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交叉补贴,退出机制,“隔墙售电”要跨越的不止一堵墙
发表时间:2018-05-09   阅读:114

“价格机制和各类‘新政’间的衔接是个坎儿。”一位资深电力人士近日如此评价“隔墙售电”。

据公开信息,继2017年10月底,国家发改委、国家能源局联合下发《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)后,广东、湖北、宁夏等地集中在3月组织召开分布式发电市场化交易试点的相关研讨,山东、江苏等地则已于近日向国家发改委、国家能源局上报试点名单。

分布式发电市场化交易似乎已箭在弦上,但目前仍有不少业内人士认为,市场化交易试点落地对推动分布式光伏发展的作用还有待观察,正在确定价格机制、编制交易方案的地区就遇到诸多疑问。

部分地区尴尬的“过网费”

在2018年3月2日广州市发改委组织召开的分布式发电市场化交易方案编制研讨会上,增城区上报的方案中10千伏一般工商业用户“过网费”达度电0.3099元。

清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任何继江在其微信公众号上说,该价格并未按照1901号文中对“过网费”的定义测算,其中很大部分是交叉补贴。

1901号文发布之后,国家能源局新能源司相关负责人对《通知》进行了解读,其中提到,“过网费”是指电网企业为回收电网投资和运行维护费用,并获得合理的资产回报而收取的费用,其核算在遵循国家核定输配电价基础上,考虑分布式发电交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。

分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时,即可认定该项目的电量在本电压等级范围消纳,执行本级电压等级内的“过网费”标准,超过时执行上一级电压等级的过网费标准(即扣减部分为比分布式发电交易所涉最高电压等级更高一电压等级的输配电价)。此时该分布式电源对电网运行的影响已扩大到上一级电压等级范围,已按接入上一级电压等级配电网对待,理应承担上一级电压等级的过网费。分布式发电项目接入电网电压等级越低且消纳范围越近,则“过网费”越少。

“过网费”核定前,暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣除分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价执行。

一位业内人士指出,分布式发电中的“过网费”采用电压等级为单一衡量维度,但目前的电价体系中包含政策性交叉补贴,而交叉补贴又是多层次、多维度的体系,可能存在于同一省区不同地市之间,工商业与居民用户之间等等,相互交错。因为有交叉补贴的存在,分布式发电市场化交易的“过网费”很难用“电压等级扣减”的思路算清楚。

“这就等于是用一个二维的坐标去确定多维立体。”上述业内人士打比方说。

这并非改革历程中首次遇到交叉补贴的问题了。早在省级输配电价核定过程中,以及电力直接交易规模扩大,部分省区一般工商业用户准入市场时问题就已凸显。部分省区一般工商业用户因承受了较多交叉补贴,如果进入直接交易市场反而出现电价“倒挂”现象,即按照直接交易成交价格加上输配电价及附加基金高于目录电价,对直接交易规模扩大造成了一定压力。

多位业内人士认为,交叉补贴逐步退出,还原电力商品属性是电价改革的最终目标。而要真正促进分布式发电的市场化交易,至少“暗补”要过渡到“明补”,努力使交叉补贴透明化。

电源、用户或进退两难

补贴退坡是众多新型能源形式即将面对的共同挑战。

据国家能源局统计,在工商业分布式已经平价、居民分布式接近平价的大背景下,屋顶分布式继续不限指标,预计2018年分布式光伏装机有望持续高增长。这也意味着国家的财政压力将越来越大。

在过去数年里,一直保持不变的分布式补贴,使得分布式项目维持了较高的收益水平,但限制光伏电站发展的土地、限电等因素始终没能得到很好地解决。推出分布式发电市场化交易的初衷是让分布式电源和用户之间能够拥有更多选择,为就近消纳创造更大需求,同时降低补贴标准,减轻补贴压力。

但对于“自发自用、余电上网”模式下的分布式电源来说,参与交易还是余电上网可能是个两难选择。

例如,自用比例是90%,余电上网为10%的项目,不参与交易可以获得3毛7的补贴,参与交易后余电上网部分收益可能会稍有增加,但整体补贴要被打折。

还有一种风险是,退出试点回到“自发自用、余电上网”模式时,补贴可能更低,这时,当初的投资模型也就不再适用。

对于参与分布式市场化交易的用户来说,电力直接交易如何与其衔接也是问题之一。 目前大部分省区获得准入资格的用户都是全电量进入电力市场,如果两者准入用户范围有所重合,用户需要二选一吗?如果允许同时参与,偏差电量该如何对接?

除此之外,分布式发电与增量配网试点也有千丝万缕的联系。

eo记者此前报道过,根据1901号文,分布式发电参与市场化交易的其中一种模式是电网企业(含增量配网)按照规定收取“过网费”,业内人士分析,这将直接影响增量配网的营收。同时,由于电网规划超前于分布式发电项目准入,当区域电网大规模接入分布式发电时,将间接增加增量配电网冗余投资,电力电量平衡也将影响到配电价格的核定。

另一方面,根据相关政策文件,区域内分布式发电项目,由电网企业支付国家度电补贴,由于可能生能源电费补贴往往滞后,将对增量配网运营商的资金流产生影响。采用配网代收,省级电网代缴可再生能源补贴的模式,将进一步影响资金运作。

附:各地分布式市场化交易试点相关动向梳理

2018年1月9日,国家能源局新能源司梁志鹏副司长一行来粤调研分布式发电市场化交易工作情况。广东省发改委吴道闻副主任主持召开座谈会,国家能源局南方监管局、广州市发展改革委、肇庆市发展改革局、南方电网公司、广东电网公司、广州供电局、广东电力交易中心、光伏企业代表等有关同志参加座谈。

2018年3月19日,湖北省能源局组织召开了分布式发电市场化交易试点项目研讨会。省物价局、华中能源监管局、国网湖北省电力有限公司等单位相关处室负责人,天门市政府有关领导及发改部门负责人参加会议。

2018年3月30日,西北能源监管局受邀参加了宁夏分布式发电市场化交易试点研讨会议。中卫市、中宁县、宁东管委会的代表分别介绍了试点方案编制情况。决定在进一步完善试点方案的基础上,向国家发改委、能源局上报1到2家试点方案。

2018年4月2日在“第十三届中国(济南)国际太阳能利用大会暨展览会”上,国家能源局山东监管办公室监管处处长徐连科出席大会,主旨演讲中提到,山东刚刚上报了三个试点项目。

2018年5月3日,江苏能源监管办官网报道,能监办已和省发改委(能源局)、省物价局共同向国家发展改革委、国家能源局上报《关于申报江苏分布式发电市场化交易试点的请示》,上报苏州等6个地区分布式发电市场化交易试点方案。