山东：分布式新能源暂不分摊市场偏差费用

日前，国家能源局山东监管办、山东省发改委、山东省能源局正式发布《关于2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》（以下简称《通知》）。与此前发布的《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》）相比，“推动分布式新能源参与电力市场”的相关内容被剔除。

今年6月初发布的《征求意见稿》表示，在“进一步扩大市场主体范围”方面，要“推动分布式新能源参与电力市场”。要求结合山东省新能源快速发展的情况及运行特征，按照“谁受益、谁承担”的公平原则，逐步将分布式新能源纳入市场主体范围，与集中式新能源场站同等参与市场偏差费用分摊。具体而言，《征求意见稿》提出，今年7月起，山东省内10千伏及以上电压等级并网的非户用分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）将纳入市场偏差费用分摊范围；2023年1 月起，山东省内全部非户用分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）以及新建并网的户用分布式（不含扶贫项目）将纳入市场偏差费用分摊范围。根据市场发展情况，逐步将所有新能源发电企业（不含扶贫项目）纳入电力市场交易主体范围。分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）以其全部上网电量为基数分摊市场偏差费用。《征求意见稿》指出，此举旨在促进电力行业可持续健康发展，确保有关各方公平参与市场。

据记者了解，山东省电力市场的偏差费用根据不同情况约为8厘/千瓦时—2分/千瓦时不等。目前，《通知》已将《征求意见稿》中的上述内容全部剔除。换言之，山东省的分布式新能源项目暂不纳入市场偏差费用分摊范围。

《通知》明确，要稳妥推进新能源参与电力市场交易。推动构建由市场形成新能源电价的机制，建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求。支持新能源项目与配套建设储能联合作为发电企业主体，与售电公司、批发用户签订中长期交易合同，以差价合约形式参与电力市场交易，参与市场交易的新能源项目与配套建设的储能可作为一个市场主体按照市场规则结算。鼓励以新能源为主体的多能互补、源网荷储、微电网等综合项目作为整体参与市场。对由于报价原因未中标的电量不纳入新能源弃电量统计。

《通知》同时强调，要优化政府授权中长期合同交易。对于未参与市场交易的分布式新能源等发电形式和对应电量，按照价格由低到高优先匹配居民、农业用电等保障性电量。

据记者了解，针对《征求意见稿》所述分布式新能源参与市场偏差费用分摊的相关规定，山东省分布式新能源发电企业、相关行业组织等一度通过不同渠道反馈了相应诉求。负责制定和调整《通知》内容的相关部门也向记者透露，终稿是在《征求意见稿》的基础上，充分吸纳各方意见、经过科学研判后形成的。但对于后续山东省分布式新能源能否参与电力市场交易相关费用分摊的问题，上述部门并未给出明确回复。