邱 辰

(水電水利規(guī)劃設(shè)計總院，北京100120)

0 引 言

在雙碳目標(biāo)背景下，可再生能源將成為能源轉(zhuǎn)型發(fā)展主流方向，在能源轉(zhuǎn)型中發(fā)揮主導(dǎo)作用?！笆奈濉奔耙院?，可再生能源發(fā)展將呈現(xiàn)大規(guī)模、高比例、高質(zhì)量、市場化的新特征[1]?？稍偕茉促Y源與電力負(fù)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(fā)展模式，因地制宜推動清潔能源開發(fā)利用。開展分布式發(fā)電市場化交易試點，有利于探索就近消納新模式，充分發(fā)揮電力用戶主觀能動性，有效提升企業(yè)綠色電力消費水平，同時一定程度上降低電力用戶生產(chǎn)經(jīng)營成本、優(yōu)化營商環(huán)境。

1 分布式發(fā)電交易試點政策及發(fā)展現(xiàn)狀

2017年，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)通知，啟動分布式發(fā)電市場化交易試點工作，允許分布式光伏發(fā)電項目就近通過配電網(wǎng)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(fēng)電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目名單時，同步公布分布式發(fā)電市場化交易試點項目26個、裝機規(guī)模147萬kW，主要集中在東南部地區(qū)的10個省份[2]。

分布式發(fā)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(wǎng)費”)形成機制，為促進(jìn)清潔能源消納、助力實現(xiàn)雙碳目標(biāo)提供積極支持。但“過網(wǎng)費”標(biāo)準(zhǔn)直接影響各監(jiān)管周期內(nèi)省級電網(wǎng)企業(yè)準(zhǔn)許收入，短時間內(nèi)難以厘清“隔墻售電”交易雙方占用的電網(wǎng)資產(chǎn)、電氣距離等，受上述因素影響，國家已公布的試點項目建設(shè)進(jìn)展緩慢，目前僅江蘇省等個別試點項目建成并網(wǎng)。

2 試點項目“過網(wǎng)費”價格機制

按照政策規(guī)定，試點分布式發(fā)電項目“過網(wǎng)費”標(biāo)準(zhǔn)按接入電壓等級和輸電及電力消納范圍分級確定，具體標(biāo)準(zhǔn)由所在省級價格主管部門依據(jù)國家輸配電價改革有關(guān)規(guī)定制定?！斑^網(wǎng)費”核定前，暫按電力用戶接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)公共網(wǎng)絡(luò)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執(zhí)行[3]。

2020年，江蘇省在明確當(dāng)?shù)胤植际桨l(fā)電市場化交易試點項目有關(guān)電價問題時，進(jìn)一步細(xì)化“過網(wǎng)費”收取標(biāo)準(zhǔn)。即在國家相關(guān)政策規(guī)定的基礎(chǔ)上，明確執(zhí)行兩部制電價的大工業(yè)用戶“過網(wǎng)費”暫行標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)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(yīng)的省級電網(wǎng)大工業(yè)輸配電價的容(需)量電價執(zhí)行[4]。

3 試點項目“過網(wǎng)費”價格機制實施難點

從調(diào)研了解情況看，“過網(wǎng)費”是“隔墻售電”模式能否順利實施的關(guān)鍵，現(xiàn)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(wǎng)費”核算原則及標(biāo)準(zhǔn)暫未明確

2015年以來，國家發(fā)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(jìn)展，省級電網(wǎng)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(qū)域、電壓差異等因素統(tǒng)籌確定，暫不能提供較精確的位置信號?！案魤κ垭姟苯灰住斑^網(wǎng)費”本質(zhì)上需要采用“節(jié)點電價法”核算輸配電價，充分體現(xiàn)位置信號優(yōu)勢，涉及輸配電價體系的整體重構(gòu)。若在遵循國家現(xiàn)行輸配電價核價機制基礎(chǔ)上，研究分布式發(fā)電交易雙方占用的電網(wǎng)資產(chǎn)、電壓等級和電氣距離制定“過網(wǎng)費”標(biāo)準(zhǔn)，難度較大。截至目前，試點項目所在省份均未出臺相關(guān)的“過網(wǎng)費”核算和收取標(biāo)準(zhǔn)，短期內(nèi)難以有效形成系統(tǒng)的核算原則。

3.2 “過網(wǎng)費”暫行辦法操作層面存在一定難度

根據(jù)“過網(wǎng)費”暫行辦法，在過網(wǎng)費標(biāo)準(zhǔn)未核定前，暫按照電力用戶接入電壓等級對應(yīng)的輸配電價扣減分布式發(fā)電市場化交易所涉最高電壓等級輸配電價執(zhí)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(dān)或不承擔(dān)電價交叉補貼等相關(guān)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(zhí)行的“過網(wǎng)費”價格水平進(jìn)行分析。

(1)情景一(10 kV和35 kV)。假設(shè)參與試點交易的電力用戶接入電壓等級為10 kV，發(fā)電項目接入電壓等級為35 kV。“過網(wǎng)費”=10 kV輸配電價-35 kV輸配電價。對于一般工商業(yè)用戶，“過網(wǎng)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(yè)用戶，“過網(wǎng)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(shè)參與試點交易的電力用戶接入電壓等級為10 kV，發(fā)電項目接入電壓等級為110 kV。“過網(wǎng)費”=10 kV輸配電價-110 kV輸配電價。對于一般工商業(yè)用戶，“過網(wǎng)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(yè)用戶，“過網(wǎng)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(shè)參與試點交易的電力用戶接入電壓等級為35 kV，發(fā)電項目接入電壓等級為110 kV?！斑^網(wǎng)費”=35 kV輸配電價-110 kV輸配電價。對于一般工商業(yè)用戶，“過網(wǎng)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(yè)用戶，“過網(wǎng)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(wǎng)費”暫行辦法的不同情景下“過網(wǎng)費”價格水平，整體來看，不同電壓等級“過網(wǎng)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(fā)電企業(yè)交易，將不承擔(dān)“過網(wǎng)費”。當(dāng)前核定的電網(wǎng)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(xì)化成本歸集及價格核定工作。

表1 基于“過網(wǎng)費”暫行辦法的不同情景下“過網(wǎng)費”價格水平

3.2.2 試點電力用戶少承擔(dān)或不承擔(dān)電價交叉補貼

目前，已核定的省級電網(wǎng)輸配電價包括增值稅、線損、電價交叉補貼和區(qū)域電網(wǎng)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(yè)和一般工商業(yè)用戶對農(nóng)業(yè)和居民用電的補貼，不同區(qū)域之間用戶的補貼等[6]，體現(xiàn)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(fù)雜、涉及面廣，目前大多數(shù)省份尚未公布本地區(qū)具體的交叉補貼額度。據(jù)不完全統(tǒng)計，已經(jīng)公布政策性交叉補貼標(biāo)準(zhǔn)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(wǎng)費”標(biāo)準(zhǔn)的方式，可能直接導(dǎo)致參與試點交易的電力用戶少承擔(dān)或者不承擔(dān)交叉補貼費用，不符合工商業(yè)用戶公平承擔(dān)電價交叉補貼責(zé)任的思路。

4 完善分布式發(fā)電市場化交易“過網(wǎng)費”價格機制建議

分布式發(fā)電市場化交易是促進(jìn)清潔能源就近消納利用、助力能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的重要方式，完善交易“過網(wǎng)費”價格機制，積累試點項目建設(shè)運行經(jīng)驗，有利于建立健全促進(jìn)分布式發(fā)電就近消納的體制機制，助力實現(xiàn)雙碳目標(biāo)。

4.1 “過網(wǎng)費”價格機制建議

4.1.1 “過網(wǎng)費”按照110 kV輸配電價執(zhí)行

目前，分布式發(fā)電項目主要包括分布式光伏發(fā)電項目和分散式風(fēng)電項目，其中分布式光伏發(fā)電項目主要是指單個項目容量不超過2萬kW且所發(fā)電量主要在并網(wǎng)點變電臺區(qū)消納的光伏發(fā)電項目[7]，2萬kW裝機規(guī)模的項目接入電壓等級通常不超過110 kV；分散式風(fēng)電項目是指所產(chǎn)生電力可自用，也可上網(wǎng)且在配電系統(tǒng)平衡調(diào)節(jié)的風(fēng)電項目，項目接入電壓等級應(yīng)為110 kV及以下，并在110 kV及以下電壓等級內(nèi)消納，不向110 kV的上一級電壓等級電網(wǎng)反送電[8]。

考慮分布式發(fā)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(wǎng)企業(yè)準(zhǔn)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(wǎng)費”標(biāo)準(zhǔn)核定前，分布式發(fā)電市場化交易試點涉及“過網(wǎng)費”按照當(dāng)前監(jiān)管周期內(nèi)110 kV對應(yīng)輸配電價執(zhí)行。

4.1.2 “過網(wǎng)費”按照輸配電價級差與交叉補貼之和執(zhí)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(yè)用戶承擔(dān)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(yè)用戶實際執(zhí)行的“過網(wǎng)費”中不含電價交叉補貼，將導(dǎo)致其他工商業(yè)用戶承擔(dān)更高的交叉補貼水平，不利于優(yōu)化營商環(huán)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(jīng)陸續(xù)有省份公布了本地區(qū)電價交叉補貼水平。建議在現(xiàn)行輸配電價級差的基礎(chǔ)上，將地區(qū)電價交叉補貼水平作為工商業(yè)電力用戶統(tǒng)一征收標(biāo)準(zhǔn)，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(chǔ)上按規(guī)定繳納電價交叉補貼，即“過網(wǎng)費”為輸配電價級差與電價交叉補貼水平之和，公平承擔(dān)社會責(zé)任。

4.2 典型案例測算

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

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

電力用戶最終執(zhí)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(zhí)行電價為0.507 7元/(kW·h)。相較于1～10 kV一般工商業(yè)及其他用電平段電價0.641 4元/(kW·h)、大工業(yè)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(zhí)行電價可實現(xiàn)度電降幅達(dá)0.094 6、0.06元。該方案涉及各環(huán)節(jié)具體電價水平及江蘇用戶最終執(zhí)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(zhí)行電價

4.2.2 “過網(wǎng)費”=10 kV輸配電價-35 kV輸配電價

電力用戶最終執(zhí)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(zhí)行電價為0.507 7元/(kW·h)。相較于1～10 kV一般工商業(yè)及其他用電平段電價0.641 4元/(kW·h)、大工業(yè)用電平段電價0.606 8元/(kW·h)，在此方案下的用戶最終執(zhí)行電價可實現(xiàn)度電降幅分別達(dá)0.082 1、0.047 5元。該方案涉及各環(huán)節(jié)具體電價水平及江蘇用戶最終執(zhí)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(zhí)行電價

從測算情況來看，按照過渡階段不同的“過網(wǎng)費”價格機制建議方案，試點交易電力用戶將公平承擔(dān)電價交叉補貼責(zé)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(jìn)分布式發(fā)電開發(fā)利用、同時提高電力用戶消納可再生能源電量積極性。

5 結(jié) 語

試點開展分布式發(fā)電市場化交易，探索合理的“過網(wǎng)費”價格機制，有利于推動構(gòu)建靈活多樣的市場化交易模式，促進(jìn)可再生能源就近開發(fā)利用，為可再生能源規(guī)?；l(fā)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(wǎng)費”價格形成機制，積極推動試點項目實施。