光伏电站商业模式——区域市场化电力交易

为吸引更多资本力量投资分布式光伏领域，需要面积广阔的屋顶建设大体量的光伏发电系统，而大规模的屋顶一般都来自多个不同产权人，或存在着多个电力用户。在当前的政策环境下，一套计量表对应一个电力用户，以一个点来结算的模式增加了光伏电站项目设计的难度和电费收取的困难。常见问题有∶电站设计大了，厂区内用户可能用不掉，而余电低价值高成本上网，即使采用全额上网模式也只是权宜之计，一定程度上违背了推广分布式光伏电站的本意；设计小了则可能会浪费建设条件好的屋顶；用户欠缴、拒缴光伏电费，甚至用电客户频繁更换造成管理难、收费难。每个工商业分布式光伏电站都可能存在此类问题，投资者难以规避因此产生的资金回收或资金链断裂的风险。

解决以上问题的一个直接方案是在某区域内或某电压等级下的局域网内设立集中管理平台来智能地调配区域内分布式光伏上网电量，此平台也同时具备交易和结算的功能。这种区域电力交易的方案既可以使大面积屋顶电站中无法自用的部分给邻居使用，避免屋顶资源浪费，又可以优先交易光伏电量，达到推广分布式新能源的初衷，还可以即时结算以有效规避收光伏电费难的风险，可谓一举多得。

在政策层面上，光伏区域电力交易结算方式符合《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文件）和《配电体制改革配套文件———附件5；关于推进售电侧改革的实施意见》中所提出的可实行交易方案，电网的输配电功能使得光伏系统发电输出的效益达到投资预期目标，供电公司已有的电费收缴模式和渠道也可得到有效的应用，无需重复开发电费管理系统。在技术层面上，需要一个智能微网管理平台，起到如下作用∶

①针对每个屋顶间实际距离远，巡检维护困难，将分散的分布式光伏电站进行统一管理，结合单个地点坐标与地区气象大数据进行实时功率的理论分析，对每个小范围的光伏系统输出进行精细计量与预测，保证电力供、需侧平衡；

②针对不同时期在同一地区新开发的分布式光伏电站，系统提供扩展容量，可以接纳一定量的分布式光伏电站；

③针对电网难以参与实际操作分布式光伏电站的权限问题。平台提供双闭环监视与控制电站，远程控制并、离网，与供电部门可以紧密连接，执行规范制度，随时操作；

④每个并网点的保护测控终端对电网实时监测，能随时被中心控制，实现故障预警、有效地抑制问题与故障的扩散，保障安全；

⑤服从电网调度指挥操作各个并网点逐个并、离网，将有效地缓解因日全食、区域停电维修导致的光伏系统短时间内同时停、开机对主电网和电器的冲击；

⑥完善电力的发、购、输、配、售的电力改革环节，积极应对未来适应高比例可再生能源接入，适应电力市场发展的新型电网架构可能会要求的改变。达到以十基本要求仍须适量的技术开发工作，特别是在较低电压等级侧满足这些技术要求。

区域光伏电力交易的方案一旦推广开来，将会对分布式光伏电站的商业模式造成深远的影响。一方面投资者无需担心光伏电量能否用掉的问题，类似于全额上网只需将屋顶租赁下来即可；另一方面，可在交易平台上将光伏电量以市场价格卖出，不用担心全额上网电价较低导致投资收益率低的问题，而且电量即卖电费即收，现金流有保证。

在 2016年夏天，国家能源局的相关部门领导曾在浙江杭州与当地的电网部门就分布式发电区域市场化交易展开讨论，地方电网公司对这一举措表示了支持。进入 2017年3月，国家能源局综合司发出《关于征求对<关于开展分布式发电市场化交易试点的通知>意见的函》，即国能综新能【2017】167 号文件。该文件中指出分布式发电实行市场化交易机制，项目单位与配网内就近用户进行电力交易，电网企业收取过网费。分布式项目可在 110kV 变电台区内进行市场化电量交易。在正式文件出台后，地方政府将向国家能源局上报试点方案，最终的试点城市将在 2017年5月 31日前批复，并于7月1日起启动交易。国家能源局将在2017年底前完成对试点地区的总结评估，并酌情确定推广范围和时间。根据这个文件的精神，对分布式光伏项目有以下影响。

（1）分布式光伏发电可有三种交易模式

① 直接售电给电力用户，向电网企业支付过网费。交易范围不超过110kV变电台区。

可理解为在一个变电站覆盖的负荷消纳区域内卖电给任何电力用户，即实现了大家常说的卖电给邻居；

②委托电网企业代售电给电力用户。电网企业扣除过网费后将剩余售电收入转付给分布式光伏发电企业，即实现了电网代收电费；

③电网企业全额收购分布式光伏发电项目的上网电量。收购电价为本地区煤电标杆电价加110kV输配电价，即全额上网项目有了电量全额收购保障。假设脱硫煤标杆上网电价是0.39元/（kW·h），110kV输配电价0.2元/（kW·h），那么全额上网分布式光伏电站在不算补贴的前提下已实现0.59元/（kW·h）的收入，实现保本。

（2）过网费标准及执行办法

① 采用电网代售和直接交易模式的，过网费按接入电压等级和输电距离确定，原则上电压等级越低，输电距离越近，过网费越少；

②电力用户自发自用（含微电网内部）或者在10kV（20kV）电压等级的同一变电分区内消纳的，免收过网费；

③接入电压等级为35kV到110kV，在同一变电台区内消纳的，过网费等于本地区最高输配电价减去电力用户所在电压等级输配电价。

（3）具备交易的资格

① 接入电压等级 110kV及以下的配电网内，可实现就近消纳；

②单体容量不超过20MW，原则上接入电压等级不超过35kV，总装机量不超过就近交易变电台区年平均负荷的80%;

③交易需求方（电力用户）需符合产业政策，达到环保节能标准，没有电网结算方面的不良记录。

（4）电费收缴、结算、补贴支付和碳减排量

①分布式光伏上网电量、电力用户自发自用之外的购电量由当地电网公司负责计量，包含分布式光伏发电交易电量在内的电力用户从电网所购买的全部电量均由当地电网公司负责收缴；

②电网公司扣除过网费后的分布式光伏发电所有售电费，均由电网公司代缴后转付给分布式光伏发电企业，按月结算；

③可实施交易保证金和预付费制度，保障电力用户和售电企业的结算安全；④ 现阶段国家分布式光伏度电补贴由电网公司转付；

⑤分布式光伏交易电量对应的节能量计入购电方，碳减排量归属由交易双方协商约定。在实行可再生能源电力配额时，通过电网交易的可再生能源电量计入当地电网企业的可再生能源电力配额完成量。

（5）设立分布式电力交易平台

①依托市县级电网公司调度机构，建立分布式电力交易平台信息管理系统。或者在省级电网调度机构设立市县级电网区域分布式电力交易信息管理系统设立子模块；

②分布式光伏发电供需双方均需接受调度管理，不需要分布式光伏发电项目的上网电力与电力用户用电负荷进行实时平衡；

③分布式光伏发电项目经向当地能源主管部门备案，并经电网企业进行技术审核后，即可与就近电力用户按月（或年）签订电量交易合同。在分布式发电交易平台登记，经交易平台审核同意后，供需双方即可进行交易。

（6）分布式发电市场交易试点工作组织

①选择分布式可再生能源资源和场址条件好，当地电力需求较大，电网接入条件好，能够实现分布式发电就近接入配电网和接近消纳，并且可以达到较大总量规模的市县级区域及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等；

②2017年4月30日之前，各地完成试点方案编制，进行交易平台建设准备。2017年5 月 31日之前，国家发改委、国家能源局批复第一批试点方案。2017年6月30 日之前，第一批试点地区完成交易平台建设、制定交易规则等相关工作，7月1日起启动交易。2017年12月31日之前，对试点工作进行总结评估∶完善有关机制体系，视情况确定推广范围和时间。试点顺利的地区可扩大试点或提前扩大到省级区域全面实施。

随着此政策的推出，分布式即将迎来新的时代，此次试点工作是否是真正意义上的分布式光伏市场化发展的引爆点，那还要看其落地执行能否得到电网公司的强力支持。事实上，电网不仅可代收电费，还能保证补贴及时到位。

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