咨询公司Mercom India Research近日发布了一份有关印度光伏隔墙售电市场的调研报告，显示印度2023年度光伏隔墙售电新增容量达3.2GW，再次刷新记录，同比增长近7%。在印度光伏总体装机表现不如预期的情况下，隔墙售电的增长仍给市场带来了一定的信心提振。
而作为全球光伏第一大市场，也是第一大产品生产国、出口国，我国隔墙售电发展也已有超过六年的历史，2023年起明显有了提速迹象，也成为了近来颇受关注的话题。
所谓“隔墙售电”，更官方的说法是分布式发电市场化交易，意即分布式能源项目通过配电网，直接将所发电力销售给所能覆盖区域的电力用户。区别于目前主流的项目卖电给电网企业，电网企业再卖电给电力用户。
无论从用电便利性还是经济层面考虑，隔墙售电模式都有一定优势，既有利于推动分布式发电的就近消纳，又节省了中间成本，电源侧、用户侧都能因此受益。
2017年11月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《两部门关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，指出分布式发电就近利用清洁能源资源，代表了能源发展的新方向和新形态，决定组织分布式发电市场化交易试点，并对参与项目的容量、交易双方向电网交“过网费”等交易模式和相关政策补贴作了具体规定。根据《通知》，试点地区在按要求完成交易平台建设、制订交易规则等相关工作后，自2018年2月1日起启动交易，这也标志着我国隔墙售电正式启程。
但实际上，在很长一段时间内，这项试点工作进展并不顺利。2019年5月，国家发改委、能源局才公布首批26个交易试点项目名单。这份名单中的试点项目均为风电、光伏项目，分布在江苏、安徽、湖北等10个省，其中江苏最多，共6个试点。而直到2020年12月31日，才出现第一个真正实现并网发电的试点项目。
与近年来新能源装机的快速增长势头相比，意在解决这些“新血”消纳、融合难题的隔墙售电却发展缓慢，究其原因，主要还在电网侧。虽然有所谓“过网费”，但这一促成电源、用户直接交易的新模式无疑会对习惯了“包办”电力输配售的电网企业利益造成冲击。据中国能源报报道，试点启动后，部分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二选一，而两者的规模、力量对比显然较为悬殊，许多用户权衡利弊后还是照旧通过电网购电。此外，根据清安储能的分析，“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的体现等都阻碍着这一模式的发展。
2021年起，我国风电、光伏发展进一步提速，电网消纳难问题加剧，传统模式弊端愈发明显，也让新型电力系统到了必须加快建设步伐的节点。在一系列深化电力市场改革、促进新型电力系统建设的制度中，隔墙售电也得到了重视，国家能源局强调积极开展分布式发电市场化交易，海南、广东等省份也相继出台了探索隔墙售电的相关政策，浙江省2022年发布的《浙江省电力条例》更是成为国内第一部明确纳入隔墙售电模式的地方性电力法规。
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，在苏州工业园区正式落地投运。该项目总装机约12MW，预计年均发电量1223万度，可直接出售给同在一个110kV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“IM体育突破性进展”，为该模式的大规模推广提供了可复制、可借鉴经验。
12月，海南省澄迈县发改委发布了《关于促进光伏发电产业持续健康发展的通知》，规定从2024年1月1日起，允许分布式光伏发电项目向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电，电价由供用电双方协商，签订能源服务协议，电网企业负责输电和电费结算，光伏发电项目应对就近用电用户予以电价优惠。有光伏储能领域从业者表示，这是一项在地方明确全面推行隔墙售电模式的政策，具有一定突破意义，对分布式光伏、储能项目都释放了积极信号，并表示期待更多地区推行类似政策。
此外，上海、山东等地也在指导性政策中提及分布式光伏发电，要求积极促进这一模式的发展。例如《山东省电力市场体系建设工作分工方案》即明确提出，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。
在2023年盘点2024年展望中，不少光伏、储能类媒体将隔墙售电作为年度关键词，并认为这一模式的发展将在今后几年进一步提速。
不过，相比于印度、欧美等其他光伏主流市场，我国风电、光伏、储能的装机增长虽快，但隔墙售电交易模式的发展仍相对较慢，这主要还是受限于电力交易价格机制、高度中心化的电网管理体制等情况。而其中涉及各方利益分配的一些关键问题，至今也还没有完全厘清。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎在接受华夏能源网采访时就表示，分布式发电隔墙售电进展不理想，很重要的问题就出在“过网费”的计算和权利责任的分担上。并认为，未来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、有效的管理细则。
关于成本分摊问题，有业内观点认为，被视为“阻塞点”的电网企业其实也很“委屈”，因为即使是电源侧、用户侧直接交易，电网还是需要提供全容量，而相关成本目前并没有合理的划定规则和分摊机制，隔墙售电项目往往会导致电网和未参与用户分摊了额外的输配成本。此外，考虑到风电、光伏等新能源的波动性、间歇性特征，目前对隔墙售电项目有3%-5%的发电量偏差考核，违约需支付补偿费用，但在最终执行时，测算往往与实际有出入，电源侧企业对因此导致的额外支出也“有意见”。
目前，不少业内人士、媒体都呼吁出台细则以厘清隔墙售电所涉各方利益分配问题，IESPlaza综合能源服务网分析认为，建立科学合理的价格体系、促进电网企业向平台化服务转型、规范分布式直接交易试点工作程序是关键所在，并建议在试点中进行长期、动态的监测评估，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。南京工程学院教授刘秋华则认为，隔墙售电想要实现快速发展，还应加快解决“过网费”、辅助服务费等的合理核算问题。（本文首发于钛媒体APP，作者｜胡珈萌，编辑｜刘洋雪）
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