9月12日，國家能源局江蘇監(jiān)管辦公室公開對《江蘇省分布式發(fā)電市場化交易規(guī)則（征求意見稿）》征求意見。雖然文件第二條明確“本規(guī)則適用于江蘇現(xiàn)階段開展的分布式發(fā)電市場化交易試點”，意味著只有納入試點的項目才允許實行此交易規(guī)則，但了解整個政策來龍去脈之后，就會明白江蘇這份征求意見稿仍然是突破性的進展。特別是這次的省級文件由江蘇首發(fā)，作為中國主要電力市場省份，引領作用不可謂不強。

分布式發(fā)電市場化交易試點文件在2017年10月發(fā)布（國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》發(fā)改能源[2017]1901號），已近兩年的時間，試點卻遲遲無法落地，足見阻力之大。以江蘇為例，到現(xiàn)在據(jù)傳言國網江蘇電力公司仍不認可全面放開隔墻售電的計劃，但是我們對此非常有信心，相信市場的力量必會敲開這個大門。從國網總部來看，在多次公開的會議上均明確支持國家各項電改政策，其中就包括分布式發(fā)電市場化交易。但從各地電力公司的反饋重點是糾結在過網費的收取標準上，坦白說是“責、權、利”的重新劃分。如果只強調電網讓利，而缺少責任和權力的調整，改革還是會遇到層巒疊嶂。唯有逐步明確責任和利益的邊界，才是未來項目能否順利推行的關鍵，其中過網費的標準是談判核心問題。

雖然那過去兩年的時間里項目沒有進展，整體環(huán)境卻有很大的變化，這些變化也將推動當前項目更快落地：

2017VS2019的變化：

1.光伏發(fā)電成本下降30%，特別是經過531之后，組件價格繼續(xù)大幅下降，使得光伏度電的技術成本已經接近煤電上網電價，遠低于電網銷售電價。

2.電改的步伐時快時慢，新增配網項目并不很順利。

3.江蘇的試點項目出現(xiàn)更換，在《2019年分布式發(fā)電市場化交易試點名單》中，江蘇一共有6個分布式市場化交易試點。其中4個項目包括已建成的分布式光伏參與市場化交易。我們猜想，這部分已建成的項目大概率是531之后并網的分布式，沒有補貼，希望以市場化交易的模式來盤活資產。

情況的變化確實在推動市場模式的額轉變。首先新增光伏項目電價確實很低，極具競爭力，如果電網的管理仍然偏緊，例如并網難等問題，必然將一些分布式開發(fā)推入私自建設，自我供電上面。電網在并網環(huán)節(jié)確實對項目有生殺大權，但這是項目想拿補貼、想要有正式身份的前提下。一旦項目甩開補貼之后，分布式光伏項目業(yè)主搞自我供電不并網，對于電網來說是負荷不可預測的丟失。屆時電網將會發(fā)現(xiàn)，白天的負荷一點點下降，但是一旦陰天或者光照不好，仍靠大電網支撐，電網的調度難度將成倍增加。與其互相傷害，不如坐下好好談談友好的模式，分布式開發(fā)商還是在電網備案，電網充分掌握本地電源情況，提供并網和售電的相關服務，但是按照一定的標準收取過網費或者服務費即可。

現(xiàn)在就說到關鍵點了，過網費。本次江蘇的征求意見稿在過網費的表述上也并不清晰，只說過網費按照國家及省有關規(guī)定執(zhí)行。我們了解到，之前項目沒有落地就是地方電力公司明里暗里反對，原因就是一個，覺得太吃虧了。如果按照試點文件來看，過網費確實比較低，政策制定之初還是對分布式有鼓勵和保護的作用。我國價格的制定基本是遵循試點先行，摸清成本等情況，然后推出統(tǒng)一價格標準。這么做好處是短平快，缺點是彈性小。

這次分布式的過網費在試點階段可以大膽創(chuàng)新一下，畢竟大電網還要承擔兜底，安全責任等任務，過網費的收取多創(chuàng)造幾種計算公式，有高低不同。那么早期電網肯定按照最高的模式收費，部分項目滿足條件可以先上，特別是一些已建成的項目，可以考慮通過分利給電網提高自售電比例。慢慢條件成熟了，再逐步推進。通過可再生能源消納量的考核等手段，激勵電網提高本地區(qū)的可再生能源比例。

我們既然希望電力市場能夠市場化，那么早期給分布式的服務范疇和收費設定一個彈性區(qū)域更利于打開這扇大門。2019年還有一個季度即將結束，2020年近在眼前，在十四五期間分布式是能源利用模式的重要組成部分，一個彈性健康的機制是符合所有參與者的利益。另外，隨著光伏度電成本的下降，慢慢可以支付為其提供服務的各方機構，包括電網，包括儲能，這一切的前提就是要保住光伏的裝機增長。電網總部其實已經非常清楚，波動性大的可再生能源是他最重要的客戶，在這一點上面大家的共識是一致的。

最后，期待2020年真的有市場化售電的分布式項目開展起來，畢竟高級客戶已經等在那邊了。

下表：江蘇分布式市場化交易試點名單