面向分布式发电市场化交易的博弈策略研究文献综述

1. 文献综述（或调研报告）：

1 分布式交易的基本概念和特点

对于分布式交易的概念,《通知》和国外有关文献对其的定义较为一致，即打破原有电力体制架构，对分布式发电开展市场化交易,实现分布式电能在一定区域、一定电压等级下就近消纳。从已有的文献、实际应用情况和《通知》要求看，分布式交易应具有如下的主要特点。

1)“隔墙”交易：分布式发电尽可能与电网接入点同一供电电压等级范围内的消费者进行电力交易，实现就近消纳，更体现了分布式发电生产消费的实际情况。将为交易双方带来利益，促进了分布式发电的发展和消纳。
2) 供需双方直接交易：在传统的电能交易中，分布式发电将自发自用之外 (或全额)的电能传输到电网端，终端消费者没有选择电能的权利。而分布式交易则对供需双方均赋予了一定的选择权，分布式发电可以优先与能消纳其全部上网电量的消费者交易，消费者也可以根据自身用电需求选择一个或多个适合的电能供应方。
3)更有利于激发分布式发电市场竞争力：参与分布式交易后，分布式发电可获得合法的售电资质，具有主动建立“发售配储用”一体化和参与电网辅助服务的市场动力，与传统的售电公司或分布式发电相比，都将拥有绝对的竞争优势。
4)具有更多元、更多诉求的参与主体：实时分布式交易后，一方面负荷侧终端消费者可以不再被动地接受电能，而可以是拥有自己的发电设备，成为集生产和消费于一体的主动型消费者，主观上将重视能源生产和使用效率。另一方面，传统电力市场参与方，如发电厂、电网企业和售电公司将扮演新的角色，例如承担交易平台的建设和管理、交易制度的构建等。因此，与原有交易体制相比，分布式交易将具有更多元、更多诉求的直接参与主体，更有利于提高能源利用效益。

实际上，与现有以集中式大型电源-售电公司为参与者的电力市场相比，多参与者群体的特性会使分布式交易市场更加复杂。为了协调这些市场参与者的利益和能力，欧美等电力市场发达的国家基于不同的交易技术建立了多个分布式交易试点平台。

2 市场交易模式

1. 直接交易模式

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。分布式发电项目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，约定交易期限、交易电量、结算方式、结算电价、所执行的“过网费”标准以及违约责任等。

1. 委托电网企业代售电模式

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（即对所有用户按照售电收入、售电量平均后的电价），扣除“过网费”（含网损）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。综合售电价格《通知》未作明确规定，留给试点地区的电网企业，由其结合实际确定分布式发电消纳范围，考虑所涉及电力用户的电价差别等因素确定。

1. 电网企业按标杆上网电价收购模式。

电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价全额收购上网电量，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。该模式实际上是将电网企业作为分布式电源的购电方。还有特殊情况，直接交易的分布式发电项目失去了与其交易的用户或在就近范围不存在符合条件的交易对象，而所在区域又没有电网代售电模式，则分布式发电项目发电量仍应由电网企业收购，此时也是一个兜底方式。对分布式发电项目单位而言，这与现在电网企业按标杆上网电价收购没任何区别；但对电网企业而言，国家在补贴政策上要扣除未承担输电业务的上一电压等级的输电价格，其结果是减少了国家的补贴支出。3 过网费确定标准