“隔墙售电”大范围推广卡在哪儿

　　苏州工业园区12兆瓦分布式发电市场化交易试点项目日前正式投运。它由普洛斯集团、中方财团旗下企业以及苏州物流中心联合投资，是全国首个“一对多”分布式光伏发电市场化交易试点项目，对后续继续推动电力市场化交易具有借鉴意义。

　　分布式发电市场化交易被形象地称为“隔墙售电”，几年前就开始在各地铺开试点，至今仍不温不火。大规模推广“隔墙售电”还存在哪些障碍，又该从哪些方面打开突破口?

　　实现绿电就近消纳

　　来到苏州工业园区，记者在苏州普洛斯物流园和苏州物流中心看到，仓库屋顶成为天然的光伏发电良址。

　　相关负责人介绍，这些屋顶铺设了约20万平方米光伏面板，装机容量约12兆瓦，预计年均发电量1223万千瓦时，相当于每年减排近9000吨二氧化碳。

　　过去，这些绿电在满足发电企业自用的基础上，可以出售给电网。现在，不用舍近求远，发电企业可直接将其出售给同在一个110千伏变电站内的用电企业，实现就近消纳。

　　东南大学教授高赐威介绍，有别于业内常见的“自发自用、余电上网”和“全额上网”两种商业模式，“隔墙售电”项目在结算层面引入了第三方交易，通过当地电力交易中心直接与用户结算。

　　苏州工业园区相关部门负责人表示，苏州存在屋顶面积大但本身用电量小、周边用能需求旺盛的情况。在此情形下，“全额上网”不具备投资价值，“自发自用”又不具备接入条件，“隔墙售电”能妥善解决此类问题。

　　试点项目相继落地

　　事实上，“隔墙售电”并非新鲜事。

　　2017年，国家发展改革委、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》(以下简称《通知》)，支持资源条件好，电力需求大且电网接入条件好的地区参与交易试点建设。2019年底，国家能源局江苏监管办公室和江苏省发展改革委联合发布《江苏省分布式发电市场化交易规则(试行)》，明确分布式发电项目参加市场化交易的注册、主体、交易等相关细则。这是全国第一个省份出具的相关试点试行项目实施细则。

　　2020年12月31日，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。它是全国首家成功投运的分布式发电市场化交易试点项目，采用“农光互补”模式，年发电量680万千瓦时，所发电量就近在110千伏武澄变电所供电区域内直接进行市场化交易。至此，江苏省分布式发电市场化交易试点正式拉开序幕。

　　2021年，山东省、浙江省也先后发布文件，鼓励分布式可再生能源电力就地就近开发利用，开展市场化交易。

　　在国外，“隔墙售电”也有成功案例，如荷兰鹿特丹港以区块链+人工智能为技术支撑，于2020年8月启动电力交易平台Distro。平台上线两个月，就完成了2000万笔交易，其中92%的太阳能电力即产即销，在光伏业主、公共机构、企业买家之间搭建了点对点交易的桥梁。

　　标普全球普氏的统计数据显示，Distro平台试运行后，终端用户能源成本降低11%，可再生能源生产商收入则增长14%;同时，电池储能投资回报率提升20%。

　　责权利需进一步厘清

　　虽然《通知》提出“隔墙售电”试点已超过6年，但相关进展却比较缓慢。这到底是为什么呢?

　　在高赐威看来，“隔墙售电”推行缓慢，主要是因为电力价格机制没有理顺。

　　《通知》规定，电网公司可对分布式新能源项目收取“过网费”。但这个“过网费”减去了输配电价中的交叉补贴、政府性基金和附加，每千瓦时仅可能收取0.015—0.05元费用。如果在同一电压等级之下，“过网费”甚至为零。

　　在此之前，电网公司收取的“过网费”“系统运行费”一般都在0.2元/千瓦时以上。

　　当前，电网是按照所有用户的最大负荷设计的。虽然“隔墙售电”交易双方减少了从电网购买电量，但电网建设时仍需将交易双方的用电负荷纳入考量，这意味着由电网企业承担兜底供电保障。高赐威说，分布式新能源如果采取“隔墙售电”，卖方和买方固然能实现双赢，但这对电网公司而言是亏损的，而且这是以整个系统为之兜底为代价的。

　　如果交易双方不经过现有的输配电网，而是建设一条专线，那么离开了政策扶持，分布式新能源参与市场交易的经济性并不占优。此外，这样做还会导致现行电网“责、权、利”关系失衡，电网企业售电或输配电价收入减少。

　　因此，高赐威认为，想用好新能源，就要进一步推进电力体制改革。“隔墙售电”若想真正取得突破，需重新厘定责权利关系，对电力价格进行结构性改革，促进新能源项目投资，推动节能降碳。