地區(qū)交易政策實施細則方面差異較大等，造成分布式能源交易管理十分困難，對分布式能源發(fā)電商影響尤為明顯，亟需信息化手段進行輔助交易決策。
分布式能源發(fā)電商可借助分布式能源交易輔助決策系統(tǒng)，基于發(fā)電能力、成本及價格預測進行電力用戶匹配、交易模式優(yōu)選及報價策略尋優(yōu)，實現(xiàn)高效交易決策。
發(fā)電能力預測：基于高精度的氣象數(shù)據(jù)，對風電或光伏設備未來的輸出功率進行預測。
成本預測：基于各項成本，包括變動成本、固定成本和財務成本等計算出度電成本，再根據(jù)企業(yè)的經(jīng)營目標，測算出度電價格的下限值。
價格預測：結合就地消納范圍內(nèi)的電力用戶目錄電價、涉及電壓等級的輸配電價、消納范圍內(nèi)到各電壓等級電力用戶的過網(wǎng)費（需基于各地交易政策細則進行測算）、度電補貼扣減等數(shù)據(jù)，倒推出不同交易模式下、針對不同電壓等級電力用戶的交易電價的上限值。此外還需綜合考慮電網(wǎng)約束、區(qū)域內(nèi)競爭情況等因素，對交易電價進行調(diào)整。
交易決策：基于發(fā)電能力預測確定的電量邊界、成本預測以及價格預測確定的度電價格的上下邊界，匹配消納范圍內(nèi)能獲取最大收益的電力用戶，選擇量價最優(yōu)的交易模式，制定合理的報價策略。
分布式能源交易輔助決策系統(tǒng)
