可再生能源分布式发电市场化交易试点“过网费”价格机制分析与建议

邱 辰

(水电水利规划设计总院，北京100120)

0 引 言

在双碳目标背景下，可再生能源将成为能源转型发展主流方向，在能源转型中发挥主导作用。“十四五”及以后，可再生能源发展将呈现大规模、高比例、高质量、市场化的新特征[1]。可再生能源资源与电力负荷呈逆向分布，为保障可再生能源利用率，需要坚持集中式和分布式并举的发展模式，因地制宜推动清洁能源开发利用。开展分布式发电市场化交易试点，有利于探索就近消纳新模式，充分发挥电力用户主观能动性，有效提升企业绿色电力消费水平，同时一定程度上降低电力用户生产经营成本、优化营商环境。

1 分布式发电交易试点政策及发展现状

2017年，国家发展改革委、国家能源局联合印发通知，启动分布式发电市场化交易试点工作，允许分布式光伏发电项目就近通过配电网将电力直接销售给周边的电力用户，即“隔墙售电”模式。2019年5月，在明确2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单时，同步公布分布式发电市场化交易试点项目26个、装机规模147万kW，主要集中在东南部地区的10个省份[2]。

分布式发电市场化交易试点旨在探索“隔墙售电”模式，摸索就近消纳输配电价(“过网费”)形成机制，为促进清洁能源消纳、助力实现双碳目标提供积极支持。但“过网费”标准直接影响各监管周期内省级电网企业准许收入，短时间内难以厘清“隔墙售电”交易双方占用的电网资产、电气距离等，受上述因素影响，国家已公布的试点项目建设进展缓慢，目前仅江苏省等个别试点项目建成并网。

2 试点项目“过网费”价格机制

按照政策规定，试点分布式发电项目“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，具体标准由所在省级价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定。“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执行[3]。

2020年，江苏省在明确当地分布式发电市场化交易试点项目有关电价问题时，进一步细化“过网费”收取标准。即在国家相关政策规定的基础上，明确执行两部制电价的大工业用户“过网费”暂行标准应包括容(需)量电价，容(需)量电价暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网大工业输配电价的容(需)量电价执行[4]。

3 试点项目“过网费”价格机制实施难点

从调研了解情况看，“过网费”是“隔墙售电”模式能否顺利实施的关键，现阶段在实施过程中主要存在以下几方面问题。

3.1 各省“过网费”核算原则及标准暂未明确

2015年以来，国家发展改革委积极推动电力体制改革[5]，我国电价改革也取得较大进展，省级电网输配电价已出台具体的核定办法，总体思路仍然采用“邮票法”，考虑区域、电压差异等因素统筹确定，暂不能提供较精确的位置信号。“隔墙售电”交易“过网费”本质上需要采用“节点电价法”核算输配电价，充分体现位置信号优势，涉及输配电价体系的整体重构。若在遵循国家现行输配电价核价机制基础上，研究分布式发电交易双方占用的电网资产、电压等级和电气距离制定“过网费”标准，难度较大。截至目前，试点项目所在省份均未出台相关的“过网费”核算和收取标准，短期内难以有效形成系统的核算原则。

3.2 “过网费”暂行办法操作层面存在一定难度

根据“过网费”暂行办法，在过网费标准未核定前，暂按照电力用户接入电压等级对应的输配电价扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价执行[3]，但在具体操作层面存在各电压等级输配电价级差过小、试点电力用户少承担或不承担电价交叉补贴等相关问题。

3.2.1 各电压等级输配电价级差过小

基于分布式交易试点项目所在10个省份已公布的输配电价水平，对3种典型情景下电力用户需执行的“过网费”价格水平进行分析。

(1)情景一(10 kV和35 kV)。假设参与试点交易的电力用户接入电压等级为10 kV，发电项目接入电压等级为35 kV。“过网费”=10 kV输配电价-35 kV输配电价。对于一般工商业用户，“过网费”为0.015 0～0.026 8元/(kW·h)，平均价格为0.0195元/(kW·h)；对于大工业用户，“过网费”为0.015 0～0.034 4元/(kW·h)，平均价格为0.023 1元/(kW·h)。

(2)情景二(10 kV和110 kV)。假设参与试点交易的电力用户接入电压等级为10 kV，发电项目接入电压等级为110 kV。“过网费”=10 kV输配电价-110 kV输配电价。对于一般工商业用户，“过网费”为0.030 0～0.053 5元/(kW·h)，平均价格为0.041 7元/(kW·h)；对于大工业用户，“过网费”为0.030 0～0.055 0元/(kW·h)，平均价格为0.041 7元/(kW·h)。

(3)情景三(35 kV和110 kV)。假设参与试点交易的电力用户接入电压等级为35 kV，发电项目接入电压等级为110 kV。“过网费”=35 kV输配电价-110 kV输配电价。对于一般工商业用户，“过网费”为0.020 0～0.026 7元/(kW·h)，平均价格为0.023 4元/(kW·h)；对于大工业用户，“过网费”为0.012 6～0.025 0元/(kW·h)， 平均价格为0.018 6元/(kW·h)。

表1为基于“过网费”暂行办法的不同情景下“过网费”价格水平，整体来看，不同电压等级“过网费”范围为0.01～0.055元/(kW·h)，平均值约0.025 2元/(kW·h)，极端情况下，同电压等级电力用户与发电企业交易，将不承担“过网费”。当前核定的电网输配电价中，不同电压等级的实际输配成本并未完全厘清、不能实际反映不同电压等级接入差异，各省不同电压等级输配电价级差整体偏小，仍需开展精细化成本归集及价格核定工作。

表1 基于“过网费”暂行办法的不同情景下“过网费”价格水平

3.2.2 试点电力用户少承担或不承担电价交叉补贴

目前，已核定的省级电网输配电价包括增值税、线损、电价交叉补贴和区域电网容量电费等。电价交叉补贴一般包括高电压等级用电对低电压等级用电的补贴，大工业和一般工商业用户对农业和居民用电的补贴，不同区域之间用户的补贴等[6]，体现在输配电价中。我国电力体制改革明确要求妥善处理电价交叉补贴，鉴于交叉补贴问题较为复杂、涉及面广，目前大多数省份尚未公布本地区具体的交叉补贴额度。据不完全统计，已经公布政策性交叉补贴标准的省份包括山东0.101 6元/(kW·h)、吉林0.15元/(kW·h)、上海0.103元/(kW·h)和福建0.101 2元/(kW·h)。

采用不同电压等级输配电价级差确定暂行“过网费”标准的方式，可能直接导致参与试点交易的电力用户少承担或者不承担交叉补贴费用，不符合工商业用户公平承担电价交叉补贴责任的思路。

4 完善分布式发电市场化交易“过网费”价格机制建议

分布式发电市场化交易是促进清洁能源就近消纳利用、助力能源结构转型的重要方式，完善交易“过网费”价格机制，积累试点项目建设运行经验，有利于建立健全促进分布式发电就近消纳的体制机制，助力实现双碳目标。

4.1 “过网费”价格机制建议

4.1.1 “过网费”按照110 kV输配电价执行

目前，分布式发电项目主要包括分布式光伏发电项目和分散式风电项目，其中分布式光伏发电项目主要是指单个项目容量不超过2万kW且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏发电项目[7]，2万kW装机规模的项目接入电压等级通常不超过110 kV；分散式风电项目是指所产生电力可自用，也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目，项目接入电压等级应为110 kV及以下，并在110 kV及以下电压等级内消纳，不向110 kV的上一级电压等级电网反送电[8]。

考虑分布式发电项目基本要求在110 kV电压等级以下消纳，为避免输配电价级差过小、电网企业准许收入不能足额回收，试点过渡阶段建议按照简化处理原则，“过网费”标准核定前，分布式发电市场化交易试点涉及“过网费”按照当前监管周期内110 kV对应输配电价执行。

4.1.2 “过网费”按照输配电价级差与交叉补贴之和执行

电价交叉补贴是历史问题，为保障民生，我国居民电价水平大幅低于供电成本，由工商业用户承担对居民的电价交叉补贴。若参与分布式市场化交易试点的工商业用户实际执行的“过网费”中不含电价交叉补贴，将导致其他工商业用户承担更高的交叉补贴水平，不利于优化营商环境，也不符合分布式市场化交易试点的政策初衷。

厘清电价交叉补贴水平、将“暗补”变“明补”是电力体制改革的重要方向，目前已经陆续有省份公布了本地区电价交叉补贴水平。建议在现行输配电价级差的基础上，将地区电价交叉补贴水平作为工商业电力用户统一征收标准，参与分布式市场化交易试点的电力用户，在输配电价级差的基础上按规定缴纳电价交叉补贴，即“过网费”为输配电价级差与电价交叉补贴水平之和，公平承担社会责任。

4.2 典型案例测算

假设某电力用户以10 kV电压等级接入电网，一个5 MW分布式发电项目接入该10 kV线路所在变电站的高压侧35 kV，按照建议方案，以已完成首个试点项目并网的江苏省为例对上述场景下电力用户交易电价进行测算。假设发电企业市场化交易电价即为江苏省燃煤基准价0.391元/(kW·h)。

4.2.1 “过网费”=江苏省110 kV输配电价0.126 4元/(kW·h)

电力用户最终执行电价=市场化交易电价+110 kV输配电价+政府性基金及附加，最终执行电价为0.507 7元/(kW·h)。相较于1～10 kV一般工商业及其他用电平段电价0.641 4元/(kW·h)、大工业用电平段电价0.606 8元/(kW·h)，在此方案下，试点电力用户最终执行电价可实现度电降幅达0.094 6、0.06元。该方案涉及各环节具体电价水平及江苏用户最终执行电价情况见表2。

表2 典型情境下按照建议方案一测算江苏用户最终执行电价

4.2.2 “过网费”=10 kV输配电价-35 kV输配电价

电力用户最终执行电价=市场化交易电价+10 kV输配电价-35 kV输配电价+政府性基金及附加，用户最终执行电价为0.507 7元/(kW·h)。相较于1～10 kV一般工商业及其他用电平段电价0.641 4元/(kW·h)、大工业用电平段电价0.606 8元/(kW·h)，在此方案下的用户最终执行电价可实现度电降幅分别达0.082 1、0.047 5元。该方案涉及各环节具体电价水平及江苏用户最终执行电价情况见表3。

表3 典型情境下按照建议方案二测算江苏用户最终执行电价

从测算情况来看，按照过渡阶段不同的“过网费”价格机制建议方案，试点交易电力用户将公平承担电价交叉补贴责任，同时能够减少0.047 5～0.094 6元/(kW·h)的物理电量购电成本，具有较强的可操作性，有利于促进分布式发电开发利用、同时提高电力用户消纳可再生能源电量积极性。

5 结 语

试点开展分布式发电市场化交易，探索合理的“过网费”价格机制，有利于推动构建灵活多样的市场化交易模式，促进可再生能源就近开发利用，为可再生能源规模化发展、高效利用提供积极支持，建议按照公平合理、易于操作的模式建立过渡期间隔墙售电“过网费”价格形成机制，积极推动试点项目实施。