問：為什么開展分布式發電市場化交易試點?
答 ：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。2013年國家發展改革委發布《分布式發電管理暫行辦法》，國家制定了支撐分布式發電的一系列政策。各級電網企業建立了服務分布式發電接入電網運行的制度和工作機制。
近年來，分布式發電發展逐步加快。但是，由于現有電力系統的技術體系、管理體制、市場機制是按集中式發電供電模式設計的，分布式發電所需的電網公共服務、電力市場交易機制以及政府管理體制仍存在較多缺失，分布式發電在電力利用方面的節能、經濟性和安全性等優勢還未充分發揮。國家發展改革委、國家能源局組織分布式發電市場化交易試點的目的是探索與分布式發電相適應的電網技術服務管理體系、電力交易機制和輸配電價政策改革等，在試點探索和評估總結基礎上，最終形成可普遍適用的分布式發電的技術、市場和政策體系。
問：分布式發電市場化交易是否僅限于“自發自用、余電上網”的項目?
答： 分布式發電的特征是接入配電網運行且發電量在所接入的配電網內就近消納，同時需要符合能效、環保、安全等方面的要求。《通知》未對分布式發電作“自發自用、余電上網”的限定。除了“自發自用、余電上網”項目可開展交易，分散開發的光伏電站和風電場接入配電網符合《通知》規定條件和接網電壓等級并就近消納的項目都可以開展交易。
問：分布式發電市場化交易對項目規模有什么要求?
答： 《通知》對參與分布式發電市場化交易的項目的規模，也就是向電網輸入的最大功率作了限制：接網電壓等級在35千伏及以下的項目容量不超過20兆瓦(有自身電力消費的，扣除當年用電最大負荷后不超過20兆瓦)，之所以做這樣的限定是為了確保分布式電源的發電量在接入電壓等級范圍內就近消納。此外，也允許分布式電源接入110千伏配電網，項目容量可以超過20兆瓦但不高于50兆瓦，發電量在接入的110千伏電壓等級范圍內就近消納。按照配電網的技術體系，一般最高的電壓等級是110千伏，分布式電源饋入配電網的功率不能向110千伏以上傳送。110千伏以上的電壓等級是220千伏，如果向220千伏側反送功率，就不是分布式電源了，應對其按集中式電源管理。西北電網、東北電網的電壓等級分級有些特殊，可參照上述電壓等級劃分方法。
問：分布式發電市場化交易機制是什么?
答： 分布式發電項目單位(含個人)與配電網內就近符合交易條件的電力用戶進行電力交易，并以電網企業作為輸電服務方簽訂三方供用電合同，約定交易期限、交易電量、結算電價、“過網費”標準及違約責任等。分布式發電項目單位首先與能消納其全部上網電量的電力用戶進行交易，特殊情況也不排斥與一家以上電力用戶交易。運營配電網的電網企業(含社會資本投資增量配電網的企業，以下簡稱電網企業)承擔分布式發電的電力輸送，并配合有關電力交易機構組織分布式發電市場化交易，按政府核定的標準收取“過網費”。電網是一個電力輸送、維持發用電平衡和系統穩定運行的平臺，由于大多數分布式發電項目不能提供穩定發電，實際上電網企業要承擔電力用戶保底供電責任。
問：試點區域實行什么樣的市場交易模式?
答： 一是直接交易模式。這也是本次試點的主推模式，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”。交易范圍首先就近實現，原則上應限制在接入點上一級變壓器供電范圍內。分布式發電項目自行選擇符合交易條件的電力用戶，并以電網企業作為輸電服務方簽訂三方供用電合同，約定交易期限、交易電量、結算方式、結算電價、所執行的“過網費”標準以及違約責任等。
二是委托電網企業代售電模式。分布式發電項目單位委托電網企業代售電，電網企業對代售電量按綜合售電價格(即對所有用戶按照售電收入、售電量平均后的電價)，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。雙方約定轉供電的合作期限、交易電量、“過網費”標準、結算方式等。該模式主要是考慮有些分布式電源很小，如家庭(個人)屋頂光伏發電(3-20千瓦);以及有些項目雖然容量較大，但自己沒有能力或不愿花費精力尋找直接交易對象等原因，希望電網公司代理售電。關于綜合售電價格，《通知》未作明確規定，留給試點地區的電網企業，由其結合實際確定分布式發電消納范圍，考慮所涉及電力用戶的電價差別等因素確定。
三是電網企業按標桿上網電價收購模式。在試點地區不參與市場交易的分布式發電項目，電網企業按國家核定的各類發電的標桿上網電價全額收購上網電量，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。該模式實際上是將電網企業作為分布式電源的購電方，主要考慮是在試點地區已經存在的分布式電源，現在已執行電網企業全額收購，也不一定非要改為前兩種，而且在試點完成全面實行分布式發電市場交易后，如果有的地方依然選擇電網企業統一收購分布式發電項目電量的模式，也應允許。還有特殊情況，直接交易的分布式發電項目失去了與其交易的用戶或在就近范圍不存在符合條件的交易對象，而所在區域又沒有電網代售電模式，則分布式發電項目發電量仍應由電網企業收購，此時也是一個兜底方式。對分布式發電項目單位而言，這與現在電網企業按標桿上網電價收購沒任何區別;但對電網企業而言，國家在補貼政策上要扣除未承擔輸電業務的上一電壓等級的輸電價格，其結果是減少了國家的補貼支出。
問：“過網費”標準確定原則是什么?
答： “過網費”是指電網企業為回收電網投資和運行維護費用，并獲得合理的資產回報而收取的費用，其核算在遵循國家核定輸配電價基礎上，考慮分布式發電交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離。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。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)。此時該分布式電源對電網運行的影響已擴大到上一級電壓等級范圍，已按接入上一級電壓等級配電網對待，理應承擔上一級電壓等級的過網費。分布式發電項目接入電網電壓等級越低且消納范圍越近，則“過網費”越少。
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。
問：“過網費”標準如何制定?
答： “過網費”由試點地區省級價格主管部門會同能源主管部門提出具體的核定標準和辦法，省級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。與分布式發電項目進行直接交易的電力用戶應按國家有關規定繳納政府性基金及附加。但是按《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》，對分布式光伏發電自用電量免收可再生能源電價附加等針對電量征收的政府性基金，對此類分布式應落實好相關政策。“過網費”核定前，暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣除分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價執行。
問：消納范圍如何認定?
答： 分布式發電項目應盡可能與電網聯接點同一供電范圍內的電力用戶進行電力交易。開展試點的消納范圍可以是同一臺區、同一座變電站(電壓等級在110千伏及以下)、跨越不同變電站(變電站之間存在110千伏及以下的線路直接聯系)等幾個情形。但不宜跨更高電壓等級消納，即若變電站之間無110千伏及以下的線路直接互聯，需要通過220千伏及以上電壓等級轉供的，不屬于試點所推行的分布式發電市場所交易所適合的范圍。為此，分布式發電市場化交易所涉及的最高電壓等級不應超過110千伏。
各分布式發電項目的電力消納范圍由所在市(縣)電網企業及電力調度機構(含增量配電網企業)核定，報當地能源監管機構備案。由于分布式發電項目同一接入網點的容量后續可能變化，所接入變電站的年度平均用電負荷也是變動的，為此，電網企業每年都要對分布式發電項目所進行電力交易涉及的電壓等級及范圍核定。
問：如何組織分布式發電市場化交易?
答： 一是建立分布式發電市場化交易平臺。試點地區可依托省級電力交易中心設立市(縣)級電網區域分布式發電交易平臺子模塊，或在省級電力交易中心的指導下由市(縣)級電力調度機構或社會資本投資增量配電網的調度運營機構開展相關電力交易。在省級電力交易機構可以提供分布式發電市場化交易服務的條件下，可由省級電力交易機構承擔，但該交易不同于常規電力交易，為此應制定專門的交易規則。考慮到分布式發電市場化交易是一種簡易電力交易行為，如果市(縣)級電網企業有能力組織，也可以將交易平臺設在市(縣)級電網企業，更便于將交易與電網運行、電費收繳、結算相銜接。
二是審核交易條件。符合市場準入條件的分布式發電項目，在已向當地能源主管部門辦理項目備案的前提下，經電力交易機構進行技術審核后，就可與就近電力用戶按月(或年)簽訂電量交易合同，在分布式發電交易平臺登記。經交易平臺審核同意后供需雙方即可進行交易，購電方應為符合國家產業政策導向、環保標準和市場準入條件的用電量較大且負荷穩定企業或其他機構。電網企業負責核定分布式發電交易所涉及的電壓等級及電量消納范圍。
問：分布式發電市場化交易平臺應有哪些技術要求和條件?
答： 一是分布式電力交易信息管理系統。交易平臺應具備以下主要功能：申請參與分布式電力交易、遞交雙邊電力交易合同、接受分布式售電方上網交易電量預測。交易平臺負責對交易雙方資格進行審核，對交易電量進行計量和結算。
二是分布式電量供需平衡管理。不要求分布式發電(尤其是光伏和風電)作為售電方的上網電力與購電方的用電負荷實時平衡。分布式發電企業與用戶的供需合同為電量交易合同，實時供電和偏差電量均由調度機構自動組織實現電力電量平衡。調度機構(一般由地調承擔或增量配電網調度機構承擔)負責建立分布式發電(電量)交易結算系統，按月進行購售電量平衡并結算。
問：交易規則如何編制?
答： 試點地區的省級發展改革委(能源局)與國家能源局派出機構，在省級電網公司技術支持下，編寫區域分布式電力交易規則。交易規則應至少包括以下方面內容：一是交易模式，應說明選擇哪一種交易模式，明確交易雙方和電網企業的權利、責任和義務，提供交易合同的模板;二是電力電量平衡機制，主要是明確電網企業在分布式發電項目不能按預測發電或少發電時調用其他電力來源(如從上級電網購電)滿足系統發用電平衡以及用戶的可靠供電;三是電費收繳和結算，明確電網企業負責電力用戶全部電量的計量和電費收繳，將交易部分電量扣除“過網費”后支付給分布式發電項目單位;四是“過網費”標準，應按《通知》中“過網費”核定原則，結合當地實際，明確不同消納范圍的“過網費”收繳。
問：電網企業應承擔哪些責任和服務?
答： 一是電網企業對分布式發電的電力輸送和電力交易提供公共服務，只向分布式發電項目單位收取政府核定的“過網費”;二是依托電力交易中心或市(縣)級電力調度機構或社會資本投資增量配電網的調度運營機構建設分布式發電市場化交易平臺;三是電網企業及電力調度機構負責電力電量平衡和偏差電量調整，確保電力用戶可靠用電以及分布式發電項目電量充分利用，也就是說保障用戶可靠供電仍由電網企業負責，僅僅是在電網企業與用戶的電費結算中將分布式發電交易電量對應的電費在扣除過網費后轉付給分布式發電項目單位;四是電網企業負責交易電量的計量和電費收繳，交易平臺負責按月對分布式發電項目的交易電量進行結算;五是在實行可再生能源電力配額時，通過電網交易的可再生能源電量計入當地電網企業的可再生能源電力配額完成量。
問：有關補貼政策標準如何確定?
答： 納入分布式發電市場化交易試點的可再生能源發電項目建成后自動納入可再生能源發展基金補貼范圍，按照全部發電量給予度電補貼。光伏發電、風電度電補貼標準適度降低。單體項目容量不超過20兆瓦的，度電補貼需求降低比例不得低于10%;單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦的，度電補貼需求降低比例不得低于20%。度電補貼均指項目并網投運時國家已公布的標準，度電補貼標準降低是針對啟動分布式市場化交易試點后建成投運的項目。享受國家度電補貼的電量由電網企業負責計量，補貼資金由電網企業轉付，省級及以下地方政府可制定額外的補貼政策。
問：分布式發電市場化交易機制對電網企業的利益是如何考慮的?
答： 電網是電力生產、輸送和使用的公共平臺。分布式發電交易需要電網企業提供分布式電源并網運行、輸電、以及保障電力用戶可靠用電的技術支持，提供發用電計量、電費收繳等服務，這些都增加電網企業的運營成本;特別是分布式發電交易不支付未使用的上一級電壓等級的輸電價格，與全部由電網企業供電相比，這部分電量對應的電網企業的售電(或輸配電價)收入就減少了。由于分布式發電及市場化交易改變了電網的運營方式，給電網企業增加的成本是多因素共同作用下的一個綜合結果，需要在試點中監測評估并逐步厘清。一個基本的原則，在電力改革后，國家對電網企業實行準許收入管理，分布式發電市場化交易給電網企業增加的成本，全部計入核定區域輸配電價的總成本予以回收。
