日前，河南省发展改革委发布《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则（征求意见稿）》《河南省增量配电网类源网荷储一体化项目实施细则（征求意见稿）》《河南省农村地区源网荷储一体化项目实施细则（征求意见稿）》三个“源网荷储一体化项目”的征求意见稿，“隔墙售电”这一走向电力市场化交易的举措再引行业热议。
“豫见”河南开启省域“隔墙售电”
“隔墙售电”是分布式发电实现市场化交易的通俗说法，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”，同时还可以促进电网企业向平台化服务战略转型。
“其实我们也没有想到关于‘隔墙售电’的省级政策会先从河南省发布出来。”长期从事光伏项目投资的陈兵告诉记者，本次河南省发展改革委发布的三个文件，针对工业企业、增量配电网、家庭作坊和整村开发四类源网荷储一体化项目提出了一系列重点建议。
中国城市报记者梳理发现，这些建议包括允许工业企业在厂区红线外建设设施、通过第三方投资以及将电力出售给用电企业，为农村光伏项目加装防逆流装置以避免向主电网输送电力，以及允许整村开发的源网荷储一体化项目参与市场交易等。其中，工业企业源网荷储一体化项目的“可以在厂区红线外建设”“可以第三方投资，出售给用电企业”两大突破，基本是从实质上实现了“隔墙售电”。
在不少分布式光伏从业者看来，近年来新能源装机占比越来越大，随之而来的是新能源如何充分消纳。“隔墙售电”不仅能够帮助新能源消纳，还可以提高分布式项目收益、促进新能源项目投资。
“河南省鼓励分布式光伏项目实施“隔墙售电”，对整个行业的发展是起到了积极作用的。”陈兵说。
然而在中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎看来，河南省此次的“隔墙售电”政策与此前行业内构想的和期望的并不太一样。
“河南省这一次出台的政策核心，是鼓励分布式电力在低压侧全部消纳，不向大电网反送电。尤其是工商业分布式电力，发电方可以向周围的工业企业区供电。而整村用电是允许向大电网反送电，但需要参与电力市场交易。”彭澎说，文件明确，除整村用电外，其他项目的电量只能自用，应加装防逆流装置，不向大电网反送电，在项目运行期内，因负荷或调峰能力不足造成弃风弃光的，自行承担风险。
试点6年“隔墙售电”进程缓慢
其实“隔墙售电”并不是新提法。
2017年国家发展改革委、国家能源局印发的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》提出，允许分布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进行电力交易。
但在很长一段时间，该试点工作进展并不顺利。2019年5月，国家发展改革委、国家能源局公布首批26个交易试点项目名单，该名单项目均为风电和光伏项目，分布在江苏、安徽、湖北等10省，其中江苏最多，共6个试点。为此，江苏省曾专门制定《江苏省分布式发电市场化交易规则（试行）》。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。
尽管政策利好不断，但与新能源装机量不断攀升的势头相比，可以解决“消纳难、融合难”的“隔墙售电”发展依然缓慢。
一位不愿具名的新能源投资头部企业负责人告诉记者，发展缓慢的原因之一是“隔墙售电”对电网企业的利益造成了冲击，之前有些地区的电网企业会要求工商业用户在电网与试点售电公司之间进行“二选一”，许多用户在权衡利弊之后还是选择了电网。
此外，也有业内人士分析，电网企业的“过网费”机制不明确、电力输配成本分担不明确、辅助服务价值没能得到很好体现等都阻碍了“隔墙售电”的发展。
但近年来，我国风电、光伏产业发展不断提速，电力消纳难题加剧，在一系列电力市场深化改革、新型电力系统建设中，“隔墙售电”模式也逐渐得到了重视。2022年8月，国家能源局印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》提出，完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电参与绿色电力交易。
政策频出深化电力市场化改革
真正实现“隔墙售电”规模化发展的是2023年。
2023年1月，浙江省“隔墙售电”进入实质化阶段，市场活跃度逐渐有了起色。同年2月，广东省能源局、广东省农业农村厅和广东省乡村振兴局发布《广东省加快农村能源转型发展助力乡村振兴实施方案》指出，将探索在县域工业园区、农业产业园区等建设多能互补、源荷互动的综合能源系统，采用合同能源管理运营模式，引导企业、社会资本、村集体等多方参与，建设新能源高效利用的微能网，为用户提供电热冷气等综合能源服务。完善配套政策机制，推动增量配电企业发展综合能源服务，创新发展新能源直供电、“隔墙售电”等模式。
去年2月，湖南省长沙市发展改革委发布关于《长沙市新能源及可再生能源发展保障方案》的通知指出，按照有关规定尽快落实分布式发电市场化交易“过网费”标准，有序推进分布式新能源就近开发利用，积极争取“隔墙售电”工作落地。优先在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区因地制宜开展电力源网荷储一体化试点。适时推进风电光伏项目与电力用户开展直接交易，鼓励双方签署长期购售电协议。
去年4月，国内首个“一对多”分布式光伏发电市场化交易试点项目，也是首个在负荷中心以市场化手段交易给其他第三方电力用户的屋顶分布式光伏发电市场化交易试点项目，在江苏省苏州工业园区落地投运。该项目总装机约12兆瓦，预计年均发电量1223万千瓦时，可直接出售给同在一个110千伏变电站内的用电企业，实现就近消纳。这一项目的落地被视为“隔墙售电”在我国的“突破性进展”，为“隔墙售电”模式的大规模推广提供了可复制、可借鉴经验。
去年12月19日，山东省印发《山东省电力市场体系建设工作分工方案》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，山东分布式光伏项目“隔墙售电”迎来突破。
2023年12月初，上海市经济信息化委发布《上海市促进新型储能产业高质量创新发展行动方案(2023-2025年）（征求意见稿）》，提出在临港新片区建设涵盖风、光、储、氢等源网荷储一体化和多能互补的储能发展模式，开展“隔墙售电”新模式的先行先试。
“从不断出台的政策可以看出地方解决新能源消纳难题的决心。”业内人士告诉记者，当前的电网（输配电）投资是按照用户的最大负荷设计的，虽然“隔墙售电”交易双方减少了网购电量，但电网投资并没有减少。因此，“隔墙售电”实际上造成了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。要想让“隔墙售电”项目更好落地，仍需要进一步厘清交易双方和电网企业之间的利益分配等核心问题。
“下一步发展的关键问题在于平衡好市场需求和可再生能源发展目标，以此为基础出台更具体、更有效的管理细则。”彭澎告诉记者，如何让“过网费”的计算和权利责任分担更加明确，是今后发展的关键。
除了“过网费”外，有分析认为，电网企业增加的成本还应包括电力计量成本、交易平台运维服务成本、平台使用或接入服务费等，来保障电网企业在项目中能兜住成本，并获取合理收益。这就需要国家在试点项目中进行长期、动态的监测评估。
“长远来看，还需要制定相应的规则，督促‘隔墙售电’交易主体公平承担各类灵活性资源提供的电力平衡服务所产生的相关成本，平衡各方利益诉求。”彭澎说。
