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南方能源观察
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国网能源研究院 孙启星
在“双碳”和新型电力系统目标下，分布式电源（本研究将主要针对分布式光伏、分散式风电，下同）开发利用的重要性不断凸显。2021年随着整县屋顶分布式光伏规模化开发试点工作启动，分布式装机迎来快速发展。分布式光伏占光伏总装机比例由2020年的约30%，上涨到2021年的超50%，预计未来分布式装机仍将保持快速增长趋势。
现行分布式相关价格机制以“扶持”发展为主要目的，既没有真实体现分布式应承担的成本，又没有如实反映分布式带来的社会价值。因此需研究建立科学合理并可以长期执行的价格机制。
本文通过梳理现行价格机制并分析存在问题，提出分布式价格机制建设思路，助力电力系统健康发展。
01 分布式消纳方式分类
首先需对分布式消纳方式进行区分，不同消纳方式会适用不同的价格机制。分布式消纳方式主要分为三种形式：一是远距离消纳，即所发电量传输到高电压等级，电能通过输电网传输到电气距离相对较远的用户完成电力消费；二是近距离消纳，即分布式发电量主要在较低电压等级流通，通过配电网传输到电气距离相对较近的用户完成电力消费，也被称为“隔墙售电”模式；三是自消纳，即所发电量不通过公用电网，在用户内部完成电力的生产及消费，也被称为“自发自用”模式。
分布式消纳具有高灵活性的特点，可在三种消纳方式间相互切换。对于远距离消纳，可将分布式整合视为规模较小的集中式电源，并按现行市场规则执行相应价格机制。对于就近消纳（“隔墙售电”模式）和自消纳（“自发自用”模式），相关价格机制较为特殊，需妥善解决。
02 分布式隔墙售电及自发自用相关价格机制
一是上网电价方面：分布式“隔墙售电”形成的上网电价由市场形成，不执行电网统一收购价格。分布式“自发自用”电量不上网进行交易，故无上网电价。
二是输配电价方面：对于分布式“隔墙售电”，依据《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）文件要求，“电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务，除向分布式发电项目单位收取政府核定的过网费外，其他服务包括电量计量、代收电费等，均不收取任何服务费用”。国际上，也没有对分布式隔墙售电制定优惠的输配电价政策，即与其他用户执行相同的输配电费。对于分布式“自发自用”，我国不对自发自用电量部分收取输配电相关费用。国际上，美国密歇根州已经对分布式电源收取系统备用费，用以弥补电网企业为其服务的成本。
三是社会责任费用方面：对于“隔墙售电”，《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）中明确，“与分布式发电项目进行直接交易的电力用户应按国家有关规定缴纳政府性基金及附加”。对于分布式“自发自用”，《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）明确，“对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金”。国际上，德国为促进分布式电源发展，对额定功率小于30千瓦的光伏系统免征自发自用电量部分的可再生能源附加费。
03 分布式现行价格机制存在问题
现行价格机制主要以激励分布式发展为目的，有一定程度的政策倾斜，随着分布式发展规模扩大，分布式价格机制需向更科学合理、权责对等的方向发展。
现行机制主要存在四方面问题，主要体现在系统容量备用费不健全、“过网费”不合理、 社会责任费用未分担、市场规则不完善。
系统容量备用费方面，分布式享受电网备用但未足额承担相关成本。分布式发电出力存在波动性和间歇性大的特点，为保障消纳分布式的用户用电安全，需其他电源及电网提供用户最大用电负荷的备用支撑。对于传统用户，系统为用户备用的成本包含在辅助服务费用及输配电价中，并主要通过与电量挂钩的电力电费向用户传导，达到成本回收的目的。对于自发自用主体，其同样需要电网提供最大用电负荷备用。相较于无自发自用情况，其占用了相同的电网资源，但自发自用电量部分不缴纳输配电费用，因而其少承担了部分系统备用成本。
过网费方面，隔墙售电过网费不能体现真实占用的电网成本，形成交易价格扭曲。一是现行机制中隔墙售电过网费计算方式，会使隔墙售用户电获得较同电压等级的同类用户更多的交叉补贴，增加了电网成本回收的难度。对于同类用户的输配电价，高电压等级承担较多交叉补贴，低电压等级少承担或享受交叉补贴。举个例子，对于隔墙售电的某类用户，若所涉最高电压等级度电不含交叉补贴的输配电价为9分，并承担3分交叉补贴；所涉最低电压等级度电不含交叉补贴的输配电价为14分，并承担1分交叉补贴。现行隔墙售电过网费按 “所涉电压等级输配电价差”形成，则过网费为3分/千瓦时（15分/千瓦时-12分/千瓦时），这是由于分布式隔墙售电用户会在“不含交叉补贴的输配电价”价差5分的基础上，相较同电压等级用户承担1分的交叉补贴的情况，较同类用户享受了更多的输配电交叉补贴。二是隔墙售电同样需要高电压等级电网提供安全备用，此部分成本未能通过输配电价体现。与分布式自发自用情况相似，隔墙售电虽可以短时间通过当地配电网完成电能量传输，但仍长期需要占用电网及电源的输电及发电容量，需承担相应的备用成本。
社会责任费用方面，现行机制对分布式社会责任费用（交叉补贴和基金及附加）征收不足，造成成本分摊不公平，不利于分布式长久发展。在电改纲领性文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）中有关于社会责任费用的论述，即“各种电力生产方式都要严格按照国家有关规定承担电力基金、政策性交叉补贴、普遍服务、社会责任等义务”，因此分布式需承担相应社会成本。但目前，一是由于分布式执行价差模式导致其享受超额交叉补贴，二是自发自用电量不承担交叉补贴，三是自发自用电量不承担基金及附加，从而使分布式应承担的社会责任成本未能公平负担。
市场规则方面，市场建设仍有待完善。目前隔墙售电交易规模较小，未来需引导分布式电源与其他灵活调节资源通过聚合方式直接参与电力批发市场，并与其他可再生电源主体承担同等责任义务。
04 分布式电价机制发展趋势及相关建议
随着分布式装机规模逐步扩大，以及市场机制的逐渐健全，分布式相关机制应向更科学、更合理的方式发展。在未来价格机制设计中，既需充分考虑分布式应承担的相关成本，也需考虑分布式带来的社会效益。
在系统运行方面来看，分布式存在两方面优势，一是分布式发展可以一定程度减少或延缓上级电网的投资，若分布式主体可以在用电高峰时提供稳定的电力输出，则可以减少所在配电网对输电网的电力备用需求，若可以长期稳定减少输电网的电力备用需求，则可降低或延缓输电网扩容的投资，达到提高系统整体利用率的目的。二是分布式就近交易可以减少电网输电损耗。分布式可以通过减少送受两端电气距离降低系统输电损耗，达到提高系统运行效率的目的。
价格机制设计方面，一是建议承认分布式带来的社会经济效益提升，并给予适当的经济奖励。未来可充分考虑分布式引发的电网投资降低及电网损耗降低带来的社会效益提升，设计相关价格机制将部分收益返还到分布式交易双方。二是明确分布式应承担的责任，相关成本向对应分布式交易主体定向疏导。分布式大规模接入会一定程度导致配网改造及备用成本增加，可通过完善输配电及电力市场价格机制，明确分布式交易主体应承担的系统备用费、社会责任费、过网费等成本，设计“谁引发、谁负责”的价格机制将分布式交易引发的系统成本定向疏导。通过建设科学合理的价格机制，促进分布式可持续发展。
分布式建设方面，一是建议逐步加装储能及调节装置。通过提高从电网购电需求的可控性，降低用电高峰时段对电网备用容量的需求，并获得相关收益。二是加强对分布式出力的预测能力。通过预测可提供的电源出力，一方面明确自发自用需电网备用的容量，另一方面减少未来市场化交易中产生的偏差费用。
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编辑 姜黎
审核 冯洁
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