1 分布式三种市场交易模式
政策文件相关条款摘抄
（一）分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。
（二）分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。
（三）电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。
2以某分布式发电项目为例
说说该项目基本概况
接入电网电压等级：35千伏；
装机容量：2台15MW余热发电机组；
自发自用，余量上网电价：每千瓦时0.39元。
3修改变电站一次系统接线图，满足电力交易分析需要
变电站一次系统接线图
该分布式发电项目，
通过变电站1：35kV5#母线并网，
图内涉及3个用户：
用户1为变电站1高压侧111开关所带终端负荷；
用户2为变电站2高压侧113开关所带终端负荷；
用户3为变电站2低压侧512开关所带终端负荷；
4该分布式发电项目消纳范围和供电范围
消纳范围和供电范围
从《调度技术狗的下岗再就业之路（1）|《分布式发电市场化交易前期技术准备》》分析可知，
无论变电站1主变分列、并列运行，无论单台主变1带全站负荷，还是单台主变2带全站负荷，该分布式发电项目：
消纳范围与供电范围均包括：用户1和用户2，均可参与该分布式发电项目的市场化交易。
消纳范围与供电范围均不包括：用户3，不能参与该分布式发电项目的市场化交易。
5分布式发电项目市场化电力直接交易过网费的计算
过网费的计算
假设用户1、用户2为两部制电价，用户3为单一制电价。
A、当分布式发电项目总装机容量小于等于供电范围内上一年度平均用电负荷时：
“过网费”的计算：
该分布式发电项目与用户1、用户2交易时，过网费相等，均为：35千伏输配电价-110千伏输配电价=0.1571-0.1421=0.015元/千瓦时
B、当分布式发电项目总装机容量大于供电范围内上一年度平均用电负荷时：
“过网费”的计算：
该分布式发电项目与用户1、用户2交易时，过网费相等，均为：35千伏输配电价-220千伏输配电价=0.1571-0.1371=0.02元/千瓦时
6用户1和用户2的目录销售电价及政府基金及附加
销售电价及政府基金及附加
目录销售电价均按某省现行目录销售电价表中，110千伏平段电价0.5486元/千瓦时计算。不考虑峰平谷情况。
政府基金及附加按某省实际数据0.0274元/千瓦时计算。
7三种市场交易模式下分布式发电项目所得电费比较
该项目交易相关基础数据
该分布式发电项目总装机容量30MW,小于供电范围内上一年度平均用电负荷,余量上网标杆电价为0.39元/千瓦时，某交易周期内，可交易电量为1000千瓦时。
采用市场交易模式（一）
市场交易模式（一）：分布式发电项目与电力用户直接交易
由于用户不参与电力直接交易时，电价按物价局所发《目录销售电价表》进行电费结算。分布式发电项目只有承诺优惠电价时，才能吸引用户进入分布式市场，进行电力直接交易。
假设该分布式发电项目与用户1签订交易协议合同，给用户1承诺的降价幅度为Δ=0.02元/千瓦时，承诺的交易电量为1000千瓦时。
交易成交后，签订了直接交易合同，合同电量为1000千瓦时，合同电价为0.39-Δ=0.37元/千瓦时。
（1）交易周期过完后，用户侧抄表数据为800千瓦时，不考虑网损情况。
分布式发电项目直接交易结算电量为800千瓦时，直接交易结算电价为0.37元/千瓦时。
剩余200千瓦时，按照余量上网标杆电价0.39元/千瓦时进行结算。
分布式发电项目所得电费=800*0.37+0.39*200=296+78=374元。
用户1直接交易结算电量为800千瓦时，直接交易结算电价为发电侧直接交易电价+过网费+政府基金及附加=0.37+0.015+0.0274=0.4124元/千瓦时；
用户1支付电费=0.4124*800=329.92元。
电网企业所得过网费0.015*1000=15元。
（2）交易周期过完后，用户侧抄表数据为1200千瓦时，不考虑网损情况。
分布式发电项目直接交易结算电量为1000千瓦时，直接交易结算电价为0.37元/千瓦时。
用户1多用200千瓦时，电网企业按照用户1目录销售电价进行电费结算。
分布式发电项目所得电费=1000*0.37=370元。
用户支付电费=1000*0.4124+200*0.5486=522.12元
过网费=1000*0.15=15
采用市场交易模式（二）
采用市场交易模式（二）：委托电网企业代售电
电网企业根据电网运行方式安排，选择与该分布式发电项目同一供电范围内，符合分布式市场准入条件的电力用户进行售电。由于用户1和用户2均在该分布式发电项目的供电范围内，且满足分布式市场准入条件，所以电网企业可以售电给用户1和用户2。
该分布式发电项目委托电网企业，可交易电量1000千瓦时。
电网企业将1000千瓦时，卖给用户1，以用户1的销售目录电价进行电费结算。
（1）交易周期过完后，用户1的抄表数据为800千瓦时。
电网收取用户1电费=800*0.5486=438.88元。
电网企业将剩余可交易电量200千瓦时，卖给用户2，以用户2的销售目录电价进行结算。
电网收用户2电费=200*0.5486=109.72元。
电网将可交易电量1000千瓦时，买给用户1和用户2，总收费=电网收用户1电费+电网收用户2电费=438.88+109.72=548.6元
那么电网企业综合售电价格=总收费/可交易电量=548.6/1000=0.5486元/千瓦时
电网扣除“过网费”，其余售电收入=548.6-0.015*1000=533.6元，转付给分布式发电项目单位。
分布式发电项目所得电费533.6元
电网企业过网费=0.015*1000=15元
（2）交易周期过完后，用户1的抄表数据为1200千瓦时。
电网收取用户1电费=1200*0.5486=658.32元。
电网抽取其中1000千瓦时电量，所收电费=1000*0.5486=548.6元，
那么电网企业综合售电价格=总收费/可交易电量=548.6/1000=0.5486元/千瓦时
电网扣除“过网费”，其余售电收入=548.6-0.015*1000=533.6元，转付给分布式发电项目单位。
分布式发电项目所得电费=533.6元
电网企业过网费=0.015*1000=15元
采用市场交易模式（三）
市场交易模式（三）：电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量
该分布式发电项目标杆电价为0.39元/千瓦时
分布式发电项目所得电费0.39*1000=390元。
用户支付电价=发电侧上网电价+过网费+政府基金及附加=0.39+0.015+0.0274=0.4324元/千瓦时
用户支付电费=0.4324*1000=432.4元
电网企业过网费=0.015*1000=15元
8三种分布式市场化交易模式收益比较
报表数据抽取
分析上述所得报表数据，可知：
1、当该分布式发电项目选择市场交易模式（一）与用户1进行电力直接交易，电力电量结算时，直接交易结算电量占合同电量百分比越大，分布式发电所得电费越小；
2、当该分布式发电项目选择市场交易模式（二）委托电网企业进行售电，电力电量结算时，分布式发电所得电费与用户抄表数据无关；
3、当该分布式发电项目选择市场交易模式（三）按照标杆上网电价进行结算时，所得电费只与该分布式发电项目实际可交易电量有关；
4、三种市场交易模式下，电网企业收取过网费只与该分布式发电项目实际可交易电量有关，而与用户抄表数据无关；
5、用户任意抄表数据下，分布式发电项目三种市场交易模式下所得电费从大到小排序为：市场交易模式（二）>市场交易模式（三）>市场交易模式（一）；
6、市场交易模式（二）的收益，比市场交易模式（三）高出36.82个百分点，比市场交易模式（一）高出42.67个百分点。
9本文结论
本文结论
某余热分布式发电项目：接入电网电压等级为35千伏，装机容量为2台15MW余热发电机组，自发自用，余量上网电价为每千瓦时0.39元。
在政府性基金及附加为0.0271元/千瓦时，110kV目录销售电价为0.5486元/千瓦时下，与某两部制电价用户1进行分布式市场化交易时，选择市场化交易模式（二）时所得电费最高；其次为市场化交易模式（三）；而市场化交易模式（一），所得电费最低。
且市场交易模式（二）的收益，比市场交易模式（三）高出36.82个百分点，比市场交易模式（一）高出42.67个百分点。
附表：我网某公共网络输配电价
10市场交易模式（二）优势分析
优势分析
1、该分布式发电项目选择市场化交易模式（二）将可交易电量委托电网企业进行售电，无需参与分布式电力市场化直接交易，不受电网运行方式变化影响；
2、该分布式发电项目选择市场化交易模式（二），所得电费只与每月实际可交易电量有关，即每月实际所发电量扣减实际自用电量有关；
3、在三种市场交易模式下所得电费最多，由于其他政府性补贴三种市场交易模式下均相等，所以选择市场交易模式（二）所得收益最大。
4、市场交易模式（二）的收益，比市场交易模式（三）高出36.82个百分点，比市场交易模式（一）高出42.67个百分点。不信自己去算算。
