近年来，国家发展和改革委员会(NDRC)和国家能源局(nea)继续推动分布式发电的市场化交易。2017年10月31日，两部委发布《关于开展分布式发电试点市场交易的通知》(NDF[2017] 28号)。(1901年)，明确了分布式发电试点市场交易的项目规模、交易组织、“网费”核定原则及相关政策支持。2017年12月28日，《关于开展分布式发电试点市场交易的补充通知》重新印发《发展改革办公室2150号文件》，进一步明确试点组织、分工、试点内容要求、试点方案报送等具体内容。2019年5月20日，《关于印发2019年首批风电、光伏发电平价互联网项目的通知》(能源[2019]29号)2019年，全国10个省市共确定26个分布式发电市场交易试点项目。
政策背景
分布式发电位于用电现场或临近用电现场，不需要远距离输电或高压输电。与集中式发电相比，具有降低电力损耗，节约输电成本，减少土地和空间资源占用，特别是就近利用清洁能源资源的优点。《能源生产和消费革命战略(2016-2030年)》2795年，国家发展和改革委员会、国家能源局确定了“主要依靠清洁能源实现增量需求”的发展目标，明确了“注重分布式利用，促进可再生能源高比例发展”。该路线的实施规划了“促进分布式能源利用的重要途径”。在有条件的建筑物、工业园区和地区，充分利用分布式天然气和分布式可再生能源，建设相对独立、自我平衡的个体能源体系。
根据能源分布格局，合理布局产业集群，完善就近消费机制，促进就地生产和消费。宏伟的蓝图。
近年来，分布式发电的发展速度加快。然而,由于现有的电力系统技术系统、管理系统、市场机制的设计是根据集中供电模式,分布式发电的电网,电力市场交易机制和政府公共服务管理体系仍有更多的失踪,分布式发电的力量的使用节能、经济、安全的优势并没有充分发挥。国家发展和改革委员会、国家能源局组织市场化的分布式发电的实验的目的是探索和适应网格分布式发电技术服务管理系统、电力交易机制和销售电价政策的改革探索和评价结论的基础上,飞行员,最终形成普遍适用的分布式发电技术、市场和政策体系。
交易机制及模式
分布式发电项目单位内从事电力交易与最近的电力用户符合交易条件的分销网络,并签订三方电力供应和电力合同与电网企业作为传输服务提供者,它规定的事务,事务的权力,结算价格,“网络跨越费”标准和违约责任。分布式发电项目单位选择与一个或多个电力用户进行交易，这些用户可以使用他们所有的在线电力。电网企业操作分销网络(包括企业社会资本的投资增量的分销网络,以下简称电网企业)承担分布式发电的电力传输,收集“天桥费”根据标准得到政府批准,并承担的责任保证最低电源电力用户。
项目规模要求:电网额定电压为35kv及以下的，单次容量不得超过20mw(自身用电的，扣除当年最大用电负荷后小于20mw)。单个项目的容量超过20兆瓦，但不超过50兆瓦，电网电压等级低于110千伏，并在该电压等级的范围内被吸收。
网费核定原则:根据接入电压等级、传输方式和功耗范围，确定分布式发电的“网费”标准。在验证之前,电力传输和分配的价格参与市场交易的最高电压等级应扣除暂时根据分布式发电的电力传输和分配价格相对应的省级电网公共网络电压等级电力用户的访问(包括政策交叉补贴)。
分布式光伏电站试点确定了三种市场交易模式:
一个是直接交易模式。分布式发电项目选择与满足交易条件的电力用户直接交易，并向电网企业支付“过桥费”。“网费”的交易范围原则上限于接入点的上层变压器供电范围。这个模型是这个pilot的主要模型。
二是委托电网企业销售电力。分布式发电项目单位委托电网企业代为售电。电网企业应当将剩余的电力销售收入的单位分布式发电项目扣除“网络费”(包括网络损失)在综合电力销售价格(即电价在电力销售收入和平均电力销售价格为所有用户)。该模型适用于分布式发电项目业主无法或不愿将能源用于寻找直接交易对象并通过电网公司代理出售电力的情况。《通知》没有明确综合售电量价格和分布式发电消费范围，由试点地区自行确定。
三是基于基准上网电价的电网企业收购模式。试点地区不参与市场交易的分布式发电项目，由电网企业按照国家批准的各类发电上网电价基准上网电价的总发电量购买。事实上，这种模式是对现有分布式发电项目互联网接入模式的延续，也是一种保障措施。但对于电网企业，国家将未承接输电业务的前一电压水平的输电电价从补贴政策中扣除，这将减少国家补贴支出。
为例分析
根据对重庆地区分布式项目的案例分析，目前重庆地区的目录销售价格和输配价格分别见表1和表2。假设分布式风电项目20MW，接入35kV变电站，陆上风电价格为0.57元/KWH。根据现行规定，电网企业购买上网电价基准为0.3964元/KWH，国家补贴0.57-0.3964= 0.1736元/KWH。假设项目业主通过直接交易方式将全部电能出售给同一区域内的单个10kV电力用户。假设客户电价为0.66元/KWH，低于客户电价清单(0.6761元/KWH)。电网企业跨网费(10kV输配电价-35kV输配电价)=(0.1859-0.1632)=0.0227元/KWH;分布式发电项目业主收入(用户到户电价-网费-附加基本款)为(0.66-0.0227-0.049663)=0.587637元/度，高于全额购买;政府不再提供财政补贴。
可以看出，如果采用这种模式，可以增加分布式项目业主的收入，降低用户到家庭的电价，取消政府补贴，实现“三方共赢”。唯一受到影响的是电网公司，输电和配电每千瓦时的价格从0.1859元下降到0.0227元，导致每千瓦时损失0.1632元。此外，它还负责可再生分布式发电的“间歇”供应。
分析和展望
可再生能源补贴缺口加大、落实责任难、微电网技术发展等问题导致政策出台。国外已有成熟的基于可再生能源和分布式交易的离网运行案例，能源革命战略也明确了分布式发电交易市场化的发展路径。分布式发电项目试点市场交易在本质上实现了“分块销售”，符合电力系统的基本规律和物理特性，是建立面向清洁能源的分布式电力交易机制的有益尝试。但从短期来看，从政策衔接和改革进程来看，促进分布式发电市场交易仍存在障碍，主要表现在以下几个方面:
一是输配电价改革存在矛盾。当前电网输配电价格包括验证的输配电成本保证用户,走向市场化用户的传输和分配成本和传输成本增量分布网络的区域,这是一个复杂的集。实际输电和配电的成本不同的电压水平尚未完全阐明。此外,在电力传输和分配价格验证的过程中,基于策略的交叉补贴通常是评估在电力传输和分配220 kv及以上的价格,这客观上造成的现实110 kv及以下配电价格低,这并不有利于进一步促进分布式发电的市场交易。
二世。输电能力储备成本。由于分布式发电项目多为风电、光伏等“间歇”发电类型，大部分项目无法实现对电力客户的稳定供电，因此电网企业需要承担备用输电能力，保证供电。然而，从电网企业的备用输电能力和为应对“间歇性”所提供的辅助技术措施，是无法收回成本的。客观上增强了电网企业对分布式发电项目的“阻力”。
三世。交易组织实施中的困难。国家发展和改革委员会(NDRC)和国家能源局(nea)在1901年的文件中要求“该试点项目将于2018年2月1日开始交易。”2018年6月30日前，我们将对试点工作进行总结和评估，完善相关机制和制度，确定适当的推广范围和时间。”第2150条将时间节点更改为“最迟于2018年7月1日正式启动”。然而，实际进展远远落后于文件的要求，26个试点项目的清单直到2019年5月20日才最终确定，表明实施进展缓慢的困难。在我看来,一个症结在于证明文件需要提交试点项目包括“意见的访问和消费分布式发电电网在试点地区,证实了省级电网企业,以及承诺支持电网服务和计量电费的集合”。分布式市场交易是政府、发电业主和电力用户之间的“三方共赢”，直接影响电网企业输配电价收入。然而，分布式发电项目业主能否申请试点项目，需要电网企业的支持和建议，这就像“马到成功”，大大增加了申请试点项目的难度。与市场导向交易相适应的监管权力相对薄弱。甚至在试点文件中都没有提及，所以试点项目的进度和预期效果都会大大降低。
分布式市场交易面临的问题只是冰山一角。在电力体制改革过程中，上述情况或多或少都存在。改革应该是在新旧体制转换过程中，利益主体不断斗争，政府治理能力不断提高的结果。
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