日前，本網(wǎng)發(fā)布了一份《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》的掃描文件，今日為您奉上純文字版：　　各省、自治區(qū)、直轄市、新疆生產(chǎn)建設兵團發(fā)展改革委(能源局)、物價局，各能源監(jiān)管機構(gòu)，國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力公司：

　　分布式發(fā)電就近利用清潔能源資源，能源生產(chǎn)和消費就近完成，具有能源利用率高，污染排放低等優(yōu)點，代表了能源發(fā)展的新方向和新形態(tài)。目前，分布式發(fā)電已取得較大進展，但仍受到市場化程度低、公共服務滯后、管理體系不健全等因素的制約。為加快推進分布式能源發(fā)展，遵循《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)和電力體制改革配套文件，決定組織分布式發(fā)電市場化交易試點?，F(xiàn)將有關要求和政策措施通知如下。

　　一、分布式發(fā)電交易的項目規(guī)模

　　分布式發(fā)電是指接入配電網(wǎng)運行、發(fā)電量就近消納的中小型發(fā)電設施。分布式發(fā)電項目可采取多能互補方式建設，鼓勵分布式發(fā)電項目安裝儲能設施，提升供電靈活性和穩(wěn)定性。參與分布式發(fā)電市場化交易的項目應滿足以下要求：接網(wǎng)電壓等級在35千伏及以下的項目，單體容量不超過20兆瓦(有自身電力消費的，扣除當 年用電最大負荷后不超過20兆瓦)。單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦，接網(wǎng)電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內(nèi)就近消納。

　　二、市場交易模式

　　分布式發(fā)電市場化交易的機制是：分布式發(fā)電項目單位(含個人，以下同)與配電網(wǎng)內(nèi)就近電力用戶進行電力交易;電網(wǎng)企業(yè)(含社會資本投資增量配電網(wǎng)的企業(yè)，以下同)承擔分布式發(fā)電的電力輸送并配合有關電力交易機構(gòu)組織分布式發(fā)電市場化交易，按政府核定的標準收取“過網(wǎng)費”?？紤]各地區(qū)推進電力市場化交易的階段性差別，可采取以下其中之一或多種模式：

　　(一)分布式發(fā)電項目與電力用戶進行電力直接交易，向電網(wǎng)企業(yè)支付“過網(wǎng)費”。交易范圍首先就近實現(xiàn)，原則上應限制在接入點上一級變壓器供電范圍內(nèi)。

　　(二)分布式發(fā)電項目單位委托電網(wǎng)企業(yè)代售電，電網(wǎng)企業(yè)對代售電量按綜合售電價格，扣除“過網(wǎng)費”(含網(wǎng)損電)后將其余售電收入轉(zhuǎn)付給分布式發(fā)電項目單位。

　　(三)電網(wǎng)企業(yè)按國家核定的各類發(fā)電的標桿上網(wǎng)電價收購電量，但國家對電網(wǎng)企業(yè)的度電補貼要扣減配電網(wǎng)區(qū)域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。

　　三、電力交易組織

　　(一)建立分布式發(fā)電市場化交易平臺

　　試點地區(qū)可依托省級電力交易中心設立市(縣)級電網(wǎng)區(qū)域分布式發(fā)電交易平臺子模塊，或在省級電力交易中心的指導下由市(縣)級電力調(diào)度機構(gòu)或社會資本投資增量配電網(wǎng)的調(diào)度運營機構(gòu)開展相關電力交易。交易平臺負責按月對分布式發(fā)電項目的交易電量進行結(jié)算，電網(wǎng)企業(yè)負責交易電量的計量和電費收繳。電網(wǎng)企業(yè)及電力調(diào)度機構(gòu)負責分布式發(fā)電項目與電力用戶的電力電量平衡和偏差電量調(diào)整，確保電力用戶可靠用電以及分布式發(fā)電項目電量充分利用。

　　(二)交易條件審核

　　符合市場準入條件的分布式發(fā)電項目，向當?shù)啬茉粗鞴懿块T備案并經(jīng)電力交易機構(gòu)進行技術(shù)審核后，可與就近電力用戶按月(或年)簽訂電量交易合同，在分布式發(fā)電交易平臺登記。經(jīng)交易平臺審核同意后供需雙方即可進行交易，購電方應為符合國家產(chǎn)業(yè)政策導向、環(huán)保標準和市場準入條件的用電量較大且負荷穩(wěn)定企業(yè)或其他機構(gòu)。電網(wǎng)企業(yè)負責核定分布式發(fā)電交易所涉及的電壓等級及電量消納范圍。

　　四、分布式發(fā)電“過網(wǎng)費”標準

　　(一)“過網(wǎng)費”標準確定原則

　　“過網(wǎng)費”是指電網(wǎng)企業(yè)為回收電網(wǎng)網(wǎng)架投資和運行維護費用，并獲得合理的資產(chǎn)回報而收取的費用，其核算在遵循國家核定輸配電價基礎上，應考慮分布式發(fā)電市場化交易雙方所占用的電網(wǎng)資產(chǎn)、電壓等級和電氣距離。分布式發(fā)電“過網(wǎng)費”標準按接入電壓等級和輸電及電力消納范圍分級確定。

　　分布式發(fā)電市場化交易試點項目中，“過網(wǎng)費”由所在省(區(qū)、市)價格主管部門依據(jù)國家輸配電價改革有關規(guī)定制定，并報國家發(fā)展改革委備案?！斑^網(wǎng)費”核定前，暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)公共網(wǎng)絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣減分布式發(fā)電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。

　　(二)消納范圍認定及“過網(wǎng)費”標準適用準則

　　分布式發(fā)電項目應盡可能與電網(wǎng)聯(lián)接點同一供電范圍內(nèi)的電力用戶進行電力交易，當分布式發(fā)電項目總裝機容量小于供電范圍上年度平均用電負荷時，“過網(wǎng)費”執(zhí)行本級電壓等級內(nèi)的“過網(wǎng)費”標準，超過時執(zhí)行上一級電壓等級的過網(wǎng)費標準(即扣減部分為比分布式發(fā)電交易所涉最高電壓等級更高一電壓等級的輸配電價)，以此類推。各分布式發(fā)電項目的電力消納范圍由所在市(縣)級電網(wǎng)企業(yè)及電力調(diào)度機構(gòu)(含增量配電網(wǎng)企業(yè))核定，報當?shù)啬茉幢O(jiān)管機構(gòu)備案。

　　(三)與分布式發(fā)電項目進行直接交易的電力用戶應按國家有關規(guī)定繳納政府性基金及附加。

　　五、有關政策支持

　　(一)公共服務及費用

　　電網(wǎng)企業(yè)對分布式發(fā)電的電力輸送和電力交易提供公共服務，除向分布式發(fā)電項目單位收取政府核定的“過網(wǎng)費”外，其他服務包括電量計量、代收電費等，均不收取任何服務費用。

　　(二)有關補貼政策

　　納入分布式發(fā)電市場化交易試點的可再生能源發(fā)電項目建成后自動納入可再生能源發(fā)展基金補貼范圍，按照全部發(fā)電量給予度電補貼。光伏發(fā)電在當?shù)胤植际焦夥l(fā)電的度電補貼標準基礎上適度降低;風電度電補貼標準按當?shù)仫L電上網(wǎng)標桿電價與燃煤標桿電價(含脫硫、脫硝、除塵電價)相減確定并適度降低。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%;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%。

　　享受國家度電補貼的電量由電網(wǎng)企業(yè)負責計量，補貼資金由電網(wǎng)企業(yè)轉(zhuǎn)付，省級及以下地方政府可制定額外的補貼政策。

　　(三)可再生能源電力消費和節(jié)能減排權(quán)益

　　分布式發(fā)電市場化交易的可再生能源電量部分視為購電方電力消費中的可再生能源電力消費量，對應的節(jié)能量計入購電方，碳減排量由交易雙方約定。在實行可再生能源電力配額制時，通過電網(wǎng)輸送和交易的可再生能源電量計入當?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)的可再生能源電力配額完成量。

　　(四)有關建設規(guī)模管理

　　在試點地區(qū)建設的符合分布式發(fā)電市場化交易條件的光伏電站、風電，根據(jù)可實現(xiàn)市場化交易的額度確定各項目的建設規(guī)模和區(qū)域總建設規(guī)模。試點地區(qū)在報送試點方案時預測到2020年時建設規(guī)模，并可在實施中分階段提出年度建設規(guī)模。對試點方案中的符合分布式發(fā)電市場化交易條件的風電、光伏電站項目，在電網(wǎng)企業(yè)確認其符合就近消納條件的基礎上，國家發(fā)展改革委、國家能源局在回復試點方案論證意見時將一次性確定到2020年底前的總建設規(guī)模及分年度新增建設規(guī)模。在試點地區(qū)，除了已建成運行風電、光伏電站項目和其他政策已明確的不列入國家年度規(guī)模管理的類型，新建50兆瓦及以下風電、光伏電站項目均按市場化交易模式建設。

　　六、試點工作組織

　　(一)選擇試點地區(qū)

　　重點選擇分布式可再生能源資源和場址等發(fā)展條件好，當?shù)仉娏π枨罅枯^大，電網(wǎng)接入條件好，能夠?qū)崿F(xiàn)分布式發(fā)電就近接入配電網(wǎng)和就近消納，并且可以達到較大總量規(guī)模的市(縣)級區(qū)域以及經(jīng)濟開發(fā)區(qū)、工業(yè)園區(qū)、新型城鎮(zhèn)化區(qū)域等。風電、光伏發(fā)電投資監(jiān)測預警紅色區(qū)域(或棄光率超過5%的區(qū)域)，暫不開展該項試點工作。

　　(二)編制試點方案

　　有關省(區(qū)、市)能源主管部門會同國家能源局派出機構(gòu)、同級價格主管部門、電力運行管理部門、電網(wǎng)公司等，組織有關地級市(或縣級)政府相關部門、電網(wǎng)企業(yè)以及分布式發(fā)電企業(yè)和微電網(wǎng)運營企業(yè)，以地級市(或縣級)區(qū)域、經(jīng)濟開發(fā)區(qū)、工業(yè)園區(qū)、新型城鎮(zhèn)化區(qū)域等為單元編制試點方案(編制大綱見附件)。有關省(區(qū)、市)能源主管部門將編制的試點方案報送國家發(fā)展改革委、國家能源局，國家發(fā)展改革委、國家能源局會同有關部門和電網(wǎng)企業(yè)對試點方案組織論證。

　　(三)組織實施

　　有關省(區(qū)、市)能源主管部門根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局論證后的試點方案，與有關部門和電網(wǎng)企業(yè)等做好工作銜接，指導省級電力交易中心或有關電網(wǎng)企業(yè)建立分布式發(fā)電交易平臺。試點地區(qū)的國家能源局派出機構(gòu)負責研究制訂分布式發(fā)電交易合同示范文本，配合所在省(區(qū)、市)發(fā)展改革委(能源局)指導電網(wǎng)企業(yè)組織好分布式發(fā)電交易并協(xié)調(diào)解決試點中出現(xiàn)的相關問題，按照有關規(guī)定履行監(jiān)管職責。

　　(四)時間安排

　　2017年12月31日前，有關試點地區(qū)完成試點方案編制，進行交易平臺建設準備。國家發(fā)展改革委、國家能源局論證試點方案后將論證意見回復有關省級能源主管部門。

　　2018年1月31日前，試點地區(qū)完成交易平臺建設、制訂交易規(guī)則等相關工作，自2018年2月1日起啟動交易。

　　2018年6月30日前，對試點工作進行總結(jié)評估，完善有關機制體系，視情況確定推廣范圍及時間。試點順利的地區(qū)可向國家發(fā)展改革委、國家能源局申請擴大試點或提前擴大到省級區(qū)域全面實施。

　　附件：分布式發(fā)電市場化交易試點方案編制參考大綱

　　分布式發(fā)電市場化交易試點方案應滿足國家有關法律法規(guī)和管理辦法要求，充分收集資源、裝機、負荷、電價等各項基礎資料。試點方案按照如下章節(jié)編制，應闡明開展分布式發(fā)電市場化交易的必要性、具備的條件、改革創(chuàng)新內(nèi)容、實施主體、輸配電價等政策建議。

　　一、重要性和必要性

　　說明本區(qū)域當前分布式發(fā)電發(fā)展總體情況，分析分布式發(fā)電發(fā)展面臨的突出矛盾和問題，開展分布式發(fā)電市場化交易的目的和意義。

　　二、總體思路、原則和目標

　　(一)總體思路

　　提出本區(qū)域開展分布式發(fā)電市場化交易的總體要求和主要思路。

　　(二)基本原則

　　提出本區(qū)域開展分布式電源市場化交易應遵循的基本原則。

　　(三)目標和步驟

　　提出本區(qū)域開展分布式發(fā)電市場化交易的主要目標，可分階段、按年度提出具體實施步驟和預期目標。

　　三、發(fā)展條件

　　(一)基礎條件

　　1.資源條件

　　區(qū)域內(nèi)太陽能、風能資源條件以及可利用的土地條件。

　　2.發(fā)展基礎

　　區(qū)域內(nèi)已建成屋頂光伏的總裝機容量、年發(fā)電量、主要類型;已建成地面光伏電站的總裝機容量、年發(fā)電量、接入電壓等級;已建成的在本區(qū)域內(nèi)消納的風電項目的總裝機容量、年度電量、接入電壓等級。

　　3.電力系統(tǒng)及市場條件

　　1)區(qū)域年電力消費量(全社會用電量)，最高、最低、平均用電負荷，電力需求的月度變化、典型日變化規(guī)律。

　　2)各電壓等級變電站的情況，重點描述110千伏、35千伏等級變電站的分布情況。

　　3)重點領域的用電及電價情況，如區(qū)域內(nèi)的大型用電企業(yè)、工業(yè)園區(qū)(經(jīng)濟開發(fā)區(qū))的供電方式、用電負荷、電價(分時);

　　(二)分布式發(fā)電布局

　　根據(jù)企業(yè)開展前期工作、具備開發(fā)光伏、風電項目的場址條件，預測到2020年時，可能新開發(fā)的光伏發(fā)電、風電項目的分布及規(guī)模。如具備條件，盡可能落實到具體場址和預期規(guī)模。對光伏發(fā)電，應包括屋頂光伏發(fā)電的潛在條件和地面50兆瓦以下光伏電站的潛在條件。

　　(三)分布式發(fā)電接網(wǎng)及消納條件

　　1.接網(wǎng)條件分析

　　對2020年前計劃開發(fā)的光伏發(fā)電、風電的接入110千伏及以下電網(wǎng)的條件進行測算;按照利用既有變電站接入能力(無需擴容)、改造擴容后的能力以及新建變電站三種條件測算。

　　2.電力電量平衡分析

　　第一層次，分析區(qū)域內(nèi)分布式發(fā)電的總發(fā)電出力與總電力需求的電力電量平衡關系，考慮分布式發(fā)電優(yōu)先上網(wǎng)的前提條件，確定區(qū)域可接納分布式發(fā)電的總潛力。

　　第二層次，以各變電站為節(jié)點在同一供電范圍內(nèi)，測算各變電站供電范圍可接納的分布式發(fā)電最大發(fā)電出力;結(jié)合分布式發(fā)電項目布局，說明哪些項目具備同一供電范圍消納條件，哪些項目需要跨上一電壓等級變電站供電范圍內(nèi)消納。

　　四、重點任務

　　(一)市場準入條件

　　提出分布式發(fā)電參與市場化交易的資格條件。重點內(nèi)容為：

　　1.參與交易的分布式發(fā)電項目應為接入配電網(wǎng)運行、發(fā)電量就近消納的中小型發(fā)電設施。分布式電站項目可采取多能互補方式建設。

　　2.參與分布式發(fā)電市場化交易的項目應滿足以下要求：接網(wǎng)電壓等級在35千伏及以下的項目，單體容量不超過20兆瓦(有自身電力消費的，扣除當年用電最大負荷后不超過20兆瓦)，度電補貼需求降低比例不得低于10%。單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦，接網(wǎng)電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內(nèi)就近消納，度電補貼需求降低比例不得低于20%。

　　3.參與交易的購電方符合國家產(chǎn)業(yè)政策，達到國家環(huán)保和節(jié)能標準，在電網(wǎng)結(jié)算方面未有不良記錄。

　　(二)交易規(guī)則

　　針對試點地區(qū)，省級發(fā)展改革委能源局牽頭，會同國家能源局派出機構(gòu)，在省級電網(wǎng)公司技術(shù)支持下，編寫區(qū)域分布式發(fā)電市場化交易規(guī)則。交易規(guī)則應包括以下方面內(nèi)容：

　　1.交易模式

　　按照直接交易模式、電網(wǎng)企業(yè)代售模式和收購電價模式、等三種分布式發(fā)電交易模式，各地區(qū)根據(jù)所在地區(qū)電力市場推進情況，因地制宜選擇交易模式。

　　1)選擇直接交易模式的，分布式發(fā)電項目單位作為售電方自行選擇符合交易條件的電力用戶并以電網(wǎng)企業(yè)作為輸電服務方簽訂三方供用電合同(稱之為供電方、購電方、輸電方)，約定交易期限、交易電量、結(jié)算方式、結(jié)算電價、“過網(wǎng)費”標準以及違約責任等，其中“過網(wǎng)費”標準由省級價格主管部門制定。分布式發(fā)電項目交易電量納入核定所在省級電網(wǎng)區(qū)域輸配電價的基數(shù)電量，對分布式發(fā)電交易收取的“過網(wǎng)費”，在核定準許收入時予以扣除。

　　2)選擇委托電網(wǎng)企業(yè)代售電模式的，分布式發(fā)電項目單位可與電網(wǎng)企業(yè)簽訂轉(zhuǎn)供電合同，電網(wǎng)企業(yè)按綜合售電價格，扣除“過網(wǎng)費”(含網(wǎng)損電量)后將其余售電收入轉(zhuǎn)付給分布式發(fā)電項目單位。雙方約定轉(zhuǎn)供電的合作期限、交易電量、“過網(wǎng)費”標準、結(jié)算方式等。

　　3)在試點地區(qū)不參與市場交易的分布式發(fā)電項目，仍由電網(wǎng)企業(yè)全額收購其上網(wǎng)電量，收購電價為本地區(qū)各類發(fā)電項目標桿上網(wǎng)電價。

　　2.電力電量平衡

　　1)分布式發(fā)電市場化交易購售電雙方均接受調(diào)度機構(gòu)對電力電量平衡進行自動管理，偏差電力電量由調(diào)度機構(gòu)自動調(diào)劑。

　　2)購售電雙方均應提前向調(diào)度機構(gòu)報送出力預測和負荷預測。

　　3.電費收繳和結(jié)算

　　1)分布式售電方上網(wǎng)電量、購電方自發(fā)自用之外的購電量均由當?shù)仉娋W(wǎng)公司負責計量，購電方通過電網(wǎng)所購買全部電量(含分布式發(fā)電交易電量)均由當?shù)仉娋W(wǎng)公司負責收繳。

　　2)電網(wǎng)公司收繳的電費，扣除“過網(wǎng)費”(含網(wǎng)損電量在內(nèi))后，支付給分布式發(fā)電項目單位。以月為周期結(jié)算。

　　4.“過網(wǎng)費”標準及執(zhí)行

　　參考通知正文有關內(nèi)容，各試點地區(qū)省級價格主管部門會同能源主管部門提出具體的核定標準和辦法。

　　(三)分布式發(fā)電市場化交易平臺建設

　　1. 分布式發(fā)電市場化交易信息管理系統(tǒng)

　　試點地區(qū)依托省級電力交易中心設立市(縣)級電網(wǎng)區(qū)域分布式發(fā)電市場化交易平臺子模塊，也可在省級電力交易中心的指導下由市(縣)級調(diào)度機構(gòu)或社會資本投資增量配電網(wǎng)的調(diào)度運營機構(gòu)開展相關工作。該交易平臺應具備以下主要功能：申請參與分布式發(fā)電市場化交易、遞交雙邊電力交易合同、接受分布式發(fā)電市場化交易售電方上網(wǎng)交易電量預測。交易平臺負責對交易雙方資格進行審核，對交易電量進行計量和結(jié)算。

　　2. 分布式發(fā)電市場化交易電量供需平衡管理

　　不要求分布式發(fā)電交易售電方的上網(wǎng)電力與購電方的用電負荷實時平衡。當售電方上網(wǎng)電力超過購電方用電負荷時，調(diào)度機構(gòu)將多余電力配送給臺區(qū)內(nèi)(或跨臺區(qū))其他用戶;當售電方上網(wǎng)電力減少(極端情況無出力)時，購電方的負荷由調(diào)度機構(gòu)自動從網(wǎng)內(nèi)調(diào)配電力滿足。分布式發(fā)電企業(yè)與用戶的供需合同為電量交易合同，實時供電和偏差電量均由調(diào)度機構(gòu)自動組織實現(xiàn)電力電量平衡。

　　調(diào)度機構(gòu)(一般由地調(diào)承擔或增量配電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)承擔)負責建立分布式發(fā)電(電量)交易結(jié)算系統(tǒng)，按月進行購售電量平衡并結(jié)算。電網(wǎng)企業(yè)向購電方收取的總用電量的電費，切分出分布式發(fā)電市場化交易售電方的售電量，按交易價格將電費轉(zhuǎn)交給分布式發(fā)電售電方。分布式發(fā)電市場化交易售電方也可與電網(wǎng)企業(yè)簽訂代售電合同，把電量全部委托電網(wǎng)企業(yè)代售電，電網(wǎng)企業(yè)按照綜合售電價格扣除“過網(wǎng)費”后與分布式發(fā)電售電方結(jié)算。

　　五、配套措施

　　有關試點省級政府部門及市縣有關級政府可在國家有關政策措施基礎上，結(jié)合本地區(qū)實際細化有關政策和保障措施，并制定本地區(qū)支持分布式發(fā)電市場化交易政策措施。試點方案應說明省級政府及市縣級政府的配套政策措施。

　　六、組織實施

　　從加強組織領導、完善工作機制、嚴格督查考核、穩(wěn)妥有序推進等方面，提出本區(qū)域分布式電源市場化交易的組織實施要求。

　　國家發(fā)展改革委 國家能源局

　　2017年10月31日