近段时间，国家相继出台一系列政策文件，进一步明确了推动分布式发电项目就近交易（即“隔墙售电”）的政策导向。

“隔墙售电”是一个通俗的说法，在国家政策层面是指分布式发电市场化交易，就是允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边的能源消费者（而不是先卖给电网，再由用户从电网高价买回）。

那么，“隔墙售电”有什么政策要求，“隔墙售电”交易运行机制存在什么问题，如何规范有序推进“隔墙售电”工作？

（来源：微信公众号“鄂电价格” 作者：范先国 汪致洵）

一、“隔墙售电”政策出台情况

（一）第一阶段：“隔墙售电”正式启动

为了加快推进清洁能源发展，2017年10月，国家发改委、能源局印发《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），标志着“隔墙售电”启动：

一是明确了分布式发电项目规模限制，确保发电量在接入电压等级范围内就近消纳。发电项目应满足：单体容量不超过20兆瓦，接网电压等级在35千伏及以下。单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏，且在该电压等级范围内就近消纳。界限电压规定为110千伏主要是为了防止电能向220千伏电压等级侧反送功率。

二是明确了分布式发电“直接交易”“委托交易”“标杆价收购”的三种交易模式。

“直接交易”：分布式发电项目可与电力用户进行直接交易，公司收取“过网费”，交易范围原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。

“委托交易”：分布式发电项目委托电网企业代理售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”。

“标杆电价收购”：按国家核定标杆上网电价收购电量。

三是明确了“过网费”暂按照分电压等级输配电价级差的核定原则。分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。

“过网费”核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。

（二）第二阶段：公布首批“隔墙售电”试点

2019年，《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知》（发改办能源〔2019〕594号）公布了首批26个分布式发电市场化交易试点名单，容量共计147万千瓦。

在价格政策方面，《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）文件明确：对纳入国家有关试点示范中的分布式市场化交易试点项目，交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量，政策性交叉补贴予以减免。

（三）第三阶段：鼓励分布式项目参与市场交易

2021年年底以来，“隔墙售电”作为高频词汇多次出现在国家重要政策文件中。

2021年12月22日，国家能源局印发《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》（国能发法改〔2021〕63号），明确“支持分布式发电参与市场交易”。

2021年12月29日，国家能源局等三部委印发《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》（国能发规划〔2021〕66号），提出“创新发展新能源直供电、隔墙售电等新模式”。这是国家政策层面首次出现了“隔墙售电”文字描述。

2022年1月18日，国家发改委、能源局等印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（国改体改〔2022〕118号），提出“健全分布式发电市场化交易机制。鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易”。

2022年1月29日，国家发改委、能源局等印发《“十四五”现代能源体系规划》（发改能源〔2022〕210号），提出“完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则”。

二、“隔墙售电”现状及存在的问题

（一）试点项目推进不积极

目前分布式发电市场化交易在全国范围内推进较慢。

2019年12月，纳入试点项目中只有江苏省率先出台了《江苏省分布式发电市场化交易规则》；

2020年3月，江苏省又发布了江苏试点通知，正式明确了江苏省分布式市场化交易试点的范围及规模容量等相关情况。

2020年12月，江苏省常州市天宁区郑陆工业园区5MW分布式市场化交易试点项目成功并网发电，成为国家全部试点项目中首个建成并网发电的项目。

2021年，山东省、浙江省也先后发布文件，鼓励分布式可再生能源电力就地就近开发利用，开展市场化交易。

然而，时至今日，在国家公布的首批26个试点项目中，成功投运者寥寥无几。

缘何如此？！

（二）“隔墙售电”的政策体系仍需捋顺

实现“隔墙售电”需要建立适应配电网内消纳的交易模式，但是，现阶段“隔墙售电”在过网费、交叉补贴、节能减排政策等核心问题仍需进一步厘清：

一是价格机制有待商榷。试点方案提出的基于分电压等级输配电差价的“过网费”，无法有效回收上级网络的容量及备用成本。

文件规定，分布式发电“过网费”暂按照电力用户侧输配电价扣减分布式发电所涉最高电压等级的输配电价的价差确定（含政策性交叉补贴）。对于交易双方来讲，隔墙售电带来的最大优惠源于减少了“过网费”。

由于分布式发电项目多为风电、光伏等具有间歇性的发电类型，不能实现对用电客户的平稳、永久不间断供电，需要由电网企业承担输电容量备用和兜底供电保障，但其并没有承担相应的完整的输配电成本。

二是交叉补贴回收有待厘清。现行电价体系中交叉补贴为“暗补”形式，难以从“隔墙售电”的过网费中厘清。

由于“过网费”采用电压等级为单一衡量维度，但目前的电价体系中，政策性交叉补贴为“暗补”形式，而交叉补贴又是多层次、多维度的体系，即在不同电压等级、不同用户类别之间相互交错存在，客观上造成了110kV及以下配电价格偏低，不同用户、不同电压等级的输配实际成本并未完全厘清，导致“隔墙售电”的“过网费”很难用“分电压等级输配电价扣减”的思路算清楚。

因此，现行交易试点推行过程中需要进一步评估和明确政策性交叉补贴额度。

三是辅助服务机制有待健全。“隔墙售电”用户需要公平承担市场主体职责，但大部分省份现有辅助服务价格机制仅限于发电侧，显然忽视了用户侧的主体主任。

新能源电力具有波动性、间歇性，“隔墙售电”用户理应承担对电网的安全责任，但根据国家相关规定，隔墙售电的电量所产生的交易偏差，要由电力调度机构去负责平衡，用户侧明显存在责任缺失。

因此，“隔墙售电”用户仍需合理承担辅助服务成本，以体现市场交易用户的公平责任。

四是国家节能减排政策有待衔接。国家发展改革委等12部委发布《关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》，提出要“整合差别电价、阶梯电价、惩罚性电价等差别化电价政策，建立统一的高耗能行业阶梯电价制度”，促使高耗能企业加大节能减排技术资金投入，降低单位产品能耗、碳排，发挥价格杠杆倒逼产业转型升级作用，避免因政策类型繁多形成的地方自行制定优惠电价问题。

如果分布式发电项目通过“隔墙售电”方式给高耗能企业直供电，则与国家高耗能行业阶梯电价制度相矛盾，一是不利于“双碳”和节能减排政策的落实；二是分布式项目“隔墙售电”对应的高耗能用户通过价格政策获得电价优惠，非“隔墙售电”的高耗能项目则承担较高的电价水平，从营商环境来说，显然有失公平。

五是电网“责权利”关系有待权衡。现行政策如果明确分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格，则显然与实际不符，因为分布式电源只是间隙性供电，电网则始终全天候、全业务环节提供供电服务。

一方面，“隔墙售电”需要电网企业提供电源并网运行、输配电以及用户可靠供电的技术支持，此外还需负责电力电量平衡、发用电计量、电费收缴等服务。

另一方面，分布式电源的大规模接入对配电网潮流及运行边界带来较大冲击，对配电网升级改造、运行控制提出了更高要求。

对于“隔墙售电”主体及用户而言，电网公司保底供电责任和义务是无限的，但是收取的“过网费”仅是其中局部的一个环节，电网“责权利”关系明显失衡。

三、有关建议

一是规范分布式直接交易试点工作程序。现行政策规定“隔墙售电”电源主体限于国家试点文件圈定的分布式发电项目，集中式新能源项目属于公共电源，不能参与“隔墙售电”。

即使是分布式新能源项目，如果要参与“隔墙售电”对用户直接供电，也必须按照“发改能源〔2019〕19号”文件要求，履行分布式直接交易试点程序规范有序开展。

二是建立科学合理的价格体系。“隔墙售电”给电网企业增加的成本是多因素共同作用下的一个综合结果，参考借鉴国外分布式直接交易项目的成熟经验（美国TransActive Grid、德国Sonnen、英国Piclo等），其项目盈利模式除基本的“过网费”以外，还包括电力计量及交易平台运维服务成本、平台使用或接入服务费、潜在的附加产品费等，以足额保障项目成本和合理收益。

而在国家实行“准许收入”管控下，除“过网费”以外，建议促请国家在试点中进行长期、动态的监测评估，争取将“隔墙售电”的新增运营成本作为特殊投入足额计入输配电准许成本予以回收。

三是完善电力平衡责任分摊机制。输配电价改革后，电网企业的输配电价是按准许收入除以售电量核定的，若有部分用户少缴纳输电费用，会造成电网企业收入的缺额。按现行政策，此部分缺额通过电价调整解决，这也意味着未参与“隔墙售电”的用户将分摊更多的输配成本，而享受“隔墙售电”电价优惠的用户则是责任的缺失。

随着交易电量规模的增长，“隔墙售电”交易主体还需公平承担传统灵活性资源、储能、需求侧资源等各类灵活性资源提供的电力平衡服务所产生的相关成本。

因此需扩大用户侧辅助服务主体范围，建立辅助服务成本补偿与分摊机制，有效平衡各方利益诉求。

笔者相信，随着电价市场化改革逐步推进和电价机制体系的逐步完善，分布式能源参与市场化交易必将逐步规范，稳步推进，落实能源革命、促进能源转型、加快新能源消纳是社会各界共同奋斗的目标和责任。