北極星儲能網獲悉，國家能源局今日正式發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，通知要求分布式發電項目可采取多能互補方式建設，鼓勵分布式發電項目安裝儲能設施，提升供電靈活性和穩定性。原文如下：

各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委(能源局)、物價局，各能源監管機構，國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司：

分布式發電就近利用清潔能源資源，能源生產和消費就近完成，具有能源利用率高，污染排放低等優點，代表了能源發展的新方向和新形態。目前，分布式發電已取得較大進展，但仍受到市場化程度低、公共服務滯后、管理體系不健全等因素的制約。為加快推進分布式能源發展，遵循《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)和電力體制改革配套文件，決定組織分布式發電市場化交易試點?，F將有關要求和政策措施通知如下。

一、分布式發電交易的項目規模

分布式發電是指接入配電網運行、發電量就近消納的中小型發電設施。分布式發電項目可采取多能互補方式建設，鼓勵分布式發電項目安裝儲能設施，提升供電靈活性和穩定性。參與分布式發電市場化交易的項目應滿足以下要求：接網電壓等級在35千伏及以下的項目，單體容量不超過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。

二、市場交易模式

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，以下同)與配電網內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的企業，以下同)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”?？紤]各地區推進電力市場化交易的階段性差別，可采取以下其中之一或多種模式：

(一)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。

(二)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，扣除“過網費”(含網損電)后將其余售電收入轉付給分布式發電項目單位。

(三)電網企業按國家核定的各類發電的標桿上網電價收購電量，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。

三、電力交易組織

(一)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。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，電網企業負責交易電量的計量和電費收繳。電網企業及電力調度機構負責分布式發電項目與電力用戶的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。

(二)交易條件審核

符合市場準入條件的分布式發電項目，向當地能源主管部門備案并經電力交易機構進行技術審核后，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。

四、分布式發電“過網費”標準

(一)“過網費”標準確定原則

“過網費”是指電網企業為回收電網網架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，應考慮分布式發電市場化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。

分布式發電市場化交易試點項目中，“過網費”由所在省(區、市)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。“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公共網絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣減分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。

(二)消納范圍認定及“過網費”標準適用準則

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，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，“過網費”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)，以此類推。各分布式發電項目的電力消納范圍由所在市(縣)級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。

(三)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。

五、有關政策支持

(一)公共服務及費用

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，除向分布式發電項目單位收取政府核定的“過網費”外，其他服務包括電量計量、代收電費等，均不收取任何服務費用。

(二)有關補貼政策

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。光伏發電在當地分布式光伏發電的度電補貼標準基礎上適度降低;風電度電補貼標準按當地風電上網標桿電價與燃煤標桿電價(含脫硫、脫硝、除塵電價)相減確定并適度降低。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%。

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。

(三)可再生能源電力消費和節能減排權益

分布式發電市場化交易的可再生能源電量部分視為購電方電力消費中的可再生能源電力消費量，對應的節能量計入購電方，碳減排量由交易雙方約定。在實行可再生能源電力配額制時，通過電網輸送和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。

(四)有關建設規模管理

在試點地區建設的符合分布式發電市場化交易條件的光伏電站、風電，根據可實現市場化交易的額度確定各項目的建設規模和區域總建設規模。試點地區在報送試點方案時預測到2020年時建設規模，并可在實施中分階段提出年度建設規模。對試點方案中的符合分布式發電市場化交易條件的風電、光伏電站項目，在電網企業確認其符合就近消納條件的基礎上，國家發展改革委、國家能源局在回復試點方案論證意見時將一次性確定到2020年底前的總建設規模及分年度新增建設規模。在試點地區，除了已建成運行風電、光伏電站項目和其他政策已明確的不列入國家年度規模管理的類型，新建50兆瓦及以下風電、光伏電站項目均按市場化交易模式建設。

六、試點工作組織

(一)選擇試點地區

重點選擇分布式可再生能源資源和場址等發展條件好，當地電力需求量較大，電網接入條件好，能夠實現分布式發電就近接入配電網和就近消納，并且可以達到較大總量規模的市(縣)級區域以及經濟開發區、工業園區、新型城鎮化區域等。風電、光伏發電投資監測預警紅色區域(或棄光率超過5%的區域)，暫不開展該項試點工作。

(二)編制試點方案

有關省(區、市)能源主管部門會同國家能源局派出機構、同級價格主管部門、電力運行管理部門、電網公司等，組織有關地級市(或縣級)政府相關部門、電網企業以及分布式發電企業和微電網運營企業，以地級市(或縣級)區域、經濟開發區、工業園區、新型城鎮化區域等為單元編制試點方案(編制大綱見附件)。有關省(區、市)能源主管部門將編制的試點方案報送國家發展改革委、國家能源局，國家發展改革委、國家能源局會同有關部門和電網企業對試點方案組織論證。

(三)組織實施

有關省(區、市)能源主管部門根據國家發展改革委、國家能源局論證后的試點方案，與有關部門和電網企業等做好工作銜接，指導省級電力交易中心或有關電網企業建立分布式發電交易平臺。試點地區的國家能源局派出機構負責研究制訂分布式發電交易合同示范文本，配合所在省(區、市)發展改革委(能源局)指導電網企業組織好分布式發電交易并協調解決試點中出現的相關問題，按照有關規定履行監管職責。

(四)時間安排

2017年12月31日前，有關試點地區完成試點方案編制，進行交易平臺建設準備。國家發展改革委、國家能源局論證試點方案后將論證意見回復有關省級能源主管部門。

2018年1月31日前，試點地區完成交易平臺建設、制訂交易規則等相關工作，自2018年2月1日起啟動交易。

2018年6月30日前，對試點工作進行總結評估，完善有關機制體系，視情況確定推廣范圍及時間。試點順利的地區可向國家發展改革委、國家能源局申請擴大試點或提前擴大到省級區域全面實施。

附件：分布式發電市場化交易試點方案編制參考大綱

分布式發電市場化交易試點方案應滿足國家有關法律法規和管理辦法要求，充分收集資源、裝機、負荷、電價等各項基礎資料。試點方案按照如下章節編制，應闡明開展分布式發電市場化交易的必要性、具備的條件、改革創新內容、實施主體、輸配電價等政策建議。

一、重要性和必要性

說明本區域當前分布式發電發展總體情況，分析分布式發電發展面臨的突出矛盾和問題，開展分布式發電市場化交易的目的和意義。

二、總體思路、原則和目標

(一)總體思路

提出本區域開展分布式發電市場化交易的總體要求和主要思路。

(二)基本原則

提出本區域開展分布式電源市場化交易應遵循的基本原則。

(三)目標和步驟

提出本區域開展分布式發電市場化交易的主要目標，可分階段、按年度提出具體實施步驟和預期目標。

三、發展條件

(一)基礎條件

1.資源條件

區域內太陽能、風能資源條件以及可利用的土地條件。

2.發展基礎

區域內已建成屋頂光伏的總裝機容量、年發電量、主要類型;已建成地面光伏電站的總裝機容量、年發電量、接入電壓等級;已建成的在本區域內消納的風電項目的總裝機容量、年度電量、接入電壓等級。

3.電力系統及市場條件

1)區域年電力消費量(全社會用電量)，最高、最低、平均用電負荷，電力需求的月度變化、典型日變化規律。

2)各電壓等級變電站的情況，重點描述110千伏、35千伏等級變電站的分布情況。

3)重點領域的用電及電價情況，如區域內的大型用電企業、工業園區(經濟開發區)的供電方式、用電負荷、電價(分時);

(二)分布式發電布局

根據企業開展前期工作、具備開發光伏、風電項目的場址條件，預測到2020年時，可能新開發的光伏發電、風電項目的分布及規模。如具備條件，盡可能落實到具體場址和預期規模。對光伏發電，應包括屋頂光伏發電的潛在條件和地面50兆瓦以下光伏電站的潛在條件。

(三)分布式發電接網及消納條件

1.接網條件分析

對2020年前計劃開發的光伏發電、風電的接入110千伏及以下電網的條件進行測算;按照利用既有變電站接入能力(無需擴容)、改造擴容后的能力以及新建變電站三種條件測算。

2.電力電量平衡分析

第一層次，分析區域內分布式發電的總發電出力與總電力需求的電力電量平衡關系，考慮分布式發電優先上網的前提條件，確定區域可接納分布式發電的總潛力。

第二層次，以各變電站為節點在同一供電范圍內，測算各變電站供電范圍可接納的分布式發電最大發電出力;結合分布式發電項目布局，說明哪些項目具備同一供電范圍消納條件，哪些項目需要跨上一電壓等級變電站供電范圍內消納。

四、重點任務

(一)市場準入條件

提出分布式發電參與市場化交易的資格條件。重點內容為：

1.參與交易的分布式發電項目應為接入配電網運行、發電量就近消納的中小型發電設施。分布式電站項目可采取多能互補方式建設。

2.參與分布式發電市場化交易的項目應滿足以下要求：接網電壓等級在35千伏及以下的項目，單體容量不超過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)，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，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，度電補貼需求降低比例不得低于20%。

3.參與交易的購電方符合國家產業政策，達到國家環保和節能標準，在電網結算方面未有不良記錄。

(二)交易規則

針對試點地區，省級發展改革委能源局牽頭，會同國家能源局派出機構，在省級電網公司技術支持下，編寫區域分布式發電市場化交易規則。交易規則應包括以下方面內容：

1.交易模式

按照直接交易模式、電網企業代售模式和收購電價模式、等三種分布式發電交易模式，各地區根據所在地區電力市場推進情況，因地制宜選擇交易模式。

1)選擇直接交易模式的，分布式發電項目單位作為售電方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(稱之為供電方、購電方、輸電方)，約定交易期限、交易電量、結算方式、結算電價、“過網費”標準以及違約責任等，其中“過網費”標準由省級價格主管部門制定。分布式發電項目交易電量納入核定所在省級電網區域輸配電價的基數電量，對分布式發電交易收取的“過網費”，在核定準許收入時予以扣除。

2)選擇委托電網企業代售電模式的，分布式發電項目單位可與電網企業簽訂轉供電合同，電網企業按綜合售電價格，扣除“過網費”(含網損電量)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。

3)在試點地區不參與市場交易的分布式發電項目，仍由電網企業全額收購其上網電量，收購電價為本地區各類發電項目標桿上網電價。

2.電力電量平衡

1)分布式發電市場化交易購售電雙方均接受調度機構對電力電量平衡進行自動管理，偏差電力電量由調度機構自動調劑。

2)購售電雙方均應提前向調度機構報送出力預測和負荷預測。

3.電費收繳和結算

1)分布式售電方上網電量、購電方自發自用之外的購電量均由當地電網公司負責計量，購電方通過電網所購買全部電量(含分布式發電交易電量)均由當地電網公司負責收繳。

2)電網公司收繳的電費，扣除“過網費”(含網損電量在內)后，支付給分布式發電項目單位。以月為周期結算。

4.“過網費”標準及執行

參考通知正文有關內容，各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。

(三)分布式發電市場化交易平臺建設

1. 分布式發電市場化交易信息管理系統

試點地區依托省級電力交易中心設立市(縣)級電網區域分布式發電市場化交易平臺子模塊，也可在省級電力交易中心的指導下由市(縣)級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工作。該交易平臺應具備以下主要功能：申請參與分布式發電市場化交易、遞交雙邊電力交易合同、接受分布式發電市場化交易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。

2. 分布式發電市場化交易電量供需平衡管理

不要求分布式發電交易售電方的上網電力與購電方的用電負荷實時平衡。當售電方上網電力超過購電方用電負荷時，調度機構將多余電力配送給臺區內(或跨臺區)其他用戶;當售電方上網電力減少(極端情況無出力)時，購電方的負荷由調度機構自動從網內調配電力滿足。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。電網企業向購電方收取的總用電量的電費，切分出分布式發電市場化交易售電方的售電量，按交易價格將電費轉交給分布式發電售電方。分布式發電市場化交易售電方也可與電網企業簽訂代售電合同，把電量全部委托電網企業代售電，電網企業按照綜合售電價格扣除“過網費”后與分布式發電售電方結算。

五、配套措施

有關試點省級政府部門及市縣有關級政府可在國家有關政策措施基礎上，結合本地區實際細化有關政策和保障措施，并制定本地區支持分布式發電市場化交易政策措施。試點方案應說明省級政府及市縣級政府的配套政策措施。

六、組織實施

從加強組織領導、完善工作機制、嚴格督查考核、穩妥有序推進等方面，提出本區域分布式電源市場化交易的組織實施要求。

國家發展改革委 國家能源局

2017年10月31日