隔墙售电真的来了吗？

近日，《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》发布后，作为一种新兴的电力市场模式，隔墙售电引起广泛关注。本文全面总结、系统分析隔墙售电及其现状、挑战和未来发展方向，仅作探讨。

（来源：微信公众号“叶春能源”作者：叶春）

近年来，随着我国电力体制改革的不断深化，传统电力市场的格局正在经历显著变化。分布式能源和可再生能源发展的快速发展，推动着电力市场朝着多元化、灵活性和透明度方向演进。近日，《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）印发，使得“隔墙售电”这一概念再次引发关注。

隔墙售电是什么？

隔墙售电，在国家政策层面是针对分布式发电市场化交易而言，允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边的能源消费者。与传统电力交易模式相比，用户无需通过电网公司购买电力，而是通过签订合同，直接从发电方或电力生产方获得电力供应。

隔墙售电可以提高电力交易的效率，降低电力交易成本，同时减少公网压力，有助于分布式能源就地消纳和快速发展。在国家绿色低碳能源战略的背景下，这一模式的提出和发展具有重要的意义。

隔墙售电的提出与发展

隔墙售电作为一种新兴的电力市场模式，在我国电力体制改革初期就已被提及，并逐渐成为政策讨论的热点。2014年，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》明确了类似隔墙售电的方式作为可行的市场模式，并鼓励建立电力交易市场中的多样化供电方式。

2015年，国家发展改革委、国家能源局印发的《电力体制改革配套文件》明确提出，要探索减少电力中介环节的交易方式，为隔墙售电的讨论奠定了政策基础。

2017年国家发展改革委、国家能源局首次在《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》中提出“允许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”，这个政策的出台标志着“隔墙售电”正式启动。

在政策逐步明确下，2019年5月，国家发展改革委、国家能源局公布首批26个分布式发电市场交易试点项目名单，容量共计147万千瓦，该名单项目均为风电和光伏项目，分布在江苏、安徽、湖北等10省，其中江苏最多，共6个试点。

同年12月，江苏省发展改革委、国家能源局江苏监管办公室《关于印发江苏省分布式发电市场化易规则（试行）的通知》印发，明确了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，是全国首个省份出具相关试点试行项目的实施细则。随后，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。

此后，国家又陆续出台文件，对纳入试点的分布式发电项目在输电费、政策性交叉补贴等方面予以政策优惠，鼓励分布式项目参与市场交易。2021年12月，国家能源局印发的《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》（国能发法改〔2021〕63号）明确，“支持分布式发电参与市场交易”。

2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局等印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（国改体改〔2022〕118号）提出，“推动分布式发电市场化交易机制。鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结、运行调度等机制，增强就近消纳新能源和安全运行能力”。

2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局等印发的《“十四五”现代能源体系规划》（发改能源〔2022〕210号）提出，“完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则”。

2022年 8月25日印发的《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》提出，“完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易”。

2023 年 10 月 12 日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，其中明确提到分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源参与市场。

在国家及地方政策的推动下，各地分布式项目实践陆续启动。2019年，河南省通过地方政府的政策支持，启动若干个工业园区的试点项目，探索企业与分布式发电方之间的直连交易模式。尤其是在郑州、洛阳等地，多个企业通过与当地分布式光伏发电项目合作，直接采购绿电。

2020年12月31日，江苏常州郑陆镇宁辉5兆瓦分布式发电市场化交易试点项目并网发电成功，成为首个建成并网发电的分布式发电市场化交易试点。

浙江省通过加强电力市场的灵活性，引入了以“企业-电力供应商”之间的直接购电协议为核心的电力交易模式，初步实现了隔墙售电。该省在鼓励企业参与新能源直连的同时，也通过电力交易平台提供技术支持，确保了电力交易的透明度和合规性。

上海和广东等沿海发达地区也在隔墙售电方面取得了初步进展，尤其是在大型工业园区和科技园区，企业通过自主选择绿电供应商，不仅降低了电力采购成本，也优化了能源消费结构。

与此同时，部分电力企业也开始参与这一模式的试点。国家电网公司和南方电网公司在部分区域内开展了“电力直连”的技术和运营试验，探索如何通过数字化、电力市场化交易平台实现隔墙售电模式的技术对接和管理。这些探索为企业间的直连交易奠定了技术基础，并推动了电力交易平台的数字化和智能化建设。

隔墙售电从理论到政策逐渐走向实际应用。此次发布的《指导意见》为隔墙售电模式的落地提供了更多的指导和框架，明确了电力市场中新型经营主体的地位和作用，提出要加强对新能源直连的探索和政策支持，为隔墙售电提供了政策保障。截至2024年9月底，全国光伏发电装机容量达到7.7亿千瓦，同比增长48.4%，其中集中式光伏4.3亿千瓦，分布式光伏3.4亿千瓦。如果能顺利推动隔墙售电，用户端的市场活力将得到极大的激发，并促进分布式快速健康发展。

面临的问题

隔墙售电作为电力市场改革中的创新模式，尽管政策利好不断，但在实际推进过程中，仍然发展依然缓慢，并面临一系列的挑战和问题。

一是电网安全与稳定性。

在各项标准、机制不成熟的情况下，隔墙售电的大规模推广可能带来电网运行的安全隐患，特别是在电力需求不稳定或分布式能源波动较大的情况下，造成大规模的弃风弃光，或者在分布式能源出力不及预期的情况，大量负荷上网将对电网的功率再分配和调峰平衡提出更高的要求，可能导致局部电网失衡，影响电力系统的整体稳定。

二是过网费机制及费用分摊价格机制。

现行隔墙售电过网费按“所涉电压等级输配电价差”形成，这一机制使隔墙售电规避掉了政策性交叉补贴。隔墙售电模式下，分布式项目如何分担系统备用成本及系统调节相关成本，国家尚未出台相关政策。据测算，新能源电量占比超过10%以后，每提升5个百分点将增加消纳成本8分/千瓦时左右，需要科学合理疏导相关成本。但现阶段尚未有政策规定“隔墙售电”如何参与分摊，导致分布式项目承担责任不对等。上述相关费用如果分摊给全体工商业用户，将影响社会公平性。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。

三是政策和监管滞后。

《指导意见》提出要探索新能源直连增加企业绿电供给，但在地方政策的实施和监管层面，地区间差异性较大。我国各省份在电力市场改革进展上参差不齐，有的地区电力系统的管理依旧沿用传统模式，既得利益格局难以打破，这对隔墙售电模式的推广构成了障碍。

以某些地区为例，地方电力公司和电网运营商的传统利益结构常常与隔墙售电模式产生冲突，这无疑增加了地方政策执行的难度。在实际操作中，部分地方政府可能会采取观望或保护本地利益的策略，从而延缓市场化改革的步伐。同时，面对电力市场的多层次性和复杂性，现行的政策框架和监管体系尚未完全适应隔墙售电等新型交易模式的需求。因此，迫切需要构建一套与隔墙售电相匹配的监管机制，确保在推进市场化的同时，能够平衡好各方权益，促进电力市场的健康发展。

四是企业参与积极性与技术准备不足。

隔墙售电虽然为企业提供了更低电力成本和更灵活的电力选择，但众多企业，尤其是中小企业，对于接纳这一新模式尚未做好充分准备。企业在转型期间需要承担技术投资和改造的巨额成本，许多企业对隔墙售电模式的认识和接受程度不高。受传统电力系统稳定性和便捷性的影响，多数企业并不急于改变现有的用电习惯，特别是在电力供应存在不确定性的情况下，企业更倾向于依赖传统电网所提供的稳定电力。因此，提升企业对隔墙售电模式的认知，并协助解决技术、运营和法律等方面的难题，将决定该模式能否广泛推广的关键。

五是法律和合同风险。

隔墙售电的实施要求企业与可再生能源供应商签订长期购电协议，以确保电力供应的稳定性。然而，在签订过程中，合同条款、违约责任、风险分担等方面的法律问题尚不够明确。目前，我国电力市场法律框架主要适用于传统电力交易，对于隔墙售电的特殊情况，相关法律法规存在缺失或不完善的问题。

特别在电力交易合同的执行、争议解决以及违约责任方面，缺乏明确的法律保障。这不仅可能加大企业和供应商的风险，也可能影响市场参与者的信心。因此，制定符合市场需求和实际操作的新型合同标准，并在法律框架内确保电力交易的安全与透明，成为推广隔墙售电模式的必要措施。

尽管隔墙售电作为一种创新模式为电力市场的灵活性和可再生能源消纳开辟了新路径，但在实施过程中仍然面临诸多挑战。从电网安全、价格机制到监管的完善，以及企业参与的积极性等方面，仍需政策、技术和市场多方面的支持与创新。未来，随着技术的进步和政策的不断完善，隔墙售电有望在更广泛的区域和市场中得到推广，但这同样需要政府、行业和市场参与各方的共同努力，以确保该模式在保障电力系统安全和公平的基础上顺利实施。

未来发展

尽管隔墙售电面临诸多挑战，但随着技术进步、政策驱动以及市场需求增长，隔墙售电有望成为电力市场的关键组成部分。

第一，完善政策法规与监管体系。

为了推动隔墙售电的可持续发展，必须完善政策法规和监管体系。国家和地方政府需进一步明确隔墙售电的实施细则，解决电力价格、费用分摊及电力交易结算等核心问题。特别在电力价格制定上，应充分考虑电力市场的公平性和透明性，确立合理的价格机制，防止因价格不透明导致的市场混乱。

此外，针对市场主体多元化和电力交易复杂化的趋势，现有的电力市场监管体系需要更新迭代，构建适应隔墙售电的新型监管框架。这包括建立多层次的市场参与者准入标准、交易透明度要求、信息披露机制等，并加强对电网安全、市场公平性和电力交易合规性的监管。只有建立更加健全、系统的政策和监管体系，隔墙售电模式的推广才能得到坚实的保障。

第二，广泛应用智能电网与数字化技术。

智能电网和数字化技术的进步，构成隔墙售电顺利推进的技术支撑。随着5G、大数据、物联网等前沿技术的普及，电力系统的智能化和数字化将显著提高，从而增强电力交易的效率和安全性。未来，智能电网将有效地调配和管理分布式能源资源，保障电力供应的稳定与可靠。

具体而言，智能电网能够实时监测电力流向和供应状况，通过数据分析优化电力资源配置，并实现灵活调度。借助先进的传感器和监控系统，智能电网能够即时响应电力需求变化，自动调节分布式能源的输出，提升电力系统的灵活性。对于隔墙售电而言，智能电网的应用能够提供精确的电力管理服务，确保交易透明、高效，并降低交易和输送中的风险。

另外，数字化电力交易平台也将成为隔墙售电的关键支柱。构建一个一体化的电力交易平台，将使企业用户能够直接与电力供应商进行电力交易，减少中间环节，提升交易效率。平台还能通过数据分析预测电力需求趋势和价格波动，为企业与消费者提供智能化决策支持，优化电力采购策略。

第三，发展与扩大应用储能技术。

储能技术是克服可再生能源波动性和间歇性的关键。随着储能技术的持续成熟，储能系统在隔墙售电模式中的重要性日益凸显。分布式储能系统将有助于提升电力供应的稳定性和灵活性，尤其在高比例可再生能源并网的情况下，储能能够有效平衡能源的供需波动。

未来，随着技术成本的降低，储能系统的普及将助力隔墙售电的进一步发展。企业可通过将储能与分布式光伏或风电系统结合，形成自给自足的电力供应模式，并高效调节电力需求。在隔墙售电模式下，储能系统不仅为企业提供稳定电力，还能在电力需求高峰或电价低时充电，高峰时释放电力，实现收益最大化。

储能技术的进步和普及，将使得隔墙售电模式更加灵活和高效，推动可再生能源的大规模消纳，为实现碳中和目标提供有力支撑。

第四，优化与创新市场机制。

随着隔墙售电模式的持续推广，电力市场机制亟需进一步优化和创新。现货市场、辅助服务市场等灵活交易机制需要拓展，特别是针对小规模分布式电源和储能系统的参与方式。现有的电力市场主要适应大规模发电厂和集中式电网运行，而隔墙售电涉及众多分布式能源和中小型市场主体，调整市场机制以更好地适应这些新型主体参与，将成为电力市场改革的焦点。

随着企业越来越多选择隔墙售电，传统的电力供应和调度方式可能面临变革，企业同电力生产商之间的合同将根据需求波动和电力价格变化进行灵活调整。因此，需设计更加灵活的电力交易产品和合同形式，使供需双方能够基于市场价格进行动态调整，而非仅仅依赖传统的固定电价模式。

同时，电力市场的多元化发展意味着竞争将加剧。为确保公平有效的竞争，未来可能需设立专门监管机构，保障市场参与者能在平等、公平条件下竞争，防止市场壁垒、价格操控或信息不对称影响交易效率。

第五，推动企业广泛参与和市场推广。

随着隔墙售电的逐步发展，将吸引更多企业加入这一新型电力市场。特别在绿色能源需求增长、环保政策趋严的背景下，更多企业可能会选择直接采购绿色电力，以提升环保形象、减少碳足迹，并降低电力成本。

此外，随着隔墙售电技术和市场机制的逐渐成熟，中小企业、园区及社区也将成为电力市场的新参与者。未来，隔墙售电不仅限于大型工业企业，还将拓展至商业地产、住宅区、校园等领域，构建多元化的电力供应网络。这将推动电力市场向更灵活、高效和绿色的方向转型，满足不同用户的个性化需求。

总之，隔墙售电作为电力市场改革的重要组成部分，标志着我国电力系统从传统的集中式模式向更灵活和多元化的方向发展。《指导意见》提出的“新能源直连增加企业绿电供给机制”与隔墙售电的理念一致，即允许企业直接从可再生能源生产端获得电力，提高电力使用效率和绿电的国际认可度，这对于推动企业参与绿色电力消费，实现低碳转型具有重要意义。《指导意见》有望推动“点对点”售电模式在电力市场中的应用。企业可直接与电力生产商进行交易，减少传统电网运营商的参与，有效降低电力采购成本，助力企业低碳转型，并为分布式发电、储能技术的商业化应用创造更多市场空间。但该模式仍处于探索阶段且面临挑战，随着政策完善、技术提升和市场成熟，隔墙售电将不仅为企业提供更多选择，还将为我国的能源转型和绿色发展做出重要贡献。