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發改能源[2017]1901號
分布式發電就近利用清潔能源資源，能源生產和消費就近完成，具有能源利用率高，污染排放低等優點，代表了能源發展的新方向和新形態。目前，分布式發電已取得較大進展，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展，遵循《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）和電力體制改革配套文件，決定組織分布式發電市場化交易試點。現將有關要求和政策措施通知如下。
一、分布式發電交易的項目規模
分布式發電是指接入配電網運行、發電量就近消納的中小型發電設施。分布式發電項目可采取多能互補方式建設，鼓勵分布式發電項目安裝儲能設施，提升供電靈活性和穩定性。參與分布式發電市場化交易的項目應滿足以下要求：接網電壓等級在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，接網電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內就近消納。
二、市場交易模式
分布式發電市場化交易的機制是：分布式發電項目單位（含個人，以下同）與配電網內就近電力用戶進行電力交易；電網企業（含社會資本投資增量配電網的企業，以下同）承擔分布式發電的電力輸送并配合有關電力交易機構組織分布式發電市場化交易，按政府核定的標準收取“過網費”。考慮各地區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）分布式發電項目與電力用戶進行電力直接交易，向電網企業支付“過網費”。交易范圍首先就近實現，原則上應限制在接入點上一級變壓器供電范圍內。
（二）分布式發電項目單位委托電網企業代售電，電網企業對代售電量按綜合售電價格，扣除“過網費”（含網損電）后將其余售電收入轉付給分布式發電項目單位。
（三）電網企業按國家核定的各類發電的標桿上網電價收購電量，但國家對電網企業的度電補貼要扣減配電網區域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。
三、電力交易組織
（一）建立分布式發電市場化交易平臺
試點地區可依托省級電力交易中心設立市（縣）級電網區域分布式發電交易平臺子模塊，或在省級電力交易中心的指導下由市（縣）級電力調度機構或社會資本投資增量配電網的調度運營機構開展相關電力交易。交易平臺負責按月對分布式發電項目的交易電量進行結算，電網企業負責交易電量的計量和電費收繳。電網企業及電力調度機構負責分布式發電項目與電力用戶的電力電量平衡和偏差電量調整，確保電力用戶可靠用電以及分布式發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電項目，向當地能源主管部門備案并經電力交易機構進行技術審核后，可與就近電力用戶按月（或年）簽訂電量交易合同，在分布式發電交易平臺登記。經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業政策導向、環保標準和市場準入條件的用電量較大且負荷穩定企業或其他機構。電網企業負責核定分布式發電交易所涉及的電壓等級及電量消納范圍。
四、分布式發電“過網費”標準
（一）“過網費”標準確定原則
“過網費”是指電網企業為回收電網網架投資和運行維護費用，并獲得合理的資產回報而收取的費用，其核算在遵循國家核定輸配電價基礎上，應考慮分布式發電市場化交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離。分布式發電“過網費”標準按接入電壓等級和輸電及電力消納范圍分級確定。
分布式發電市場化交易試點項目中，“過網費”由所在省（區、市）價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定制定，并報國家發展改革委備案。“過網費”核定前，暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公共網絡輸配電價（含政策性交叉補貼）扣減分布式發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“過網費”標準適用準則
分布式發電項目應盡可能與電網聯接點同一供電范圍內的電力用戶進行電力交易，當分布式發電項目總裝機容量小于供電范圍上年度平均用電負荷時，“過網費”執行本級電壓等級內的“過網費”標準，超過時執行上一級電壓等級的過網費標準（即扣減部分為比分布式發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。各分布式發電項目的電力消納范圍由所在市（縣）級電網企業及電力調度機構（含增量配電網企業）核定，報當地能源監管機構備案。
（三）與分布式發電項目進行直接交易的電力用戶應按國家有關規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
電網企業對分布式發電的電力輸送和電力交易提供公共服務，除向分布式發電項目單位收取政府核定的“過網費”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
納入分布式發電市場化交易試點的可再生能源發電項目建成后自動納入可再生能源發展基金補貼范圍，按照全部發電量給予度電補貼。光伏發電在當地分布式光伏發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地風電上網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企業負責計量，補貼資金由電網企業轉付，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能減排權益
分布式發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，通過電網輸送和交易的可再生能源電量計入當地電網企業的可再生能源電力配額完成量。
（四）有關建設規模管理
在試點地區建設的符合分布式發電市場化交易條件的光伏電站、風電，根據可實現市場化交易的額度確定各項目的建設規模和區域總建設規模。試點地區在報送試點方案時預測到2020年時建設規模，并可在實施中分階段提出年度建設規模。對試點方案中的符合分布式發電市場化交易條件的風電、光伏電站項目，在電網企業確認其符合就近消納條件的基礎上，國家發展改革委、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年底前的總建設規模及分年度新增建設規模。在試點地區，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
重點選擇分布式可再生能源資源和場址等發展條件好，當地電力需求量較大，電網接入條件好，能夠實現分布式發電就近接入配電網和就近消納，并且可以達到較大總量規模的市（縣）級區域以及經濟開發區、工業園區、新型城鎮化區域等。風電、光伏發電投資監測預警紅色區域（或棄光率超過5%的區域），暫不開展該項試點工作。
（二）編制試點方案
有關省（區、市）能源主管部門會同國家能源局派出機構、同級價格主管部門、電力運行管理部門、電網公司等，組織有關地級市（或縣級）政府相關部門、電網企業以及分布式發電企業和微電網運營企業，以地級市（或縣級）區域、經濟開發區、工業園區、新型城鎮化區域等為單元編制試點方案（編制大綱見附件）。有關省（區、市）能源主管部門將編制的試點方案報送國家發展改革委、國家能源局，國家發展改革委、國家能源局會同有關部門和電網企業對試點方案組織論證。
（三）組織實施
有關省（區、市）能源主管部門根據國家發展改革委、國家能源局論證后的試點方案，與有關部門和電網企業等做好工作銜接，指導省級電力交易中心或有關電網企業建立分布式發電交易平臺。試點地區的國家能源局派出機構負責研究制訂分布式發電交易合同示范文本，配合所在省（區、市）發展改革委（能源局）指導電網企業組織好分布式發電交易并協調解決試點中出現的相關問題，按照有關規定履行監管職責。
（四）時間安排
2017年12月31日前，有關試點地區完成試點方案編制，進行交易平臺建設準備。國家發展改革委、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，試點地區完成交易平臺建設、制訂交易規則等相關工作，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。試點順利的地區可向國家發展改革委、國家能源局申請擴大試點或提前擴大到省級區域全面實施。
摘自國家發改委網站