“隔墻售電”再受熱議，距離大范圍推行還有幾道坎

　　隨著國內電源結構中新能源占比持續升高，新型電力系統的升級與建設迫在眉睫。對于進入瓶頸期的分布式光伏而言，近日與之相關的開發、消納等政策正接踵而至。

　　國家能源局日前發布《關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》(下稱“指導意見”)，明確了“新型經營主體”概念，將其分為分布式光伏、分散式風電、新型儲能、可調節負荷等單一技術類新型經營主體和虛擬電廠、智能微電網等資源聚合類新型經營主體，“新型經營主體原則上可豁免申領電力業務許可證”。該文件還提出，支持具備條件的工業企業、工業園區等開展智能微電網建設，提高新能源就地消納水平。探索建立通過新能源直連增加企業綠電供給的機制。

　　“新能源直連的提法與‘隔墻售電’理念一致，似乎是能源局試圖撬動電網嚴防，推動該機制的又一次嘗試。”北京一家虛擬電廠創始人劉元告訴第一財經記者，“但不一樣的是，文件中強調新型經營主體要平等參與電力市場，‘公平承擔偏差結算和不平衡資金分攤等相關費用，繳納輸配電價、系統運行費用和政府性基金及附加等’，似乎是要拋卻過網費概念，可能是能源局為了促進新能源消納作出的妥協。”

　　“隔墻售電”難在何處

　　“隔墻售電”是分布式發電市場化交易的通俗說法，即允許分布式能源通過配電網將電力直接銷售給周邊消費者，僅給電網交“過網費”，而非先低價賣給電網，再由用戶從電網高價買回。這樣既可以減少棄風棄光問題，改善分布式能源項目收益，也可以使用戶獲得低價電力，并促進電網企業向平臺化服務商轉型。

　　其實“隔墻售電”并非新提法。早在2017年10月，國家發改委和國家能源局便聯合印發《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源〔2017〕1901號)(下稱“1901號文”)，提出組織交易試點，鼓勵分布式光伏將電力賣給配電網內就近的電力用戶，電網公司可針對分布式市場化交易收取過網費，標志著“隔墻售電”正式啟動。2019年，上述兩部門聯合公布首批26個分布式發電市場化交易試點名單，試點區域集中在湖北、河南、山西、黑龍江、天津、江蘇、寧夏、河北、陜西和安徽等十省份。

　　然而就全國范圍而言，“隔墻售電”提出七年多仍未見大范圍開展，業內人士稱，主要原因在于過網費機制未能足額反映電網投資成本，其中涉及的系統備用成本分攤、偏差考核機制等細則仍待完善。

　　按照1901號文，電網公司可針對分布式能源“隔墻售電”收取過網費，即電力用戶接入電壓等級對應的輸配電價減去分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級輸配電價，簡單講就是用戶不用繳納上一級電壓等級的輸電價格。但這種標準意味著免去了輸配電價中的交叉補貼、政府性基金和附加。“原本每度電兩毛錢的輸配電價，采取隔墻售電后可能不到五分錢，就是說電網公司輸一度電還得倒貼一毛多。”劉元表示，“隔墻售電”模式下，看似參與電力交易的買賣雙方實現共贏，但這建立在犧牲電網利益基礎上，“電網有抵觸情緒，不愿參與很正常。”

　　且從系統成本看，隨著分布式新能源占比提高，電網投資亦需增加，而當前分布式能源也未足額承擔相關成本。根據國海證券、興業證券研報，當新能源電量滲透率超過15%時，系統(調頻備用)成本將快速上升，而現階段尚無政策規定“隔墻售電”中新能源如何參與成本分攤，多數分布式發電項目仍需由電網企業承擔系統容量備用和兜底供電保障，現行機制中各主體“責、權、利”不對等。

　　為了保障電網企業正常經營，根據《省級電網輸配電價定價辦法》，電網企業因“隔墻售電”少收的輸配電費，可以在下一個監管周期調增輸配電價進行回收，由全體用戶分攤。亦有人表示，分布式電源的波動性、隨機性特征使電網要隨時提供兜底保障，建議讓參與“隔墻售電”的用戶承擔增調的容量電價，彌補電網投資成本中的折舊費。

　　“但這些方案實際會讓‘隔墻售電’陷入兩難境地。”一名微電網企業負責人告訴第一財經記者，增調輸配電價需要其他未參與隔墻售電的用戶分攤，違背“誰受益誰承擔”原則;若讓“隔墻售電”用戶承擔容量電價，他們又享受不到電價紅利，“失去經濟優勢，這個機制也就喪失了推進動力。”

　　推動售電不止于隔墻

　　“‘隔墻售電’的初衷是促進分布式發電快速增長，倒逼電網企業提升公共服務水平。”劉元表示，隨著以分布式光伏為代表的分布式能源激進式增長，制約分布式裝機進一步發展的主要矛盾，已經演變為電網承載力不足、電力市場化機制亟待完善等。

　　國家發改委能源研究所可再生能源中心研究員時璟麗也曾表示，國內之前希望通過市場化交易優惠的過網費來降低分布式光伏的電價補貼需求。但在“十四五”期間光伏已接近平價的情況下，分布式市場化交易的目的，應轉變為促進新能源電量盡可能在低電壓等級配電網就地消納，降低分布式新能源大規模發展對高電壓等級電網的需求。

　　今年5月末，河南省發改委發布了三個有關“源網荷儲一體化項目”的政策文件，允許第三方在用電量較大的工業企業自有或周邊土地建設分布式光伏和分散式風電，實現電力自發自用。其中在接入方面，文件提出，以綠電就近、就地、就低、可溯源為目標，鼓勵建設綠色專變、綠色專線，保障一體化項目新能源電力電量直接為用戶服務。這被業界視為省級層面“隔墻售電”的破冰之舉，意味著分布式能源發電可以繞過向大電網反送電的棘手問題，化解關于過網費的爭執。

　　然而，對于更多想要實現“隔墻售電”的分布式項目而言，河南省的試點措施短期內可望不可即，大部分項目仍需大電網的兜底保障。前述微電網企業負責人認為，要理清“隔墻售電”的電價機制是一項長期工作，相較而言，健全全國統一電力市場體系、完善分布式發電市場化交易機制、發揮價格信號引導作用，促進分布式電力在更廣闊范圍內消納，讓售電不止于隔墻，才是破解之道。

　　值得關注的是，國家能源局在日前發布的指導意見中提出，“新型經營主體平等參與電力市場，即新型經營主體需按有關規定公平承擔偏差結算和不平衡資金分攤等相關費用，繳納輸配電價、系統運行費用和政府性基金及附加等”。

　　“我國新型經營主體目前存在的問題是市場機制設計不夠完善。”中國可再生能源學會常務理事李鵬指出，目前新型經營主體中的分布式新能源，特別是分布式光伏，享受了電力系統調節服務，但沒有承擔相應費用，收益較高，很多投資方將集中式光伏拆散為分布式光伏逃避相關社會責任，導致電力系統調節資源項目收益不足，建設積極性低，影響了全社會的新能源整體消納水平。

　　在李鵬看來，指導意見規定了新型經營主體的市場注冊方式，要求其公平承擔系統責任，為地方政府制定市場規則提供了上位依據。水電水利規劃設計總院副院長張益國亦稱，上述規定有利于消除對于平等參與市場的誤解誤讀，將促進新型經營主體有序健康發展。

　　(應采訪對象要求，本文劉元為化名)

　　(本文來自第一財經)