随着国内电源结构中新能源占比持续升高，新型电力系统的升级与建设迫在眉睫。对进入瓶颈期的分布式光伏而言，近日与之相关的开发、消纳等政策正接踵而至。

  国家能源局日前发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（下称“指导意见”），明确了“新型经营主体”概念，将其分为分布式光伏、分散式风电、新型储能、可调节负荷等单一技术类新型经营主体和虚拟电厂、智能微电网等资源聚合类新型经营主体，“新型经营主体原则上可豁免申领电力业务许可证”。该文件还提出，支持具备条件的工业公司、工业园区等开展智能微电网建设，提高新能源就地消纳水平。探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制。

  “新能源直连的提法与‘隔墙售电’理念一致，似乎是能源局试图撬动电网严防，推动该机制的又一次尝试。”北京一家虚拟电厂创始人刘元告诉第一财经记者，“但不一样的是，文件中强调新型经营主体要平等参与电力市场，‘公平承担偏差结算和不平衡资金分摊等相关联的费用，缴纳输配电价、系统运行的成本和政府性基金及附加等’，似乎是要抛却过网费概念，可能是能源局为促进新能源消纳作出的妥协。”

  “隔墙售电”是分布式发电市场化交易的通俗说法，即允许分布式能源通过配电网将电力直接销售给周边消费者，仅给电网交“过网费”，而非先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回。这样既能够大大减少弃风弃光问题，改善分布式能源项目收益，也可以使用户获得低价电力，并促进电网企业向平台化服务商转型。

  其实“隔墙售电”并非新提法。早在2017年10月，国家发改委和国家能源局便联合印发《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）（下称“1901号文”），提出组织交易试点，鼓励分布式光伏将电力卖给配电网内就近的电力用户，电网公司可针对分布式市场化交易收取过网费，标志着“隔墙售电”真正开始启动。2019年，上述两部门联合公布首批26个分布式发电市场化交易试点名单，试点区域集中在湖北、河南、山西、黑龙江、天津、江苏、宁夏、河北、陕西和安徽等十省份。

  然而就全国范围而言，“隔墙售电”提出七年多仍未见大范围开展，业内人士称，根本原因在于过网费机制未能足额反映电网投资所需成本，其中涉及的系统备用成本分摊、偏差考核机制等细则仍待完善。

  按照1901号文，电网公司可针对分布式能源“隔墙售电”收取过网费，即电力用户接入电压等级对应的输配电价减去分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价，简单讲就是用户不用缴纳上一级电压等级的输电价格。但这种标准意味着免去了输配电价中的交叉补贴、政府性基金和附加。“原本每度电两毛钱的输配电价，采取隔墙售电后可能不到五分钱，就是说电网公司输一度电还得倒贴一毛多。”刘元表示，“隔墙售电”模式下，看似参与电力交易的买卖双方实现共赢，但这建立在牺牲电网利益基础上，“电网有抵触情绪，不愿参与很正常。”

  且从系统成本看，随着分布式新能源占比提高，电网投资亦需增加，而当前分布式能源也未足额承担相关成本。根据国海证券、兴业证券研报，当新能源电量渗透率超过15%时，系统（调频备用）成本将快速上升，而现阶段尚无政策规定“隔墙售电”中新能源如何参与成本分摊，多数分布式发电项目仍需由电网企业承担系统容量备用和兜底供电保障，现行机制中各主体“责、权、利”不对等。

  为了保障电网企业正常经营，根据《省级电网输配电价定价办法》，电网企业因“隔墙售电”少收的输配电费，可以在下一个监管周期调增输配电价进行回收，由全体用户分摊。亦有人说，分布式电源的波动性、随机性特征使电网要随时提供兜底保障，建议让参与“隔墙售电”的用户承担增调的容量电价，弥补电网投资所需成本中的折旧费。

  “但这些方案实际会让‘隔墙售电’陷入两难境地。”一名微电网企业负责人告诉第一财经记者，增调输配电价需要其他未参与隔墙售电的用户分摊，违背“谁受益谁承担”原则；若让“隔墙售电”用户承担容量电价，他们又享受不到电价红利，“失去经济优势，这个机制也就丧失了推进动力。”

  “‘隔墙售电’的初衷是促进分布式发电迅速增加，倒逼电网企业提升公共服务水平。”刘元表示，随着以分布式光伏为代表的分布式能源激进式增长，制约分布式装机逐步发展的主要矛盾，已经演变为电网承载力不足、电力市场化机制亟待完善等。

  国家发改委能源研究所可再次生产的能源中心研究员时璟丽也曾表示，国内之前希望能够通过市场化交易优惠的过网费来降低分布式光伏的电价补贴需求。但在“十四五”期间光伏已接价的情况下，分布式市场化交易的目的，应转变为促进新能源电量尽可能在低电压等级配电网就地消纳，降低分布式新能源大规模发展对高电压等级电网的需求。

  今年5月末，河南省发改委发布了三个有关“源网荷储一体化项目”的政策文件，允许第三方在用电量较大的工业公司自有或周边土地建设分布式光伏和分散式风电，实现电力自发自用。其中在接入方面，文件提出，以绿电就近、就地、就低、可溯源为目标，鼓励建设绿色专变、绿色专线，保障一体化项目新能源电力电量直接为用户服务。这被业界视为省级层面“隔墙售电”的破冰之举，意味着分布式能源发电可以绕过向大电网反送电的棘手问题，化解关于过网费的争执。

  然而，对于更多想要实现“隔墙售电”的分布式项目而言，河南省的试点措施短期内可望不可即，大部分项目仍需大电网的兜底保障。前述微电网企业负责人认为，要理清“隔墙售电”的电价机制是一项长期工作，相较而言，健全全国统一电力市场体系、完善分布式发电市场化交易机制、发挥价格信号引导作用，促进分布式电力在更广阔范围内消纳，让售电不止于隔墙，才是破解之道。

  值得关注的是，国家能源局在日前发布的指导意见中提出，“新型经营主体平等参与电力市场，即新型经营主体需按有关法律法规公平承担偏差结算和不平衡资金分摊等相关联的费用，缴纳输配电价、系统运行的成本和政府性基金及附加等”。

  “我国新型经营主体目前存在的问题是市场机制设计不够完善。”中国可再次生产的能源学会常务理事指出，目前新型经营主体中的分布式新能源，特别是分布式光伏，享受了电力系统调节服务，但没有承担相应费用，收益较高，很多投资方将集中式光伏拆散为分布式光伏逃避相关社会责任，导致电力系统调节资源项目收益不足，建设积极性低，影响了全社会的新能源整体消纳水平。

  在看来，指导意见规定了新型经营主体的市场注册方式，要求其公平承担系统责任，为地方政府制定市场规则提供了上位依据。水电水利规划设计总院副院长张益国亦称，上述规定有利于消除对于平等参与市场的误解误读，将促进新型经营主体有序健康发展。