今年以来，《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》等政策相继出台，进一步明确了推动开展分布式发电就近交易（即“隔墙售电”）的政策风向。

“虽然利好政策频出，但过网费、交叉补贴等核心问题仍未厘清，致使‘隔墙售电’在实际操作中存在诸多困难，必须寻找到与电网共融共赢的模式。”日前，一些“隔墙售电”企业相关人士向记者表示。

过网费怎么收

2017年《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》的出台，标志着“隔墙售电”试点启动，但其发展并不顺利，直到2020年12月，江苏省常州市天宁区郑陆工业园5兆瓦分布式发电市场化交易试点项目成功并网发电，“隔墙售电”才真正落地。

“隔墙售电”既有利于分布式能源就近消纳，又能大幅降低输配成本，为交易双方带来实实在在的收益，为何难落地？

据了解，过网费该不该收、收多少是困扰“隔墙售电”项目的一个核心问题。所谓过网费，即电网企业为了回收其电网设施合理投资、运行维护成本及合理投资回报而向使用者收取的费用。

按照相关政策规定，电力用户自发自用以及在10千伏(20千伏)电压等级且同一变电台区内消纳，免收过网费。以一个2兆瓦的屋面光伏为例，采用10千伏接入配电网，自发自用之外的电量销售给附近同一台区的用户时，无需交过网费。

对此，鑫诺律师事务所律师展曙光举例说：“‘隔墙售电’就像是破墙开店，跟原来的经营者竞争，还必须经过原经营者的路，你觉得人家会配合你减免费用吗？”

一位“隔墙售电”项目参与者告诉记者，申报“隔墙售电”交易试点所需材料中的诸多文件都需要电网公司出具，电网公司怎会轻易给与自己争利的项目出具支持文件呢？

通常，“隔墙售电”项目的电源需要接入配电网，再到达周边的用户，因此在一部分业内人士看来，电网收取过网费有其合理之处。

不过，据记者了解，过网费与现有的电力交易体系输配电价核定方式有关。“隔墙售电”中如何考虑电网资产利用情况以及输配电价中的交叉补贴情况，给出一个各方均认可的过网费标准并非易事。

在中国能源研究会配售电中心副主任贾豫看来，当前，电网企业的过网费与各省统筹的输配电价在定价方式上相悖。“输配电价是各省统筹，而过网费则是节点定价法，这涉及重构输配电价体制，如果不理顺现有的电价机制，不通过市场的价格来调整与分配资源，‘隔墙售电’仍难迎来大发展。”

交叉补贴如何捋顺

据了解，分布式发电项目的过网费是以电压等级高低划分收费标准的，但目前的电价体系中包含政策性交叉补贴，而交叉补贴又是多层次、多维度的体系，可能存在于同一省区不同地市之间，工商业与居民用户之间等，相互交错，情况复杂。

所谓电价交叉补贴，就是在总体电价水平一定的条件下，对各类别用户实行与实际供电成本不相匹配的用电价格，以达到一部分用户给予另一部分用户电价补贴的政策目标。当前，我国最主要的交叉补贴类型是，供电成本低的工商业用户通过承担高电价来补贴供电成本高、承受能力弱的居民和农业用户。

业内认为，正是因为有交叉补贴的存在，“隔墙售电”交易的过网费很难用电压等级扣减的思路厘清。

贾豫告诉记者，各省电价在进行成本监审的时候，电压等级、交叉补贴其实是清楚的，但如何疏导补贴成本是难题。“部分省区一般工商业用户因承担了较多交叉补贴，‘隔墙售电’的交叉补贴如果进入直接交易市场反而会出现电价倒挂现象，导致电价上涨。”

“现在的矛盾点在于，交叉补贴的资金是由财政支付，还是通过调整电价实现。”贾豫表示，“江苏‘隔墙售电’之所以能成功，主要原因在于当地政府提出了，就近直接交易电量的输配电价仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的输配电网输配费用，免交未涉及的上一电压等级的输电费，政策性交叉补贴予以减免。”

利益协同怎样破局

在构建新型电力系统的当下，《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》等政策，提出支持分布式发电（含电储能、电动车船等）与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易，电网企业（含增量配电网企业）提供输电、计量和交易结算等技术支持，完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。“隔墙售电”如何借助利好政策和新的市场环境迎来转机，为业内所期待。

有接近电网的相关人士告诉记者，电网是电力生产、输送和使用的公共平台。“隔墙售电”交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电、以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加电网企业的运营成本，特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格，与全部由电网企业供电相比，这部分电量对应的电网企业的售电(或输配电价)收入就减少了。由于“隔墙售电”交易改变了电网的运营方式，给电网企业增加的成本是多因素共同作用下的一个综合结果，需要在试点中监测评估并逐步厘清。

该人士认为，若综合考虑“隔墙售电”交易双方以及电网企业的利益诉求，平衡各方成本与收益，电网不仅不会成为“隔墙售电”交易难以逾越的难关，而且会成为积极的参与者和推动者。

多位专家一致向记者表示，解决“隔墙售电”市场主体各方的矛盾，还应当回到电力体制改革确定的市场化方向，利用市场化方式解决。目前新能源成本已经大幅下降，分布式电源承担过网费的能力增强了，为处理好“隔墙售电”的过网费等问题提供了契机，相信坚持按照市场化原则，“隔墙售电”可以实现电源、电网、用户三方共赢。

杭州数元电力科技有限公司董事长俞庆认为，“隔墙售电”体量小，政策想扶持也找不到落点，若能将绿电集中打捆销售则更直接便捷。

有观点认为，由于分布式能源具有波动性，通常无法完全满足“隔墙售电”用户的用电需求，仍需电网为其提供全容量投资，但其并没有承担相应的输配电价。这意味着未参与“隔墙售电”的用户将分摊更多的输配成本。

屋顶光伏无法“隔墙售电”？

一位山东分布式光伏企业负责人向记者表示：“作为发电企业，我们与园区内屋顶业主已签订屋顶租用协议、合同能源管理协议，并取得项目备案证，但项目无法接入用户，当地要求整村开发以及第三方开发的工业园区项目须接入公共电网，即光伏发电开发商不能直接向屋顶业主‘隔墙售电’。”

在该负责人看来，“隔墙售电”就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，而不是必须先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回。但按照当地的相关要求，屋顶光伏电量只有先上网，才能抵达用户。

记者了解到，对于分布式能源项目而言，有能力在区域内获取电力用户资源的项目业主，倾向于采用“隔墙售电”模式，但对于无法获得直接交易对象的项目业主，也会选择采用由电网代理交易的模式。

为何分布式屋顶光伏不能采取“隔墙售电”模式？除了过网费和交叉补贴争议之外，还有其他什么障碍？

一位电力系统相关人士认为，以光伏整县开发为代表的大规模建设、所发电量大部分上网的项目不是真正意义上的分布式项目，不应该享受“隔墙售电”的相关政策。

屋顶光伏“余电”该不该上网？

按照国家能源局《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》的相关要求，鼓励各类电力用户按照“自发自用、余量上网、电网调节”的方式建设分布式光伏发电系统”。

《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）也明确支持，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的相关模式。

按照一系列的政策，显然，国家鼓励分布式光伏项目参与“隔墙售电”。

不过，在中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏看来，虽然政策有了，但是具体的监管以及该由谁监管还没有明确，落地细则也需深入探讨。

上述相关企业负责人直言，当地有关单位在进行屋顶分布式光伏项目和地面电站接入批复时，拒绝了该项目的接入。“地面电站上网电量对于当地消纳而言已经过剩，因此拒绝分布式光伏‘余电’上网。”

在该负责人看来，如果分布式光伏“自发自用”后的“余电”不能上网，自然就无法交易，分布式光伏不能市场化交易，“隔墙售电”也就无法开展。

“隔墙售电”是否造成不公？

据了解，“隔墙售电”中存在的种种问题与我国现行的电价机制密切相关。

在我国现有的电价体系中，同一省区内发电机组执行的是同一上网电价、同一输配电价。但有业内人士认为，现有的输配电价定价模式无法实现公平分摊输配电成本的目标。

“由于分布式能源具有波动性，通常无法完全满足‘隔墙售电’用户的用电需求，仍需电网为其提供全容量投资，但其并没有承担相应的输配电价。”上述业内人士告诉记者，“电网企业的输配电价是按准许收入核定的，若有部分用户少缴纳输电费用，会造成电网企业收入的缺额。按现行政策，此部分缺额将在下一个监管周期予以平滑处理，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。”

也正因为上述因素，在部分业内人士看来，“隔墙售电”模式存在道德风险。

编者注：隔墙售电是很多分布式项目业主的强烈诉求，但就像集中式电站送出到用户端必须要交过网费一样，分布式电站也存在波动性和不可调节性。电网的调节作用，或者说灵活性电源的调节作用应该在电力市场中得到相应的收益体现。而随着东南各省分布式电站的增加，后续总体规模呈现出来的对电网冲击影响也会越来越大，同样也需要承担一定的调节性责任。因此，电力市场的建设需要平衡电源侧、电网侧和用户侧三方的利益，不应一刀切式的全加过网费，也不应一刀切式的不交过网费，要灵活把握费用的尺度。

原标题：分布式光伏“隔墙售电”为什么举步维艰？