隨著5月20日第一批分布式市場化交易試點區域的公布，“隔墻售電”再次成為電力市場關注焦點。以光伏為代表的分布式發電項目，發展到目前階段，“隔墻售電”成為分布式項目實現全面市場化發展的關鍵，相比自發自用項目，“隔墻售電”用戶選擇靈活，解決了自發自用項目用戶用電不穩定這一痛點;相比全額上網項目，“隔墻售電”可以獲得一個相對較高的交易電價;而與常規電力交易相比，“隔墻售電”是買賣雙方都可得利的模式，免交最高電壓等級輸配費用和交叉補貼減免帶來的空間，使得買賣雙方都能從中獲益。

那么具體“隔墻售電”能為用戶帶來多大降價空間?未來市場空間如何?當前發展還面臨著哪些問題?本文對此做一簡要分析。

一、與常規電力交易相比，“隔墻售電”用戶降價空間大

此次26個分布式市場化交易試點區域，江蘇省最多，共6個。本文以江蘇省為例，測算“隔墻售電”用戶最終結算電價。其中：賣方交易電價按照當前自發自用項目一般給予用戶的80%目錄電價;買方結算電價=賣方交易電價+過網費+政府性基金及附加。

從測算結果可以看出，在“隔墻售電”情景下，一般工商業和大工業用戶的結算電價相比目錄電價目前可以再下降7分以上，下降比例超過11%，且隨著分布式項目成本的持續下降，下降空間也將不斷擴大。而根據去年底江蘇電力交易中心發布的2019年江蘇電力市場年度協商交易結果，2019年發電企業平均降價2.18分/千瓦時，也就是“隔墻售電”項目降價空間更大，自然也將更受市場歡迎。

以下為具體交易規則及結算電價計算過程。

1、交易規則及結算電價

根據江蘇省《江蘇省電力中長期交易規則(暫行)》、《江蘇省分布式發電市場化交易規則(征求意見稿)》，分布式項目在現貨市場啟動之前，開展電力中長期交易，以雙邊協商為主，適時開展掛牌交易和集中競價。

發電項目結算電價即為交易電價，由市場主體通過雙邊協商方式形成,第三方不得干預。電力用戶結算電價由交易電價、過網費、政府性基金及附加構成。

2、過網費計算

過網費=電力用戶接入電壓等級對應的輸配電價-分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級輸配電價。例如，某電力用戶以10千伏電壓等級接入電網，一個5兆瓦分布式發電項目接入該10千伏線路所在變電站的高壓側35千伏，則過網費=10千伏輸配電價-35千伏輸配電價：

一般工商業過網費：0.221-0.196=0.025元

大工業過網費：0.213-0.198=0.015元

基本各省相鄰電壓等級過網費核算下來在1-3分之間，個別省份較高，這給用戶結算電價提供了降價空間。針對國內首個無補貼市場化交易項目，2018年10月8日，山東省物價局核定東營河口區項目過網費為每個電壓等級每千瓦時1.5分。

3、江蘇省銷售電價、政府性基金及附加

備注：

1. 以上附表所列價格，均含國家重大水利工程建設基金，具體標準為：居民生活用電0.085分錢，其它用電0.42分錢。除農業生產用電外，其他用電均含國家大中型水庫移民后期扶持資金0.62分錢。大工業用電、一般工商業及其它用電含可再生能源電價附加1.90分錢。

2. 對國家明確規定執行居民用電價格的非居民用戶，按其他居民生活用電價格標準執行

3. 對城鄉“低保戶”和農村“五保戶”家庭每戶每月給予15度免費用電基數，電價標準為0。

據上表，江蘇省政府性基金及附加情況為：國家重大水利工程建設基金0.42分，大中型水庫移民后期扶持基金0.62分，可再生能源發展基金1.9分，合計2.94分。

4、交易電價、結算電價降價空間

對于賣方來說，若其交易電價采用當前自發自用項目一般給予用戶的80%目錄電價，則買方結算電價計算如下：

對于一般工商業用戶：

賣方交易電價=0.6465×80%=0.5172元，無補貼下可保障收益水平;

買方結算電價=交易電價+過網費+政府性基金及附加=0.6465×80%+0.025+0.0294=0.5716，相比目錄電價降低0.6465-0.5716=0.0749元，降低11.6%。

對于大工業用戶：

賣方交易電價=0.6418×80%=0.51344元，無補貼下可保障收益水平;

買方結算電價=交易電價+過網費+政府性基金及附加=0.6418×80%+0.015+0.0294=0.55784，相比目錄電價降低0.6418-0.55784=0.08396元，降低13.1%。

二、“隔墻售電”市場空間

6月22日，國家發改委下發《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》，支持中小用戶參與市場化交易，并提出各地要抓緊研究并合理制定中小用戶參與市場化交易的方式。本次發用電計劃放開，與此前四大高耗能行業放開不同，主要是中小用電企業或者第三產業用戶，據測算帶來的市場化交易增量約占全社會用電量的30%(2萬億度電)，而“隔墻售電”面向的也正是這部分用戶。無疑，“隔墻售電”將為分布式光伏、分散式風電等分布式能源打開一個廣闊市場。

三、當前“隔墻售電”發展所面臨的問題

在2019年7月25日中國光伏行業協會舉辦的“光伏行業2019年上半年發展回顧與下半年形勢展望研討會”上，電規總院、國網能源研究院專家提出當前“隔墻售電”發展所面臨的問題：

過網費按照電壓等級價差核算，已形成共識。按照平價19號文，分布式市場化交易試點項目免交最高電壓等級輸電費，減免交叉補貼，但具體減免交叉補貼核定辦法，尚未明確。按照過網費計算方式，大部分政策性交叉補貼已扣除，剩余包含在過網費中的交叉補貼，后續再看核定辦法。

根據試點政策，20MW及以下項目在35千伏等級以內消納，20-50MW項目在110千伏等級以內消納，但政策未明確是否可以反送電。建議允許接入380V、10kV、35kV的分布式發電可以少量向上級電網送電，那么過網費就按照所涉及的最高電壓等級計算，具體這部分過網費是按照全電量計算還是只計算反送電量，需進一步明確。

未來分布式市場化交易需要與中長期交易市場、現貨市場、輔助服務市場相融合。

對于分布式市場化交易，中國沒有太多的海外經驗可以借鑒，需要走一條中國特色的市場化交易路徑。

分布式電力市場化不同于常規電力交易，相信通過項目試點，分布式交易規則將不斷完善，同時在市場形勢的倒逼下，“隔墻售電”的全面放開步伐或將提速，一方面為中小用電企業或者第三產業用戶降低電價提供更大空間，進一步降低企業用電負擔，這也正是兩年來總理力抓的一項工作，符合國家主導方向;同時也將使分布式發電迎來一個新的快速發展時期。