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2017年10月底，国家发改委与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）。
2018年1月3日国家能源局官网发布“关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知”（发改办能源【2017】2150号）。
在距离试点申报截止时间3月31日还有23天的时候，国家电网公司以内部文件形式转发1901号文件和2150号文件，表态积极支持试点工作。
导读：
1、各单位应主动作为，先易后难、稳步推进，积极配合政府部门做好试点方案编制和试点开展工作。
2、保持现有电费结算结费方式不变。
3、在省级电力交易平台上建设分布式发电市场化交易模式，实现市场成员管理、交易组织、合同管理、结算管理等功能。
4、各省公司要开展分片区、分台区分布式电源渗透率测算，据此出具接入电网及消纳意见。
我的分析与点评
一、国网表态积极支持试点
1、分布式电源发展对优化能源结构、推动节能减排，促进绿色发展具有重要意义，公司积极支持分布式电源发展。各单位应主动作为，先易后难、稳步推进，积极配合政府部门做好试点方案编制和试点开展工作。
评：国网总部要求“各单位应主动作为，积极配合政府部门做好试点方案编制和试点开展工作”，国家发改委2501号文件要求各省上报3月31日试点，从3月8日到3月31日，时间紧张，有几个省已经配合政府部门做了些工作，还有些单位估计还来不及积极配合政府部门做好试点方案编制。或许再晚一些时间，如4月10号，4月20号，4月底，5月底，6月底，国网各单位配合政府部门做的试点方案编制报告能够源源不断地提交到当地政府报送国家能源局。（当然，后期的可能就不是试点了，而是交易模式的推广了）。
另注：有些对试点有疑虑的基层单位应该看这书面文件开展工作，而不应该通过一些倒听途说的消息，对试点消极观望，甚至恶意阻拦。
2、各省电力交易中心牵头负责试点交易组织工作，完善交易规则和管理规范。保持现有电费结算结费方式不变。
评：“保持现有电费结算结费方式不变”。国网总部对此有了文件承诺，地方各试点也就不必单独再出承诺函了。分布式光伏自发自用所遇到的收电费方面的巨大风险，是众所周知的问题。国网承诺收电费，这对分布式光伏的市场化交易提供为至为关键的保障。对国家电网的魄力和担当，点赞！
另注：自发自用模式，按1901号文件，也是一种交易，可以理解为发电和用户在同一电压等级的。应该由电网负责代收费，再扣过网费后转发电方。如果在10千伏，则免过网费。如果在35千伏，则收该电压等级的过网费。这部分交易电网虽然不赚钱，但这种结算权对国网很有意义 ，特别是对于国网的“成为能源互联网企业”的战略而言。在电改市场化趋势下，电网公司拿住电力交易的结算者资格，就是马云的友付宔一样，是关键。
3、在省级电力交易平台上建设分布式发电市场化交易模式，实现市场成员管理、交易组织、合同管理、结算管理等功能。
评：有了这个省级交易平台，大工业用户进行交易结算的问题基本上算解决了。
另注：未来大工业、工商业、甚至居民，都可以随着电改进程，逐步进入电力市场，成为市场成员，买分布式电力，卖分布式电力，交易平台实现合同管理，结算管理。省级电力交易平台可能功能难以实现。
4、各省公司要开展分片区、分台区分布式电源渗透率测算，提出试点地区分布式电源接入规模上限，据此出具接入电网及消纳意见，引导合理有序开发。
点评：
评：“各省公司要开展分片区、分台区分布式电源渗透率测算”，由于分布式光伏几乎可以安装在任何一个供电台区，所以国家电网要求合国各省公司在所有的供电营业区域分片区分台区都要开展分布式电源渗透率测算。这是全方位无遗漏地接纳分布式电源的姿态，非常值得赞尚！
有些基层供电单位拒绝对试点方案出具消纳意见，也拒绝出具不具备消纳能力的书面证明。这些单位应当按照国网总部文件的要求，尽快测算试点项目的“分片区、分台区分布式电源渗透率”，“据此出具接入电网及消纳意见”。
另注：国网在分布式电源渗透率方面已经做出了许多探索，比如，浙江省嘉兴市海宁市的光伏高渗透率、张家口的可再生能源高渗透率、北京延庆微电网的可再生能源高渗透率等，雄安新区正在建设的能源系统甚至是零碳的，也就是本地发电和外购电力将几乎全部是可再生能源电力。国家电网把这些示范项目和典型经验总结一下，就可以在全国各个供电局、各个片区、各个110千伏的台区、甚至35千伏的台区提出高比例分布式电源渗透率的目标和标准了。
按照国家能源局：《分布式发电管理办法（征求意见稿）》，这事的监管部门为当地能监办。
分布式发电投资方和电网企业协商确定电量就近消纳事宜，电网企业出具分布式发电项目就近消纳认定意见，明确分布式发电项目的电力消纳范围。双方对消纳认定意见存在争议的，由国务院能源主管部门派出机构进行裁定。
电网如果能以能源地图的形态，甚至具体到分布式发电开发地图的方式在互联网上发布数据，或在政府的指导下让企业和社会机构查询到数据，肯定能够有效起到“引导合理有序开发”的效果。
再注：配网的消纳能力评估需要方法论的创新。
渗透率计算支持出具消纳方案的逻辑关系，在负荷密度结构性好，负荷曲线较为平滑，尤其是求大于供的区域，可做为最简技术条件导向直接应用结论。但对于负荷结构单一，高耗能负荷为主，工厂流水节拍可调能力有限，农配网陈旧标准低，35千伏变为串接等方式，对110千伏以下渗透率计算支持开放容量接入，就会有技术和安全难度。
关键是配网技术标准要适度提高，隔离故障以及合理计算电力消纳更本质。
需要技术创新，智能逆变，加公网保护，加定值。
国家电网其实已经有许多技术储备，如果在配网上多投些关注，多投些经费，这些问题都不是问题。
二、哪些方面要谨慎稳妥？
1、各省公司促请根据本省经济承受能力审慎选择申报试点，争取将“自发自用，余电上网”分布式电源占比高地区作为试点。
评：各省公司在配合地方政府选择试点的时候，不要选那些经济承受能力较差地区的试点。像甘肃、新疆这类红色预警地区，分布式电源占比较低，可以不试点，或试点规模较小。这些地区要特别审慎。而江苏、浙江、山东、天津、北京这类经济承受能力很强，分布式电源正在迅速发展的地区，具备多搞试点的条件。
像山东、江苏、浙江，以当地的经济承受能力，每个地级市搞一个试点也是没问题的。北京天津更没问题，每个区都应该搞试点，然后总结经验，全面推广。
2、避免不符合国家分布式技术标准的风光电站纳入试点。
不符合国家标准的风光电站肯定不应该纳入试点，具体技术标准是什么呢？
国家能源局：《分布式发电管理办法（征求意见稿）》
（1）分布式发电：是指接入配电网运行，发电量就近消纳的中小型发电设施，以及有电力输出的能源综合利用系统。
（2）就近消纳：分布式发电和电力用户存在110千伏及以下电压等级的电气联络，分布式发电所发电量在110千伏及以下电压等级范围内消纳，消纳范围可以是同一台区、同一座变电站（电压等级在110千伏及以下）、跨不同变电站（变电站之间存在110千伏及以下的直接联络）等几种情形。接入用户内部电网（最高电压等级为110千伏以上的）的分布式发电，可在用户内部电网110千伏及以上电压等级范围内消纳。
很显然，接入公网要到220千伏电压等级才能消纳的就肯定不是分布式发电。至于有人议论的35千伏6兆瓦的说法，这个可以正告大家，国家从未出过技术标准说是6兆瓦以下的光伏才是分布式发电。
国家能源局：《分布式发电管理办法（征求意见稿）》
第十三条 国务院能源主管部门会同有关方面以促进分布式发电发展和保障电网安全运行为原则，制定满足不同电压等级实际运行需求的分布式发电接入配电网技术标准、工程规范和相关管理办法，以及配电网接纳分布式发电能力评估方法等。
三、国网要争取什么？
1、争取核定合理的“过网费”。
各省公司与省级价格主管部门充分沟通，争取将“过网费”按国家核定的输配电价标准执行。
评：将国家核定的输配电价标准核定为“过网费”这一条与1901号文件的具体内容是有差异的。
1901号文件明确：“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公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。
这是沿用了发改经体[2016]2120号文件 国家发展改革委国家能源局关于印发《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》的通知的方法。
增量配电区域的配电价格由所在省(区、 市) 价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定， 并报国家发展改革委备案。配电价格核定前， 暂按售电公司或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扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。
这两个文件的方法可以简称为价差法，即输配电价的价差，这和全省的输配电价当然有本质的区别，前者要远比后者小。
国网希望过网费按全省输配电价核算的意愿和心情可以理解，不过，1901号文件和2120号文件都是得到国家发改委价格司明确认可。以发改委文件形式发布的，国网应该遵照执行，而不应再越界争取。
当然，既然国网的文件表述为“争取”，也就是说国网也明白这不属于应得的东西，或者是必得的东西，争取到当然最好，争取不到也不算各省公司工作不力。这和有一段时间关于增量配电网的“守土有责”的说法有所不同。
2、认真测算“过网费”核定所导致的准许收入缺口情况，争取在电价调整时统筹考虑，及时予以疏导。
评：认真测算是非常必要，这次试点究竟产生了什么多大的成本，一定要把账记清。就象2008年冰灾的时候，国家电网和南方电网迅即派出队伍开展抢修，绝对没说必须把成本向政府算清楚才开始抢修。只是抢修的活动中把账记清，抢修完了再向政府汇报。很显然，党和政府不会不记得电网公司的贡献，不会亏待电网公司的。当然，电网公司也很清楚自己不是私企，是一家央企，是党的企业，是人民的企业。
这次也一样，试点过程中产生的成本，只要把账记清，在下次输配电价核算和电价调整时一定会把这些成本考虑进去的。
3、不在市（县）公司组建交易平台。
评：这个表述和国家发改委1901号文件有差异。
试点地区可依托省级电力交易中心设立市（县）级电网区域分布式发电交易平台子模式，或在省级电力交易中心的指导下由市(县）级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构开展相关电力交易。
国家能源局：《分布式发电管理办法（征求意见稿）》
第二十条 省级电力交易中心设立地级市或县（市）级电网区域分布式发电交易平台子模块，或由地级市或县（市）级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构开展相关电力交易。
注：不在市县设交易平台，还算什么分布式？如果只是较少数的大工业用户与较少数的光伏电站进行一对一交易，省交易中心肯定可以搞定，如果工商业都进入交易，如果居民也进入交易，实现点对点交易，就一定需要市县级的交易平台，还需要区块链技术的支撑，未来的智慧城市数字城市也将与此密切相关。省级交易平台实现不了这些功能。
而且交易平台不设在市县，地方政府不会重视源、网、荷协调平衡问题，反过来，给电网公司会面临难以承受的消纳难题，难以实现良好共赢结果。
4、并网和运行高标准严要求。
各省公司按照《分布式电源并网技术要求》（GB/T33593-2017），严把分布式电源并网关，严格设备入网检测及现场验收，并网机组须满足技术标准要求。现有分布式电源如参与试点，须具备与调度机构安全可靠网络通信条件，提供实时准确的运行信息，确保可观，可测。
评：高标准严要求是有必要的，国网把关，必属精品。并网关严格能够有效减少产品的质量问题和安全问题。
国网的要求明显高于国家发改委的要求。
国家能源局：《分布式发电管理办法（征求意见稿）》
第二十八条 分布式发电设施并网接入点应安装电能计量装置，满足上网电量的结算需要。电网企业负责对电能计量进行管理，并对分布式发电投资方或其委托的第三方服务商开放计量信息电子渠道采集服务。
分布式发电在运行过程中应保存完整的能量输出和燃料消耗计量数据。
第二十九条 拥有分布式发电设施的项目单位、个人及家庭用户应接受能源主管部门及相关部门的监督检查，如实提供包括原始数据在内的运行记录。
第三十条 分布式发电应满足有关发电、供电质量要求，运行管理应满足有关技术、管理规定和规程规范要求。
电网企业及电力调度机构应公平对待分布式发电，保障分布式发电正常运行。具备条件的分布式发电在紧急情况下应接受并服从电力调度机构的应急调度。
