消息人士称，在即将公布的《新兴能源产业发展规划》中，分布式能源有望首次亮相。此外，正由中国电机工程协会热电专业委员会起草的“十二五”能源规划分布式能源部分的初稿如获国家能源局肯定，分布式能源有望首次跻身国家能源五年规划。

　　　一直作为小众行业而存在的分布式能源似乎前景一片光明，但中国证券报记者调查发现，建成两年欲求并网而不得的北京南站分布式能源项目折射出了发展分布式能源面临的现实困境：如何并网、如何定价。而在技术与利益这两大问题的背后是更深层次的体制难题。因为国情差异所致的智能电网发展殊途，作为国外智能电网核心和基础的分布式能源在国内几无立足之地。更值得重视的是，即便智能电网在配电侧为分布式能源保留了入口，但在中国电力体制改革长期以来未在输配分离上取得进展的情况下，配电侧的智能化发展尚有很长一段路要走，分布式能源的这个狭窄入口也可能被堵上。

　　并网难题 分布式能源困局待解

　　我国分布式能源起步较晚，不少项目都存在着与北京南站项目一样的并网难题

　　　在有“亚洲第一火车站”之称的北京南站开通运营两年后，中国证券报记者在北京南站西侧的分布式能源站探访发现，这个被纳入了国家863计划，总投资7371万元的大型节能项目，仍只是作为中央空调孤网运行，北京南站所需的电力供应仍然需要外部电网提供。

　　　在2008年北京南站开通运营时，当时铁道部主管火车站规划建设的副总工程师郑健在回应外界“伪节能”的批评时强调，北京南站采用的热电冷三联供和污水源热泵技术，利用天然气发电后产生的余热进行制冷或制热，可以将天然气一次能源利用率从35%提高到85%以上，解决北京南站自身用电的48.7%。该三联供系统每年可节省运营成本600万元。

　　　但两年来无法并网使得“伪节能”的质疑变成了现实。实际上，为解决并网问题，相关方面曾先后多次与负责并网事宜的北京市电力公司协调。

　　　2009年3月3日，北京市发展改革委下发“关于北京南站冷热电三联供和太阳能光伏发电项目并网有关问题的函”，希望北京市电力公司会同北京市铁路局，抓紧解决相关并网事宜。此后，国家能源局相关部门也多次出面协调，希望尽快解决并网问题。

　　　负责此事的北京铁路局工程师徐岗在国家电网与北京市电力公司之间奔波了两年。两年以来，电网方面始终是笑脸相迎，说问题正在研究当中，会妥善解决，但截至中国证券报记者发稿时，北京南站分布式能源站仍处于离网运行状态。

　　　业内人士介绍，我国分布式能源起步较晚，主要集中在北京、上海、广州等大城市，安装地点为医院、宾馆、写字楼和大学城等，主要采用“不并网”或“并网不上网”的方式运行。不少项目都存在着与北京南站一样的并网难题。

　　　中国电机工程学会热电专业委员会高级顾问王振铭统计，我国已建成分布式能源达500万千瓦，其中绝大部分孤网运行。

　　　广州大学城项目开发方华电新能源技术开发公司副总经理刘显明介绍，项目目前仍需通过当地电网向大学城供电，所谓的直供电尚未实现。

　　　“北京南站期望并不高，只是希望‘并网’，而非‘余电上网’。”熟悉该项目的业内人士说。并网指分布式能源站仅与电网单向连接，可从电网买电；余电上网则是指双向连接，不但可从电网买电，而且可将富余的电量卖给电网。

　　多方博弈 利益协调成最大障碍

　　分布式能源项目卖电给电网，技术不是问题，核心问题是利益

　　　那么，无法并网的症结何在？

　　　技术是第一个现实问题。中国电力科学研究院副总工程师胡学浩说，即便是并网不上网，分布式发电的频繁启动会造成电网瞬间负荷增大，电力公司为此需要进行线路改造。而从电力调度角度来讲，电源点越多越不利于调配。而并网标准的缺乏使得我国分布式电源并网只能按照常规电源处理。风电提供了前车之鉴：在没有并网规划和标准时，风电就开始大规模上马，从而造成了后来的弃风问题。

　　　可喜的是，技术方面的难题有望早日得到解决。根据国家电网“坚强的智能电网”规划，国网将开展包括居民、其他用户侧分布式电源和储能设备并网、监控等关键技术和设备的研发，并制订相关技术标准和管理规范，实现分布式能源的“即接即用”。国家电网制定的《分布式电源接入电网技术规定》已在国网内部下发执行。这意味着在国网范围内，分布式能源并网已经在技术上得到了统一。该规定明确了分布式电源接入35kV及以下电压等级电网应满足的技术要求，具有较强的可操作性。

　　　第二个问题与技术问题相伴，即费用问题。因分布式电源接入进行线路改造而收取的费用叫接入费；为了系统运行的安全稳定，分布式电源还需要电网作为后备电源，为此需向电网缴纳一定数额的备用容量费。接入费是一次性收取，备用费则是按月收取。

　　　分布式电源的接入与备用都需要电网方面的投入，并且占用电网资源。因此，业内人士对这两项收费并无异议，关键是收费的标准如何确定。

　　　目前，发达国家普遍制定了分布式电源并网的收费标准，但中国只有上海市制定了分布式电源点接入费与备用费的收取标准，其他地区则由当地电力公司自行决定。上海接入费依据项目容量而定，最低为40万元。

　　　目前分布式电源发电成本在0.7元左右，远远高出一般的火电标杆电价。再加上不菲的接入费与备用费，大多数分布式能源站只能选择离网运行。

　　　与并网相比，余电上网更成为不可能完成的任务。以上海为例，该市是分布式能源发展最好的城市。即便这样，根据上海市电力公司规定，只有I类电源电网才与其签订买卖合同，II类电源只能自发自用。不幸的是，在该规定中，分布式能源被归为II类电源。

　　　即便电网未作上述规定，但由于余电上网需要服从电网调度，而分布式电源主要由天然气发电，在天然气价格一路看涨的情况下，电网收电成本较高。业内人士普遍认为，在缺少政策支持、财政补贴的情况下，电网必然缺少从分布式电源点调电的动力。

　　　中国电力科学研究院副总工程师蔡国雄强调，分布式电源卖电给电网，技术不是问题，核心问题是利益。

　　　实际上，收费问题的背后是更深层次的利益问题。

　　　熟悉北京南站项目的人士直言：“电网是卖电的，分布式电源是发电的，二者怎么可能没有冲突呢？作为央企，在做大做强的压力下，电网需要考虑自身的市场份额。”

　　　就北京南站分布式能源并网一事，北京电力公司副总经理刘润生在接受中国证券报记者采访时表示，接纳清洁电力入网是国家电网的大政方针，但同时也要考虑到电网的利益。“余电上网的关键问题是理顺电价机制，由于分布式能源电价较高，在没有电价补贴的前提下，很难让电网高价收购这部分电力。”

　　　北京市电力公司一位不愿透露姓名的人士表示，要换位看待分布式电源的并网问题，电网一方也有自己的苦衷。比如，按照所发电力的不同用途与不同时段，北京市电价分为多档。电力公司主要利润点不是居民用电，而是商业用电，特别是峰电时段的商业用电。而分布式能源系统的设计初衷是在电价最高的时候自己发电，电价最低的时候上网买电。

　　　以上海浦东机场分布式能源站为例，该项目利用电价差，白天0.7元电价时自己发电，夜里0.2元电价时停机买电，基本上可以实现平均每度电0.6元外加制冷制热的预想。

　　　然而问题是当大多数用于商场、医院、火车站、机场等商业用户的分布式能源系统，都照着这个“最佳经济方案”运行的话，电网就成了“最不经济的人”。

　　路径不一 智能电网轻视配电侧

　　中国的智能电网将更多精力放在了输电侧，强调特高压架构下坚强的智能电网

　　　但在目前智能电网建设由电网公司主导的现行体制下，电网公司的选择在一些业内专家看来是“最经济的”。在国外被视为智能电网核心的分布式能源在中国的待遇可谓是天壤之别。

　　　“国外目前发展智能电网的重点并没有放在不断提高电压等级上，而是优先发展更为高效、节能的分布式能源系统。中国的智能电网则将更多精力放在了输电侧，强调特高压架构下坚强的智能电网。”中国能源网首席信息官韩晓平说。

　　　韩晓平介绍，在美国、欧洲和日本，发展智能电网有一个坚实的基础和实实在在的市场，即从上世纪七十年代“石油危机”以来逐步发展起来的分布式能源系统。国外发展智能电网就是为了给各种分布式能源提供自由接入的动态平台、为节能和需求侧管理提供智能化控制管理平台、为蓄电汽车和各种新型电器提供创新的应用平台，从而解决供电安全和可持续发展等问题。就像众多PC机形成了局域网一样，众多分布式能源形成了微电网，这些微电网需要与主网相连，由此就需要一个智能的管理系统，智能电网由此而来。

　　　但在中国，国家电网公司对智能电网的定义是：以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网。

　　　国网能源研究院副院长胡兆光对此解释，到2020年，国家电网将面临1亿5千万千瓦风电的输送问题，将眼光更多集中在输电侧，是由中国经济发展阶段、能源集中分布特点所决定的。“中国国情毕竟与西方不同，分布式能源不可能成为智能电网的基础与主流。”

　　　但一些专家认为，在现行体制下，电网企业是电量的唯一买家，配电侧的放开会侵蚀电网公司的利益，而强调能源大容量、长距离的输送能进一步增强电网公司的控制力。还有专家质疑，自2004年厂网分离后，我国电网投资就落后于电源投资，而配电侧的电网建设更是电网建设的薄弱环节，未来以特高压为骨架强调输电侧的智能电网建设将进一步加大这种差距。这些可能使得智能电网建设忽视分布式能源等配电侧的智能化，不能让广大电力终端消费者更多地受益。

　　　全国人大代表、澳门发展策略研究中心会长梁维特就建议，国家电网应借鉴欧盟的“超级智能电网”，在建设特高压远距离输电的同时，重点发展适合分布式能源发展的着重于配电侧的智能电网。

　　　国网能源研究院副总工程师周原冰则强调，国家电网发展分布式能源始终是输电侧与配电侧兼顾的，但兼顾在不同阶段也要有所侧重。目前发展智能电网的首要任务是解决可再生能源大规模送出的问题。中国由于缺少分布式能源的基础，智能电网是先发展输电侧，随着分布式能源的发展，未来智能电网肯定会向配电侧普及。

　　体制改革 输配分离亟须破僵局

　　体制问题是导致智能电网建设对配电端不够重视的根本原因，电网公司没有动力去支持分布式能源的发展

　　　但配电侧的智能化不可能一蹴而就，分布式能源的并网面临一系列电力体制改革的深层次问题。

　　　华南理工大学天然气利用研究中心主任华贲认为，可以采取过网费的方式解决并网难题。“电网好比高速公路，过网费好比过路费，收费站只收取过路费，车内的货物还属于货主。如果用电方与电厂可以根据市场互相议价，只付过路费给电网，那么一切问题都将迎刃而解。”

　　　这可参照丹麦国家电网的做法。丹麦国家电网企业传播部副总裁汉斯介绍，在北欧的电力交易体制中，发电、输电、配电是拆开的。发电与配电分别由民营公司运营，这保证了消费者的选择权；输电由隶属于丹麦能源局的国家电网公司负责，该公司处于垄断地位，但属于非盈利机构。在整个交易链条中，国家电网公司是一个公共事业单位，不以盈利为目的，其职责是保证消费者用上最便宜的电。在这个交易体制中，消费者付钱给地方电力公司，地方电力公司和电厂付钱给电网，电力公司也可以绕过电网，直接通过电厂买电。

　　　这些交易主要通过位于挪威奥斯陆的北欧电力实时交易中心完成。交易中心由两部分组成：实时交易市场和平衡调节交易市场。实时交易市场主要以竞价为原则进行交易，有4个交易主体：电厂（发电）、国家电网（输电）、地方电力公司（配电）与消费者（用电）。电力公司预测第二天各个时段用电量，无论实际交易电量多于或少于预测电量，电力公司都要向电厂付费，因为，电厂要么需要额外发电，要么需要关停机组。而作为电厂来讲，如果无法在第二天特定时段提供电力公司预测的电量，则需赔偿给电力公司，后者拿着这些钱，再去找其他电厂发电。这些费用都由丹麦国家电网公司代收后再转交给各方。如果出现电力过剩，交易系统可以通过价格信号，鼓励大电力用户将用电提前或者推后，用以消耗掉这部分过剩电力。这些大用户大多是工厂，他们选择在电力过剩时段生产，电价较平常将低出许多。

　　　而中国的实际情况是电厂必须将全部电力卖给电网，再由电网批发给用电方。这好比是车主必须将货物全部卖给高速公路，再由高速公路卖给消费者。华贲认为，如果允许电网收取过网费，那么无论分布式电源电价如何，只要有人愿意买，电网就有利可图。

　　　“以广东大学城分布式能源项目为例，上网电价为0.78元，这个价格企业有盈利，用户可以接受，自由买卖有什么不可以呢？电网和我们建设方有不同利益的诉求，只是没有人为我们搭建利益交换平台。”刘显明所谓的利益交换平台也就是过网费的结算平台。

　　　然而，这种操作手法无疑会遭到电网方面的强烈反对。过网费的实行相当于输配分开，这等于剥夺了电网企业趸电的巨大垄断权力。

　　　2002年，国务院以国发[2002]5号文件下发《电力体制改革方案》，坚持政企分开、厂网分开、主辅分开、输配分开的电力工业改革方向，要求打破垄断，引入竞争，建立社会主义电力市场经济体制。然而，时隔8年，除了政企分开、厂网分开基本实现外，主辅分开与输配分开的目标仍遥遥无期。

　　　业内人士认为，国家电网依靠自身垄断地位，做大做强唯恐不及，又怎么会因为小小的分布式能源而允许在输配分开上撕开一个口子？梁维特认为，出于利益考虑，处于垄断地位的电网公司可能并不热衷于分布式能源的发展，甚至可能借用技术、规范、标准等理由人为地拖延或者不作为，从而客观上阻碍了分布式能源系统的发展。

　　　过网费在现行体制下无法实行的另一原因是违反了电力法。因为电力法规定只有拥有电力管理部门颁发的《供电许可证》的企业才能成为合法的供电主体，除部分直供电试点外，电厂必须将电现行卖给电网，否则便属非法行为。

　　　从严格的法律意义上来讲，分布式电源将多余电量供给其他用电主体有悖于电力法。梁维特认为，政策法规的滞后是分布式能源难以获得快速发展的最根本的原因。

　　　除了电价的利益之争，作为独立发电侧，如何缴纳相关税费，是围绕在分布式电源与电网之间的另一难题。

　　　去年，发改委、电监会、能源局联合发出通知再次强调，拥有自备电厂的企业应交纳国家规定的政府性基金及附加，并由当地电网企业负责代征上缴。这些税费名目繁多大致有“三峡工程建设基金、农网还贷资金、城市公用事业附加费、可再生能源电价附加、水库移民后期扶持资金”等。

　　　但通知并未界定自备电厂的准确含义。分布式电源属于自备电源，还是属于自备电厂？电网方面认为，既然分布式电源产生了电力供应，本质上就属于自备电厂，缴纳以上税费理所当然。

　　　而分布式能源从业者一方认为，在国家节能减排，鼓励使用天然气的大政方针下，分布式电源的财政补贴尚嫌不够，怎么能与火电厂一样缴纳如上税费呢？

　　　梁维特建议，应进一步确立电网企业在分布式能源系统发展上的责任和义务，确立全额购电的基本原则和合理可持续发展的标杆电价；与此同时，亦应该提供相应的税收减免等优惠措施。

　　　体制改革不可能朝夕及至。中国城市燃气协会秘书长迟国敬提出了一个折中的建议，即分布式能源建设方可以与电网组建合资公司，共享利润。他举例说，日本的东京电力与东京瓦斯就是通过合资，在分布式能源方面开展了紧密合作。但业内人士对此却持悲观态度：在当前电力总体供过于求的情况下，电网方面哪里来的合作动力？

　　　周原冰认为，把矛盾焦点指向电网公司是不对的，问题的关键在地方政府。政府是政策、标准的制定者，也是关键资源的调配者，企业只是执行者，只要政府部门有目标、有要求、有规则，企业不可能不落实。

　　　周原冰透露，受国家能源局委托，国网能源研究院已经开始了分布式能源政策法规方面的专项研究工作，目前已完成了报告初稿。初稿包括规划与立项管理、并网管理、运营模式、电价机制、优惠政策等一揽子政策建议，目前已基本得到能源主管部门认可。

　　　尽管横亘在分布式能源发展道路上的障碍重重，但值得高兴的是，北京南站分布式能源并网一事已经出现转机。中国证券报记者从知情人士处了解到，国家电网最近批复了北京电力公司就北京南站项目并网问题的相关材料，北京南站项目并网问题有望年内得到解决。为此事奔波两年的北京铁路局工程师徐岗也终于可以长舒一口气了。