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隔墙售电这张“老药方”，能医分布式并网之痛吗？

华夏能源网 · 公众号 · · 2024-05-24 19:27

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作者 | 刘洋

编辑 | 杨亦

在分布式消纳危机爆发并引起重视之后，分布式光伏大省河南终于祭出了新能源消纳“大杀器”——隔墙售电。

华夏能源网（公众号hxny3060）获悉，近日，河南发改委连发三个重磅文件：《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）》。

给征求意见稿划个重点：整村开发类源网荷储一体化项目，自发自用比例不低于50%， 余量逐步参与电力市场交易； 工业企业源网荷储一体化项目， 可在厂区红线外建设，也可第三方投资，卖给用电企业。 可以说，文件明确放开“隔墙售电”的意味十分明显。

文件还明确了四类分布式光伏项目可开放隔墙售电：工业企业源网荷储一体化项目、增量配电网类源网荷储一体化、家庭作坊类源网荷储一体化、整村开发类源网荷储一体化。

实际上，为促进分布式新能源消纳而量身打造的隔墙售电，已经在江苏、浙江、山东、上海、广东、湖南、湖北、河北、黑龙江等地陆续推行，但迄今为止，还没有一处试点取得成功。

早在六年前就开始在各地铺开试点的隔墙售电，至今仍不温不火。这一招，真能解分布式光伏之痛吗？身处这一轮分布式消纳危机漩涡中心的河南省，能够趟出一条新路吗？

分布式大省“病急投医”？

分布式发展迅速有其两面性。河南省作为分布式装机大省，快速增长的装机量，令大量地区陆续成为并网“红区”，消纳危机也加重了，或是河南省紧急推出政策的原因。，

2023年全年，河南省凭借13.99GW的新增光伏装机总量位列全国第六。虽然已经跌出前三甲，但是与前面的新疆（14.29GW）、山东（14.23）、江苏（14.20GW）的差距不算大。

而其中，分布式光伏装机量河南位居第一，高达9.99GW。第二名的江苏省，户用光伏装机量仅为河南的一半左右。

另一方面，河南分布式新能源消纳问题也迅速抬头。2023年12月2日，河南省新安县分布式光伏电站接到电网通知，当日该县9时到13时之间，所有电站进入停发状态，参与调峰， 新安县打响了分布式光伏限电的“第一枪”。 此后，消纳红区问题在河南各地多点爆发。

3月初，据河南漯河地区光伏用户透露，在河南漯河地区，目前户用光伏这一块限发时间大概在上午10：00-16:00这个区间，而长达6个小时的限发，对于电站收益和发电来说都必将造成成极大的影响。

从该用户提供的某一日的通知信息中可以看到，在下午16时左右，低压分布式光伏配合调峰的工作结束，其中，参与调峰的户数为14360户，可见整个调峰的规模还是不小的。

另有河南商丘柳河镇一光伏用户晒出发电实情显示，2024年3月12日，该光伏电站上午9:00不到基本上就没有发电了，一直到下午大约16:00左右才又恢复正常发电，整个限发时长一度高达7个小时左右。

另一河南地区用户的发电情况中也显示， 大约从上午10:00开始到下午16：50左右，该电站的发电量为0。 限发时间也同样是超过了6小时。

综上可见，目前河南不少地区光伏限发的情况确实存在，且限发的力度也比较大。

正是在这样的焦头烂额局面下，河南省想到了推行“隔墙售电”模式。 该模式允许分布式光伏通过电网（配电网）将电力直接销售给周边电力消费者，仅对电网交“过网费”。

如此，不仅能够提高分布式项目收益、促进新能源项目投资，更重要的是，政策层急于透过隔墙售电模式来帮助新能源实现有效消纳。

在政策层看来，“隔墙售电”模式有利于分布式能源实现就近消纳，还能大幅降低输配成本，可以为交易双方带来实实在在的收益，从而实现双赢的局面。

六年前就已试点

事实上，隔墙售电早已不是一个新事物了。

2017年10月底，国家发改委和国家能源局印发《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），“破天荒”提出分布式发电项目在“全额上网”、“自发自用、余量上网”之外，可参与市场化交易，将电卖给配电网内就近的电力用户，即俗称的“隔墙售电”。

2018年1月3日，两部门又联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，明确要求每一个省份必须申报分布式发电市场化交易试点，并首推直接售电模式。该通知还要求隔墙售电模式“在2018年7月1日前于各地正式开展”。

此前，政策层面为促进光伏和风电发电，一直采取的方式是发电项目单位通过申报获得补贴资格，由国家可再生能源基金给予度电补贴。

而1901号文则规定，参与市场化交易的项目依旧能够拿到补贴，但会在标准度电补贴之上低至少10%。 不过在实际中，补贴拖欠的问题比较严重，隔墙售电市场化交易试点的目的之一，也是为了缓解不断扩大的补贴缺口。

在隔墙售电试点之前，分布式发电有两条出路： 一是“全额上网”。 尤其是在新能源装机占比、发电量占比都还微乎其微的时候，电网企业可以十分慷慨地将分布式新能源的发电量全部收入囊中； 二是“自发自用、余量上网”。 伴随着分布式新能源装机和发电量占比持续攀升，“全额上网”电网企业已经吃不消了，于是强调分布式自发自用、就近消纳的声音就大了起来。

然而，随着分布式装机和发电量占比持续增长，就连“余量上网”，电网企业也已经吃不消了。这样一来，带来的“病证”就是如河南一样，各省市对分布式电源长达六七个小时的“限发”。

看来，要想为分布式新能源的进一步发展打通障碍，就必须为分布式新能源的“余量”找到一个出口才行。

首先是户用光伏，它要覆盖成本获得收益，目前各地还多半采用“全额上网”模式。如果要求农户完全“自发自用”，在现有的电价政策背景下，是没有农户愿意投资户用光伏的。

其次是工商业光伏，没有“余量上网”，要想持续发展也是不行的。

例如，物流仓储设施屋顶开阔平坦，是分布式光伏的天然资源，光伏集中开发难度小。但相比于耗能更大的制造行业业主，物流仓储业存在电量消纳劣势。在自用需求有限的情况下，这一行业是没有动力去做工商业分布式光伏的，因为一直在呼吁更灵活的电力市场交易方式。

总之， 伴随着分布式新能源装机的持续增长，业主方对于“余量上网”的需求更为典型和迫切。 这个时候，隔墙售电重又被寄予厚望，也就在情理之中了。

隔墙售电“卡”在哪儿了？

隔墙售电试点从设立至今已经整整6年了，却一直是“雷声大雨点小”，这又是什么缘故呢？

目前，相比于集中式的跨区送电交易，分布式隔墙售电之所以还能有比较优势，那是因为国家在政策上向分布式倾斜，而一旦离开了政策扶持，分布式参与市场交易的经济性其实并不占优。

1901号文规定，电网公司可针对分布式隔墙售电收取“过网费”。 但现行“过网费”标准减去了输配电价中的交叉补贴、政府性基金和附加， 每千瓦时可能仅有1.5分到5分，如在同一电压等级之下，“过网费”甚至为零。

上述标准执行前，在同档情况下，电网公司收取的包括交叉补贴和政府性基金及附加在内的输配电价一般都在0.2元/千瓦时以上。

也就是说，分布式如果采取隔墙售电，每交易1度电，电力系统要补贴它2毛钱。并且，这一度电补贴还将随着分布式新能源占比的提高而进一步攀升。这一补贴过程，隔墙售电的卖方和买方可能实现了双赢，但是，这是以整个系统为之兜底为代价才能实现的一个“双赢”。

当前，电网投资是按照用户的最大负荷设计的，虽然分布式拥有者和隔墙售电的购买者减少了网购电量，但电网投资却是“一分也不能少”。 分布式光伏和隔墙售电实际上造成了输配电收入减少，对电网公司而言是亏损的。

那电网公司会怎样反应呢？按照现行政策，此部分缺额电网公司会通过下一个监管周期输配电价的调整来加以解决，那么，最终可能导致的情况是，没参与隔墙售电的用户（居民以及工商业）将会分摊更多的输配成本。

北京大学能源研究院的一份权威报告曾指出，隔墙售电由于用户不缴纳上一级电压等级的输电价格，且涉及切割电网原有利益，导致电网抵触情绪较大，开展困难。

“隔墙售电”的试行，主要是为了激励分布式能源发展，因而享受到政策倾斜。然而，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。现行电网“责、权、利”关系失衡，电网企业售电或输配电价收入减少，导致积极性不高。

隔墙售电这张“老药方”，能医分布式并网之痛吗？

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