近日，國家發改委和國家能源局聯合發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源【2017】1901號)，這是繼今年2月發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知（征求意見稿）》8個月后千呼萬喚始出來的正式通知文件。這對于處于轉型發展中的分布式電力乃至整個電力體制改革，都具有“破冰”的重要意義。

一、準予參與市場化交易的分布式項目規模

定義“分布式發電”是一個十分困難的工作。國家發改委《分布式發電管理暫行辦法》、國家能源局《關于明確電力業務許可管理有關事項的通知》等文件對分布式管理、管制要求各不相同?！蛾P于開展分布式發電市場化交易試點的通知》（下稱《通知》）從準予參與市場化交易的角度進行了限制性要求：

1．接網電壓等級在35千伏以下的項目，單體項目容量不超過20兆瓦（有自用的，在扣除年最大用電負荷后不超過20兆瓦）；

2．接網電壓等級不超過110千伏的項目，單體項目容量可超過20兆瓦但不高于50兆瓦。

我們認為，所謂“單體項目容量”的規定在實踐中把握尺度可能不一，如若干個項目單個容量都不超過20兆瓦，實際可以合并整合成一個項目，很容易突破上述限制。又如，分期申請備案的項目，每期容量都控制在20兆瓦以內，若干期合并投產后總體容量就容易超過上述限制。

二、交易模式

對于分布式發電“自發自用、余電上網”模式的突破，我們認為是《通知》最大的貢獻：分布式發電將從“假售電”向“真售電”轉變，即在接入點上一級變壓器供電范圍內可以向不特定用戶售電。

1．原“自發自用、余電上網”模式

以分布式光伏為例，在“自發自用、余電上網”模式下，分布式電源實際上在25年運營期內只能“綁定”一家用戶并向該用戶售電；一旦該用戶發生破產、清算或倒閉，則基本宣告分布式電源投資失?。梢赞D為全額上網模式，或與后續廠房業主協商新的屋頂租金）。這一不可控風險根源在于25年內只能綁定一個特定用戶并向其“售電”的交易模式

。

2．《通知》規定的分布式“直接交易”售電模式

《通知》規定的新交易模式下，分布式電源可以和用戶1、用戶2和用戶4進行售電交易（在不超過110千伏電壓等級范圍內就近消納），但不能與用戶3進行售電交易。向不特定用戶售電，才是“真”售電，可以大幅減少分布式電源“鎖定用戶”的風險。

3．其他交易模式

《通知》還規定了由電網企業代售和按照標桿電價收購兩種交易模式；這兩種模式實際是直接交易模式的某種變型。

三、分布式交易“過網費”

上述幾種交易模式都會涉及電網企業收取“過網費”問題，“過網費”收取的多少與標準，直接關系到分布式市場化交易能走多遠、走的如何?！锻ㄖ芬幎ǖ?ldquo;過網費”標準主要是：

1．“過網費”由省物價部門核定，核定前按照“價差法”確定

目前我國的輸配電價采取“郵票法”核定，在同價區內（一般為?。╇妷旱燃壪嗤?，不論距離遠近，均適用同樣的輸配電價。電壓等級越高，其度電電價越低?！锻ㄖ凡捎昧?ldquo;價差法”，即按照下列辦法確定過網費（增量配電網配電價格也按照此方法確定）

“過網費”=用戶接入電壓等級輸配電價—分布式發電接入最高等級輸配電價

（上圖為某省輸配電價表格）

舉例來講，如分布式發電用戶接入電壓等級為10千伏，分布式發電以110千伏接入公用電網，則過網費按照0.1735-0.1435=0.03元/千瓦時確定。用戶為兩部制電價用戶的，仍須向電網繳納基本電費。

2．過網費與消納范圍

《通知》規定的分布式電力消納范圍為“接入點上一級變壓器供電范圍內”，因此如分布式電力消納范圍超過上述規定，“過網費”會因此發生變化：

（1）執行本級電壓等級“過網費”標準：當分布式發電項目總裝機容量小于供電范圍內上年度平均用電負荷。此種情況下，分布式電力不存在外送情況。

（2）執行上一電壓等級“過網費”標準：扣減部分比分布式發電接入的最高電壓等級更高一電壓等級的輸配電價。

分布式發電消納范圍由所在縣（市）及電網企業及調度機構核定。

四、國家補貼

1．建設規模管理

目前，國家主管部門對新能源國家補貼實施年度建設規模管理（即年度“盤子”），未納入年度建設規模指標的項目無法獲得國家可再生能源補貼。但分布式新能源（如屋頂分布式）不限制建設規模，項目投產即納入補貼范圍。

《通知》對分布式發電補貼問題規定了重大轉變，即分布式發電也將實施規模管理，試點地區將一次性確定到2020年底的總建設規模及分年度新增建設規模。試點地區新建50兆瓦以下的風電、光伏項目均按照市場化交易模式建設。

2．分布式發電享受補貼時間

《通知》規定，納入分布式發電市場化交易試點的可再生發電項目建成后自動納入可再生能源補貼范圍，按照全電量給予度電補貼。

3．補貼標準

業內關于分布式光伏國補標準下調已預測為大概率事件?！锻ㄖ访鞔_了國補下調的具體標準，即：

（1）單體項目容量不超過20兆瓦的，度電補貼需求降低比例不得低于10%；

（2）單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦的，度電補貼需求降低比例不得低于20%。

五、前景展望

2017年被業界譽為分布式光伏元年：2017年1-6月全國光伏新增裝機超過24GW,其中分布式光伏新增裝機超過7GW，是去年同期的2.9倍。然而，分布式電力發展存在的眾多體制機制性問題，亟待“頂層設計”?！锻ㄖ烦雠_必將對分布式電力發展構成極大的利好：

1、分布式“售電”將成為一種合法的商業模式?！锻ㄖ吠黄屏藗鹘y分布式“自發自用”的模式，使得分布式電力真正進入“售電”階段。對于投資人而言，設計一整套合規的分布式售電商業模式將是當務之急。

2、分布式“售電”將與“微電網”并肩發展。分布式“售電”必須依靠電網，而電網高額的過網費將會決定分布式電力“生死存亡”。投資人同步布局“微電網”+“分布式”的模式，承擔某一區域內電網企業的職責，也將會成為投資人對某區域的整體化能源解決方案的一部分。

律師建議：新型商業模式的出現，需要系統考慮并控制其法律風險，如電費回收、結算、投資項目法律盡職調查、售電協議簽署以及配電區域劃分、售電牌照辦理等，確保項目在合規、合法的道路上實現最大程度的商業利益。

（來源:陽光時代法律觀察    2017-11-13）