一、 江苏省分布式发电市场化交易试点在全国具有引领作用

江苏分布式发电市场化交易文件将很快发布，共7个试点将于今年落地，包括苏州工业园区、常州市天宁郑陆工业园、盐城市现代高端纺织产业区、海门市余东镇、江阴市、姜堰经济技术开发区，以及兴化市。其中，苏州工业园区和海门市余东镇交易规模均5万千瓦，盐城市现代高端纺织产业区和姜堰经济技术开发区交易规模分别为4.8万千瓦和4.7万千瓦，其余试点交易规模较小，均1万千瓦以下。

2019年9月12日，国家能源局江苏监管办公室公开对《江苏省分布式发电市场化交易规则（征求意见稿）》征求意见。虽然文件第二条明确“本规则适用于江苏现阶段开展的分布式发电市场化交易试点“，意味着只有纳入试点的项目才允许适用此交易规则，但了解政策来龙去脉后，就会明白江苏这份征求意见稿是突破性进展。尤其此次省级文件由江苏首发，作为中国主要电力市场省份，在全国的引领和示范作用不可谓不强。

二、过网费标准是分布式发电市场化交易的关键

2017年10月，国家发改委、能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》），至今已近三年，试点却迟迟无法落地，足见阻力之大。国网总部多次公开明确支持国家各项电改政策，其中包括分布式发电市场化交易。但据地方电力公司反馈，关键在于过网费的收取标准，即”责、权、利“的重新划分。如果只强调电网让利，而缺少责任和权利调整，改革推进难度较大。明确责任和利益边界是未来试点能否顺利推行的关键，其中过网费标准是核心问题。

与2017年相比，目前分布式发电出现几点新变化：一是光伏发电成本下降40%左右，尤其531新政后，光伏组件价格继续大幅下降，使光伏度电的技术成本已接近煤电上网电价，远低于电网销售电价；二是电力改革步伐时快时慢，新增配网项目并不顺利，但近期又出台相关文件推动电改，同时国家电网新领导履新，市场期待新人新气象；三是江苏试点项目是新老结合，在《2019年分布式发电市场化交易试点名单》中，江苏共有6个分布式发电市场化交易试点，正式名单有7个试点项目，其中4个项目包括已建成的分布式光伏项目，这部分已建成项目大概率是531新政之后的并网项目，没有补贴，希望通过市场化交易盘活资产。

三、分布式发电项目单位与电网彼此让利共赢是解决途径

大的环境变化推动交易模式转变。首先新增光伏项目电价确实很低，极具竞争力，如果电网管理仍然偏紧，例如并网难等，一些分布式开发项目被迫将成为“不备案，自己建，不接网，自供电”模式。电网在并网环节确实对项目有“生杀大权”，但前提使项目希望得到补贴、得到正式身份的前提下。一旦项目不需要补贴，分布式光伏项目有可能采取自我供电不并网，其对电网来说是负荷不可预测的丢失。届时电网将会发现，白天负荷下降，但阴天或光照不好时仍靠大电网支撑，电网的调度难度将成倍增加。与其互相伤害，不如坐下谈谈共赢模式，分布式开发商仍在电网备案，电网根据自身掌握的本地电源数据，提供并网和售电相关服务，按照一定标准收取过网费或服务费即可。

过网费可以说是项目能否落地的关键。2017年《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》规定，当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，“过网费”执行本级电压等级内的“过网费”标准，超过时执行上一级电压等级的过网费标准（即扣减部分为比分布式发电交易所涉最高电压等级更高一电压等级的输配电价），以此类推。而此次江苏试点交易输配电价执行“风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费，减免政策性交叉补贴”。

除过网费外，2017年10月国家发改委、能源局《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，对参与市场化交易的分布式发电项目规模也作出了规定，“接入电压等级35千伏及以下的项目，单体容量不超过20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不超过20兆瓦）；单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接入电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。”

如果要推动电力交易市场化，为分布式发电项目的服务范畴和收费设定一个弹性区域更利于打开这扇大门。“十四五”期间，分布式发电是能源利用的重要模式之一，一个弹性健康的机制符合所有参与者利益。此外，随着光伏度电成本下降，为其提供服务的各方机构，包括电网和储能等均有可能从中获益，但其前提是保障光伏的装机增长。电网总部其实已经非常清楚，波动性大的可再生能源是重要客户，无论特高压还是分布式，最需要电网供电侧服务的是可再生能源，这一共识高度一致。在这一背景下，分布式发电项目单位与电网彼此让利是共赢的解决途径，此次江苏省分布式发电市场化交易试点可以说在全国迈出了尝试性的第一步。

附：江苏分布式发电市场化交易试点名单

作者：

彭澎 中央财经大学绿色金融国际研究院特邀专家