“隔墙售电”迎重磅政策利好，全面推广仍受困于利益博弈

近期利好政策频频传来，让沉寂多时的“隔墙售电”再度受到热议。

国家能源局日前发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，提出新型经营主体原则上可豁免申领电力业务许可证。根据文件，新型经营主体分为单一技术类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体，前者包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷，后者包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网等。

这一消息让不少长期关注分布式能源的投资者感到兴奋。因为这在一定程度上打破了分布式能源售电的制度障碍，卖方无需申领电力业务许可证，即可与买方进行电力交易。在电力行业，这种分布式发电市场化交易行为通常被形象地称为“隔墙售电”，意在强调跳过了电网“低买高卖”的环节，而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用户。

如果忽略其中的过程细节，人们很容易发现这种模式对于买卖双方都有着巨大优势：买方可以更低廉的价格获得电力，从而降低生产生活成本；卖方可以解决新能源的消纳问题，减少弃风弃光并且提高收益。同时，这能够增进分布式能源的投资热情，减少电力交易的中间费用。

然而，该模式从七年前正式提出至今却未见大面积推广。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，除了制度层面的显性障碍以外，其中的电价机制改革是更核心的问题。发电方、电网方和用电方之间既有利益分配也有责任分配，更低的电价在某种程度上意味着撇开了本应承担的责任。在分布式能源在所有能源中占比较低的当前，“隔墙售电”大范围破冰仍然需要一些时间。

多地试点，堵点仍在

早在上述指导意见发布之前，围绕“隔墙售电”即将放开的声音就在业界流传。

11月下旬，国家能源局在答复十四届全国人大第二次会议第4179号提出的开展县级新型电力系统试点促进新能源与乡村振兴融合发展的建议时表示：

近年来，分布式新能源快速发展，已成为能源转型的重要力量。“隔墙售电”、源网荷储一体化等模式正在各地进行探索。下一步，国家发改委将适应“隔墙售电”、源网荷储一体化等新模式发展，会同有关方面研究完善促进新能源就近消纳的相关价格机制，加快推进电力现货、辅助服务等市场体系建设，促进新能源高质量发展，助力新型电力系统建设。

尽管这份回复中提到了支持“隔墙售电”等模式探索和发展的态度，不过具体的时间表和实际的操作细则并没有出现。对比之下，河南等地率先展开的“隔墙售电”试点为外界展示了更直观的执行效果。

今年5月，河南省发展改革委发布了《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》《河南省增量配电网类源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》《河南省农村地区源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》三个文件，允许第三方在企业自有或周边土地建设分布式光伏和分散式风电，并将电力出售给用电企业，这被外界视为全国“隔墙售电”试点的突破性进展。

不过也有行业人士认为，当前的“隔墙售电”试点举措与大众所期望的不太一样。中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎分析称，河南的政策核心是鼓励分布式电力在低压侧全部消纳，不向大电网反送电。因为文件明确，除整村用电外，源网荷储一体化项目应实现自发自用，并加装防逆流装置。在支撑绿色电力充分消纳的同时，不占用公共电力系统调峰能力。

其中的关键在于，是否通过大电网完成电力从买方到卖方的输送，以及输送的过程给予电网多少费用，也就是业内俗称的“过网费”。河南的政策因为不允许向大电网送电，在一定程度上回避了这个棘手的问题，但是对于更多想要实现隔墙售电的分布式项目来说却绕不开。因为想要应对新能源发电的随机性、波动性和间歇性等特征，往往需要大电网提供托底保障。

一位从事光伏投资的企业人士告诉记者，目前分布式光伏想要参与“隔墙售电”，最直接的挑战来自电网公司。之前有的电网公司会要求工商业用户在电网公司与试点售电公司之间“二选一”，许多电力用户在权衡利弊之后还是选择了电网。“抢了电网的客户、占了电网的线路、享受了电网的服务，但却没有给电网相应的回馈，怎么能让你顺利通过？”

如此看来，若是给电网的服务“定个价”，这个发电方、电网方、用电方之间的问题似乎就能迎刃而解。然而，这个问题却迟迟没有统一的解决方案。以“过网费”为代表的争议背后，不仅是三方的利益博弈，也涉及中国电价机制改革这一更复杂的问题。

困境难解，仍需观望

有关“过网费”该怎么收的问题，业内早有讨论。

国家发改委、国家能源局2017年出台的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》被认为是正式明确提出“隔墙售电”这一模式的重要文件。彼时，相关负责人曾就文件召开过专题答记者问，其中对于“隔墙售电”的过网费标准做出界定：过网费=电力用户接入电压等级对应的输配电价－分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价。

电力行业人士曹亮等人在《关于“隔墙售电”若干问题的探讨》一文中，根据上述标准及释义，以长三角某用电大省为例做了测算。该文发现，采用“隔墙售电”模式时，会造成每年某电网公司少回收过网费约17.5亿元。

但根据2020年1月印发的《省级电网输配电价定价办法》，省级电网输配电价的计算原则是：先核定电网企业输配电业务的准许收入，再以准许收入为基础核定输配电价。这17.5亿元本应是电网企业的准许收入，于是为不影响电网企业的正常生产经营，便有两种可能的解决方案：

一是调高省级输配电价的单价，这意味着全体用户都要承担由于部分用户参与“隔墙售电”导致的电度输配电价调增问题；二是让选择“隔墙售电”的用户承担合理调增的容量电价，这将导致隔墙售电交易主体享受不到部分电价红利。

林伯强对于这种两难境地的分析表示赞同。他进一步分析称，造成这种局面的原因是人们对于电力系统“没有中间商赚差价”的美好愿景和“需要电网投资出力”的现实需求之间发生了冲突。同时，面对新型电力系统正在加速建设的现状，当前很难对电网的投资出力给出一个双方认可的明确定价。

“现阶段，新能源在边际成本和碳减排效益等方面具备优势，但是在能量价值和系统安全上火电更优。目前的电力价格机制也是延续以煤电为主体的传统电力系统模式。接下来，我们需要统筹考虑传统能源和新能源的特性，设计出符合新型电力系统的电力价格机制，这是确保各交易主体公平承担输配电、系统运行以及各类灵活性资源提供的电力平衡服务所产生的相关成本的前提。”林伯强称。

智汇光伏创始人王淑娟也对第一财经记者表示，国家能源局近期发布的多个文件在理论上为“隔墙售电”提供了可行的政策路径，但在实际执行层面或将面临包括费用分摊等在内的一些障碍。她特别提到，此前发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》中就强调了各种费用要由各主体“公平承担”。

值得注意的是，“隔墙售电”只是促进分布式能源发展的众多模式之一。多位行业人士指出，推行“隔墙售电”需要厘清不同用户应该承担的输配电价水平，这无疑是个复杂的系统性问题，并受到多种电力技术的影响，何时才是理顺电价机制的最佳时机有待观望。对比之下，进一步健全全国统一电力市场体系，扩大“售电”从隔壁到跨市、跨省的范围，推动“售电不止于隔墙”才是更广阔的破局之路。