关于“隔墙售电”若干问题的探讨

“隔墙售电”提出的背景

“隔墙售电”概念的初次提出，是在《国家发展改革委 国家能源局关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源[2017]1901号），在2017年10月出台这个通知的背景和要解决的问题比较明确，即：“分布式发电已取得较大进展，但仍受到市场化程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等因素的制约。”为了进一步加快推进分布式能源的发展而下发的。

（来源：北极星售电网 作者：曹亮，刘建，汪科）

本文梳理了2017年以来与分布式发电有较强关联的政策文件，参见下表1。

从相关政策（规范）文件的核心内容来看，五个政策文件中，发改能源[2017]1901号文准许了“分布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进行电力交易”，也就是行业内所熟知的所谓“隔墙售电”，表1的后四个文件对电网企业应该承担的推动新能源（分布式是重点）发展方面的应尽义务进行了规范，包括“公平开放”、“应接尽接”、“公平无歧视”等重点要求。

从实际操作层面来看，到目前为止，应该说成功的“隔墙售电”试点基本没有，寥寥几个试点项目的存续也是步履维艰。

关于“隔墙售电”内涵的重申

需要强调的是，我国“隔墙售电”的概念从一开始，就是指利用公共配电网与就近电力用户进行电力交易（即：表前交易），而不是通过物理方式的拉电线向隔壁“邻居”供电。1996年5月19日，原电力工业部发布了《供用电监督管理办法》（中华人民共和国电力工业部令(第4号)，经过2011年和2024年两次修订，目前仍是有效的国家发展改革委员会部门规章，其中有两条规定，从根本上否定了“物理方式拉电线向隔壁‘邻居’供电”的合法性：

“第十七条：违反《电力法》和国家有关规定，擅自伸入或跨越其他供电企业供电营业区供电者，电力管理部门应以书面形式责令其拆除伸入或跨越的供电设施，没收其违法所得，并处以违法所得四倍以下的罚款”。

“第十八条：违反《电力法》和国家有关规定，擅自向外转供电者，电力管理部门应以书面形式责令其拆除转供电设施，没收其违法所得，并处以违法所得三倍以下的罚款”。

上述两个法条从根本上明确了输配电通道属于社会公共资源，按照统一的规划建设，任何单位和个人不得擅自为了个人或团体利益去随意“拉电线”，正如任何个人都不能因为“两点之间直线最短”就随意占用公共区域，修一条跟邻居、好友之间的直通道路一样。

从电力系统基本原理来看，对于建设有“自发自用、余电上网”分布式光伏发电项目的台区来说，当有余电上网时，“隔墙售电”从物理层面就在真实的进行着，如下图所示：

为便于说明，本图简化为只有一座光伏电站和一个用户负荷，如果从公共电网的下网功率为P1，光伏上网的功率为P2，同一台区的某负荷用电功率为P3，则任何时刻都满足P1+P2=P3。假设某时刻t，负荷功率为10kW，光伏出力9kW，则电网的下网功率必为1kW；相应的，若光伏出力也为10kW，则电网下网功率即为0；若光伏出力为11kW，则变成上网功率1kW。

所以“隔墙售电”的核心问题，从来不是物理上是否行得通，而是要解决发电投资企业、电网企业和用户之间利益分配的合理性问题，本质上就是要厘清“隔墙售电”应该承担的过网费水平。

关于“隔墙售电”过网费的探讨

发改能源[2017]1901号下发后，国家能源局新能源司相关负责人曾就《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》召开过专题答记者问，其中对于“隔墙售电”的过网费标准做过界定，即：过网费=电力用户接入电压等级对应的输配电价－分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价。需要说明的是，等式左侧是过网费，右侧是输配电价相减，是考虑到输配电价=过网费+政策性交叉补贴，通过等式右侧的减法，政策性交叉补贴被抵消掉。

举例说明：某电力用户以10千伏电压等级接入电网，一个5兆瓦分布式发电项目接入该10千伏线路所在变电站的高压侧35千伏，则过网费=10千伏输配电价－35千伏输配电价；若一个30兆瓦分布式发电项目接入35千伏侧，但功率已超过该电压等级供电范围平均用电负荷，则过网费=10千伏输配电价－110千伏输配电价。

按照上述释义，以笔者相对熟悉的长三角某用电大省为例说明，该省的输配电价参见下表2。

在我国10（20）千伏是配电网的主供电压等级（35千伏属于辅助性的电压等级），通常以10千伏接入配电网的分布式光伏，其上一级电压大多数时候为110千伏，则采用“隔墙售电”模式时，需要承担的电度过网费分别为0.1260－0.0791=0.0469（两部制），0.2144－0.1770=0.0374（单一制），若按照发改能源[2017]1901号文中的过网费测算规则，可以估算出该省在配电网采用“隔墙售电”对电网公司准许回收的输配电价的影响。

已知该省2023年底用电量约6200亿千瓦时，2023年底该省光伏总装机约为4000万千瓦，其中分布式光伏装机占比约为80%，约为3200万千瓦，分布式年发电量约300亿千瓦时。取以下边界为估算的假设条件（数据与实际可能存在差异）：

（1）该3200万千瓦装机中有90%为“自发自用、余电上网”的工商业屋顶分布式光伏，即：2880万千瓦；其余为全额上网的（地面）分布式项目；

（2）对于单体分布式项目，自发自用和余电上网的电量比例设为50%，即余电上网电量为135亿千瓦时；

（3）余电上网电量中有75%的电量采用“隔墙售电”模式与同一主变压器下的用户进行电力交易，其余25%电量反送电网，通过更高电压等级向其他区域供电，据此可估算出“隔墙售电”的电量约为100亿千瓦时；

（4）已知该省工商业用户中，执行两部制电价和单一制电价的用户占比分别约为2%、98%。

采用“隔墙售电”模式时，每年电网公司少回收的过网费为0.0791元/千瓦时×2亿千瓦时+0.1770元/千瓦时×98亿千瓦时=17.5亿元。（式1）

根据国家发展改革委员会于2020年1月印发的《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规〔2020〕101号），省级电网输配电价的计算原则是：先核定电网企业输配电业务的准许收入，再以准许收入为基础核定输配电价。意味着式1中因“隔墙售电”少收的17.5亿，本应是电网企业的准许收入，为不影响电网企业的正常生产经营，则有两种可能的解决方案：

方案一：通过调增省级输配电价的单价，回收因“隔墙售电”损失的准许收入。根据该省工业用电量占全社会用电量的比例约为70%的情况，不难算出，电度输配电价需要调增约0.004元/千瓦时，由全体工商业用户分摊。这样就引发了“隔墙售电”的所谓“道德”问题：即全体用户均需要承担由于部分用户参与“隔墙售电”导致的电度输配电价调增问题。

方案二：由于分布式电源的间歇性、波动性、随机性特征，用户时刻都需要公共电网提供托底保障，“隔墙售电”的存在，丝毫不能减少公共电网的基建和技改投资。根据《省级电网输配电价定价办法》第十九条：“两部制电价的容（需）量电价与电度电价，原则上参考准许成本中折旧费与运行维护费的比例核定”。通过调研发现，目前各省工商业用户中，采用两部制电价的用户比例较低（个位数百分比），根据“谁受益谁承担”原则，选择“隔墙售电”交易方式的用户，首先应改为采用两部制电价，其中的容（需）量电价应能弥补电网投资准许成本中的折旧费；而此前已经采用两部制电价的用户，应核算该容（需）量电价是否能够充分体现电网准许成本中的折旧费。一言以蔽之，选择“隔墙售电”的用户，因为电度输配电价降低，那么其就理所应当承担合理调增的容（需）量电价。在电网输配电价准许收入一定的前提下，本方案必然导致“隔墙售电”交易主体享受不到电价红利。

通过上面两个方案可以看出，“隔墙售电”实际上会陷入悖论式的两难境地：如果参与“隔墙售电”的主体减少承担过网费，那么就需要其他用户来分摊，违背《省级电网输配电价定价办法》“谁受益谁承担”的基本原则；如果不减少承担输配电费，那隔墙售电也就失去了经济上的优势，进而从根本上失去推行的原动力。

相关结论及建议

“隔墙售电”提出的初衷，是促进分布式发电（以光伏为主）的快速健康发展，作为彼时的一种政策尝试，应该说还是起到了倒逼电网企业提升公共服务水平的积极作用，因此“隔墙售电”从来不是目的，而是推进分布式新能源发展的手段。

我国2023年底分布式光伏累计装机已经达到2.53亿千瓦，2024年底预计将突破3.1亿千瓦，发展新能源作为保障我国能源安全和能源消费绿色低碳转型的关键举措已逐步成为全社会共识。制约分布式装机进一步发展的主要矛盾，已经从过去的观念不统一、电网企业服务意识滞后和企业本位利益等问题，演变为电网端的接入承载力不够、光伏集中大发时段的消纳不足和电力市场化机制有待进一步完善等方面。

时至今日，“隔墙售电”与否，既不是制约分布式新能源发展的主要矛盾，也不是哪一组矛盾的主要方面，且通过本文第三节的论证可以看出，推行“隔墙售电”需要厘清不同用户应该承担的输配电价水平，这无疑是个复杂的系统性问题，是否值得去做，有待商榷。在当前条件下，从推动我国分布式发电健康发展再上新台阶的角度，本文提出以下三点建议。

（1）进一步健全全国统一电力市场体系，完善分布式发电市场化交易机制，充分发挥价格信号的引导作用，促进分布式电力电量在更广域的范围内消纳，“隔墙可售电，售电何止于隔墙”。

（2）充分发挥能源主管部门在电力领域综合监管和日常监管中的主体功能，及时发现和纠正各地制约分布式发电项目推进的不合理壁垒和管理模式，定期曝光负面典型案例，对全行业进行警示教育。

（3）为应对光伏集中大发时段的消纳和变压器反向过载等问题，可研究利于台区储能等分散式储能发展的市场化激励方案，形成分散式电力“蓄水池”，通过构建更长时间尺度的电力电量平衡来推进分布式装机发展。

（注：本文为投稿，以上观点仅代表作者）