向何继江博士请教分布式光伏交易模式的有关问题
彭立斌
认真拜读了何继江博士关于《3分钱：江苏省分布式光伏过网费》的文章，十分佩服何博士为了解决分布式发电消納的执着精神。虽然精神可嘉，但是对于何博士所做的交易模式设计却感觉十分困惑，特写此文予以请教！
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。
点评：说到底，分布式跨墙交易就应该是不同用户企业的光伏电站卖给就近的另外一个用户，交易价格由用户双方确定，配电费用按照省级输配电价管理办法支付不同电压等级的差价。这个算是合理的。
模式二：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，扣除“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 。
点评：所谓委托电网企业代售电，目前无论是光伏电站给是燃煤电站，都是由电网公司销售电量。而电网公司和各个发电企业结算的就是标杆电价。销售到终端用户的则是按照政府物价部门批准的目录电价。在市场竞争的情况下，发电企业可以根据自身成本情况降低部分上网价格，目前各地电力交易都是如此。
然而，按照何博士的设计，光伏发电企业委托电网售电（没看出来跟全额上网或者余量上网方式有啥区别？），是由电网企业按照综合销售价格收购光伏电量之后，再扣除“配电费用”与委托方结算。目前电网如果要扣除此“配电费用”，唯一的依据就是省级输配电价管理办法的电压等级差价。这和目前的全额上网方式没有任何区别。
模式三：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。
点评：模式三更是和目前的全额上网方式完全一样。
全额上网本来就是和电网结算的火电脱硫电价，电网卖给终端用户的价格已经完整包含了全部输配电价格。为何通过分布式交易之后，又要给电网增加0.168元的额外收入呢？
从何博士的文章看出来意思是，电网垫付不到位的补贴，而光伏企业貌似用0.168元/千瓦时的代价提前拿回补贴而已。
说到底，分布式光伏直接交易应该是不同用户之间的交易，而不是和电网的交易。在用户达成交易价格之后，电网负责输送和配电，收取按照政府部门规定的“过网费”是无可厚非的。任何卖给电网的行为都不能称之为“分布式光伏发电直接交易”。
值得肯定的是，按照模式一确实对分布式光伏发电就近消納有积极意义。而且结算也不复杂。无非是用户协议价格+“过网费”。电网的峰谷平销售价格只是作为用户之间谈判电价的参考而已。
无论是从鼓励可再生能源发展角度考虑，还是从配电成本角度出发，我们建议：非水可再生能源发电项目与电力用户就近交易时，用户仅支付所使用电压等级的配电价格，不承担上一电压等级的输电价格。
以上观点，仅为个人意见！与任何机构无关。
2017年10月31日，国家发改委和国家能源局联合发布了《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）。
此前我发布的文章可点击：
11月28日我在南京，研究推进江苏省的试点。
上午，我在江苏省工程咨询中心，讨论“江苏省分布式光伏发电就近消纳机制体制创新试点”课题。这是我们清华大学能源互联网创新研究院与江苏省工程咨询中心和江苏省电力设计院共同承担的CRESP二期的项目。CRESP即中国可再生能源规模化发展项目，是中国政府（GOC）与世界银行（WB）及全球环境基金（GEF）合作开展的可再生能源国际合作项目，目标是在借鉴发达国家可再生能源发展经验的基础上，研究制定我国可再生能源发展政策，支持可再生能源技术进步，建立可再生能源产业体系，逐步实现可再生能源规模化发展，为电力市场提供高效的、商业化的可再生能源电力，替代燃煤发电，积极应对全球气候变化。
下午的会议讨论分布式发电市场化交易试点。参加人员有江苏省能源局唐学文处长，江苏省电力公司调度中心雷震处长、中国循环经济学会可再生能源专委会彭澎主会、能源基金会芦红主任、世界资源研究所苗红主任，清华大学何继江、江苏省工程咨询中心刘进、江苏省电力设计院谢洁宇等。苏州工业园的试点方案已经极具操作性，林洋公司选的点也比较靠谱。江苏省电力公司表示坚定落实十九大关于能源革命的要求和国家发改委的文件，有态度，有实力，点个赞。
简要介绍一下会议对江苏省开展分布式发电市场化交易试点的讨论。
一、过网费计算
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。
“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。
过网费计算：
一般工商业，不满一千伏的输配电价是0.3895元，35-110千伏以下是0.3595元。0.3895-0.3595=0.03元。
大工业用电，1-10千伏的输配电价0.213元，110千伏的是0.183元。
0.213-0.183＝0.03元。
对大工业和一般工商业而言，110千伏以下的配网价格也即过网费最高0.03元。
如果是光伏接入35千伏，用户是10千伏，则过网费为0.015元。
| 用户输配电价 | 电站输配电价 | 过网费 |
| 0.213 | 0.198 | 0.015 |
二、交易模式设计
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。
情景设定：10MW光伏电站项目，接入35kV等级变压站，日均发电30000kWh，峰平谷电力占50%、45%、5%。对10kV等级的普通工业用电户进行售电。
显然，全部自发自用模式是最赚钱的，但是，对于那些无法全部自发自用的项目来说，直接交易模式的效益远远好过全额上网模式。
模式二：
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，扣除“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 。
综合售电价格是指哪个呢？是峰平谷的综合电价？还是此类用户的目录电价的平均价。
还有人说应当是当地电网公司包含居民在内的综合售电价格。但这样显然不合理，因为执行不同目标电价的用户显然不应该用同样的综合电价去购电，否则，目录电价体系就被严重冲击了。
我认为应该是大工业就按大工业的综合电价，一般工商业就是其目录电价，如果有峰谷电价，就平均掉。
这样对光伏企业来说，会减少一些收益，因为光伏主要是在峰平段上网，如果分开计价，比综合电价显然收益要高，但这种模式就不需要分时段将发电端计量，核算也比较简单。
模式三：
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。
对光伏电站而言，模式三的收入等同于目前的全额上网，不过，不用等补贴了，补贴是由国网去问国家要了。但国网在此模式下的补贴已比以前的补贴金额明显减少了，差别就是电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。一般工商业是0.3595元，大工业是0.168元。这相当于分布式发电直接提高了标杆电价。国家电网因此减少了收益，江苏目前脱硫煤电的标杆电价是0.391元，加上0.3595元，约0.755元，国家的补贴仅仅是0.095元了。大工业用户的光伏，直接让国网收购，国家的补贴仅仅是0.85-0.391-0.168=0.291元。国家的补贴大幅下降。
三种模式比较
就光伏电站方而言，哪种模式收益最高呢？
当然是模式一最高，模式二次之，模式三并没有增加收益，但因为全额到款，不用等补贴了，当然应该用模式三来保底。
模式一收益虽然高，但需要功能比较强大的交易平台的支持，这样才能实现交易：
现实当中的交易情景，由简至繁是：
1、一对一；2、一对多；3、多对多；
1、政府指导下的固定定价；2、政府指导下的浮动定价制；3、竞价制。
文件关键信息分析
1、电网代收费。
电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务，除向分布式发电项目单位收取政府核定的“过网费”外，其他服务包括电量计量、代收电费等，均不收取任何服务费用。
分析：一二种模式下是电网代收费，第三种模式下是电网直接付费。这可比自发自用类型下的合同能源管理模式还要好啊，电网代收费，这减少了多少风险啊！！！
2、规模。
参与分布式发电市场化交易的项目应满足以下要求：接网电压等级在35千伏及以下项目、单项项目容量不超过20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当年最大负荷后不超过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。
分析：50兆瓦，这比此前论及分布式的6兆瓦，微电网的20兆瓦，都要大很多。福音啊福音！
当年指哪年，不明确。
3、交易对象确定。
分布式发电项目应尽可能与电网联接点同一供电范围内的电力用户进行电力交易。
分析：是指同一个110千伏变电站以下的电力用户间进行电力交易，如何来确定买卖双方处于同一变电站范围只呢？电网如果不告诉你，你能知道吗？这样会造成交易对象的确认有很大麻烦。不过，文件说"尽可能"，可以理解为也可以不在同一供电范围内，如果南京市里的不同110千伏变电站下的用户都可以进行电力交易，那几乎就是，没有任何限制，只要你们在一个城市区域内。
4、消纳范围。
各分布式发电项目的电力消纳范围由所在市（县）级电网企业及电力调度机构（含增量配电网企业）核定，报当地能源监管机构备案。
分析：什么要消纳范围？这是动态和还是静态的？静态而言，就是城市划多大的问题。动态而言，就是110千伏变电站有没有反向潮流出现，只有没有越过110千伏变电站向上返送电的情况发生，就可以理解为此区域内都是消纳范围。
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