去年底，江蘇省發(fā)改委與江蘇能監(jiān)辦聯(lián)合下發(fā)《江蘇省分布式發(fā)電市場化交易規(guī)則（試行）》，今年三月又聯(lián)合下發(fā)了《關(guān)于積極推進分布式發(fā)電市場化交易試點有關(guān)工作的通知》（蘇發(fā)改能源發(fā)【2020】198號），正式明確了江蘇七個分布式市場化交易試點范圍及規(guī)模容量要求。要求試點只針對新建風電或光伏項目，也就是分布式新能源發(fā)電項目，接入電壓等級35千伏以下的單體不得超過20MW（扣除自身最大用電負荷后不得超過20MW），20～50MW以內(nèi)的項目接入等級不超過110千伏。

作者丨齊軍

單位丨金風設(shè)計研究院 新能源技術(shù)與市場研究團隊

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至此，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》（發(fā)改能源[2017]1901號）已三年之久，分布式新能源發(fā)電“隔墻售電”終于在江蘇有了實質(zhì)性率先突破，其對全國的分布式發(fā)電市場化交易試點項目的引領(lǐng)和示范意義不言而喻。

一、蘇發(fā)改能源發(fā)【2020】198號解決的核心問題

筆者認為，蘇發(fā)改能源發(fā)【2020】198號文解決了一個核心問題，既分布式發(fā)電市場化交易“過網(wǎng)費”核定問題，明確了試點交易輸配電價執(zhí)行“風電、光伏發(fā)電項目接網(wǎng)及消納所涉及電壓等級的配電網(wǎng)輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費，減免政策性交叉補貼”。

其中“減免政策性交叉補貼”可以說是讓分布式新能源發(fā)電“隔墻售電”試點推進得以柳暗花明，再現(xiàn)希望。

1、電價中政策性交叉補貼的“前世今生”

有必要說一下電價中政策性交叉補貼的形成歷史。我國現(xiàn)行電價機制下，銷售電價中包含政府性基金及附加，以及政策性交叉補貼，存在工商業(yè)補貼居民、城市補貼農(nóng)村、高電壓等級補貼低電壓等級等政策性交叉補貼的情況。適度的交叉補貼，有利于落實國家宏觀政策，保障電力普遍服務(wù)；但如果交叉補貼過重，則不利于引導(dǎo)用戶合理消費和公平負擔。

為此，中發(fā)電改9號文要求妥善處理電價交叉補貼問題。隨后國家發(fā)改委、能源局下發(fā)《關(guān)于推進輸配電價改革的實施意見》進一步明確了操作性要求。即：“過渡期間，由電網(wǎng)企業(yè)申報現(xiàn)有各類用戶電價間交叉補貼數(shù)額，經(jīng)政府價格主管部門審核后通過輸配電價回收；輸配電價改革后，根據(jù)電網(wǎng)各電壓等級的資產(chǎn)、費用、電量、線損率等情況核定分電壓等級輸配電價，測算并單列居民、農(nóng)業(yè)等享受的交叉補貼以及工商業(yè)用戶承擔的交叉補貼。”

電價中的政策性交叉補貼形成過程錯綜復(fù)雜，既是國內(nèi)電價厘清的難點，也是分布式發(fā)電市場化交易利益博弈的焦點問題。江蘇政策性交叉補貼在電價中的占比目前公開信息尚不清晰，但依據(jù)目前已經(jīng)公布的政策性交叉補貼標準（山東0.1016元、吉林0.15元、上海0.103元、福建0.1012元）作為參考，可暫按0.10元/kwh作為江蘇的政策性交叉補貼作為測算參考依據(jù)。

2017年9月江蘇省物價局下發(fā)“2017-2019年江蘇電網(wǎng)輸配電價表”，說明表中電價包含交叉補貼，詳見下表。

2、新政下分散式風電“隔墻售電”可行性分析

以江蘇自發(fā)自用、余電上網(wǎng)分散式風電項目進行“隔墻售電”為例，原來項目自發(fā)自用部分按用戶目錄電價打折90-95折考慮，余電上網(wǎng)部分電價按火電標桿電價0.39元/kwh結(jié)算，涉及電壓等級為35kV。

若項目有機會參與隔墻售電，到用戶端銷售電價=交易電價+輸配電價+政府基金及附加，交易電價不應(yīng)低于現(xiàn)行火電標桿上網(wǎng)電價，若到用戶端銷售電價為0.57-0.60元/kwh考慮（按江蘇大工業(yè)35kV峰谷分時電價打折后考慮，計算過程略，按國家電網(wǎng)辦【2013】1781號文，分散式風電余電上網(wǎng)“隔墻售電”電價中考慮政府基金及附加，政府基金及附加為0.035元/kwh，不考慮系統(tǒng)備用費等）。

則分散式風電項目隔墻售電“過網(wǎng)費”應(yīng)低于（0.57-0.39-0.035）=0.145元/kwh以下才有參與“隔墻售電”的積極性。江蘇目前35kV大工業(yè)輸配電價為0.198元/kwh。分散式風電在現(xiàn)行“過網(wǎng)費”標準下，通過“隔墻售電”獲得額外收益或者滿足行業(yè)收益基準，可以說勉為其難。

但若是減免了0.1元/kwh的政策性交叉補貼后，35kV“過網(wǎng)費”則為：0.198-0.1=0.098元/kwh（未考慮分壓分攤比例），分散式風電通過“隔墻售電”可獲得的上網(wǎng)交易電價為（0.57-0.60）-（0.098-0.035）=0.437-0.467元/kwh，余電上網(wǎng)電價只要高于火電標桿上網(wǎng)電價，則分散式風電項目參與“隔墻售電”的積極性，以及由此帶來的項目盈利性馬上可以得到顯現(xiàn)。

政策性交叉補貼的減免，使得“過網(wǎng)費”不再成為分布式發(fā)電市場化交易（隔墻售電）的“攔路虎”！

二、新的發(fā)展機遇及挑戰(zhàn)

江蘇分布式發(fā)電市場化交易試點過網(wǎng)費減免“政府性交叉補貼”的實操做法，給全國分布式發(fā)電市場化交易起到很好的引領(lǐng)示范作用。隨著國家能源轉(zhuǎn)型力度的進一步加大，大工業(yè)用戶有較強烈的“綠電”需求，因此植根于負荷密集區(qū)域的分散式風電也能借助“隔墻售電”的市場推手，在中東南部低風速區(qū)域促成更為廣闊的發(fā)展機遇。

如江蘇南通、鹽城、無錫、揚州、鎮(zhèn)江、泰州、淮安等市縣的分散式風電項目，若能做到平均風速5.5m/s以上，年發(fā)電小時2500h以上，且電網(wǎng)接入及負荷消納能力較強，通過“隔墻售電”則能形成更為開放靈活的市場空間和增值環(huán)節(jié)。

江蘇電網(wǎng)分布式電源眾多，在“源-網(wǎng)-荷”友好互動、儲能調(diào)峰調(diào)頻應(yīng)用、需求側(cè)管理方面一直走在全國的前列。就地布置、高效利用的分布式電源可通過“隔墻售電”實現(xiàn)就近的“源荷互動”，形成大電網(wǎng)覆蓋下的具有“自愈能力與互供能力”的若干新能源微電網(wǎng)，實現(xiàn)“源-網(wǎng)-荷-儲”各環(huán)節(jié)資源優(yōu)化高效利用、形成新的“合作共贏”盈利模式。共同支撐電力系統(tǒng)的可靠性。

分布式發(fā)電市場化交易的實質(zhì)是電力體制改革利益格局重新分配、電力市場交易機制的深化完善，在后續(xù)的推進實操中，仍然會遭遇很多的問題，包括：

1、電網(wǎng)公司層面有對分布式發(fā)電市場化交易試點的抵觸慣性和博弈心態(tài)，包括“過網(wǎng)費”減免交叉補貼的額度，也可能會有其他利益訴求的提出（如要求繳納系統(tǒng)備用費、相關(guān)服務(wù)費用等）。

2、分布式發(fā)電市場化交易技術(shù)支持平臺的建設(shè)及交易電量確認、電費收取等許多實操層面問題需要逐一解決，需要政府、電網(wǎng)、發(fā)電、售電、用戶統(tǒng)一思想、共同發(fā)力，才能有富于成效的實質(zhì)性推進。

3、高滲透率的分布式新能源發(fā)電在配電網(wǎng)層面“隔墻售電”，潮流分布更加復(fù)雜，安全校核及調(diào)度管理工作也會增加壓力，接下來就是對接入配電網(wǎng)的分布式電源調(diào)控能力、電能質(zhì)量、運行適應(yīng)性會提出更嚴格的技術(shù)要求和考核要求（如去年華東能監(jiān)辦印發(fā)通知，對近1200萬kW分布式光伏集中開展涉網(wǎng)頻率專項核查整改工作，提高低電壓接入的分布式光伏涉網(wǎng)頻率要求）。

電改非易事，任重道遠行。江蘇分布式發(fā)電市場化交易試點的率先破冰，首先是在政府與電網(wǎng)公司高度統(tǒng)一思想，堅定信心不動搖的結(jié)果，這對后續(xù)工作的啟發(fā)是“隔墻售電”的各利益相關(guān)方要在合作共贏、相互支持的前提下共同精耕細作，才能生根發(fā)芽，開花結(jié)果。