馬上就快到2022年4月，一年前，2021年4月國家能源局發布《2021年能源工作指導意見》，意見指出“進一步推動電力交易機構獨立規范運行和增量配電試點項目落地。積極推進新能源‘隔墻售電’就近交易。有序放開電網企業設計、施工等競爭性業務。”時間過去一年，有什么變化，沒有。

其實2017年，國家發展改革委和國家能源局發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，希望推動試點的落地進而全面打開分布式發電市場化交易，簡稱隔墻售電，至今唯有江蘇兩個試點項目并網，再無寸進。大家都問，為何這樣難?答案很簡單，難在利益的重新分配。聯盟對隔墻售電的政策全程參與研究，這次用一個試點項目細細剖析。

2017年，能源局搞分布式市場化交易，文件中對試點范圍的分布式明確減免交叉補貼、政府性附加，過網費按照電壓等級差計算(發改委價格司給出了明確的計算公式)。

據聯盟溝通過的試點項目開發企業，在上報試點方案時表示，如果這些條件落實，項目自愿放棄補貼，希望能將試點落地。江蘇落地的隔墻售電試點項目也是無補貼項目。以2017-2018年的裝機成本，在無補貼的情況下，我們認為這些優惠條件對開發企業并不過分。當然本質上，這些優惠的成本是電網承擔了。因此，電網毫無積極性。從電網的角度來說，分布式隔墻售電賣電給優質客戶的最高價時段，但是卻由電網承擔了系統備用等成本。

時間來到了2021年，所有的光伏項目都沒有補貼了，那么分布式要怎么做呢?

人人皆知大基地項目消納難，為何不能在主要用電負荷區打開隔墻售電呢?

這些疑問，可以參考一下江蘇落地的試點項目的情況。

江蘇常州5MW分布式市場化交易項目試點情況匯總

項目容量：

5MW，地面農光互補

發用電雙方在同一110kv臺區

售電價格

0.4698元/kwh，固定價格，不分時段(江蘇平段電價0.5492元/kwh-過網費0.05- 政府性附加0.0294)

是否有偏差考核

是，當月結算電量低于合同約定分月電量時，區分合同違約責任，將實際結算電量與合同約定分月電量值的 97%下限之間差值，納入違約電量。違約責任方按照違約電量以當期江蘇燃煤機組基準電價的 10%向另一方支付違約補償費用。

電量如何結算

當月實際結算電量為交易約定分月計劃、分布式發電上網電量以及電力用戶實際用電量取小結算。分布式發電當月上網電量超出當月市場化實際結算電量部分，由電網企業按當年對應燃煤基準網電價收購。電力用戶當月結算電量低于交易約定的分月電量計劃時，不足部分以保底供電的價格向電網企業購買。

在偏差考核和電量結算規則下，分布式風電VS用電戶出現了四種場景，不同場景的具體結算情況看圖。

多發多用

多發少用

少發多用

少發少用

舉例

2021年2月，發電計劃：48 萬千瓦時，光伏實發電量：57.55萬千瓦時;市場化交易實際結算電量：48 萬千瓦時，結算電價：0.4698 元/千瓦時;上網電量超出結算電量：9.55 萬千瓦時，結算電價：0.391 元/千瓦時;計算綜合電價：0.4567 元/千瓦時。

2021年3月份，發電計劃：62.5 萬千瓦時,光伏實發電量：56.85萬千瓦時;市場化交易實際結算電量：56.85 萬千瓦時，結算電價：0.4698 元/千瓦時;本月光伏實發電量低于發電計劃，產生違約電量：3.775 萬千瓦時(實際結算電量-分月計劃*0.97)，違約補償電價：0.0391 元/千瓦時; 計算綜合電價：0.4672 元/千瓦時。

交易場所

江蘇省電力交易中心

電費結算

用電戶全部交電費給電網，通過交易中心結算，分峰谷平。電網按照上文的價格與發電企業結算。

上圖是試點項目真實的發用電數據，看最下面兩條曲線，大量發電是在尖峰、峰時、平時。

從試點項目來看有幾個核心問題

1. 試點項目發電是在尖峰、峰時和平時，為何賣電的時候只能按照平時電價計算?

2. 客戶交了峰谷平，這中間的差價，電網如何處理?

3. 過網費0.05是怎么計算的，聯盟并不不清楚。該項目和用電戶屬于同一電壓等級、同一變電臺區，屬于無級差供電，如果按照2017的試點文件的公式，過網費應為0。

如果想大規模推廣隔墻售電，分布式應該為享受的服務給電網支付什么樣的成本，現在不知道。

如果我們來看江蘇的輸配電價，如果允許分布式隔墻售電，實現峰平售電，交正常的輸配電價，交叉補貼，政府性附加，電網給代收電費。開發企業是否感興趣呢?

現在我們希望電網盡快發布分布式隔墻售電的政策，有什么條件，你們可以提出來。