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去年底，江蘇省發改委與江蘇能監辦聯合下發《江蘇省分布式發電市場化交易規則（試行）》，今年三月又聯合下發了《關于積極推進分布式發電市場化交易試點有關工作的通知》（蘇發改能源發【2020】198號），正式明確了江蘇七個分布式市場化交易試點范圍及規模容量要求。要求試點只針對新建風電或光伏項目，也就是分布式新能源發電項目，接入電壓等級35千伏以下的單體不得超過20MW（扣除自身最大用電負荷后不得超過20MW），20～50MW以內的項目接入等級不超過110千伏。
作者丨齊軍
單位丨金風設計研究院 新能源技術與市場研究團隊
相關閱讀：江蘇“隔墻售電”規則釋放了哪些信號？
江蘇分布式發電市場化交易規則征求意見稿：嘗試“隔墻售電”？
至此，國家發改委、國家能源局印發《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》（發改能源[2017]1901號）已三年之久，分布式新能源發電“隔墻售電”終于在江蘇有了實質性率先突破，其對全國的分布式發電市場化交易試點項目的引領和示范意義不言而喻。
一、蘇發改能源發【2020】198號解決的核心問題
筆者認為，蘇發改能源發【2020】198號文解決了一個核心問題，既分布式發電市場化交易“過網費”核定問題，明確了試點交易輸配電價執行“風電、光伏發電項目接網及消納所涉及電壓等級的配電網輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費，減免政策性交叉補貼”。
其中“減免政策性交叉補貼”可以說是讓分布式新能源發電“隔墻售電”試點推進得以柳暗花明，再現希望。
1、電價中政策性交叉補貼的“前世今生”
有必要說一下電價中政策性交叉補貼的形成歷史。我國現行電價機制下，銷售電價中包含政府性基金及附加，以及政策性交叉補貼，存在工商業補貼居民、城市補貼農村、高電壓等級補貼低電壓等級等政策性交叉補貼的情況。適度的交叉補貼，有利于落實國家宏觀政策，保障電力普遍服務；但如果交叉補貼過重，則不利于引導用戶合理消費和公平負擔。
為此，中發電改9號文要求妥善處理電價交叉補貼問題。隨后國家發改委、能源局下發《關于推進輸配電價改革的實施意見》進一步明確了操作性要求。即：“過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，經政府價格主管部門審核后通過輸配電價回收；輸配電價改革后，根據電網各電壓等級的資產、費用、電量、線損率等情況核定分電壓等級輸配電價，測算并單列居民、農業等享受的交叉補貼以及工商業用戶承擔的交叉補貼。”
電價中的政策性交叉補貼形成過程錯綜復雜，既是國內電價厘清的難點，也是分布式發電市場化交易利益博弈的焦點問題。江蘇政策性交叉補貼在電價中的占比目前公開信息尚不清晰，但依據目前已經公布的政策性交叉補貼標準（山東0.1016元、吉林0.15元、上海0.103元、福建0.1012元）作為參考，可暫按0.10元/kwh作為江蘇的政策性交叉補貼作為測算參考依據。
2017年9月江蘇省物價局下發“2017-2019年江蘇電網輸配電價表”，說明表中電價包含交叉補貼，詳見下表。
2、新政下分散式風電“隔墻售電”可行性分析
以江蘇自發自用、余電上網分散式風電項目進行“隔墻售電”為例，原來項目自發自用部分按用戶目錄電價打折90-95折考慮，余電上網部分電價按火電標桿電價0.39元/kwh結算，涉及電壓等級為35kV。
若項目有機會參與隔墻售電，到用戶端銷售電價=交易電價+輸配電價+政府基金及附加，交易電價不應低于現行火電標桿上網電價，若到用戶端銷售電價為0.57-0.60元/kwh考慮（按江蘇大工業35kV峰谷分時電價打折后考慮，計算過程略，按國家電網辦【2013】1781號文，分散式風電余電上網“隔墻售電”電價中考慮政府基金及附加，政府基金及附加為0.035元/kwh，不考慮系統備用費等）。
則分散式風電項目隔墻售電“過網費”應低于（0.57-0.39-0.035）=0.145元/kwh以下才有參與“隔墻售電”的積極性。江蘇目前35kV大工業輸配電價為0.198元/kwh。分散式風電在現行“過網費”標準下，通過“隔墻售電”獲得額外收益或者滿足行業收益基準，可以說勉為其難。
但若是減免了0.1元/kwh的政策性交叉補貼后，35kV“過網費”則為：0.198-0.1=0.098元/kwh（未考慮分壓分攤比例），分散式風電通過“隔墻售電”可獲得的上網交易電價為（0.57-0.60）-（0.098-0.035）=0.437-0.467元/kwh，余電上網電價只要高于火電標桿上網電價，則分散式風電項目參與“隔墻售電”的積極性，以及由此帶來的項目盈利性馬上可以得到顯現。
政策性交叉補貼的減免，使得“過網費”不再成為分布式發電市場化交易（隔墻售電）的“攔路虎”！
二、新的發展機遇及挑戰
江蘇分布式發電市場化交易試點過網費減免“政府性交叉補貼”的實操做法，給全國分布式發電市場化交易起到很好的引領示范作用。隨著國家能源轉型力度的進一步加大，大工業用戶有較強烈的“綠電”需求，因此植根于負荷密集區域的分散式風電也能借助“隔墻售電”的市場推手，在中東南部低風速區域促成更為廣闊的發展機遇。
如江蘇南通、鹽城、無錫、揚州、鎮江、泰州、淮安等市縣的分散式風電項目，若能做到平均風速5.5m/s以上，年發電小時2500h以上，且電網接入及負荷消納能力較強，通過“隔墻售電”則能形成更為開放靈活的市場空間和增值環節。
江蘇電網分布式電源眾多，在“源-網-荷”友好互動、儲能調峰調頻應用、需求側管理方面一直走在全國的前列。就地布置、高效利用的分布式電源可通過“隔墻售電”實現就近的“源荷互動”，形成大電網覆蓋下的具有“自愈能力與互供能力”的若干新能源微電網，實現“源-網-荷-儲”各環節資源優化高效利用、形成新的“合作共贏”盈利模式。共同支撐電力系統的可靠性。
分布式發電市場化交易的實質是電力體制改革利益格局重新分配、電力市場交易機制的深化完善，在后續的推進實操中，仍然會遭遇很多的問題，包括：
1、電網公司層面有對分布式發電市場化交易試點的抵觸慣性和博弈心態，包括“過網費”減免交叉補貼的額度，也可能會有其他利益訴求的提出（如要求繳納系統備用費、相關服務費用等）。
2、分布式發電市場化交易技術支持平臺的建設及交易電量確認、電費收取等許多實操層面問題需要逐一解決，需要政府、電網、發電、售電、用戶統一思想、共同發力，才能有富于成效的實質性推進。
3、高滲透率的分布式新能源發電在配電網層面“隔墻售電”，潮流分布更加復雜，安全校核及調度管理工作也會增加壓力，接下來就是對接入配電網的分布式電源調控能力、電能質量、運行適應性會提出更嚴格的技術要求和考核要求（如去年華東能監辦印發通知，對近1200萬kW分布式光伏集中開展涉網頻率專項核查整改工作，提高低電壓接入的分布式光伏涉網頻率要求）。
電改非易事，任重道遠行。江蘇分布式發電市場化交易試點的率先破冰，首先是在政府與電網公司高度統一思想，堅定信心不動搖的結果，這對后續工作的啟發是“隔墻售電”的各利益相關方要在合作共贏、相互支持的前提下共同精耕細作，才能生根發芽，開花結果。
作者丨齊軍
單位丨金風設計研究院 新能源技術與市場研究團隊
相關閱讀：江蘇“隔墻售電”規則釋放了哪些信號？
江蘇分布式發電市場化交易規則征求意見稿：嘗試“隔墻售電”？
至此，國家發改委、國家能源局印發《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》（發改能源[2017]1901號）已三年之久，分布式新能源發電“隔墻售電”終于在江蘇有了實質性率先突破，其對全國的分布式發電市場化交易試點項目的引領和示范意義不言而喻。
一、蘇發改能源發【2020】198號解決的核心問題
筆者認為，蘇發改能源發【2020】198號文解決了一個核心問題，既分布式發電市場化交易“過網費”核定問題，明確了試點交易輸配電價執行“風電、光伏發電項目接網及消納所涉及電壓等級的配電網輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費，減免政策性交叉補貼”。
其中“減免政策性交叉補貼”可以說是讓分布式新能源發電“隔墻售電”試點推進得以柳暗花明，再現希望。
1、電價中政策性交叉補貼的“前世今生”
有必要說一下電價中政策性交叉補貼的形成歷史。我國現行電價機制下，銷售電價中包含政府性基金及附加，以及政策性交叉補貼，存在工商業補貼居民、城市補貼農村、高電壓等級補貼低電壓等級等政策性交叉補貼的情況。適度的交叉補貼，有利于落實國家宏觀政策，保障電力普遍服務；但如果交叉補貼過重，則不利于引導用戶合理消費和公平負擔。
為此，中發電改9號文要求妥善處理電價交叉補貼問題。隨后國家發改委、能源局下發《關于推進輸配電價改革的實施意見》進一步明確了操作性要求。即：“過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，經政府價格主管部門審核后通過輸配電價回收；輸配電價改革后，根據電網各電壓等級的資產、費用、電量、線損率等情況核定分電壓等級輸配電價，測算并單列居民、農業等享受的交叉補貼以及工商業用戶承擔的交叉補貼。”
電價中的政策性交叉補貼形成過程錯綜復雜，既是國內電價厘清的難點，也是分布式發電市場化交易利益博弈的焦點問題。江蘇政策性交叉補貼在電價中的占比目前公開信息尚不清晰，但依據目前已經公布的政策性交叉補貼標準（山東0.1016元、吉林0.15元、上海0.103元、福建0.1012元）作為參考，可暫按0.10元/kwh作為江蘇的政策性交叉補貼作為測算參考依據。
2017年9月江蘇省物價局下發“2017-2019年江蘇電網輸配電價表”，說明表中電價包含交叉補貼，詳見下表。
2、新政下分散式風電“隔墻售電”可行性分析
以江蘇自發自用、余電上網分散式風電項目進行“隔墻售電”為例，原來項目自發自用部分按用戶目錄電價打折90-95折考慮，余電上網部分電價按火電標桿電價0.39元/kwh結算，涉及電壓等級為35kV。
若項目有機會參與隔墻售電，到用戶端銷售電價=交易電價+輸配電價+政府基金及附加，交易電價不應低于現行火電標桿上網電價，若到用戶端銷售電價為0.57-0.60元/kwh考慮（按江蘇大工業35kV峰谷分時電價打折后考慮，計算過程略，按國家電網辦【2013】1781號文，分散式風電余電上網“隔墻售電”電價中考慮政府基金及附加，政府基金及附加為0.035元/kwh，不考慮系統備用費等）。
則分散式風電項目隔墻售電“過網費”應低于（0.57-0.39-0.035）=0.145元/kwh以下才有參與“隔墻售電”的積極性。江蘇目前35kV大工業輸配電價為0.198元/kwh。分散式風電在現行“過網費”標準下，通過“隔墻售電”獲得額外收益或者滿足行業收益基準，可以說勉為其難。
但若是減免了0.1元/kwh的政策性交叉補貼后，35kV“過網費”則為：0.198-0.1=0.098元/kwh（未考慮分壓分攤比例），分散式風電通過“隔墻售電”可獲得的上網交易電價為（0.57-0.60）-（0.098-0.035）=0.437-0.467元/kwh，余電上網電價只要高于火電標桿上網電價，則分散式風電項目參與“隔墻售電”的積極性，以及由此帶來的項目盈利性馬上可以得到顯現。
政策性交叉補貼的減免，使得“過網費”不再成為分布式發電市場化交易（隔墻售電）的“攔路虎”！
二、新的發展機遇及挑戰
江蘇分布式發電市場化交易試點過網費減免“政府性交叉補貼”的實操做法，給全國分布式發電市場化交易起到很好的引領示范作用。隨著國家能源轉型力度的進一步加大，大工業用戶有較強烈的“綠電”需求，因此植根于負荷密集區域的分散式風電也能借助“隔墻售電”的市場推手，在中東南部低風速區域促成更為廣闊的發展機遇。
如江蘇南通、鹽城、無錫、揚州、鎮江、泰州、淮安等市縣的分散式風電項目，若能做到平均風速5.5m/s以上，年發電小時2500h以上，且電網接入及負荷消納能力較強，通過“隔墻售電”則能形成更為開放靈活的市場空間和增值環節。
江蘇電網分布式電源眾多，在“源-網-荷”友好互動、儲能調峰調頻應用、需求側管理方面一直走在全國的前列。就地布置、高效利用的分布式電源可通過“隔墻售電”實現就近的“源荷互動”，形成大電網覆蓋下的具有“自愈能力與互供能力”的若干新能源微電網，實現“源-網-荷-儲”各環節資源優化高效利用、形成新的“合作共贏”盈利模式。共同支撐電力系統的可靠性。
分布式發電市場化交易的實質是電力體制改革利益格局重新分配、電力市場交易機制的深化完善，在后續的推進實操中，仍然會遭遇很多的問題，包括：
1、電網公司層面有對分布式發電市場化交易試點的抵觸慣性和博弈心態，包括“過網費”減免交叉補貼的額度，也可能會有其他利益訴求的提出（如要求繳納系統備用費、相關服務費用等）。
2、分布式發電市場化交易技術支持平臺的建設及交易電量確認、電費收取等許多實操層面問題需要逐一解決，需要政府、電網、發電、售電、用戶統一思想、共同發力，才能有富于成效的實質性推進。
3、高滲透率的分布式新能源發電在配電網層面“隔墻售電”，潮流分布更加復雜，安全校核及調度管理工作也會增加壓力，接下來就是對接入配電網的分布式電源調控能力、電能質量、運行適應性會提出更嚴格的技術要求和考核要求（如去年華東能監辦印發通知，對近1200萬kW分布式光伏集中開展涉網頻率專項核查整改工作，提高低電壓接入的分布式光伏涉網頻率要求）。
電改非易事，任重道遠行。江蘇分布式發電市場化交易試點的率先破冰，首先是在政府與電網公司高度統一思想，堅定信心不動搖的結果，這對后續工作的啟發是“隔墻售電”的各利益相關方要在合作共贏、相互支持的前提下共同精耕細作，才能生根發芽，開花結果。
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