中国储能网讯：2017年10月，国家发改委和国家能源局联合发布了《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）。国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，引起行业广泛关注。为推动分布式发电市场化交易试点工作顺利开展，方便各方准确理解政策要求，国家能源局新能源司有关负责人接受专访，就《通知》内容进行了解读。

这是我的第三篇释读，主要分析这个文件中与电网相关的内容。

1、交易，不是直供电

不要求分布式发电（尤其是光伏和风电）作为售电方的上网电力与购电方的用电负荷实时平衡。分布式发电企业与用户的供需合同为电量交易合同，实时供电和偏差电量均由调度机构自动组织实现电力电量平衡。

电网企业及电力调度机构负责电力电量平衡和偏差电量调整，确保电力用户可靠用电以及分布式发电项目电量充分利用，也就是说保障用户可靠供电仍由电网企业负责。

评：有些人把分布式光伏直接交易理解为物理上的直供电，纠结于光伏无法直接给客户提供稳定的电力供应。文件和解读中对此给出了清晰明确的说明，电力电量平衡和偏差电量调整都由电网企业的电力调度机构负责。电网还得负责用户的可靠用电，还要负责分布式发电项目电量充分利用，也就是尽量不弃风不弃光。光伏规模小的时候，对电网不是事，当光伏规模大到一定程度，电网的压力将会暴增，这是电网未来必须面对的挑战。

2、结算

依托电力交易中心或市（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建设分布式发电市场化交易平台；

调度机构（一般由地调承担或增量配电网调度机构承担）负责建立分布式发电（电量）交易结算系统，按月进行购售电量平衡并结算。

电网企业负责交易电量的计量和电费收缴，交易平台负责按月对分布式发电项目的交易电量进行结算；

电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务，只向分布式发电项目单位收取政府核定的“过网费”；

电网企业与用户的电费结算中将分布式发电交易电量对应的电费在扣除过网费后转付给分布式发电项目单位

评：电网负责建交易平台，交易结算系统，负责电费收缴，负责计量，然后只收取过网费。当然，如果这里的电网不是国家电网和南方电网，而是是增量配电网，那它就得承担起这些责任。

3、改革的系统成本

分布式发电交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电、以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加电网企业的运营成本；

特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格，与全部由电网企业供电相比，这部分电量对应的电网企业的售电（或输配电价）收入就减少了。

电网增加了运营成本，又减收了。电网为能源革命承担了巨大的社会责任。

不过，从另一方面说，分布式光伏在低压侧接入电网，也对白天削减峰值容量、降低线损、低电压治理等具有贡献。不能说分布式光伏对电力系统都是成本。光伏扶贫对一些村庄的低电压治理已经起到了明显的作用。

由于分布式发电及市场化交易改变了电网的运营方式，给电网企业增加的成本是多因素共同作用下的一个综合结果，需要在试点中监测评估并逐步厘清。

分布式发电所造成的电力系统的变革以及电网运营方式的改变是肯定的，目前还没有量化分析，待试点项目不断进展，会产生不断的数据，以便进一步研究。

在电力改革后，国家对电网企业实行准许收入管理，分布式发电市场化交易给电网企业增加的成本，全部计入核定区域输配电价的总成本予以回收。

试点阶段，电网增加的成本全部进入区域输配电价的总成本，电网并没有实质损失。分布式发电所带来的系统成本由区域输配电价消化了，也就是说由全社会消化了，从这一点来说，这种补贴形式比可再生能源附加更容易让大家接受，而且不同省份的系统成本不一样，各省人民分别负责。

北京的一般工商业的输配电价已经超过0.46元，再多一点，我看大家也没啥特别感觉。

有人非常担心电网公司会强烈抵制这次分布式光伏市场化交易试点。我觉得这是大家对电网公司不够了解。对于电力体制改革的相关文件，虽然国家电网和南方电网也会在能源局组织的意见征集会上提出很多看法。但文件发布后，国网和南网的各级领导都表态说坚持贯彻落实国家的文件，我亲见过福建电力公司、江苏电力公司领导在有关电改会议上的表态，赢得了与会人员的高度评价。国网和南网对十九大报告的学习力度有可能比你我都高，对于习主席说的能源革命，电网公司有态度，有实力。

国网也在很积极地主动应对能源革命，如全球能源互联网、电动替代、电动汽车服务公司、综合能源业务等等。

我看到电网公司领导对这个文件更多是理性的思考和分析。

国家电网甘肃电力公司智能用电处处长罗凡在朋友圈对我的“释读01篇”发布解读思考，经授权转发，期待更多讨论。

1、屋顶光伏的并网方式初方式选择，以用户内部并网，还是就近公网并网，决定了参与交易条件的第一便利性。

2、政府主导的分布式电源交易细则，一定是更有利于电源方参与交易，电网是否已做好电网安全、技术及适应规则运营的相关准备。

3、分布式电源交易平台建立在哪一级，是尊重电网资源管理的技术级别，还是尊重属地管理的行政级别，应多做思考。

4、有政府背景的投资公司进入屋顶光伏资源的统筹，这盘棋怎么下，输配电价的过网费收取算法是否能真实反应电网的输配电过网成本。

5、分布式交易的试点范围无论如何选择，都只会是短时过度，新能源参与直购电乃至现货交易都是必然，2020年时我们110及以下的配电网能坚强到适应交易？

文章还有点其他问题需要思考：

一、光伏不是可独立使用的电源，必须在其他能源的配合下才能使用。

二、光伏的发电时间外，其他时段用电户还会用电。

三、其他时段可以依靠电网来调剂组织，用户和电网要建立辅助服务付费机制，实际可能不便宜。

四、分布式电源的定义一直就不准确，不精确，不能用定量进行精准定义，很可能就是独立投资人对自备电厂项目的别称，没有明确边界的泛政策可能会引起混乱。

五是文章观点对电网要求过高，政府乐观其成，办成了是政策好，办不成是电网不支持改革。

六是应该统筹考虑，分布式要给电网支付辅助服务费，电网要去网上购买调峰辅助服务。必须全网统一，系统的考虑，不能就事论事，系统论和统筹观点应包含其中。

嘉兴供电局周建其反馈：

嘉兴目前已经投入运行的光伏发电装机容量已经达到1.9GW,光伏个数21755。电网接纳分布式光伏的潜力十分巨大。

从能源互联网技术发展角度来讲，从电力体制改革角度来看待，分布式式能源交易不开展，从市场到技术上都不可能充分发挥其作用，反过来体制机制会阻碍技术创新和商业模式创新。  

交易平台交易规则设计应由政府主导、企业承担主体责任。政府、电网公司、分布式光伏发电项目企业、个体家庭，应该都被设计进去。电网公司利益应该在配网过网核定的成本上体现其服务分布光伏发电项目全过程的服务収益，即什么规模的光伏发电数量及发电量应该有其不同的配网成本。

我也一直在思考，电网公司作为电力系统转型的枢纽，如何积极应对电改和新能源的发展。去年7月在国家电网高培中心为中国电科院讲授《能源互联网与电力行业发展新格局》课程，将其中的“电网发展新思维”单元的部分课件分享到微信公众号。何继江课件：电网发展新思维

后来，电网头条将此文更名为“万万没想到能源互联网给电网企业带来这么多机遇”发布，后来在鲁能地产杯新媒体内容创业大赛评选中获得优秀奖，说明电网企业还是对我的建议给予了较高的重视。