繼國家發改委和國家能源局在2017年10月31日聯合發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源【2017】1901號)和2017年12月28日聯合發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的補充通知》(發改能源【2017】2150號)以來，河北省能源局也在近日發布了《關于開展分布式光伏發電市場化交易試點的通知》，這也預示著分布式發電市場化交易的到來離我們更近一步了!本篇投融君就來給大家全面解析下分布式發電市場化交易。

一、為什么開展分布式發電市場化交易?

分布式發電位于電力消費場所或與之相鄰，所發電力無需遠距離及升降壓傳輸。與集中式發電供電方式相比，具有減少電力損耗、節省輸電費用以及減少對土地和空間資源占用的優點，特別是可就近利用清潔能源資源。由集中式向分布式轉型是能源供給模式的發展趨勢，也是我國實現能源系統結構優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，創造政府、企業和用戶多贏的局面。

二、什么項目可以參與分布式發電市場化交易試點?

1、已建成運行的、已備案在建的和預計新建的光伏發電(含地面光伏電站)、分散式風電項目;

2、接入配電網運行、發電量就近消納的中小型發電設施，就近消納比例不低于75%;

3、規模限定：

接網電壓等級≤35千伏，單體容量≤20兆瓦(有自身電力消費的，扣除當年用電最大負荷后不≤20兆瓦);

20兆瓦<單體容量≤50兆瓦，接網電壓等級≤110千伏，在該電壓等級范圍內就近消納;

4、在試點地區，新建50兆瓦及以下風電、光伏電站項目均需參與市場化交易模式;

5、除風電、光伏發電投資監測預警紅色區域(或棄光率超過5%的區域)。

三、交易模式

1、直接交易：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”，分布式發電項目單位與電力用戶以合同方式約定交易條件，與電網企業一起簽訂三方供用電合同。

2、代售電模式：分布式發電項目單位委托電網企業(國家電網)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)后將其余售電收入轉付給分布式發電項目單位。

3、收購模式：電網企業按國家核定的各類發電的標桿上網電價收購電量，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。

四、不同交易模式的電價構成

規定：

1、接網電壓等級≤35千伏，單體容量≤20兆瓦(有自身電力消費的，扣除當年用電最大負荷后不≤20兆瓦)，度電補貼需求降低比例不得低于10%;

2、20兆瓦<單體容量≤50兆瓦，接網電壓等級≤110千伏，在該電壓等級范圍內就近消納，度電補貼需求降低比例不得低于20%。

五、“過網費”標準確定原則

分布式發電“過網費”標準按接入電壓等級和輸電及電力消納范圍分級確定，在分布式發電市場化交易試點項目中，“過網費”由所在省(區、市)價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定制定，并報國家發展改革委備案。

當分布式發電項目總裝機容量小于供電范圍上年度平均用電負荷時，即可認定該項目的電量在本電壓等級范圍消納，執行本級電壓等級內的“過網費”標準，超過時執行上一級電壓等級的過網費標準(即扣減部分為比分布式發電交易所涉最高電壓等級更高一電壓等級的輸配電價)。

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。例如，某電力用戶以10千伏電壓等級接入電網，一個5兆瓦分布式發電項目接入該10千伏線路所在變電站的高壓側35千伏，則過網費=10千伏輸配電價-35千伏輸配電價;若一個30兆瓦分布式發電項目接入35千伏側，但功率已超過該電壓等級供電范圍平均用電負荷，則過網費=10千伏輸配電價-110千伏輸配電價。

各省“過網費”暫未核定，下表為能源互聯網團隊整理的已公布了一般工商業110KV輸配電價地區的過網費，僅供參考。