分布式发电市场化交易再推进 需打通隔墙售电利好综合能源服务

　　日前，江苏省发改委、国家能源局江苏监管办公室联合下发《关于积极推进分布式发电市场化交易试点有关工作的通知》，这被视为是我国分布式发电市场化交易的又一进步。

　　文件指出，本次试点范围为苏州工业园区、常州市天宁郑陆工业园、盐城市纺织产业区、海门市余东镇、江阴市、姜堰经济技术开发区、兴化市等7个区域。分布式能源作为综合能源服务的重要一环，综合能源服务商或可从江苏省这7个试点中寻得商机。

　　综合能源服务业务开展

　　需打通隔墙售电

　　综合能源服务业务的开展当前面临着诸多难题，主要表现在项目整体经济性差、投资风险高、融资难、分布式发电市场化交易困难、增量配电改革推进慢等。其中，分布式发电市场化交易未疏通导致的无法隔墙售电问题十分突出。

　　目前，在分布式隔墙售电模式未打通的情况下，发电量只能卖给电网，不能与终端客户进行直接交易，导致非电网企业在分布式发电项目的售电业务盈利性较差。对于综合能源项目开发，投建的分布式电源无法隔墙售电，无疑也将导致项目的经济性大打折扣。

　　2019年12月9日，国家能源局江苏监管办公室和江苏省发展改革委正式印发的《江苏省分布式发电市场化交易规则（试行）》明确，分布式发电项目可采取多能互补方式建设，可与就近电力用户自主协商交易电量、电价，形成双边协商的交易。长期来看，多能互补综合型能源系统将会成为分布式发电的主流。

　　分布式发电市场化交易推行三年

　　阻力较大

　　自2017年10月，国家发改委和国家能源局联合下发《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)至今，分布式发电市场化交易正式启动已近三年，但试点却迟迟无法落地，足见阻力之大。

　　此次江苏省分布式发电市场化交易试点可以说在全国迈出了第一步。通知明确，参与分布式发电市场化交易的各市场主体应根据江苏能源监管办制定的合同示范文本，与承担输电服务的电网企业签订三方市场化交易合同，约定交易期限、分月计划、结算方式、结算电价、“过网费”标准以及违约责任等。

　　这句话涉及到了分布式发电市场化交易推动难的核心原因，即与电网企业的利益纠葛。在当前的电力体制下，分布式发电要推行隔墙售电，仍然是动了电网的蛋糕。

　　当前，各地供电公司以年度为单位，存在售电量指标的要求，如果允许分布式电站隔墙售电就相当于供电公司将割舍掉这部分的售电量，尤其是对于任务目标较重的地区，供电公司会通过各种方式阻挠分布式发电试点的开展。

　　分布式发电交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加了电网企业的运营成本。项目试点将影响电网企业利益，获取电网企业的消纳承诺函较难。

　　尽管根据《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，电网企业可针对分布式光伏市场化交易收取“过网费”，但从各地电力公司的反馈来看，主要阻力就在过网费的收取标准上。要解决这一问题，分布式发电项目方与电网需要彼此让利实现共赢。

　　2019年5月20日，国家发展改革委办公厅和国家能源局综合司公布的《2019年分布式发电市场化交易试点名单》共包含26家试点单位，其中江苏6个。此次江苏确定的7个区域试点中除兴化市外，其余6个均在试点名单。江苏省目前先行一步，其他各省预计将陆续出台相关政策。