分布式发电市场化交易分析与展望

 

可再生能源的补贴缺口不断拉大、消纳责任难落实以及微电网等技术发展催生了政策的出台，在国外已经产生了基于可再生能源和分布式交易的离网运行成熟案例，能源革命战略也明确了分布式发电市场化交易的发展路径。分布式发电项目市场化交易试点实质上实现了“隔墙售电”，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。然而在短期内， 从政策的衔接性以及改革进程来看，分布式发电市 场化交易的推进依然存在壁垒，主要体现在以下几 个方面：

 

一、与输配电价改革衔接存在矛盾。当前核定的电网输配电价中包含保障用户的输配售成本、 市场化用户的输配成本以及增量配网区域的输电成 本，是一个复杂的集合，不同电压等级的输配实际成本并未完全厘清。而且输配电价核定过程中普遍将政策性交叉补贴核定于220kV及以上的输配电价中，客观上造成了110kV及以下配电价格偏低的现实，不利于分布式发电市场化交易的进一步推广。

 

二、输电容量备用的成本问题。由于分布式发电项目多为风电、光伏等具有“间歇性”的发电类 型，大多数项目不能实现对用电客户的平稳供电， 需要由电网企业承担输电容量备用和兜底供电保障。然而电网企业的输电容量备用以及为应对“间歇性”提供的辅助技术措施尚无成本回收途径。客观上加强了电网企业对分布式发电项目的“抵触”情绪。

 

三、交易组织的实施难题。国家发展改革委和国家能源局在1901号文中要求“2018年2月1日起试点项目启动交易。2018年6月30日前，对试点工作进行总结评估，完善有关机制体系，视情况确定推广范围及时间。”在2150号文中将时间节点改为 “最迟均应在2018年7月1日之前正式启动。”然而实际进展却远远滞后于文件要求，直到2019年5月 20日才确定了26个试点项目名单，可见进展之慢实施之难。个人认为症结之一即为试点方案报送需提供的支持性文件包括“省级电网企业确认的试点地区分布式发电电网接入及消纳意见以及配套电网服务、电费计量收缴的承诺”。分布式市场化交易是政府、发电业主和电力用户的“三方共赢”，直接损害的是电网企业的输配电价收益。然而分布式发电项目业主能否申请试点却需要电网企业提供支持 和意见，这无异于“与虎谋皮”，大大增加了试点项目申请的难度。本应与之市场化交易配套的监管力量却相对薄弱，甚至在试点文件中都并未提及， 试点项目的推进力度以及预期效果都将大打折扣。

 

分布式市场化交易面临的问题仅是冰川一角， 在电力体制改革推进过程中或多或少地均存在上述情况，改革的推进应该是在新旧体制转轨过程中的利益主体持续角力和政府治理能力不断完善的结果。

 

作者系重庆市配售电行业协会秘书长，本文刊登在《分布式能源》2019年第3期/总第27期上。