何继江：分布式光伏交易模式的再讨论，与彭立斌先生商榷
昨天凌晨1：17，我微信公号发布文章 3分钱：江苏省分布式光伏过网费
早晨5：35，我接到彭立斌先生的微信，说我此文有重大缺陷：“光伏企业拿财政去补贴电网”。我邀请彭先生在文章留言里发布他的观点，以便讨论，彭先生当即表示，正式写篇文章。
15：13，我在太原的能源转型论坛会场里，收到同会场的朋友转发彭先生的文章 向何继江博士请教分布式光伏交易模式的有关问题。很快也收到彭先生的微信。
23：00 我从太原回到北京家中，撰文回复。
首先说明：下文的模式一二三 均是国家发改委文件《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）的原文摘抄。
文件全文见 分布式光伏的春天：北京市过网费或仅9分钱！
模式一：分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。
彭立斌先生点评：说到底，分布式跨墙交易就应该是不同用户企业的光伏电站卖给就近的另外一个用户，交易价格由用户双方确定，配电费用按照省级输配电价管理办法支付不同电压等级的差价。这个算是合理的。
何继江：此点我与彭先生高度共识，而且模式一也是我们团队积极向拟试点单位重点推荐的方式。
模式二：分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位 。
彭立斌先生点评：所谓委托电网企业代售电，目前无论是光伏电站给是燃煤电站，都是由电网公司销售电量。而电网公司和各个发电企业结算的就是标杆电价。销售到终端用户的则是按照政府物价部门批准的目录电价。在市场竞争的情况下，发电企业可以根据自身成本情况降低部分上网价格，目前各地电力交易都是如此。
然而，按照何博士的设计，光伏发电企业委托电网售电（没看出来跟全额上网或者余量上网方式有啥区别？），是由电网企业按照综合销售价格收购光伏电量之后，再扣除“配电费用”与委托方结算。目前电网如果要扣除此“配电费用”，唯一的依据就是省级输配电价管理办法的电压等级差价。这和目前的全额上网方式没有任何区别。
何继江：与全额上网方式有区别。虽然国家发改委的文件中未给出综合售电价格的定义，但必然不是0.85元。否则模式二、模式三岂不重复？那既然不是标杆电价，那“综合售电价格”有可能是电网企业（包含增量配电网）的所有售电量、售电单价的加权平均，包括工商业用电，同样也包括居民生活用电。光伏企业委托给电网企业来售电，售电价格是电网公司的加权平均售价，扣掉“过网费”后才是收益。所以，从收益上来看，完全不是“0.85元”模式的稳定。也许电网企业的客户比较好，全部是高峰用电，收益当然可观。反之，也有可能是低价。
“综合售电价格”也可能还有别的计算方法，待能源局领导给予权威解释。
我上篇文章的原文是：
有人说应当是当地电网公司包含居民在内的综合售电价格。但这样显然不合理，因为执行不同目标电价的用户显然不应该用同样的综合电价去购电，否则，目录电价体系就被严重冲击了。我认为应该是大工业就按大工业的综合电价，一般工商业就是其目录电价。
模式三：电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。
彭立斌先生点评：模式三更是和目前的全额上网方式完全一样。
全额上网本来就是和电网结算的火电脱硫电价，电网卖给终端用户的价格已经完整包含了全部输配电价格。为何通过分布式交易之后，又要给电网增加0.168元的额外收入呢？
从何博士的文章看出来意思是，电网垫付不到位的补贴，而光伏企业貌似用0.168元/千瓦时的代价提前拿回补贴而已。
何继江：此处是彭先生错误理解了我的原文的意思。
我的原文是：补贴是由国网去问国家要了。但国网在此模式下的补贴已比以前的补贴金额明显减少了，差别就是电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。一般工商业是0.3595元，大工业是0.168元。这相当于分布式发电直接提高了标杆电价。国家电网因此减少了收益，江苏目前脱硫煤电的标杆电价是0.391元，加上0.3595元，约0.755元，国家的补贴仅仅是0.095元了。大工业用户的光伏，直接让国网收购，国家的补贴仅仅是0.85-0.391-0.168=0.291元。国家的补贴大幅下降。
国家能源局新能源司的领导21：41在微信群里对模式三的解释是：
这种模式是考虑电量全部上网的情况，根据可再生能源法，电网企业要按照标杆电价全额收购所发电量。然后，财政补贴基金应该将新能源项目标杆电价与燃煤标杆电价的差额也就是补贴部分支付给电网企业，但是考虑到分布式交易并没有用到配电区域最高电压等级的输电资产，所以这一部分对应的输配电价要在国家给电网企业支付补贴的同时予以扣除。但是新能源项目全额电量维持标杆电价结算不变。
结论：我的理解正确。0.168元/千瓦时就是减少的补贴额，也即输电部分产生的费用。这正是在低压侧接入的分布式发电所创造的价值。
彭立斌
无论从鼓励可再生能源发展角度考虑，还是从配电成本角度出发，我们建议：非水可再生能源发电项目与电力用户就近交易时，用户仅支付所使用电压等级的配电价格，不承担上一电压等级的输电价格。
我对此完全表示赞同。也正是我一直坚持的观点。
嘤其鸣矣，求其友声！感谢彭先生如此迅速的评论。
网友点评：@彭立斌 君阳+先见 @何继江|清华能源互联网 文章看过，两位这是学术交流的典范啊！一段佳话，佩服二位！
感谢网友们对我们讨论的热烈支持，欢迎更多网友参与讨论，而且文件中也有不少有些模糊的地方，特别是基层的实际情况千差万别，真要行动起来，估计还有很多有分歧的地方。我觉得，最好是大家拿一些拟试点材料来进行研讨，这样会更有效。
有计划开展试点的单位，欢迎与我们团队联系，我们将为你们提供支持，以促成更多试点，共同推进能源革命。如果有合适的发起单位，有数个基础工作不错的试点素材，我们可以组织专家到当地开会研讨或辅导。
欢迎大家结合本省情况进行过网费的测算；欢迎大家提出试点筹备过程中碰到的问题。
邮箱hejj@tsinghua.edu.cn 微信 18001192876，或在微信公号直接留言。
附上2016年6月21日，我给能源局提交的课题汇报材料的一段内容。
关于调整分布式光伏并网价格的建议
目前分布式光伏的电价政策不利于分布式光伏的发展。目前分布式光伏的适用政策分为“全额上网”和“自发自用，余电上网”两种。现在的光伏项目当中，全额上网的比例远高于自发自用的比例。余电上网价格远低于全额上网的价格。以北京为例，作为二类地区，其光伏全额上网适用0.88元的价格。余额上网部分适用电价为上网标杆电网加国家补贴。在北京，上网标杆电价为0.3515元/千瓦时(含税)，国家补贴 0.42元每千瓦时，合计0.7715元，明显低于全额上网电价0.88元。北京市和其它有一些地区出台了对分布式发电的补贴政策，但在补贴规模和时间期限以及社会认知上都远不能与国家的度电补贴相比，对于分布式光伏发展的促进作用有限。
分布式光伏的余电上网的定价与煤电价格绑定，使得光伏的两个特性没有得到体现：
一、光伏在白天发电，能够缓解白天的负荷压力，应当给予鼓励。目前光伏并网的价格政策还有一个缺点是没有体现根据负荷需求调节电价的市场原则。在现货市场尚未运作的情况下，建议实施发电侧峰谷电价。
二、分布式光伏相当部分在10千伏以下接入，输配成本很低。火电厂发电上网总是接入高压电网，然后再经输电网络和配电网络到用户。分布式光伏与火电上网所产生的系统成本要低很多，但目前定价策略没有体现这一特点。
政策建议一：分布式光伏调整标杆电价
在电力体制改革深入到市场化定价策略之前，建议对光伏直接调高标杆电价，即在现有煤电标杆电价基础上加上输配电价。北京市的输配电价尚未公布，目前可借用具最可比性的深圳市已公布的输配电价。深圳市2016年10千伏的输配电价为0.1802元。建议北京市在10千伏以下接入的光伏的标杆电价调整为0.3515+0.1802，共计0.5317元。北京明确输配电价后可对其重新核定，其它地区可参照该原则确定低压侧并网的光伏的上网标杆电价。国家给分布式光伏的度电补贴和地方性的补贴继续保留。
政策建设二：分布式光伏采用峰谷电价
目前光伏并网的价格政策还有一个缺点是没有体现根据负荷需求调节电价的市场原则。白天是负荷高峰期，大部分地区目前实行用电侧峰谷电价。光伏在白天发电，能够缓解白天的负荷压力，应当给予鼓励。在目前现货市场尚未运作的情况下，建议实施发电侧峰谷电价。
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结论：
1、 此项关于分布式光伏电价的政策设计实现低压侧分布式光伏并网价格高于高压侧光伏并网价格，能有效起到鼓励分布式光伏就近建设的作用。
2、 此电价政策有利于未来集中式光伏与分布式光伏统一为度电补贴政策，同时又以市场化的方式鼓励分布式光伏就近建设。
3、 此电价政策有利于未来逐步降低分布式光伏的补贴，减少国家财政补贴压力。
4、 峰谷电价的设计有利于各类市场主体了解现货市场的运行特征，同时有利于未来到现货市场的平滑过渡。
本公号发布的有关分布式光伏的文章
以上两篇文章2016年发表在新华网，是我2015年以来对此问题研究的阶段性成果，背后的研究报告同期提交给国家能源局和国家发改委。
这是我参与《可再生能源发展“十三五”规划》（发改能源[2016]2619号）研究和起草的一些思考
以下是今年的一些调研，以及一份课件。
2017年12月3日凌晨于北京
这是何继江的个人微信公众号，也发布志同道合者的原创文章。
推进能源革命，建设能源互联网，普及绿能，淘汰碳能。
何继江：博士，副研究员。
清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任。中国能源研究会能源互联网专委会副秘书长、中国电动汽车充电技术与产业联盟副理事长、电能替代产业发展促进联盟专家委员会委员、中国电机工程学会用电与节电专业委员会第五届专业委员会委员。
国家发改委等三部委《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》文件起草工作组成员、《国家能源局关于组织实施“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目的通知》文件起草工作组成员。
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