深入剖析：政府连发两文，电力市场化交易有哪些关键和风险？

 

考察《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》一文，集邦咨询新能源网（EnergyTrend）归纳出以下几项重点：

 

可交易电力的光伏系统规模提高到50MW，比对20MW的分布式系统定义，这相当于降低了项目的容量门槛，使单体规模更大的项目亦能加入交易。这一方面有助于降低度电价格，另一方面也将能吸引拥有较大容量的电力业者加入售电。

 

并入的电网电压分35kV以下与110kV以下两个等级。因并入之电压不够高，试点将以在地传输为主，无法进行长距离输配电。这基本符合分布式光伏“在地发电、在地消纳”的逻辑。

 

交易模式分成三种（点击此处查看三种模式解析），无论哪一种都需透过电网企业，而必须被收取电网输配费用（亦即“过网费”）。此费用依据所在地区、用电户之类型等有别。

 

售电业者依然可收取FIT补贴，但发电项目之单体规模在20MW以下者最高只能收取FIT的90%、20~50MW者最高只能收取FIT的80%。此方案可能影响分布式光伏FIT的调降计划。

 

交易机制，例如输电售电之范围、订价制度与规范等，以及交易平台的建置，均要求在2017年12月31日前提报，2018年1月31日完成，次月展开交易。交易试点时间5个月，在2018年6月30日验收。

 

由此来看，我们判断此制度将有助独立发电业者（IPP）成形。具有较大规模项目资产者，可提供较多元的电费方案，亦可在适当空间建置发电项目后出售。而首先加入购电的消费者，最有可能是电价与用电量均偏高的工商业用户；这些用户也更具有电费议价能力。

 

而在具体的交易平台与制度仍未明朗化的当下，此制度初步显现的问题在于：消费者愿意花多少钱收购电力？而售电业者又能取得多少补贴？这将直接影响售电业者的实际售电收入。

 

与弃光问题实施方案搭配

 

分布式发电纳入电力交易制度有两大目标：提高消纳、降低补贴压力。虽然试点方案仅限于弃光量5%以下的省份申请，但可以期待，当制度与输电网络逐步完善化后，此制度可广泛运用到更多区域。

 

电力交易制度之关键在于有实际的消费者收购电力，前述两大目标也才能落实。但参考今年稍早展开的绿证交易情形，除了电费偏高的工商业用户之外，实际会加入自由购电市场的消费者并不多，落实状况会受到限制。

 

而根据两部委在11月13日发布的《解决弃水弃光弃风问题实施方案》一文，中国政府将从全国与在地两个面向共同提高电力消纳，以解决上述的“三弃”问题。当中延续9号文的电改政策，明确指示将持续推动电力市场交易制度，同时将推动可再生能源配额制──亦即RPS（可再生能源义务），要求特定用电户负担收购可再生能源的责任。如此一来将能有效确保电力消费者，分布式光伏的电力市场亦能获得基本保障。

 

从各国经验来看，电力自由交易制度会直接刺激智能电网与储能系统的发展。而在中国市场，搭配电改制度与12条特高压输电通路的建设，电力系统的输配电能力、发电规模与空间分布、结合储能的调峰功能等建设都须互相搭配，才能使电力获得最妥善运用。