20171112-光大证券-公用事业行业动态_新政出台_分布式发电坐享改革红利-市场化交易_分布式发电在动谁的奶酪__13页_966kb

分布式发电市场化交易试点政策总结

核心内容

国家发改委与国家能源局于2017年10月31日联合发布《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），标志着我国电力体制改革的重要进展。该政策旨在通过市场化交易机制，提升分布式发电项目的收益，推动能源供给侧改革，同时为“互联网+”在电力行业的应用提供实践基础。

主要观点

• 政策背景：电力体制改革自2015年“九号文”发布以来，逐步推进。分布式发电市场化交易是其关键组成部分，有助于打破传统“价格锁定”机制。
• 交易模式转变：允许分布式发电项目与电力用户直接交易，支付“过网费”后，可实现电价市场化，打破对电网企业单一售电的依赖。
• 收益提升：市场化交易将显著提升项目收益，例如，在北京地区，自发自用余量上网模式下度电电价增幅达11.82%~32.62%，直接接入电网模式下度电电价增幅达36.18%~53.55%。
• 去补贴趋势：政策鼓励减少对国家补贴的依赖，实现“平价上网”。部分项目在不考虑国家补贴的情况下，仍可实现8%~13.4%的IRR。
• 降低输配电成本：通过市场化交易机制，用户侧成本降低，同时促进分布式发电就地消纳，减少输配电设施建设需求。

关键信息

一、项目规模要求

• 接入电压等级在35千伏及以下的单体项目不得超过20兆瓦；
• 单体项目容量在20至50兆瓦之间，接入电压等级不得超过110千伏；
• 项目需在该电压等级范围内就近消纳。

二、交易模式

• 模式一：分布式发电项目与电力用户直接交易，支付“过网费”；
• 模式二：由电网企业代售，售电收入扣除“过网费”后转付给发电项目单位；
• 模式三：电网企业按国家核定的上网电价收购电量，补贴扣除相应的输配电价。

三、“过网费”标准

• “过网费”按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定；
• 核定前，暂按用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价扣减最高电压等级的输配电价；
• 各试点地区由价格主管部门制定标准，并报国家发展改革委备案。

四、政策支持

• 补贴政策：纳入试点的可再生能源项目自动纳入可再生能源发展基金补贴范围；
• 度电补贴退坡：光伏发电度电补贴降低10%~20%，风电等也相应调整；
• 节能减排权益：可再生能源电量计入购电方的可再生能源消费量和节能量；
• 建设规模管理：试点地区需报送2020年建设规模预测，并分阶段提出年度新增建设规模。

五、试点工作组织

• 选择具备分布式可再生能源资源、电力需求大、电网接入条件好的市（县）级区域或经济开发区、工业园区、新型城镇化区域；
• 试点地区需在2017年12月31日前完成方案编制及交易平台建设准备；
• 自2018年2月1日起启动交易，2018年6月30日前完成总结评估。

投资建议

• 市场化交易将显著提升分布式光伏发电项目的收益率，接近15%~20%（含补贴）；
• 若不考虑国家补贴，IRR仍可达8%~13.4%；
• 随着建设成本的下降，市场化交易带来的收益提升空间将进一步扩大；
• 建议关注盈利持续向好的分布式光伏发电行业。

风险分析

• 政策推进受阻：试点项目可能未按计划落实，进度不及预期；
• “过网费”核定过高：可能影响项目收益率；
• 电力体制改革整体滞后：市场化机制建设可能受阻，影响整体实施效果。

结论

《通知》的发布标志着我国电力市场化进程迈出了关键一步，分布式发电项目将获得更灵活的交易方式和更高的收益空间，推动行业向更高效、更可持续的方向发展。