随着电源结构中新能源占比持续居高，新型电力系统的升级与建设迫在眉睫。而对于处在发展瓶颈期的分布式光伏，与开发、
消纳相关的政策正接踵而来。
在《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》（下称“征求意见稿”）发布不足两个月后，12月5日，国家能源局再出重拳发布
《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”）。
此前“征求意见稿”对分布式发电并网消纳带来的冲击，让分布式行业近乎有点“怀疑人生”了：一方面，对6MW以上“大型工商业光伏”项目取消了余电上网，要求“全部自发自用”；另一方面，分布式发电要交易，就要承担政府性基金及附加、系统备用费、政策性交叉补贴等一系列费用。
大型分布式项目的并网“特权”被取消，绿电参与交易还将承担系统运营费用，未来分布式光伏又将何以为生呢？（
见此前报道《能源局为分布式光伏定新规定，“为了装机而装机”的时代终结了？》
）
最新指导意见中，提出了“新型经营主体”的概念，并明确“支持具备条件的工业企业、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”。
此前已试验多年但一直未能有效落地的“隔墙售电”，或将成为分布式的出路。
值得注意的是，指导意见最新使用了“新能源直连”的新提法，这意味着隔墙售电全面铺开。
同样值得注意的是，全国人大也在密切关注着分布式光伏的未来发展，为此，十四届全国人大第二次会议曾向国家能源局提出了第4179号建议。而今年7月，国家能源局在给全国人大的答复中，特别提到“下一步，国家发展改革委将适应‘隔墙售电’、源网荷储一体化等新模式发展，会同有关方面研究完善促进新能源就近消纳的相关价格机制”。
伴随着新能源装机的突飞猛进增长，系统内各种电源之间矛盾多发、源网矛盾多发，分布式光伏消纳难也愈演愈烈，在这样一个阶段，隔墙售电作为一种系统性的尝试，或许已经不得不为。
隔墙售电，不得不为
形势的发展和人们对事物发展的认识，总是逐步深化的。
新能源装机尤其是分布式发电装机的迅猛增长，取得了新能源转型的历史性成就，另一方面，也严重冲击着整个电力系统的消纳能力。
在上一个阶段（2022年下半年以来），分布式开发受到了配电网容量的限制，问题集中表现为分布式光伏接网“红区”大量涌现。为此，国家能源局在2023年特别组织了调查评估，结果是截至该年底仅山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个省份，就有超过150个地区分布式光伏已无新增接网空间。
进入2024年以来，分布式光伏接网红区更是蔓延开来。据不完全统计，分布式光伏接网难题已经席卷了全国逾10个省份，有超过400个县成为了红色区域，包括黑龙江81个县、山西73个县、河南逾70个县、河北南网53个县、山东37个县、广东37个县、辽宁逾20个县、广西10余个县、福建4个试点县，等等。红区内，分布式光伏接网被叫停。
然而，事实上，卡住分布式光伏的不仅仅是
配电网容量
的问题。即令配电网容量翻倍、分布式项目顺利接网了，分布式光伏的消纳难题还是会换一副“马甲”重新出现。
据公开报道，2024年2月，河南漯河地区光伏用户接电网通知，要求10：00-16:00停发，限电6个小时。在拥有4000万千瓦光伏装机的河南，漯河式的分布式光伏限电并非孤例，在此前后，新安县、商丘县等河南多地都出现了分布式光伏中午限电5-7小时不等的类似情况。
为何停发限电？还是因为负荷侧用不了那么多的绿电。因此，
分布式光伏所遭遇的困境，不只是能不能接网的问题，更重要的是在顺利并网后能不能找到足够的用电买家。
配电网扩容的问题，国家已经正在大刀阔斧推进。那么，将来“红区”问题实现有效缓解之后，
分布式光伏发展的主要矛盾也要变了，恐怕还是发电量卖给谁的问题。
面对这一难题，新能源发电都寄望着并入大电网的方式，过于简单粗暴了。因为电网需要照顾到的利益相关方很多，眼下新能源与火电、水电、核电都在同台竞电、待价而沽；新能源内部，光伏也还面临风电的竞争；即便都是光伏，也还有集中式与分布式之间的激烈竞争。
就算是电网对分布式光伏独家“买断”了，但由于分布式光伏“三性”特征，给电网稳定性带来的巨大冲击，其消纳问题也还是难以得到充分解决。
因此，鉴于分布式光伏发电本身的特性，相比于西北集中式光伏，中东部分布式光伏的优势在于“就地平衡、就近消纳”。
基于这一逻辑来理解，
隔墙售电、绿电直供，又恰是分布式光伏就地平衡、就近消纳的一个值得尝试的途径：
第一，隔墙售电不上主网，大大减缓了对电网稳定性的冲击；第二，隔墙售电为分布式电源找到了固定大买家，从而为稳定的收益打下基础。
“绿电直供”，难在何处？
事实上，隔墙售电的可行性是不需要讨论的，政策方面已经推了很多年。
