四、重点任务
(一)市场准入条件
提出分布式发电参与市场化交易的资格条件。重点内容为：
1.参与交易的分布式发电项目应为接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。分布式电站项目可采取多能互补方式建设。
2.参与分布式发电市场化交易的项目应满足以下要求：接网电压等级在35千伏及以下的项目，单体容量不超过20兆瓦(有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不超过20兆瓦)，度电补贴需求降低比例不得低于10%。单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳，度电补贴需求降低比例不得低于20%。
3.参与交易的购电方符合国家产业政策，达到国家环保和节能标准，在电网结算方面未有不良记录。
(二)交易规则
针对试点地区，省级发展改革委能源局牵头，会同国家能源局派出机构，在省级电网公司技术支持下，编写区域分布式发电市场化交易规则。交易规则应包括以下方面内容：
1.交易模式
按照直接交易模式、电网企业代售模式和收购电价模式、等三种分布式发电交易模式，各地区根据所在地区电力市场推进情况，因地制宜选择交易模式。
1)选择直接交易模式的，分布式发电项目单位作为售电方自行选择符合交易条件的电力用户并以电网企业作为输电服务方签订三方供用电合同(称之为供电方、购电方、输电方)，约定交易期限、交易电量、结算方式、结算电价、“过网费”标准以及违约责任等，其中“过网费”标准由省级价格主管部门制定。分布式发电项目交易电量纳入核定所在省级电网区域输配电价的基数电量，对分布式发电交易收取的“过网费”，在核定准许收入时予以扣除。
2)选择委托电网企业代售电模式的，分布式发电项目单位可与电网企业签订转供电合同，电网企业按综合售电价格，扣除“过网费”(含网损电量)后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。双方约定转供电的合作期限、交易电量、“过网费”标准、结算方式等。
3)在试点地区不参与市场交易的分布式发电项目，仍由电网企业全额收购其上网电量，收购电价为本地区各类发电项目标杆上网电价。
2.电力电量平衡
1)分布式发电市场化交易购售电双方均接受调度机构对电力电量平衡进行自动管理，偏差电力电量由调度机构自动调剂。
2)购售电双方均应提前向调度机构报送出力预测和负荷预测。
3.电费收缴和结算
1)分布式售电方上网电量、购电方自发自用之外的购电量均由当地电网公司负责计量，购电方通过电网所购买全部电量(含分布式发电交易电量)均由当地电网公司负责收缴。
2)电网公司收缴的电费，扣除“过网费”(含网损电量在内)后，支付给分布式发电项目单位。以月为周期结算。
4.“过网费”标准及执行
参考通知正文有关内容，各试点地区省级价格主管部门会同能源主管部门提出具体的核定标准和办法。
(三)分布式发电市场化交易平台建设
1. 分布式发电市场化交易信息管理系统
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市场化交易平台子模块，也可在省级电力交易中心的指导下由市(县)级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工作。该交易平台应具备以下主要功能：申请参与分布式发电市场化交易、递交双边电力交易合同、接受分布式发电市场化交易售电方上网交易电量预测。交易平台负责对交易双方资格进行审核，对交易电量进行计量和结算。
2. 分布式发电市场化交易电量供需平衡管理
不要求分布式发电交易售电方的上网电力与购电方的用电负荷实时平衡。当售电方上网电力超过购电方用电负荷时，调度机构将多余电力配送给台区内(或跨台区)其他用户;当售电方上网电力减少(极端情况无出力)时，购电方的负荷由调度机构自动从网内调配电力满足。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。
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。电网企业向购电方收取的总用电量的电费，切分出分布式发电市场化交易售电方的售电量，按交易价格将电费转交给分布式发电售电方。分布式发电市场化交易售电方也可与电网企业签订代售电合同，把电量全部委托电网企业代售电，电网企业按照综合售电价格扣除“过网费”后与分布式发电售电方结算。
五、配套措施
有关试点省级政府部门及市县有关级政府可在国家有关政策措施基础上，结合本地区实际细化有关政策和保障措施，并制定本地区支持分布式发电市场化交易政策措施。试点方案应说明省级政府及市县级政府的配套政策措施。
六、组织实施
从加强组织领导、完善工作机制、严格督查考核、稳妥有序推进等方面，提出本区域分布式电源市场化交易的组织实施要求。
国家发展改革委 国家能源局
2017年10月31日
