分布式光伏隔墙售电到底难在哪？

马上就快到2022年4月，一年前，2021年4月国家能源局发布《2021年能源工作指导意见》，意见指出“进一步推动电力交易机构独立规范运行和增量配电试点项目落地。积极推进新能源‘隔墙售电’就近交易。有序放开电网企业设计、施工等竞争性业务。”时间过去一年，有什么变化，没有。

（来源：微信公众号“新能源电力投融资联盟” 文 | 彭澎 中国新能源电力投融资联盟秘书长）

其实2017年，国家发展改革委和国家能源局发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，希望推动试点的落地进而全面打开分布式发电市场化交易，简称隔墙售电，至今唯有江苏两个试点项目并网，再无寸进。大家都问，为何这样难？答案很简单，难在利益的重新分配。联盟对隔墙售电的政策全程参与研究，这次用一个试点项目细细剖析。

2017年，能源局搞分布式市场化交易，文件中对试点范围的分布式明确减免交叉补贴、政府性附加，过网费按照电压等级差计算（发改委价格司给出了明确的计算公式）。

据联盟沟通过的试点项目开发企业，在上报试点方案时表示，如果这些条件落实，项目自愿放弃补贴，希望能将试点落地。江苏落地的隔墙售电试点项目也是无补贴项目。以2017-2018年的装机成本，在无补贴的情况下，我们认为这些优惠条件对开发企业并不过分。当然本质上，这些优惠的成本是电网承担了。因此，电网毫无积极性。从电网的角度来说，分布式隔墙售电卖电给优质客户的最高价时段，但是却由电网承担了系统备用等成本。

时间来到了2021年，所有的光伏项目都没有补贴了，那么分布式要怎么做呢？

人人皆知大基地项目消纳难，为何不能在主要用电负荷区打开隔墙售电呢？

这些疑问，可以参考一下江苏落地的试点项目的情况。

江苏常州5MW分布式市场化交易项目试点情况汇总

项目容量：

5MW，地面农光互补

发用电双方在同一110kv台区

售电价格

0.4698元/kwh，固定价格，不分时段（江苏平段电价0.5492元/kwh-过网费0.05- 政府性附加0.0294）

是否有偏差考核

是，当月结算电量低于合同约定分月电量时，区分合同违约责任，将实际结算电量与合同约定分月电量值的 97%下限之间差值，纳入违约电量。违约责任方按照违约电量以当期江苏燃煤机组基准电价的 10%向另一方支付违约补偿费用。

电量如何结算

当月实际结算电量为交易约定分月计划、分布式发电上网电量以及电力用户实际用电量取小结算。分布式发电当月上网电量超出当月市场化实际结算电量部分，由电网企业按当年对应燃煤基准网电价收购。电力用户当月结算电量低于交易约定的分月电量计划时，不足部分以保底供电的价格向电网企业购买。

在偏差考核和电量结算规则下，分布式风电VS用电户出现了四种场景，不同场景的具体结算情况看图。

多发多用

多发少用

少发多用

少发少用

举例

2021年2月，发电计划：48 万千瓦时，光伏实发电量：57.55万千瓦时；市场化交易实际结算电量：48 万千瓦时，结算电价：0.4698 元/千瓦时；上网电量超出结算电量：9.55 万千瓦时，结算电价：0.391 元/千瓦时；计算综合电价：0.4567 元/千瓦时。

2021年3月份，发电计划：62.5 万千瓦时,光伏实发电量：56.85万千瓦时；市场化交易实际结算电量：56.85 万千瓦时，结算电价：0.4698 元/千瓦时；本月光伏实发电量低于发电计划，产生违约电量：3.775 万千瓦时（实际结算电量-分月计划*0.97），违约补偿电价：0.0391 元/千瓦时; 计算综合电价：0.4672 元/千瓦时。

交易场所

江苏省电力交易中心

电费结算

用电户全部交电费给电网，通过交易中心结算，分峰谷平。电网按照上文的价格与发电企业结算。

上图是试点项目真实的发用电数据，看最下面两条曲线，大量发电是在尖峰、峰时、平时。

从试点项目来看有几个核心问题

1. 试点项目发电是在尖峰、峰时和平时，为何卖电的时候只能按照平时电价计算？

2. 客户交了峰谷平，这中间的差价，电网如何处理？

3. 过网费0.05是怎么计算的，联盟并不不清楚。该项目和用电户属于同一电压等级、同一变电台区，属于无级差供电，如果按照2017的试点文件的公式，过网费应为0。

如果想大规模推广隔墙售电，分布式应该为享受的服务给电网支付什么样的成本，现在不知道。

如果我们来看江苏的输配电价，如果允许分布式隔墙售电，实现峰平售电，交正常的输配电价，交叉补贴，政府性附加，电网给代收电费。开发企业是否感兴趣呢？

现在我们希望电网尽快发布分布式隔墙售电的政策，有什么条件，你们可以提出来。