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突破性進展！沉寂已久的“隔墻售電”能否遍地開花？

2023-04-14 11:51:20 IESPlaza作者：walt　點擊量：評論 (0)

近日，全國首個一對多分布式光伏隔墻售電試點項目在蘇州正式投運，這是繼我國首部地方性電力法規《浙江省電力條例》提出允許分布式發電企業...

近日，全國首個“一對多”分布式光伏“隔墻售電”試點項目在蘇州正式投運，這是繼我國首部地方性電力法規《浙江省電力條例》提出“允許分布式發電企業與周邊用戶按照規定直接交易”以來，“隔墻售電”取得的突破性重大進展。

蘇州工業園區分布式發電市場化交易試點項目由普洛斯集團旗下普楓新能源、中方財團旗下中鑫能源和蘇州工業園區國控旗下蘇州物流中心三家單位聯合投資。

該項目利用蘇州普洛斯物流園和蘇州物流中心的倉庫屋頂，分為110kV界浦變5.5746MW和110kV強勝變6.2244MW兩個子項目，分布在10個房屋載體上，鋪設面積約20萬平方米，總裝機約12MW，預計年均發電量1223萬度。

該項目不僅是全國首個“一對多”的分布式發電市場化交易試點項目，也是全國首個在負荷中心以市場化手段交易給其他第三方用能用戶的屋頂分布式發電市場化交易試點項目，為“隔墻售電”大規模推廣提供了可復制、可借鑒經驗。

目前，我國已在“隔墻售電”之路上摸索了5年之久，但結果卻不盡人意。該項目的落地是否會助其破冰，迎來“遍地開花”之勢？

1為何走“隔墻售電”之路？

“隔墻售電”即分布式電源通過配電網將電能銷售給周邊的電力需求用戶，而不是先低價賣給電網，再由用戶從電網高價買回。這一種模式可以讓能源消費者成為“生產投資型消費者”，同時還可以促進電網企業向平臺化服務的戰略轉型。

與傳統的“自發自用、余額上網”分布式發電項目相比，“隔墻售電”項目選擇用戶較為靈活。隔墻售電意味著光伏發電項目的電力供應不再局限于單一的用戶，而是可以有更多的選擇，這不僅利好光伏行業，同時有助于加速國內新能源消納，緩解分布式光伏大規模并網對配電網造成的壓力。

此外，分布式光伏電站可以將剩余的電力通過配電網直接出售給周邊客戶，其范圍原則上是在接入點上一級變壓器供電區域，不需要較高的電力供應，可以降低輸電成本，較常規電力交易隔墻售電模式使買賣雙方均獲益。

2“隔墻售電”的五年：浙江、江蘇率先破局

布局隔墻售電，意義重大。為推動清潔能源發展，自2017年起，國家及地方相關部門就開始了分布式發電市場化交易的探索之路，5年以來我國在隔墻售電上進展如何？

2017年10月，國家發改委、能源局發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，提出組織分布式發電市場化交易試點，標志著隔墻售電正式啟動。

該文件一是明確了分布式發電項目規模限制，確保發電量在接入電壓等級范圍內就近消納；二是明確了分布式發電“直接交易”“委托交易”“標桿價收購”的三種交易模式；三是明確了“過網費”暫按照分電壓等級輸配電價級差的核定原則。

自此，國家及地方相關部門陸續出臺支持分布式發電項目市場化交易的政策，對納入試點的分布式發電項目在輸電費、政策性交叉補貼等方面予以政策優惠，驅動分布式發電市場化交易發展。

▲國家層面關于隔墻售電的相關政策

地方層面上，“隔墻售電”在浙江、江蘇、廣東、湖南等多個省份的各類政策中皆被頻繁提及，其中值得關注的是江蘇和浙江，兩省在隔墻售電之路上率先破局。

2019年12月9日，江蘇省發展改革委和國家能源局江蘇監管辦公室聯合發文《關于印發

2020年12月7日，江蘇能監辦印發《江蘇分布式發電市場化交易及電網企業輸配電服務三方合同（示范文本）》，為推動江蘇分布式發電市場化交易規范化落地進一步掃清了障礙。在業內看來，這意味著“隔墻售電”離現實又近了一步。

繼江蘇之后，浙江省于2022年9月29日發布了我國首部地方性電力法規《浙江省電力條例》，提出分布式發電企業可以與周邊用戶按照規定直接交易，并于2023年1月1日開始實施。浙江成為首個“隔墻售電”政策落地的省份。

而江蘇在隔墻售電的發展上，不僅僅停留在政策層面上，在項目實踐上也取得了顯著成績。

2019年，國家發改委、能源局聯合公布了首批26個分布式發電市場化交易試點名單，26個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10省份。其中江蘇省共有6個。

自26個“隔墻售電”試點項目公示至今，江蘇先后落地了兩個試點項目。

2020年12月31日，江蘇常州鄭陸鎮寧輝5兆瓦分布式發電市場化交易試點項目并網發電成功，成為首個建成并網發電的分布式發電市場化交易試點。

該項目位于江蘇常州市鄭陸鎮武澄工業園，租賃土地150畝，建設5兆瓦分布式光伏電站，采用光伏+農作物種植“農光互補”模式，預計年發電量680萬千瓦時，所發電量就近在110千伏武澄變電所供電區域內直接進行市場化交易。

另一個便是本文開頭提到的“蘇州工業園區分布式發電市場化交易試點項目”。

3舉步維艱：“隔墻售電”的痛點

五年來，落地的“隔墻售電”項目卻寥寥無幾，緣何舉步維艱？

國海證券認為，就全國范圍而言，隔墻售電提出5年，目前仍沒有大范圍開展，主要原因在于過網費機制、系統備用成本分攤、偏差考核機制等各項細則仍有待進一步完善。

1）隔墻售電“過網費”機制有待進一步厘清。現行隔墻售電過網費按“所涉電壓等級輸配電價差”形成，這一機制會使隔墻售用戶電獲得較同電壓等級的同類用戶更多的交叉補貼，增加了電網成本回收的難度。

2）系統成本方面，分布式享受電網備用但未足額承擔相關成本。“輔助服務”分攤機制有待健全。當新能源電量滲透率超過15%時，系統成本快速上升（調頻備用成本）。根據前期電力市場探索經驗，因新能源接入產生的系統成本將由優先出力機組、省內可再生能源進行分攤，但現階段無政策規定“隔墻售電”如何參與分攤，導致集中式新能源、分布式新能源承擔責任不對等。

3）偏差考核機制有待細化。“隔墻售電”項目需接受3~5%發電量的偏差考核，違約電量需支付補償費用。在當前按月度交易的前提下，發電方要提前40天進行電量預測并報送生產計劃，而分布式光伏受天氣因素影響大，中長期預測較為困難，易對發電方造成經濟損失。

此外，有業內人士表示，“申報分布式發電市場化交易試點所需材料中，諸多文件都需要電網公司出具，由于涉及電網利益，文件較難完整提供，而文件不全便成為試點項目申報的掣肘。”

電網是一個公用的電力生產、傳輸和使用的平臺。“隔墻售電”交易要求電網公司為并網運行、輸電、技術支持、電力計量、電費收繳等業務提供技術支撐并負擔成本。尤其是在分布式電力交易中不向未使用的更高電壓水平的輸電支付價格，這一比例將會降低電力公司的銷售（或輸配電價）收益。

同時，電網需要在市場化交易協議無法實施時，全額購買參與交易產生的電量，無疑是增加了電網的責任與義務，也增加了新能源并網帶來的輔助服務需求和費用。電網企業對推動“隔墻售電”的主動性自然也就降低了。

4隔墻售電：路在何方？

雖然自2017年以來相關鼓勵政策頻出不窮，但只要一走到具體細則上，往往就會因為種種原因而難產。因此若想要加快“隔墻售電”項目發展，仍需出臺相關細則，并厘清在“隔墻售電”模式下交易雙方與電網企業之間的利益分配等問題。

1）建立科學合理的價格體系。“隔墻售電”給電網企業增加的成本是多因素共同作用下的一個綜合結果，參考借鑒國外分布式直接交易項目的成熟經驗（美國TransActive Grid、德國Sonnen、英國Piclo等），其項目盈利模式除基本的“過網費”以外，還包括電力計量及交易平臺運維服務成本、平臺使用或接入服務費、潛在的附加產品費等，以足額保障項目成本和合理收益。

此外，有業內人士建議，在國家實行“準許收入”管控下，國家可以在試點中進行長期、動態的監測評估，爭取將“隔墻售電”的新增運營成本作為特殊投入足額計入輸配電準許成本予以回收。

2）促進電網企業轉型，平衡各方利益。隔墻售電模式下最大的好處就是能夠讓大家都能參與清潔能源的發展，提高能源利用效率，這也是世界趨勢。而電網作為關鍵角色，需要積極主動配合隔墻售電項目的落地。

有業內人士也表示，“隔墻售電的關鍵環節之一在于電網公司，只要電網公司愿意打破常規就可以突破很多障礙。”

對于電網來說，隨著隔墻售電的加速推進，未來將出現更多的周邊發電、周邊供電，減少耗資巨大的特高壓、超高壓電網，若電網主動向服務型企業轉型，在隔墻售電項目中承擔電力輸送，配合組織市場化交易，按政府核定的標準收取“過網費”，那么，隔墻售電項目的推進自然就會順利很多。

此外，隔墻售電項目涉及到交易雙方以及電網企業的利益，若能夠綜合考慮三方利益訴求，平衡各方成本與收益，電網不僅不會成為“隔墻售電”交易難以逾越的難關，而且會成為積極的參與者和推動者。

3）規范分布式直接交易試點工作程序。現行政策規定“隔墻售電”電源主體限于國家試點文件圈定的分布式發電項目，集中式新能源項目屬于公共電源，不能參與“隔墻售電”。因此，即使是分布式新能源項目，如果要參與“隔墻售電”對用戶直接供電，也必須按照相關政策要求，履行分布式直接交易試點程序規范有序開展。

5隔墻售電：綜合能源服務的助推器

當前，綜合能源服務業務的開展仍面臨著諸多難題，主要表現在項目整體經濟性差、投資風險高、融資難、分布式發電市場化交易困難、增量配電改革推進慢等。其中，分布式發電市場化交易未疏通導致的無法隔墻售電的問題十分突出。

而隔墻售電不破冰的話，將導致綜合能源服務項目的經濟性大打折扣。

因為在分布式隔墻售電模式未打通的情況下，發電量只能賣給電網，不能與終端客戶進行直接交易，從而導致非電網企業在分布式發電項目的售電業務盈利性較差。

以分布式光伏為例，隔墻售電可以看做是一種自發自用的形式，據測算，在“全額自用”的模式下，分布式光伏發電項目的IRR可達到19%，投資回收期約為6年；而在“全額上網“模式下，IRR為12%，投資回收期約為11年。

由此可見，對于綜合能源項目開發來說，投建的分布式電源可以隔墻售電，將會顯著提高項目的整體經濟性，無疑也將助推綜合能源業務更好的開展。