“隔墙售电”任重道远
近日，江苏省发布的《江苏省分布式发电市场化交易规则》（征求意见稿），再次让“隔墙售电”成为电力市场关注焦点。
根据文件：35kV以下电压等级、规模≤20MWp的分布式项目，可以与配电网内就近与符合要求的电力用户进行交易；交易电量需要缴纳：过网费、政府性基金及附加。
这意味着，分布式项目的发电量可以较大范围交易，项目不必再局限于绑定一个用户，而是有多种选择，可以很好的解决可再生能源尤其是分布式光伏业主的稳定性和电费难收两大顽疾。
“相比自发自用项目，隔墙售电用户选择灵活，解决了自发自用项目用户用电不稳定这一痛点；相比全额上网项目，隔墙售电可以获得一个相对较高的交易电价；而与常规电力交易相比，隔墙售电是买卖双方都可得利的模式，免交最高电压等级输配费用和交叉补贴减免带来的空间，使得买卖双方都能从中获益”，一位业内资深人士如数家珍地告诉能见。
然而，如此被业界看好，且早在2017年国家能源局下发的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》中就已明确的“隔墙售电”政策，在正式推进过程中却遭遇重重阻碍，而作为先行军的分布式市场化试点交易亦迟迟无法推开。
所幸，虽然过去两年项目没有进展，但自2019年以来依然取得了可喜的突破。2019年5月，第一批平价上网项目批复了23个分布式市场化交易园区试点，再次肯定了“隔墙售电”的发展潜力。
9月12日，江苏省发布《江苏省分布式发电市场化交易规则》（征求意见稿），即使文件明确只有纳入试点的项目才允许实行此交易规则，但仍被业界“翘首以盼”甚至视为“拐点已至”，足见其突破性的进展。
那么，“隔墙售电”到底是怎么回事？现在发展到了哪个阶段？为何分布式市场化试点交易迟迟无法落地？
所谓“隔墙售电”，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，而不是必须先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回。这一模式可以让能源消费者成为“生产投资型消费者”，赋予他们参与可持续发展的权利，同时还可以促进电网企业向平台化服务的战略转型，可谓意义重大。
而为推动“隔墙售电”长足发展，自2017年起，国家相关部门出台了一系列支持政策。
2017年3月，国家能源局综合司下发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》意见的函，提出：分布式发电项目单位可以与配电网内就近电力用户进行电力交易；电网企业承担分布式发电的电力输送和组织电力交易的公共服务，按政府核定的标准收取输配电费用（过网费）。
同年5月，国家发改委、能源局印发《新能源微电网示范项目名单》，明确允许新能源微电网示范项目投资经营主体负责新能源微电网范围内用户的供电、供冷等能源服务，价格由买卖双方协商确定。
还是在同年的10月底，国家发改委和能源局联合发布《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），就分布式发电遇到的市场化交易程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等问题提出了改革方案。
随后仅一月有余，国家发改委办公厅和能源局综合司又于2017年12月28日，下发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，进一步明确分布式发电市场化交易试的有关事项。
2018年4月，国家发改委和能源局将分布式能源隔墙售电作为落实能源革命，推动电力改革、发展可再生能源和应用能源新技术的重要突破口。
国家电网新任董事长寇伟也曾在职代会上表示，要把国家电网建设成为枢纽型、平台型和共享性企业。不仅是各种发电与用户之间的枢纽，也是各种能源互换的枢纽，让消费者成为生产者。
“国网要完成企业战略转型，分布式能源隔墙售电是一个关键性截面，而寇伟董事长和国家电网新一届党委清楚地认识到这些问题，不回避、不推诿、不迁就，一针见血直面矛盾，让我们看到了希望。”一位分布式光伏从业者说。
至此，光伏成本下降已经完美实现，储能成本也在快速下降，分散式风电和天然气分布式能源的竞争性也在不断加强，用户直接参与能源生产的条件越来越好，身兼重任又得到各方认可和支持的“隔墙售电”仿佛近在迟尺。
然而，理想很美满，现实很打脸，分布式发电市场化交易试点文件在2017年10月发布以来，马上满两年，但试点却迟迟无法落地。
细究下来，与至今无法厘清的“过网费”有很大关系，即使在本次江苏的征求意见稿中，对过网费的表述上也并不清晰，只说过网费按照国家及省有关规定执行。
据知情人士透露，虽然国网总部在众多公开会议上明确表示支持国家各项电改政策，但尴尬的“过网费”依然让部分地区电网公司不认可完全放开隔墙售电计划。同时，该人士还透露，作为这次省级文件首发的江苏省，也是中国主要电力市场省份，其个别地市不少新上的售电项目均未获得批复。
同样在我国的主要电力市场省份——广东，“过网费”也很尴尬。2018年3月，广州市发改委组织召开分布式发电市场化交易方案编制研讨会，其中增城区上报的方案中10千伏一般工商业用户“过网费”达度电0.3099元。
对此，清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任何继江在其微信公众号上公开指出，该价格并未按照1901号文中对“过网费”的定义测算，其中很大部分是交叉补贴。
实际上，分布式发电中的“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包含政策性交叉补贴，而交叉补贴又是多层次、多维度的体系，可能存在于同一省区不同地市之间，工商业与居民用户之间等等，相互交错。因为有交叉补贴的存在，分布式发电市场化交易的“过网费”很难用“电压等级扣减”的思路算清楚。
何继江主任在此前接受能见专访时也曾表示，核算过网费采用差价法是非常明确的，有的省采用差价法算出的过网费比较低，这反映了当地配网的建设管理和投资管理水平很高，这对其他市场主体在当地开展增量配电网建设是极大的挑战。如果电网公司也认为这个过网费太少，那可能就需要当地政策组织对配电价格进行重新核算，也要特别注意对分电压等级配电网成本进行核算。
除了无法算清的“过网费”，拿到电网的消纳意见也是试点在申报过程遇到的主要阻碍之一。
何继江说，“《电网接入及消纳意见》、《电网服务承诺》等材料都需要当地电网来出具。试点地区的发改委及相关筹备单位与电网公司进行了大量沟通协调工作，有的得到了消纳承诺函，有的得到了不同意试点的拒绝函，还有的只得到口头的说法，未获得任何书面材料。分布式发电交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加了电网企业的运营成本。特别是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，与全部由电网企业供电相比，这部分电量对应的电网企业的售电(或输配电价)收入就减少了。项目试点是影响电网企业利益的，获取电网企业的消纳承诺函相当不容易。”
除此之外，分布式发电与增量配网试点也有千丝万缕的联系。根据1901号文，分布式发电参与市场化交易的其中一种模式是电网企业（含增量配网）按照规定收取“过网费”，这将直接影响增量配网的营收。同时，由于电网规划超前于分布式发电项目准入，当区域电网大规模接入分布式发电时，将间接增加增量配电网冗余投资，电力电量平衡也将影响到配电价格的核定。
另一方面，根据相关政策文件，区域内分布式发电项目，由电网企业支付国家度电补贴，由于可能生能源电费补贴往往滞后，将对增量配网运营商的资金流产生影响。采用配网代收，省级电网代缴可再生能源补贴的模式，将进一步影响资金运作。
如今，随着江苏省《江苏省分布式发电市场化交易规则》（征求意见稿）的下发，分布式发电市场化交易似乎已箭在弦上，但尴尬的“过网费”依然无法厘清，电网的消纳承诺也没有得到有效保障，分布式能源市场化交易试点的落地依然任重道远。
