公用事业行业新政出台，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？-20171112-光大证券-13页

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迈出重要一步。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，并促进电力系统的“互联网+”发展。

主要观点

• 促改革：分布式发电市场化交易是电力体制改革的重要组成部分，有助于推动电力市场建设，实现“管住中间、放开两头”的改革目标。
• 去补贴：市场化交易将逐步减少对分布式发电的补贴依赖，推动补贴退坡，提高项目经济性。
• 降成本：通过引入市场化机制，降低用户用电成本和输配电建设成本，实现光伏发电的“平价上网”。
• 提高收益率：市场化交易机制可显著提升分布式发电项目的实际收益，自有资金项目IRR可达15%以上，最高接近20%。
• 试点推进：试点地区需在2017年12月31日前完成方案编制和交易平台建设准备，2018年1月启动交易，2018年6月30日前完成总结评估。

关键信息

一、项目规模

• 接入电压等级在35千伏及以下的项目，单体容量不超过20兆瓦（扣除自身用电量最大负荷后不超过20兆瓦）。
• 单体容量在20至50兆瓦之间的项目，接入电压等级不得超过110千伏，并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：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：电网企业按国家标准价格收购电量，国家补贴扣除相应的输配电价。

三、交易组织

• 试点地区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块。
• 交易平台负责按月结算交易电量，电网企业负责计量和电费收缴。
• 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和项目电量充分利用。

四、“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。
• “过网费”标准由省（区、市）价格主管部门制定，并报国家发展改革委备案。

五、补贴政策

• 市场化交易试点的可再生能源发电项目自动纳入可再生能源发展基金补贴范围。
• 光伏发电补贴标准适度降低，风电等其他类型补贴也相应调整。
• 单体项目容量不超过20兆瓦的，补贴降低比例不低于10%；超过20兆瓦但不超过50兆瓦的，补贴降低比例不低于20%。

六、试点地区选择

• 重点选择分布式可再生能源资源丰富、电力需求大、电网接入条件好的地区。
• 风电、光伏发电投资监测预警红色区域或弃光率超过5%的区域暂不开展试点。

投资建议

• 市场化交易将显著提升分布式发电项目的收益率，尤其是光伏发电。
• 随着建设成本的降低和市场化机制的完善，分布式发电项目投资前景良好。
• 建议关注受益于盈利面持续向好的分布式光伏发电行业。

风险分析

• 政策推进受阻：试点项目未按计划落实，进度不及预期。
• “过网费”过高：可能影响项目收益率。
• 电力体制改革滞后：市场化机制建设整体受阻，影响政策效果。

结论

《通知》的发布为分布式发电市场化交易提供了明确的政策支持和实施路径，有望显著提升项目收益，推动电力体制改革和能源供给侧改革，但政策执行过程中仍需关注相关风险。