電力體制改革重啟兩年多來，在政策上又獲重大突破，分布式電源就近銷售電量政策的出臺，使得中國“隔墻售電”成為可能。

中國電力工業一百余年建立的交易秩序和商業模式，正在被顛覆。

2015年3月啟動的新一輪電力體制改革撬開電力行業沉重的大門，對于門外的人而言這是千載難逢的良機。改革不是急行軍，我們的判斷在改革進程中不斷得到驗證，電改9號文描繪的電力新生態也不斷兌現，決策層對改革的決心不斷打破我們對改革的預期、刷新對改革的認知，一系列能源新政不斷為電力交易新秩序開辟道路。

國家發改委、能源局近日正式下發關于《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，分布式能源在被動接受調度指令管理多年之后，可以主動參與市場交易，在滿足相關技術條件下，在110kv電壓等級之內可以選擇就近銷售電量(“隔墻售電”成為可能)，并獲得合法的售電資質，集發售(電)于一體。在“放開兩頭，管住中間”的思路下，分布式能源作為增量市場主體參與電力市場競爭，堪稱是中國電力市場化進程的里程碑，對于分布式能源而言也將進入新的成長周期。

在增量配售電市場放開、萬余家售電公司參與競爭的格局下，分布式能源是電力市場化交易的新玩家，輔之以儲能設施、電力需求側管理、電動汽車服務，集發配售儲用(源網荷一體)于一身，有望成為新電力商業模式的構建者。

一、分布式能源獲得發售電資格，盈利能力提升

對于分布式能源而言，曾經遙不可及的設想正在成為現實。在政策框架內，可以參與交易的分布式電源包括：分布式光伏、分布式燃氣發電、地熱、分布式風電、小水電、生物質發電等，這些項目運營主體可以是企業，也可以是個人。

以項目容量和電壓等級為參考系，參與分布式發電市場化交易的項目應滿足的條件包括：接網電壓等級在35千伏及以下的項目，單體項目容量不超過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);單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦，接網電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內就近消納。電網公司負責核定電壓等級及電量消納范圍。

與征求意見稿相比，參與市場交易的分布式電源裝機規模由20MW提高到50MW，參與交易的主體范圍擴大。

此舉突破《電力法》的約束，分布式能源企業具備供售電的資質，當然在開展業務之前還需要取得相關證照并接受監管。按照1996年實施的《中華人民共和國電力法》第25條規定：“一個供電營業區內只設立一個供電營業機構”，在《電力法》尚未修改的前提下，改革就是不斷突破制度的藩籬，不斷創造新模式的過程，也是決策層和參與各方頂著壓力不斷博弈的過程。

從經濟效益角度測算，除自發自用電量外，余電隔墻銷售有更高的經濟效益。以北京分布式光伏項目為例，全額上網標桿電價0.75元/千瓦時，若與商業用戶進行市場交易，交易電價在目錄電價(商業用電峰谷平平均電價1.1元/千瓦時)基礎上下調10%，交易電價為0.99元/千瓦時，扣減過網費、政府基金及附加，加上可再生能源補貼，銷售電價高于0.75元/千瓦時標桿電價。

毋庸置疑，當同一供區內用電沒有大幅增長，新增市場主體的參與將分割原有市場蛋糕，競爭也因此而產生。分布式能源除同類競爭外，最大的競爭對手是電網企業。

二、放開60%電力市場，擁抱2萬億元市場規模

110KV是分布式能源市場化交易的最高電壓等級，按要求應在與電網聯結點同一供電范圍內用戶進行交易。盡管有相對嚴苛的供區限定，其背后卻是上萬億的電力市場。

目前，國內110kv電壓等級屬于配網范疇，除一些大工業用戶接入110kv以上電網外，幾乎其他所有用戶都接入110kv系統。粗略測算，110kv電壓等級及以下用戶占電網負荷60%左右，向分布式能源放開110kv用電市場，相當于將60%的用電市場向分布式能源放開。

按照6萬億千瓦時社會用電總量基數測算，分布式能源能參與3.6萬億千瓦時用電市場交易，分享2萬億元以上電力市場。

按照局部試點、逐步擴大、全覆蓋的改革路徑，分布式能源項目先以試點為主。第一批試點地區預計在山東、江蘇、浙江、安徽等分布式項目規模大、電力負荷穩定地區。參與試點的地區，50MW及以下風電、光伏電站項目均按市場化交易模式建設。

按照國家發改委、能源局提出的時間表，明年2月第一批試點地區啟動交易，明年年中前總結評估試點工作并適時進行推廣。預計經過一年探索后，分布式市場化交易規模將出現跳躍式增長。

三、電力市場化交易新探索

與普通的售電公司不同，分布式能源項目本身有相對穩定的電源，這是其能在電力交易市場立足的根本。在電力市場交易執行過程中，繞不開電網;分布式能源投資商如果擁有增量配網資源，那么發配售一體的交易模式水到渠成;市場交易對中國電力市場而言不是新鮮事，但擴大市場交易規模、提高交易頻次和交易質量，仍需要輔助交易工具優化交易行為。

分布式市場交易的探索是一個樣本。按照交易原則，分布式發電市場化交易的機制是，分布式發電項目單位(含個人)與配電網就近電力用戶進行電力交易，電網企業(含社會資本投資增量配電網企業)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市場化交易，按照政府核定的標準收取“過網費”。

考慮各地推進電力市場化階段性差異，可以按照三種模式或者其中之一推進。

①與電力用戶直接交易;電網收取過網費;交易范圍就近實現，原則上應限制在接入點上一級變壓器范圍內。其內涵是，電力市場化程度高的地區，分布能源企業可以在市場中參與存量與增量電力市場競爭，可以與火電、水電不同能源主體競爭，與用戶協協商交易電量、電價，在110kv電壓等級內自主選擇電力用戶。

②委托電網售電，電網扣除過網費(含網損電)后將收入轉付給分布式能源主體。這種模式適用于體量小、分散的項目，電網公司作為中間商負責電力輸送、調度平衡、銷售。

③標桿電價收購：基本上是原有的全額上網模式。

參與電力市場化交易的電力用戶應符合國家產業政策、環保要求，并按照有關規定繳納政府性基金及附加。

電網過網費標準由項目所在地價格主管部門核定，并報國家發改委。當分布式項目裝機容量小于供電區上一年平均用電負荷，“過網費”執行本級電壓等級標準，超過時執行上一級電壓等級國網標準。舉例而言，如果一個園區平均用電負荷40MW，分布式項目容量50MW，則執行高一等級輸配電價標準。

四、扶上馬送一程，補貼退坡是新常態

把分布式能源推向市場，目的是打破依靠政府管制的管理模式，通過市場選擇，培育分布式龍頭和標桿。鑒于分布式處于成長期，在政策選擇上傾向于“扶上馬送一程”，可再生能源補貼政策依然適用。

按照政策，納入分布式發電市場化交易試點的項目建成后自動納入可再生能源發展基金補貼范圍，按照發電量給以度電補貼。但是，光伏發電在當地分布式度電補貼基礎上降低。單體項目容量不超過20MW的，度電補貼比例不得低于10%，超過20MW但不高于50MW的，度電補貼不得低于20%。補貼資金由電網企業轉付，鼓勵各地出臺其他補貼政策。

分布式能源在目前所有能源品種中補貼標準最高，補貼是維持行業景氣度的重要因子。相比集中式電站而言，分布式補貼發放的及時性強。隨著分布式規模擴大，補貼金額累進疊加，電網公司轉付對補貼的壓力也將加大;配網側分布式滲透率提高對電網運行影響也同步放大，財政補貼總額預計是分布式規模擴張的約束因素。唯有退出補貼，依靠市場競爭才能使分布式能源進入新的成長通道。