可再生能源分布式發電市場化交易試點“過網費”價格機制分析與建議

邱 辰

(水電水利規劃設計總院，北京100120)

0 引 言

在雙碳目標背景下，可再生能源將成為能源轉型發展主流方向，在能源轉型中發揮主導作用。“十四五”及以后，可再生能源發展將呈現大規模、高比例、高質量、市場化的新特征[1]。可再生能源資源與電力負荷呈逆向分布，為保障可再生能源利用率，需要堅持集中式和分布式并舉的發展模式，因地制宜推動清潔能源開發利用。開展分布式發電市場化交易試點，有利于探索就近消納新模式，充分發揮電力用戶主觀能動性，有效提升企業綠色電力消費水平，同時一定程度上降低電力用戶生產經營成本、優化營商環境。

1 分布式發電交易試點政策及發展現狀

2017年，國家發展改革委、國家能源局聯合印發通知，啟動分布式發電市場化交易試點工作，允許分布式光伏發電項目就近通過配電網將電力直接銷售給周邊的電力用戶，即“隔墻售電”模式。2019年5月，在明確2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目名單時，同步公布分布式發電市場化交易試點項目26個、裝機規模147萬kW，主要集中在東南部地區的10個省份[2]。

分布式發電市場化交易試點旨在探索“隔墻售電”模式，摸索就近消納輸配電價(“過網費”)形成機制，為促進清潔能源消納、助力實現雙碳目標提供積極支持。但“過網費”標準直接影響各監管周期內省級電網企業準許收入，短時間內難以厘清“隔墻售電”交易雙方占用的電網資產、電氣距離等，受上述因素影響，國家已公布的試點項目建設進展緩慢，目前僅江蘇省等個別試點項目建成并網。

2 試點項目“過網費”價格機制

按照政策規定，試點分布式發電項目“過網費”標準按接入電壓等級和輸電及電力消納范圍分級確定，具體標準由所在省級價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定制定。“過網費”核定前，暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公共網絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣減分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價執行[3]。

2020年，江蘇省在明確當地分布式發電市場化交易試點項目有關電價問題時，進一步細化“過網費”收取標準。即在國家相關政策規定的基礎上，明確執行兩部制電價的大工業用戶“過網費”暫行標準應包括容(需)量電價，容(需)量電價暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網大工業輸配電價的容(需)量電價執行[4]。

3 試點項目“過網費”價格機制實施難點

從調研了解情況看，“過網費”是“隔墻售電”模式能否順利實施的關鍵，現階段在實施過程中主要存在以下幾方面問題。

3.1 各省“過網費”核算原則及標準暫未明確

2015年以來，國家發展改革委積極推動電力體制改革[5]，我國電價改革也取得較大進展，省級電網輸配電價已出臺具體的核定辦法，總體思路仍然采用“郵票法”，考慮區域、電壓差異等因素統籌確定，暫不能提供較精確的位置信號。“隔墻售電”交易“過網費”本質上需要采用“節點電價法”核算輸配電價，充分體現位置信號優勢，涉及輸配電價體系的整體重構。若在遵循國家現行輸配電價核價機制基礎上，研究分布式發電交易雙方占用的電網資產、電壓等級和電氣距離制定“過網費”標準，難度較大。截至目前，試點項目所在省份均未出臺相關的“過網費”核算和收取標準，短期內難以有效形成系統的核算原則。

3.2 “過網費”暫行辦法操作層面存在一定難度

根據“過網費”暫行辦法，在過網費標準未核定前，暫按照電力用戶接入電壓等級對應的輸配電價扣減分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級輸配電價執行[3]，但在具體操作層面存在各電壓等級輸配電價級差過小、試點電力用戶少承擔或不承擔電價交叉補貼等相關問題。

3.2.1 各電壓等級輸配電價級差過小

基于分布式交易試點項目所在10個省份已公布的輸配電價水平，對3種典型情景下電力用戶需執行的“過網費”價格水平進行分析。

(1)情景一(10 kV和35 kV)。假設參與試點交易的電力用戶接入電壓等級為10 kV，發電項目接入電壓等級為35 kV。“過網費”=10 kV輸配電價-35 kV輸配電價。對于一般工商業用戶，“過網費”為0.015 0～0.026 8元/(kW·h)，平均價格為0.0195元/(kW·h)；對于大工業用戶，“過網費”為0.015 0～0.034 4元/(kW·h)，平均價格為0.023 1元/(kW·h)。

(2)情景二(10 kV和110 kV)。假設參與試點交易的電力用戶接入電壓等級為10 kV，發電項目接入電壓等級為110 kV。“過網費”=10 kV輸配電價-110 kV輸配電價。對于一般工商業用戶，“過網費”為0.030 0～0.053 5元/(kW·h)，平均價格為0.041 7元/(kW·h)；對于大工業用戶，“過網費”為0.030 0～0.055 0元/(kW·h)，平均價格為0.041 7元/(kW·h)。

(3)情景三(35 kV和110 kV)。假設參與試點交易的電力用戶接入電壓等級為35 kV，發電項目接入電壓等級為110 kV。“過網費”=35 kV輸配電價-110 kV輸配電價。對于一般工商業用戶，“過網費”為0.020 0～0.026 7元/(kW·h)，平均價格為0.023 4元/(kW·h)；對于大工業用戶，“過網費”為0.012 6～0.025 0元/(kW·h)， 平均價格為0.018 6元/(kW·h)。

表1為基于“過網費”暫行辦法的不同情景下“過網費”價格水平，整體來看，不同電壓等級“過網費”范圍為0.01～0.055元/(kW·h)，平均值約0.025 2元/(kW·h)，極端情況下，同電壓等級電力用戶與發電企業交易，將不承擔“過網費”。當前核定的電網輸配電價中，不同電壓等級的實際輸配成本并未完全厘清、不能實際反映不同電壓等級接入差異，各省不同電壓等級輸配電價級差整體偏小，仍需開展精細化成本歸集及價格核定工作。

表1 基于“過網費”暫行辦法的不同情景下“過網費”價格水平

3.2.2 試點電力用戶少承擔或不承擔電價交叉補貼

目前，已核定的省級電網輸配電價包括增值稅、線損、電價交叉補貼和區域電網容量電費等。電價交叉補貼一般包括高電壓等級用電對低電壓等級用電的補貼，大工業和一般工商業用戶對農業和居民用電的補貼，不同區域之間用戶的補貼等[6]，體現在輸配電價中。我國電力體制改革明確要求妥善處理電價交叉補貼，鑒于交叉補貼問題較為復雜、涉及面廣，目前大多數省份尚未公布本地區具體的交叉補貼額度。據不完全統計，已經公布政策性交叉補貼標準的省份包括山東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)。

采用不同電壓等級輸配電價級差確定暫行“過網費”標準的方式，可能直接導致參與試點交易的電力用戶少承擔或者不承擔交叉補貼費用，不符合工商業用戶公平承擔電價交叉補貼責任的思路。

4 完善分布式發電市場化交易“過網費”價格機制建議

分布式發電市場化交易是促進清潔能源就近消納利用、助力能源結構轉型的重要方式，完善交易“過網費”價格機制，積累試點項目建設運行經驗，有利于建立健全促進分布式發電就近消納的體制機制，助力實現雙碳目標。

4.1 “過網費”價格機制建議

4.1.1 “過網費”按照110 kV輸配電價執行

目前，分布式發電項目主要包括分布式光伏發電項目和分散式風電項目，其中分布式光伏發電項目主要是指單個項目容量不超過2萬kW且所發電量主要在并網點變電臺區消納的光伏發電項目[7]，2萬kW裝機規模的項目接入電壓等級通常不超過110 kV；分散式風電項目是指所產生電力可自用，也可上網且在配電系統平衡調節的風電項目，項目接入電壓等級應為110 kV及以下，并在110 kV及以下電壓等級內消納，不向110 kV的上一級電壓等級電網反送電[8]。

考慮分布式發電項目基本要求在110 kV電壓等級以下消納，為避免輸配電價級差過小、電網企業準許收入不能足額回收，試點過渡階段建議按照簡化處理原則，“過網費”標準核定前，分布式發電市場化交易試點涉及“過網費”按照當前監管周期內110 kV對應輸配電價執行。

4.1.2 “過網費”按照輸配電價級差與交叉補貼之和執行

電價交叉補貼是歷史問題，為保障民生，我國居民電價水平大幅低于供電成本，由工商業用戶承擔對居民的電價交叉補貼。若參與分布式市場化交易試點的工商業用戶實際執行的“過網費”中不含電價交叉補貼，將導致其他工商業用戶承擔更高的交叉補貼水平，不利于優化營商環境，也不符合分布式市場化交易試點的政策初衷。

厘清電價交叉補貼水平、將“暗補”變“明補”是電力體制改革的重要方向，目前已經陸續有省份公布了本地區電價交叉補貼水平。建議在現行輸配電價級差的基礎上，將地區電價交叉補貼水平作為工商業電力用戶統一征收標準，參與分布式市場化交易試點的電力用戶，在輸配電價級差的基礎上按規定繳納電價交叉補貼，即“過網費”為輸配電價級差與電價交叉補貼水平之和，公平承擔社會責任。

4.2 典型案例測算

假設某電力用戶以10 kV電壓等級接入電網，一個5 MW分布式發電項目接入該10 kV線路所在變電站的高壓側35 kV，按照建議方案，以已完成首個試點項目并網的江蘇省為例對上述場景下電力用戶交易電價進行測算。假設發電企業市場化交易電價即為江蘇省燃煤基準價0.391元/(kW·h)。

4.2.1 “過網費”=江蘇省110 kV輸配電價0.126 4元/(kW·h)

電力用戶最終執行電價=市場化交易電價+110 kV輸配電價+政府性基金及附加，最終執行電價為0.507 7元/(kW·h)。相較于1～10 kV一般工商業及其他用電平段電價0.641 4元/(kW·h)、大工業用電平段電價0.606 8元/(kW·h)，在此方案下，試點電力用戶最終執行電價可實現度電降幅達0.094 6、0.06元。該方案涉及各環節具體電價水平及江蘇用戶最終執行電價情況見表2。

表2 典型情境下按照建議方案一測算江蘇用戶最終執行電價

4.2.2 “過網費”=10 kV輸配電價-35 kV輸配電價

電力用戶最終執行電價=市場化交易電價+10 kV輸配電價-35 kV輸配電價+政府性基金及附加，用戶最終執行電價為0.507 7元/(kW·h)。相較于1～10 kV一般工商業及其他用電平段電價0.641 4元/(kW·h)、大工業用電平段電價0.606 8元/(kW·h)，在此方案下的用戶最終執行電價可實現度電降幅分別達0.082 1、0.047 5元。該方案涉及各環節具體電價水平及江蘇用戶最終執行電價情況見表3。

表3 典型情境下按照建議方案二測算江蘇用戶最終執行電價

從測算情況來看，按照過渡階段不同的“過網費”價格機制建議方案，試點交易電力用戶將公平承擔電價交叉補貼責任，同時能夠減少0.047 5～0.094 6元/(kW·h)的物理電量購電成本，具有較強的可操作性，有利于促進分布式發電開發利用、同時提高電力用戶消納可再生能源電量積極性。

5 結 語

試點開展分布式發電市場化交易，探索合理的“過網費”價格機制，有利于推動構建靈活多樣的市場化交易模式，促進可再生能源就近開發利用，為可再生能源規模化發展、高效利用提供積極支持，建議按照公平合理、易于操作的模式建立過渡期間隔墻售電“過網費”價格形成機制，積極推動試點項目實施。