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去年底，江苏省发改委与江苏能监办联合下发《江苏省分布式发电市场化交易规则（试行）》，今年三月又联合下发了《关于积极推进分布式发电市场化交易试点有关工作的通知》（苏发改能源发【2020】198号），正式明确了江苏七个分布式市场化交易试点范围及规模容量要求。要求试点只针对新建风电或光伏项目，也就是分布式新能源发电项目，接入电压等级35千伏以下的单体不得超过20MW（扣除自身最大用电负荷后不得超过20MW），20～50MW以内的项目接入等级不超过110千伏。
作者丨齐军
单位丨金风设计研究院 新能源技术与市场研究团队
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至此，国家发改委、国家能源局印发《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）已三年之久，分布式新能源发电“隔墙售电”终于在江苏有了实质性率先突破，其对全国的分布式发电市场化交易试点项目的引领和示范意义不言而喻。
一、苏发改能源发【2020】198号解决的核心问题
笔者认为，苏发改能源发【2020】198号文解决了一个核心问题，既分布式发电市场化交易“过网费”核定问题，明确了试点交易输配电价执行“风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费，减免政策性交叉补贴”。
其中“减免政策性交叉补贴”可以说是让分布式新能源发电“隔墙售电”试点推进得以柳暗花明，再现希望。
1、电价中政策性交叉补贴的“前世今生”
有必要说一下电价中政策性交叉补贴的形成历史。我国现行电价机制下，销售电价中包含政府性基金及附加，以及政策性交叉补贴，存在工商业补贴居民、城市补贴农村、高电压等级补贴低电压等级等政策性交叉补贴的情况。适度的交叉补贴，有利于落实国家宏观政策，保障电力普遍服务；但如果交叉补贴过重，则不利于引导用户合理消费和公平负担。
为此，中发电改9号文要求妥善处理电价交叉补贴问题。随后国家发改委、能源局下发《关于推进输配电价改革的实施意见》进一步明确了操作性要求。即：“过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经政府价格主管部门审核后通过输配电价回收；输配电价改革后，根据电网各电压等级的资产、费用、电量、线损率等情况核定分电压等级输配电价，测算并单列居民、农业等享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴。”
电价中的政策性交叉补贴形成过程错综复杂，既是国内电价厘清的难点，也是分布式发电市场化交易利益博弈的焦点问题。江苏政策性交叉补贴在电价中的占比目前公开信息尚不清晰，但依据目前已经公布的政策性交叉补贴标准（山东0.1016元、吉林0.15元、上海0.103元、福建0.1012元）作为参考，可暂按0.10元/kwh作为江苏的政策性交叉补贴作为测算参考依据。
2017年9月江苏省物价局下发“2017-2019年江苏电网输配电价表”，说明表中电价包含交叉补贴，详见下表。
2、新政下分散式风电“隔墙售电”可行性分析
以江苏自发自用、余电上网分散式风电项目进行“隔墙售电”为例，原来项目自发自用部分按用户目录电价打折90-95折考虑，余电上网部分电价按火电标杆电价0.39元/kwh结算，涉及电压等级为35kV。
若项目有机会参与隔墙售电，到用户端销售电价=交易电价+输配电价+政府基金及附加，交易电价不应低于现行火电标杆上网电价，若到用户端销售电价为0.57-0.60元/kwh考虑（按江苏大工业35kV峰谷分时电价打折后考虑，计算过程略，按国家电网办【2013】1781号文，分散式风电余电上网“隔墙售电”电价中考虑政府基金及附加，政府基金及附加为0.035元/kwh，不考虑系统备用费等）。
则分散式风电项目隔墙售电“过网费”应低于（0.57-0.39-0.035）=0.145元/kwh以下才有参与“隔墙售电”的积极性。江苏目前35kV大工业输配电价为0.198元/kwh。分散式风电在现行“过网费”标准下，通过“隔墙售电”获得额外收益或者满足行业收益基准，可以说勉为其难。
但若是减免了0.1元/kwh的政策性交叉补贴后，35kV“过网费”则为：0.198-0.1=0.098元/kwh（未考虑分压分摊比例），分散式风电通过“隔墙售电”可获得的上网交易电价为（0.57-0.60）-（0.098-0.035）=0.437-0.467元/kwh，余电上网电价只要高于火电标杆上网电价，则分散式风电项目参与“隔墙售电”的积极性，以及由此带来的项目盈利性马上可以得到显现。
政策性交叉补贴的减免，使得“过网费”不再成为分布式发电市场化交易（隔墙售电）的“拦路虎”！
二、新的发展机遇及挑战
江苏分布式发电市场化交易试点过网费减免“政府性交叉补贴”的实操做法，给全国分布式发电市场化交易起到很好的引领示范作用。随着国家能源转型力度的进一步加大，大工业用户有较强烈的“绿电”需求，因此植根于负荷密集区域的分散式风电也能借助“隔墙售电”的市场推手，在中东南部低风速区域促成更为广阔的发展机遇。
如江苏南通、盐城、无锡、扬州、镇江、泰州、淮安等市县的分散式风电项目，若能做到平均风速5.5m/s以上，年发电小时2500h以上，且电网接入及负荷消纳能力较强，通过“隔墙售电”则能形成更为开放灵活的市场空间和增值环节。
江苏电网分布式电源众多，在“源-网-荷”友好互动、储能调峰调频应用、需求侧管理方面一直走在全国的前列。就地布置、高效利用的分布式电源可通过“隔墙售电”实现就近的“源荷互动”，形成大电网覆盖下的具有“自愈能力与互供能力”的若干新能源微电网，实现“源-网-荷-储”各环节资源优化高效利用、形成新的“合作共赢”盈利模式。共同支撑电力系统的可靠性。
分布式发电市场化交易的实质是电力体制改革利益格局重新分配、电力市场交易机制的深化完善，在后续的推进实操中，仍然会遭遇很多的问题，包括：
1、电网公司层面有对分布式发电市场化交易试点的抵触惯性和博弈心态，包括“过网费”减免交叉补贴的额度，也可能会有其他利益诉求的提出（如要求缴纳系统备用费、相关服务费用等）。
2、分布式发电市场化交易技术支持平台的建设及交易电量确认、电费收取等许多实操层面问题需要逐一解决，需要政府、电网、发电、售电、用户统一思想、共同发力，才能有富于成效的实质性推进。
3、高渗透率的分布式新能源发电在配电网层面“隔墙售电”，潮流分布更加复杂，安全校核及调度管理工作也会增加压力，接下来就是对接入配电网的分布式电源调控能力、电能质量、运行适应性会提出更严格的技术要求和考核要求（如去年华东能监办印发通知，对近1200万kW分布式光伏集中开展涉网频率专项核查整改工作，提高低电压接入的分布式光伏涉网频率要求）。
电改非易事，任重道远行。江苏分布式发电市场化交易试点的率先破冰，首先是在政府与电网公司高度统一思想，坚定信心不动摇的结果，这对后续工作的启发是“隔墙售电”的各利益相关方要在合作共赢、相互支持的前提下共同精耕细作，才能生根发芽，开花结果。
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