9月12日，國家能源局江蘇監管辦公室公開對《江蘇省分布式發電市場化交易規則（征求意見稿）》征求意見。雖然文件第二條明確“本規則適用于江蘇現階段開展的分布式發電市場化交易試點”，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，作為中國主要電力市場省份，引領作用不可謂不強。

分布式發電市場化交易試點文件在2017年10月發布（國家發改委、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，到現在據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.光伏發電成本下降30%，特別是經過531之后，組件價格繼續大幅下降，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更換，在《2019年分布式發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推入私自建設，自我供電上面。電網在并網環節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。屆時電網將會發現，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定執行。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