2017年10月底，国家发改委与国家能源局联合下发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源【2017】1901号)，就分布式发电遇到的市场化交易程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等问题提出了改革方案。2018年1月3日国家能源局官网发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，进一步明确了分布式发电市场化交易试点方案，更详细的阐明了分布式发电在细则方面的相关要求。
近日，记者专访了清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任何继江，他介绍了分布式发电市场化交易试点项目申报进展情况，并分析了分布式发电市场化交易的未来发展趋势。
清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任。清华大学科技与社会研究所博士、清华大学能源环境经济研究所博士后。中国能源研究会能源互联网专委会副秘书长、中国电动汽车充电技术与产业联盟副理事长、电能替代产业发展促进联盟专家委员会委员、中国电机工程学会用电与节电专业委员会第五届专业委员会委员。
分布式发电市场化交易虽然是针对多种分布式发电方式，但在您看来，最适合开展并且将最快开展的发电方式是哪种?为什么?
何继江 ：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。主要包括：太阳能发电(光伏电池、光热发电)、风力发电、生物质能发电等。还有天然气热电联供，如果周边有明确的消纳条件，也算分布式发电。最适合开展市场化交易的是分散式风电和分布式光伏，最快开展的肯定是分布式光伏，由于其安装设施对地点几乎没有要求，最容易发展规模。
《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》中明确要求每个省份必须申报分布式发电市场化交易试点，目前的项目试点申报情况是在怎样的?
何继江 ：目前我了解的信息并不完全，尚有一些省份的试点项目有缺项，正在补材料，但大部分省份的材料都报上来了。试点报得多的省份有八个六个的，也有两个三个的。像甘肃、新疆等光伏投资监测红色预警的省份是不需要申报的。
很多省份在上报的过程中，遇到了一些挑战和阻碍，比如电网的消纳承诺、政府关于税收和土地方面的承诺等，申报过程遇到的最大阻碍是什么?
何继江 ：拿到电网的消纳意见可能是试点单位最大的困难。《电网接入及消纳意见》《电网服务承诺》等材料都需要当地电网来出具。试点地区的发改委及相关筹备单位与电网公司进行了大量沟通协调工作，有的得到了消纳承诺函，有的得到了不同意试点的拒绝函，还有的只得到口头的说法，未获得任何书面材料。分布式发电交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加了电网企业的运营成本。特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格，与全部由电网企业供电相比，这部分电量对应的电网企业的售电(或输配电价)收入就减少了。项目试点是影响电网企业利益的，获取电网企业的消纳承诺函相当不容易。
一些项目申报单位做了前期了解工作后，选择观望态度，等待申报下一批试点。您对下一批试点申报单位，在材料准备方面有哪些建议?
何继江 ：选择观望是很正常的，首先很多项目单位不了解交易试点，也不了解分布式发电市场化交易，不知道如何去申报。还有一些单位了解了具体情况后，想申报，但是能力有限。由于不了解当地用电负荷，不熟悉当地电网，再加上申报材料的不易取得，起初想试着申报，慢慢就推不下去，最后只能放弃。申报材料方面通知文件里面都有具体的要求，最重要的是要准备比较详实的消纳报告，了解当地电网的基本情况，熟悉当地用电情况，证明未来要建设的项目能在配电网内就近消纳。
目前的几种交易方式中，相比于委托电网售电和全额上网，政府比较鼓励直接交易的方式，为什么会鼓励这种方式?直接交易方式虽然对提高项目单位的投资收益回报也许是有利的，但是会不会收电费时存在困难?
何继江 ：直接交易指的是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”，分布式发电项目单位与电力用户以合同方式约定交易条件，与电网企业一起签订三方供用电合同。直接交易是完全由市场确定电价，是推动分布式发电市场化的决定性力量。我了解到，浙江省的宁波、嘉兴的项目申报选择了委托电网售电的模式，电网企业对代售电量按综合售电价格进行收购。但这只是一种消极的试点，对于光伏的市场化并没有太实质性的突破。选择直接交易或代售电模式参与分布式发电市场化交易试点都存在提高项目投资收益率的可能性，电费是由电网企业先统一收取，然后按照合同再分给参与各方。
国家电网明确，省级电力交易平台建立分布式发电市场化交易模块，不在市县公司组建交易平台，相比把交易模块放在地方供电局，这样的安排对推进分布式发电市场化交易落地有何利弊?
何继江 ：国家能源局鼓励试点地区的市(县)级电网公司承担交易平台任务，国家电网公司的内部文件表述是要求在省级电力交易平台建立分布式发电市场化交易模块。分布式发电市场化交易发生在某地配网区域内，若由当地市(县)电网公司承担交易平台任务，当地政府会比较方便组织当地的发电资源和用电。国家电网坚持在省级电力交易中心的中长期电力交易平台上建立分布式发电市场化交易模块，当地政府对分布式发电资源的调动能力会受到很大制约。分布式发电市场化交易自身属性决定了这是一个在末端的交易行为，就像北京市内小区菜市场对周边居民来说是很方便的，如果一定要取消，全部搬到五环外的新发地，当地小区内的居民肯定会非常不方便。
关于过网费的测算方法，有些试点是在输配电价的基础上降低一些作为过网费，也有多个试点是按照电压等级将输配电价相减。过网费成为项目申报过程中的一个焦点关注问题，您认为过网费的测算应该怎么做?交叉补贴的问题后续该如何解决?
何继江 ：通知文件明确规定：过网费=电力用户接入电压等级对应的输配电价-分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价，可见采用差价法是非常明确的，国家电网内部文件中说争取过网费按全省输配电价来核算的说法是不符合发改委文件的，用输配电价作为配电网内就近消纳光伏的过网费是没有道理的，也没有任何意义。有的省采用差价法算出的过网费比较低，这反映了当地配网的建设管理和投资管理水平很高，这对其他市场主体在当地开展增量配电网建设是极大的挑战。如果电网公司也认为这个过网费太少，那可能就需要当地政策组织对配电价格进行重新核算，也要特别注意对分电压等级配电网成本进行核算。由于当前省级电网输配电价中包含有政策性交叉补贴，这对过网费的核算带来了不少困扰，很多省份表示无法准备计划。核算交叉补贴的问题是一个有待解决的问题，而不应该继续扩大，在试点问题上不应该讨论交叉补贴，以便于将交叉补贴逐步厘清，并最终出台相应政策取消交叉补贴。
由于光伏、风电装机规模越来越大，政府补贴压力越来越大，补贴如何退出已经成为政府近年来考虑的核心问题，分布式发电项目单位对市场化交易寄予厚望，希望能够通过试点对后补贴时代的商业模式有更加清楚的了解，但同时试点落地、试点规模扩大也必将面临着不少阻碍，您对试点落地、试点规模扩大有何预期?
何继江 ：根据规定若单体项目容量不超过20MW，度电补贴需求降低比例不得低于10%;若单体项目容量超过20MW但不高于50MW，度电补贴需求降低比例不得低于20%;若不要补贴则不限规模。大多数试点申报项目单位的补贴申报是按补贴降低20%做方案的。但实际上最近情况发生了巨大的变化，去年光伏新增装机53GW，十三五的目标已经提前完成了，把原计划的补贴实际上也全部用完了，目前，我们看到的光伏政策的变化可以理解为要坚绝控制带补贴的光伏规模。主管部门的决策将只有两种方式可选，一是按照即定补贴力度减少光伏发展规模，二是增大光伏发展规模同时减少补贴甚至去除补贴。随着新投资光伏生产线的加入，预计今年生产规模有可能达到120GW。但若光伏建设规模大幅收缩，整个行业有崩盘的风险，光伏巨头破产的情况很可能会出现。所以为了整个产业的可持续发展，只能降低甚至取消补贴。分布式发电市场化交易正好能通过市场化手段解决消纳问题，甚至在不需要国家补贴的情况下解决。未来试点落地肯定越来越多，规模也会越来越大，增量配网领域必然是分布式光伏的天下。
