环保百科今天分享专题报告电力市场化交易机制背景下的分布式光伏市场，大家是否对专题报告电力市场化交易机制背景下的分布式光伏市场感兴趣呢。
"野蛮生长的疯狂”
回望2002年的中国光伏市场，国内光伏市场还处在襁褓中，过高的投资成本让民间资本望而却步，几乎所有的在建项目都是政府主导的示范项目，靠着国际援助和财政支持得以推进。而后在实施西藏无电县计划、光明工程等项目时，国家开始推行初始投资补贴。直至2007年，光伏项目才真正开始实行标杆电价，开始了商业化发展的道路。但彼时，投资者最看重的便是资源和规模，开发热潮涌向土地成本低及光照资源丰富的西部区域。而分布式光伏在国内的发展可以说是从2007年才开始的，金太阳工程与光电建筑应用示范工程启动,国家先后组织四期项目招标，涉及项目规模合计6.6GW ,极大的推动分布式光伏的发展。直至2012年底分布式光伏的装机比重首次超过光伏电站的50%。经过几年固定上网电价政策的摸索，我国开始对分布式光伏出现明显的政策倾斜，2014年国家发改委开始针对不同光照资源区域定制三档上网电价，而分布式光伏的补贴则固定为0.42元每度电。随着光伏行业的快速发展，技术成本大幅下降，国家顺势下调了光伏电站标杆电价，但分布式光伏的补贴强度仍然维持在原有水平，同时对项目不设规模限制、备案及并网手续大幅简化，如此种种让分布式光伏的投资价值得以凸显。此外，电价下调带来的抢装潮褪去后，行业迎来了光伏组件价格的跳水下跌，相比利润空间不断被压缩的地面电站，高收益的自发自用模式分布式光伏项目迎来了投资热潮。国家能源局统计数据显示，2017年中国光伏发电新增装机53.06GW ,其中，光伏电站33.62GW ，同比增长11%；分布式光伏19.44GW，同比增长3.7倍。截至2017年12月底，全国光伏发电累计装机达到130.25GW，,其中光伏电站100.59GW ,分布式光伏29.66GW。
链 接 1 : 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：以液体或气体为燃料的内燃机、微型燃气轮机、太阳能发电(光伏电池、光热发电）、风力发电、生物质能发电等。 分布式光伏发电是指建在用户需求侧，通过光伏组件将太阳能转化为电能的发电方式。
"断奶"的阵痛
从2018年开始，分布式光伏也走向了补贴退坡的十字路口，度电补贴降至0.37元。随后的"531"新政更是将2018年需补贴的项目指标被限制在10GW ，大量准备按着既定"630"节点并网的项目因面临着无补贴的压力而放弃推进，很多连支架都搭好的项目都直接宣布停工，特别是全额上网项目和部分自用比例相对较低的项目的开发大面积悬停。加之大的金融环境紧缩，主流的分布式光伏开发机构纷纷出现了现金流压力，放缓了自投分布式光伏的步伐，均期望通过总包的方式赚取工程利润来维持相关业务。市场上少数还在继续自投/自持分布式光伏的中国新能源资产投融资与交易平台（以下简称"新能投平台"）合作客户自531以来向我们提出的工商业分布式的商务边界条件越发收紧，普遍要求项目自用比例超过80%甚至90%，要求电价优惠幅度不能大于85折甚至95折，投资方眼中的好屋顶越来越难求。说到底，这样的市场行为变化无非源自投资方对于成本与收入的综合考量。就成本端而言，市场普遍对组件成本下降有着较高的预期，待到初始投资成本降到一定程度，部分项目的收益预期趋好，能体现一定的经济性；就收入端而言，也就是售电量大小、售电价格高低、电费收缴是否及时、是否有补贴及补贴是否按时发放的问题，反映到现实请况，便是屋顶资源与消纳资源存在的不均衡和不匹配、电费收取不确定性及电价补贴不确定性的问题。
尽管"531"新政极大打击了市场主体的投资信心，但随着下半年光伏组件价格快速下调，分布式光伏的增长并没有放缓，仍然是光伏装机增长的主力，增长容量总体可观。据中电联的统计数据，2018年1-11月，我国新增装机38.22GW ,而分布式光伏占光伏总新增装机50%。
在经历"531"新政洗礼的阵痛后，分布式光伏市场还将面临全新的政策形势，稳步推进的分布式发电市场化交易机制以及箭在弦上的可再生能源配额制无疑将对分布式光伏市场带来直接的影响，分布式光伏或就此进入全新的发展周期。
市场化交易机制酝酿新的市场蓝图
近年来随着电力改革力度不断加大，以广东、江苏等省份为代表的电力市场建设取得令人瞩目的成绩，在电力交易组织、电力交易结算体系及电力交易技术支持系统等积累了丰富经验，这为进一步开展分布式能源的电力市场化交易打下了良好的基础。根据中国电力企业联合会的数据显示,2018年1-9月，全国全社会用电量累计51061亿千瓦时，全国电力市场交易电量（含发电权交易电量）合计为14457亿千瓦时，市场交易电量占全社会用电量比重为28.3%。
2017年10月国家发改委、国家能源局联合发布《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，拉开了分布式光伏市场化交易试点的序幕。文件对开展分布式光伏发电市场化交易的交易对象、交易规模、交易机制及交易模式等主要内容进行了详细的规定。
交易对象及规模，接网电压等级在35干伏及以下的项目，单体容量不超过20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不超过20兆瓦）。单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。
链接2：分布式光伏相对集中式光伏有以下特点：
1、分布式发电位于电力费场所或与之相邻，电力无需远距离及升降压传输。
2、与集中式发电供电方式比，具有减少电力损耗、节省输电费用以及减少对土地和空间占用的优点，特别是可就近利用清洁能源资源。
交易机制与交易模式，分布式发电市场化交易的机制是：分布式发电项目单位（含个人）与配电网内就近电力用户进行电力交易；电网企业（含社会资本投资增量配电网的企业）承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取“过网费”，交易模式有分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易、分布式发电项目单位委托电网企业代售电及电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量。
这其中的“过网费”是指电网企业为回收电网网架投资和运行维护费用，并获得合理的资产回报而收取的费用，其核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考成分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。文件明确要求分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。“过网费”具体由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。“过网费”核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。
链接3：分布式发电项目三种交易模式：
（一）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”，交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。
（二）分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，把除过网费”（含网损电）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。
（三）电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。
链接4：过网费举例：某电力用户以10千伏电压等级接入电网，一个5兆瓦分布式发电项目接入该10千伏线路所在变电站的高压侧35千伏，则过网费=10千伏输配电价-35千伏输配电价；若一个30兆瓦分布式发电项目接入35千伏侧，但功率已超过该电压等级供电范围平均用电负荷，则过网费=10千伏输配电价-110千伏输配电价。
简单来理解就是在电力市场化交易前，电网是完全实行"统购统销"，赚取电厂上网电价和用户销售电价的差价，而在电力市场化交易的背景下，要改为 "准许成本+合理收益"的输配电价模式，现行的输配电价机制基本是按"邮票法"实行，跟电力用户购买电量的电气路径并没有多大关系。例如对广州的某一造纸企业而言，其通过长协或竞价市场来购电，无论最后购买的是来自中山某国企燃气电厂的电（220KV接入）还是来自佛山某民营燃煤电厂的电（100KV接入），用户需承担的输配电费是不变的。而对于分布式光伏的过网费核定，需综合考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离，这充分体现了分布式能源的特异性，无疑将成为电改进程中里程碑式的一个重大突破。据了解，目前各试点申报省份均在开展相关过网费的核定工作。
试点情况
据何继江老师此前发布的初步统计，目前全国已有35个省（区）开展了分布式光伏市场化交易试点的申报工作，十多个省（区）已明确了试点区域或项目。试点申报要求的材料中非常重要的就是《电网接入及消纳意见》、《电网服务承诺》等文书，而目前很多申报试点的申报流程就卡在这个环节。分布式电力交易的市场化将直接减少电网的输配电收入，可以说将切走电网又一块蛋糕；同时分布式电源天然的不稳定性对电网的安全、稳定、可靠提出了更高要求，电网没有动力是可以理解的。但从更高的政治站位来看，分布式的市场化交易的趋势不可阻挡，只是需要博弈的时间。尽管截止目前分布式市场化交易试点的进展不尽如人意，但随着可再生能源配额制的推行，我们期待新的一年我们能在这一块看到新的推进。
强制配额制箭已在弦
为建立促进可再生能源发展的长效机制，兼顾缓解可再生能源阶段性补贴压力的核心目的，2018年，国家能源局就"可再生能源配额制"于3月、9月、11月三次征询意见。最新一稿文件明确了可再生能源电力配额制将如何实施和可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法，同时公示了各省(区、市)2018及2020年可再生能源电力总量配额指标及各省(区、市)非水电可再生能源电力配额指标。2018年配额指标用于各地区自我核?，2020年配额指标用于指导各地区可再生能源发展。自2019年1月1日起正式进行配额考核，2019年度配额指标将于2019年第一季度另行发布。配额制的考核办法历经数次公开征求意见，对于考核主体的界定已基本明确，包括配售电公司（包括电网企业在内）、电力批发市场购电电力用户及拥有自备电厂的企业在内的多个主体将成为主要考核对象。配售电公司承担其售电量对应的配额，电力用户及自备电厂企业则承担用电量对应的配额。配额义务主体可以通过完成可再生能源销售和消费来完成配额，也可以购买其他主体超额配额或绿色电力证书。
消纳渠道全面放开市场空间进一步扩大
在电力市场化交易机制下，分布式电站的运营商将变被动为主动，有充分的机会参与市场竞争。某外资集团曾向新能投平台表示其对电力市场化交易的期望非常高，目前其在国内自有的屋顶总面积超过3,500万平方米，但具备高比例自发自用条件的占比还不大，目前已开发的项目不足100MW。考虑到其屋顶普遍位于中东部用电负荷的集中区域，周边用户资源非常丰富，若市场化交易全面铺开，其屋顶光伏生产的电力将可以就近输送给其所在电压等级消纳范围的内其他用户。按惯常的做法，电站在用户工商业电价的基础上给予一定电价优惠即可，开发空间将非常巨大。我们预计在电力市场化交易机制的推动下，此前不具备优质消纳条件的大量闲置优质屋顶也将成为"香馍馍"，隔墙售电的市场行为或将常态化。
链接5:市场化交易售电收入测算:
以珠三角某物流园区屋顶为例测算分布式光伏市场化交易的收益情况:
现有珠三角某物流园区，其自有屋顶覆盖面积10万平方米彩钢瓦，拟安装10MW分布式光伏，接入35KV等级变压站，并为园区物流企业A供电，由于园区内物流企业A目前自动化水平还较低，年自用电量比例约50%。我们假设企业A光伏发电时段自用工商业电价加权平均0.7元左右，电站供电按8折给予电价折扣，全额上网部分电价按三类资源区标杆电价为0.75。电站所在地年利用小时数按1000h估算。另外，园区附近3公里同一变电台区内有一家工业企业B，白天年用电量超过1000万度电，用电电压等级10KV，假设光伏发电时段其自用工商业电价加权平均也为0.7元左右。分布式光伏国补暂按0.37元每度计算。
自发自用余电上网情景下:
供企业A自用部分收入