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1月19日，由清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主办的第二期分布式发电市场化交易试点研讨会在京举行。何继江博士担任本次研讨会的召集人和主持人，并邀请了国家发改委能源所赵勇强博士，中国农业大学杨德昌博士，江苏苏中电力设计院宋季东博士，中国循环经济协会可再生能源专委会彭澎，国网北京电科院黄仁乐，北京电力电力经济技术研究院舒彬等专家参与讨论。本次研讨会继承上一期研讨会先由与会单位介绍试点项目，专家后点评的模式。并主要就试点区域消纳问题展开讨论。
图一 研讨会成员介绍试点项目 现场问题整理： 1、分布式发电市场化交易结算模式对比？ 分布式发电商业模式分为： ①自发自用，余电上网，享受0.42元/kwh度电补贴 ②全额上网，享受光伏上网标杆电价 ③分布式试点区域按照三种交易模式获取收益 三种交易模式： （一）分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。 （二）分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。 （三）电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价
从用户侧收取电费的按照华北、华东、华中和广东的简单平均值，大工业用户全日平均销售电价在0.65元左右，8am-6pm平均销售电价在0.7元左右；一般工商业用户全日平均销售电价在0.8元左右，8am-6pm平均销售电价在0.85元左右。 这个价格高于目前全额上额光伏的电价（一类地区0.55元，二类地区0.65元，三类地区0.75元）。
向电网支付过网费根据各地过网费核定完成之前的暂定办法（具体见通知原文），大部分地区临时过网费的范围在2-10分之间（除了南网地区部分省份偏高）。 在扣除了过网费之后，在给客户有几分钱的电价优惠的情况下，绝大部分地区的光伏直接交易价分布式光伏就近售电的度电收入应该至少可以达到0.7-0.8元的水平，高于全额上额光伏的电价。 就近消纳的分布式光伏实际上已经实现了用户侧平价，而不是能源局文件所说的2020年才能实现。现在最后的障碍就是无法实现隔墙售电。 2018年的度电补贴是0.37元，试点项目按文件规定下调至少10%（不超过20MW）或20%（20-50MW），补贴至少在0.29元。 其实，不要补贴，光伏企业就能够实现盈利。 今年是试点开拓阶段，试点项目的补贴作为政策红利还是有必要保留。 但2019年，应该全面推广分布式光伏市场化交易，补贴应该降低一半，控制在0.15元左右。2020年，可以取消绝大部分地区的补贴。
2、分布式发电包括哪些类型？ 1901号文件原文 分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。 释读：大家很关注究竟哪些发电类型适用本次试点。对1901号文件仔细分析，发现多次出现风电，光伏，而且数次强调可再生能源发电项目。可以判断，适用本文件的发电类型主要是分散开发的光伏和风电，以及生物质发电、沼气发电等可再生能源发电。而且，试点地区的基本条件之一就是分布式可再生能源资源和场址条件好。 文件和解读文章都未明确提及天然气热电联产。我判断，天然气热电联产不是本次文件打算考虑的，因为天然气不是可再生能源。而且天然气在没有额外补贴的情况下，采用本次试点的三种交易模式，经济性的改善并不明显。如果以天然气热电联产为主的项目，建议就不要考虑申报了。 北京市已经基本明确，市内不再新建天然气三联供项目。
3、 分布式发电的规模？ 1901号文件： 参与分布式发电市场化交易的项目应满足以下要求：接网电压等级在35千伏及以下项目、单项项目容量不超过20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当年最大负荷后不超过20兆瓦）；单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。 释读：以前对分布式光伏有明确界定，单个项目规模小于6兆瓦，35千伏以下接入电网。这次文件把规模改了，不但沿用了此前的微电网文件中的20兆瓦的规模数，这还不算自身电力消费规模。而且这文件还进一步明确不超过50兆瓦容量，在110千伏并网的也能算是分布式发电，只要能够就近消纳！ 中国有许多工业园的电负荷密度很高。一个数平方公里的产业园区用电量达到数亿千瓦时的不在少数。这样的园区消纳一二百兆瓦的光伏基本是没有问题的。只要光伏项目是分散成若干个不到50兆瓦的，并且接入不同的110千伏变电站的，这都是分布式。像苏州工业园，2017年用电量130亿千瓦时，一吉瓦光伏在苏州，发电量大体在11亿千瓦时以下，消纳根本不是问题。但目前提出的试点规模，努力又努力，才三五百兆瓦，这实在不少了。 4、什么叫就近消纳？
释读：官方解读稿中出现了两种就近消纳的标准，标准一是分布式电源馈入配电网的功率不能向110千伏以上传送。标准二是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。 标准二的优点是容易识别，只要把上年的平均用电负荷调出来，就可以确定分布式发电的最大功率。标准一更科学，也更严格。但难点在于实时数据调用比较困难，如果要实现智能化控制的话，设备改造、安全调度等方面的工作量不小。 严格来说，这两者有明显的差别。因为分布式发电装机总容量在比上年度平均用电负荷低的情况下，有可能出现向110千伏以上倒送电的情况。比如，某50兆瓦光伏接入110千伏变电站，平均负荷是60兆瓦，按标准二，算就近消纳，但是该园区在春节前后的两个星期期间，平均负荷可能只有20兆瓦。而光伏的峰值功能可能高达40多兆瓦，这样就会出现光伏发电向110千伏以上倒送电的情况。这就与标准一相矛盾了。 怎么办？我感觉试点项目还是按标准一来甄别，比较简单。但光伏电站等分布式发电还是要密切了解电网的负荷动态，主动和电网调度提前协调，在安全有保障的情况下，可以倒送部分电力。如果电网认为安全通不过，则分布式发电要做好调峰，或弃光的准备。电网也可以设计一套针对分布式发电的调度控制系统，这需要体制和技术创新的内容也不少。 以下是部分参会代表合影留念
编者注：感谢我的研究助理丁琰妍的整理。本文未经所有与会专家审核，内容不完整，也可能不准确，仅供参考，如读者有相关重大决策，请仔细核实、研判。 这次研讨会有河南、福建、上海、湖南、内蒙、山东的朋友专程赶来开会，并有几家有全国性业务的能源企业参加。就目前我了解到有限的信息，已经有多个省份出现了不止一家试点申报的情况，这是可喜的局面。 期待每个省都有高质量的试点方案上报。 因临近年底，大会议室没订到，很多报名人没法参加研讨会，不过这类研讨会人少更便于沟通，下周五上午有可能组织第三次研讨会，正在参与筹划试点的朋友们可在微信公号留言，注明，姓名，单位，和试点的关系。或加 王磊 微信 13821246725，请注明“交易试点”，将拉你入微信群，先参与讨论，等待正式会议通知。 欢迎试点申报单位留言咨询，深入研讨，共同做好试点工作。 可在微信公号留言，可在文章末尾留言，也可微信18001192876. 2018年1月20日晚上自深圳返京，本文发布于深圳机场 何继江 这是何继江的个人微信公众号，也发布志同道合者的原创文章。 |
