分析：大家在网上看到1901号文件是11月初，企业的决策者，看到这个文件，看懂这个文件，并意识到有必要申报试点，有可能已经过去了两三个星期，然后去找当地发改委，有些市发改委说还没看到省发改委转发的文件。这种情况下，哪里来得及完整地准备试点方案呢。延期3个月，好，质量最关键，因为试点一定要成功，试点方案质量一定要有保证，不然匆匆忙忙报方案，最后难以实施，更麻烦。

2、各省级价格主管部门会同能源主管部门，选择1-2个地区申报试点。

释：1901号文件没有对各省提具体要求，只说“有关试点地区”。补充通知则明确各省至少一个试点。

分析：我了解到，有些省的发改委拿到1901号文件之后，不知道怎么开展工作，原因很多，如，对文件的理解不透、不知道选什么地区做试点、准备工作量很大、担心电网不配合等等。可能还有些地方想，这么麻烦的事，让别人先去干吧，这是试点地区的事，不一定与我有关。这么一犹豫，时间就到了12月底，有若干省份的省发改委能源局还没有向地市转发文件。现在补充通知明确了，各省都必须干，那就不等不靠不观望，撸起袖子加油干吧。

不过一个省最多有几个试点呢?据我了解，有几个省份，在筹划中的试点已经不止三五个了，而且有意向的试点还在增加。

我感觉，一个省一旦搞成了一个试点，做通了各项准备工作，那试点应该多多益善。

1901文件已经表明这个政策未来是要普及的。

3、全额就近消纳的项目，如自愿放弃补贴，可不受规模限制。

释：1901号文件中说：单体项目容量不超过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50兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于20%。2018年开始分布式光伏的补贴为0.37元，减10%就是0.333元，减20%就是0.296，这是上限，只能比这些低。

分析：在北京这样电价很高的地区，按照交易模式一，在理想情况下，光伏项目可以在没有国家补贴的情况下盈利。如果有企业有实力在交易模式下可以不要国家补贴，那么将不再受规模限制，市场有多大，你尽管去通吃。

分布式光伏从此将龙入大海。

这将掀开中国能源革命的历史新篇章!

不知道哪些企业在想这件事，哪些企业在准备这件事。

4、入选项目确保就近消纳比例不低于75%。

释：消纳比例不低于75%是1901号文件中未出现的数据。

分析：此前我分析过，就近消纳有两个衡量标准，标准一是分布式电源馈入配电网的功率不能向110千伏以上传送。标准二是分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷。详见能源革命的惊雷：分布式发电市场化交易文件释读02

我认为，标准二的优点是容易识别，只要把上年的平均用电负荷调出来，就可以确定分布式发电的最大功率。标准一更科学，也更严格。但难点在于实时数据调用比较困难，如果要实现智能化控制的话，设备改造、安全调度等方面的工作量不小。

补充通知提出了第三个标准，即小于25%的部分可以外送。这当然大大放宽了就近消纳的标准。

对此我个人认为，这个标准变宽松了，并不见得对试点项目的申报有好处。

假如某个省有三个试点项目申报，第一个是100%就近消纳，即按标准一，完全不向110千伏以上返送电。第二是95%就近消纳，即大体符合标准二，比如，该地区只要过年的这两个星期，因为放假而导致负荷大幅降低，出现光伏向上反送电的情况，外送比例大体在5%以下。第三个是75%就近消纳，也就是有接近25%通过110千伏变电站向220千伏变电站送电，如果试点区域内有100兆瓦的光伏，相当于有25兆瓦的外送规模。

这三种情况下哪种情况对电网最友好的?显然是第一种，它几乎不增加电网的工作负担，第二种虽然外送规模不大，但也明显增加了电网人员的工作负担。过年期间，本来大家都要放假休息，结果你这些电站要往上反送电，电网安全压力大幅增加，电网要多安排一些人在过年期间加强运维，应对风险。这些过年加班的电网兄弟们对这样的项目没有一点抵触情况?第三种，就不用说了，试点要电网企业出具“省级电网企业确认的试点地区分布式发电电网接入及消纳意见”，“试点地区电网企业承担分布式发电市场化交易配套电网服务、电费计量收缴的承诺”。

省发改委和省电网公司在商谈时，在三个试点方案摆在电网公司面前，他会优先给哪个试点方案出承诺函呢?

我建议，这次报试点方案，各试点单位还是尽量按标准一设计光伏开发规模，尽量尽量设计成电网友好型的分布式光伏。“已所不欲，勿施于人”，电网公司的兄弟们要配合试点项目的计量、收款、结算、电能质量等等，才收那么点过网费，这已经很不容易了，已经为改革承担了不小的成本。你们的试点方案还要外送，给电网增加麻烦，这于心何忍。

等到全国各省的试点都推起来了，各方的经验都积累了更多，再去想下一步。

5、明确有关部门在试点中的责任和分工。

5.1有关省级发展改革委(能源局、物价局)负责试点组织的整体工作，会同国家能源局派出监管机构和其他电力市场交易管理部门确定分布式发电交易平台承担机构，制定发布交易规则及研究确定试点项目的“过网费”标准等。

分析：1901号文件中的原文是：有关省(区、市)能源主管部门根据国家发展改革委、国家能源局论证后的试点方案，与有关部门和电网企业等做好工作衔接，指导省级电力交易中心或有关电网企业建立分布式发电交易平台。补充文件对任务和分工说得很明确了，而且要求物价局参与。交易试点的关键问题之一的过网费，没有物价部门表态，怎么落实得了?

5.2 省级发展改革委(能源局)会同国家能源局派出监管机构承担组织编写区域分布式发电市场化交易规则，派出监管机构负责研究制订分布式发电交易合同示范文本。

5.3 有关省级电网企业及试点所在地区市(县)级电网企业负责向省级发展改革委(能源局、物价局)及试点所在地区市(县)级发展改革委(能源局)提供电网建设及电力运行相关信息，分析试点地区110千伏及以下配电网接入和消纳5万千瓦以下分布式光伏发电(含地面光伏电站)、分散式风电等分布式电源的条件及在配电网内就近消纳的潜力，提出以接入和消纳条件为基础的分布式发电布局及最大建设规模的建议。

分析：消纳能力究竟有多大，当然只有电网最清楚，电网的数据又不能向社会公开，那就向发改委提供，包括电网建设及电力运行相关信息，分析消纳能力。现实中可能的步骤是，光伏企业提出要搞试点，通过对区域全社会用电量和大用户用电量以及周边变电站信息初步测算光伏消纳能力，然后向发改委提出申请，发改委支持试点，开始牵头组织，向电网公司要数据和消纳能力分析报告。

有没有消纳能力，有多大的消纳能力，应该由电网说了算吗?

当然不是，应该是当地能源监管部门。

不过，如何测算和评估消纳能力，还需要开发相关标准和规范。

这需要大家共同的努力。

6、测算接入能力的三种情景。

试点地区电网企业对2020年底前接入配电网就近消纳的光伏发电、风电等项目，按既有变电站、已规划改造扩容和新建变电站三种情况测算接入能力。

原文如下：

国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于开展

分布式发电市场化交易试点的补充通知

各省（区、市）、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、物价局，国家能源局各派出监管机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司：

　　为进一步明确分布式发电市场化交易试点方案编制的有关事项，在《国家发展改革委国家能源局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）基础上，现对试点组织方式及分工、试点方案内容要求、试点方案报送等补充通知如下：

　　一、试点组织方式及分工

　　有关省级发展改革委（能源局、物价局）负责试点组织的整体工作，会同国家能源局派出监管机构和其他电力市场交易管理部门确定分布式发电交易平台承担机构，制定发布交易规则及研究确定试点项目的“过网费”标准等。省级发展改革委（能源局）会同国家能源局派出监管机构承担组织编写区域分布式发电市场化交易规则，派出监管机构负责研究制订分布式发电交易合同示范文本。有关省级电网企业及试点所在地区市（县）级电网企业负责向省级发展改革委（能源局、物价局）及试点所在地区市（县）级发展改革委（能源局）提供电网建设及电力运行相关信息，分析试点地区110千伏及以下配电网接入和消纳5万千瓦以下分布式光伏发电（含地面光伏电站）、分散式风电等分布式电源的条件及在配电网内就近消纳的潜力，提出以接入和消纳条件为基础的分布式发电布局及最大建设规模的建议。

　　二、试点方案内容要求

　　（一）基础条件

　　资源条件主要是指气象部门观测评价数据，并提供当地已建成典型项目的年利用小时数；土地条件主要说明土地类型、适用的税收征收范围划分及征收标准。

　　（二）项目规模

　　结合已建成接入配电网消纳的光伏发电、分散式风电的项目建设规模，以及电力系统的负荷和配电网布局，测算到2020年时接入110千伏及以下配电网可就近消纳的分布式光伏和分散式风电的总规模及其2018-2020年各年度的规模。

　　（三）接网及消纳条件

　　试点地区电网企业对2020年底前接入配电网就近消纳的光伏发电、风电等项目，按既有变电站、已规划改造扩容和新建变电站三种情况测算接入能力。电力电量平衡分析作为一项长期工作，暂不要求按预测分布式发电规模和布局测算，仅按总量进行分析，对每个项目的消纳范围在报送试点方案时可不确定，待试点方案启动后逐个确定。

　　（四）试点项目

　　对试点方案的分布式发电项目按已建成运行项目、已备案在建项目和预计新建项目分类说明情况。对预计新建项目可概要描述大致布局和规模。为做好光伏电站和风电项目的规模管理和试点工作的衔接，国家能源局将在下达光伏电站、风电建设规模时对试点地区专项明确。

　　（五）交易规则

　　分布式发电市场化交易有三种可选的模式。各种模式交易规则分别如下。

　　1.分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易的模式。鼓励选择此模式，分布式发电项目单位与电力用户以合同方式约定交易条件，与电网企业一起签订三方供用电合同。在电网企业已经明确自身责任和服务内容的前提下，也可只签订两方电力交易合同，国家能源局派出监管机构在电网企业配合下制订合同示范文本。

　　2.分布式发电项目单位委托电网企业代售电的模式。由电网企业起草转供电合同文本。

　　3.电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购并在110千伏及以下的配电网内就近消纳的模式。

　　各省级价格主管部门会同能源主管部门，选择1-2个地区申报试点。试点应满足的条件：（1）当地电网具备一定的消纳条件，可满足项目接入需求。（2）入选项目可参照《国家发展改革委国家能源局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）有关要求，并按有关规定签订直接交易协议，确保就近消纳比例不低于75%。（3）全额就近消纳的项目，如自愿放弃补贴，可不受规模限制。

　　如果已选择了直接交易或电网企业代售电模式，若合同无法履行，允许变更为全额上网模式，由电网企业按当年对应标杆上网电价收购。

　　在报送试点方案时，可先提交合同示范文本草案，在国家发展改革委、国家能源局论证同意试点方案后，再确定正式合同示范文本。在试点方案中应明确选择的交易模式种类、制订交易规则和合同示范文本，交易规则可暂为大纲稿，在国家发展改革委、国家能源局论证同意其试点方案后，再由省级发展改革委（能源局）、国家能源局派出监管机构或其他承担电力交易工作的部门按程序审定后发布。

　　（六）交易平台

　　省级发展改革委（能源局）会同国家能源局派出监管机构协调省级电力交易中心作为交易平台，组织开展试点地区分布式发电交易（主要是直接交易），在省级电力交易中心暂不具备承担分布式发电交易的情况下，可协调省级电网企业在试点地区的市（县）级电网公司承担交易平台任务。在报送试点方案时应明确承担交易平台的单位。

　　三、试点方案报送

　　（一）试点方案及支持性文件

　　省级发展改革委（能源局）、价格主管部门组织编制分布式发电交易试点地区市（县）级区域试点方案，会同国家能源局派出监管机构初步论证后，报送国家发展改革委、国家能源局，随方案报送以下支持性文件：

　　1.省级电网企业确认的试点地区分布式发电电网接入及消纳意见；

　　2.试点地区电网企业承担分布式发电市场化交易配套电网服务、电费计量收缴的承诺；

　　3.省级电力交易中心或市（县）级电网企业承担分布式发电市场化交易平台的承诺；

　　4.省级发展改革委（能源局）、国家能源局派出监管机构起草的分布式发电市场化交易规则大纲或草案、分布式发电交易合同示范文本；

　　5.试点地区市（县）级人民政府关于分布式光伏发电、分散式风电土地利用、税收适用政策的说明或承诺；

　　6.省级价格主管部门关于试点项目配电价格（“过网费”）的核定建议。

　　（二）试点方案报送及实施时间调整

　　为便于扎实做好试点方案编制及相关工作准备，各单位报送试点方案的截止时间延至2018年3月31日。国家发展改革委、国家能源局将对报来的试点方案及时组织论证，各地区启动试点的时间安排可据实际情况自主确定，最迟均应在2018年7月1日之前正式启动。

　　补充通知未涉及事项仍按《国家发展改革委国家能源局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）及其试点方案编制参考大纲执行。

　　附件：1.试点工作重点专项及分工

　　　　　2.试点方案支持性文件要求

　　国家发展改革委办公厅国家能源局综合司

　　2017年12月28号

关键词：

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