隔牆售電這張“老藥方”，能醫分佈式併網之痛嗎？
在分佈式消納危機爆發並引起重視之後，分佈式光伏大省河南終於祭出了新能源消納"大殺器"——隔牆售電。
近日，河南發改委連發三個重磅文件：《河南省工業企業源網荷儲一體化項目實施細則（徵求意見稿）》《河南省增量配電網類源網荷儲一體化項目實施細則（徵求意見稿）》《河南省農村地區源網荷儲一體化項目實施細則（徵求意見稿）》。
給徵求意見稿劃個重點：整村開發類源網荷儲一體化項目，自發自用比例不低於50%，餘量逐步參與電力市場交易；工業企業源網荷儲一體化項目，可在廠區紅線外建設，也可第三方投資，賣給用電企業。可以說，文件明確放開"隔牆售電"的意味十分明顯。
文件還明確了四類分佈式光伏項目可開放隔牆售電：工業企業源網荷儲一體化項目、增量配電網類源網荷儲一體化、家庭作坊類源網荷儲一體化、整村開發類源網荷儲一體化。
實際上，爲促進分佈式新能源消納而量身打造的隔牆售電，已經在江蘇、浙江、山東、上海、廣東、湖南、湖北、河北、黑龍江等地陸續推行，但迄今爲止，還沒有一處試點取得成功。
早在六年前就開始在各地鋪開試點的隔牆售電，至今仍不溫不火。這一招，真能解分佈式光伏之痛嗎？身處這一輪分佈式消納危機漩渦中心的河南省，能夠趟出一條新路嗎？
分佈式大省"病急投醫"？
分佈式發展迅速有其兩面性。河南省作爲分佈式裝機大省，快速增長的裝機量，令大量地區陸續成爲併網"紅區"，消納危機也加重了，或是河南省緊急推出政策的原因。，
2023年全年，河南省憑藉13.99GW的新增光伏裝機總量位列全國第六。雖然已經跌出前三甲，但是與前面的新疆（14.29GW）、山東（14.23）、江蘇（14.20GW）的差距不算大。
而其中，分佈式光伏裝機量河南位居第一，高達9.99GW。第二名的江蘇省，戶用光伏裝機量僅爲河南的一半左右。
另一方面，河南分佈式新能源消納問題也迅速擡頭。2023年12月2日，河南省新安縣分佈式光伏電站接到電網通知，當日該縣9時到13時之間，所有電站進入停髮狀態，參與調峰，新安縣打響了分佈式光伏限電的"第一槍"。此後，消納紅區問題在河南各地多點爆發。
3月初，據河南漯河地區光伏用戶透露，在河南漯河地區，目前戶用光伏這一塊限發時間大概在上午10：00-16:00這個區間，而長達6個小時的限發，對於電站收益和發電來說都必將造成成極大的影響。
從該用戶提供的某一日的通知信息中可以看到，在下午16時左右，低壓分佈式光伏配合調峰的工作結束，其中，參與調峰的戶數爲14360戶，可見整個調峰的規模還是不小的。
另有河南商丘柳河鎮一光伏用戶曬出發電實情顯示，2024年3月12日，該光伏電站上午9:00不到基本上就沒有發電了，一直到下午大約16:00左右才又恢復正常發電，整個限發時長一度高達7個小時左右。
另一河南地區用戶的發電情況中也顯示，大約從上午10:00開始到下午16：50左右，該電站的發電量爲0。限發時間也同樣是超過了6小時。
綜上可見，目前河南不少地區光伏限發的情況確實存在，且限發的力度也比較大。
正是在這樣的焦頭爛額局面下，河南省想到了推行"隔牆售電"模式。該模式允許分佈式光伏通過電網（配電網）將電力直接銷售給周邊電力消費者，僅對電網交"過網費"。
如此，不僅能夠提高分佈式項目收益、促進新能源項目投資，更重要的是，政策層急於透過隔牆售電模式來幫助新能源實現有效消納。
在政策層看來，"隔牆售電"模式有利於分佈式能源實現就近消納，還能大幅降低輸配成本，可以爲交易雙方帶來實實在在的收益，從而實現雙贏的局面。
六年前就已試點
事實上，隔牆售電早已不是一個新事物了。
2017年10月底，國家發改委和國家能源局印發《關於開展分佈式發電市場化交易試點的通知》（發改能源〔2017〕1901號），"破天荒"提出分佈式發電項目在"全額上網"、"自發自用、餘量上網"之外，可參與市場化交易，將電賣給配電網內就近的電力用戶，即俗稱的"隔牆售電"。
2018年1月3日，兩部門又聯合發佈了《關於開展分佈式發電市場化交易試點的補充通知》，明確要求每一個省份必須申報分佈式發電市場化交易試點，並首推直接售電模式。該通知還要求隔牆售電模式"在2018年7月1日前於各地正式開展"。
此前，政策層面爲促進光伏和風電發電，一直採取的方式是發電項目單位通過申報獲得補貼資格，由國家可再生能源基金給予度電補貼。
而1901號文則規定，參與市場化交易的項目依舊能夠拿到補貼，但會在標準度電補貼之上低至少10%。不過在實際中，補貼拖欠的問題比較嚴重，隔牆售電市場化交易試點的目的之一，也是爲了緩解不斷擴大的補貼缺口。
在隔牆售電試點之前，分佈式發電有兩條出路：一是"全額上網"。尤其是在新能源裝機佔比、發電量佔比都還微乎其微的時候，電網企業可以十分慷慨地將分佈式新能源的發電量全部收入囊中；二是"自發自用、餘量上網"。伴隨着分佈式新能源裝機和發電量佔比持續攀升，"全額上網"電網企業已經吃不消了，於是強調分佈式自發自用、就近消納的聲音就大了起來。
然而，隨着分佈式裝機和發電量佔比持續增長，就連"餘量上網"，電網企業也已經吃不消了。這樣一來，帶來的"病證"就是如河南一樣，各省市對分佈式電源長達六七個小時的"限發"。
看來，要想爲分佈式新能源的進一步發展打通障礙，就必須爲分佈式新能源的"餘量"找到一個出口才行。
首先是戶用光伏，它要覆蓋成本獲得收益，目前各地還多半採用"全額上網"模式。如果要求農戶完全"自發自用"，在現有的電價政策背景下，是沒有農戶願意投資戶用光伏的。
其次是工商業光伏，沒有"餘量上網"，要想持續發展也是不行的。
例如，物流倉儲設施屋頂開闊平坦，是分佈式光伏的天然資源，光伏集中開發難度小。但相比於耗能更大的製造行業業主，物流倉儲業存在電量消納劣勢。在自用需求有限的情況下，這一行業是沒有動力去做工商業分佈式光伏的，因爲一直在呼籲更靈活的電力市場交易方式。
總之，伴隨着分佈式新能源裝機的持續增長，業主方對於"餘量上網"的需求更爲典型和迫切。這個時候，隔牆售電重又被寄予厚望，也就在情理之中了。
隔牆售電"卡"在哪兒了？
隔牆售電試點從設立至今已經整整6年了，卻一直是"雷聲大雨點小"，這又是什麼緣故呢？
目前，相比於集中式的跨區送電交易，分佈式隔牆售電之所以還能有比較優勢，那是因爲國家在政策上向分佈式傾斜，而一旦離開了政策扶持，分佈式參與市場交易的經濟性其實並不佔優。
1901號文規定，電網公司可針對分佈式隔牆售電收取"過網費"。但現行"過網費"標準減去了輸配電價中的交叉補貼、政府性基金和附加，每千瓦時可能僅有1.5分到5分，如在同一電壓等級之下，"過網費"甚至爲零。
上述標準執行前，在同檔情況下，電網公司收取的包括交叉補貼和政府性基金及附加在內的輸配電價一般都在0.2元/千瓦時以上。
也就是說，分佈式如果採取隔牆售電，每交易1度電，電力系統要補貼它2毛錢。並且，這一度電補貼還將隨着分佈式新能源佔比的提高而進一步攀升。這一補貼過程，隔牆售電的賣方和買方可能實現了雙贏，但是，這是以整個系統爲之兜底爲代價才能實現的一個"雙贏"。
當前，電網投資是按照用戶的最大負荷設計的，雖然分佈式擁有者和隔牆售電的購買者減少了網購電量，但電網投資卻是"一分也不能少"。分佈式光伏和隔牆售電實際上造成了輸配電收入減少，對電網公司而言是虧損的。
那電網公司會怎樣反應呢？按照現行政策，此部分缺額電網公司會通過下一個監管週期輸配電價的調整來加以解決，那麼，最終可能導致的情況是，沒參與隔牆售電的用戶（居民以及工商業）將會分攤更多的輸配成本。
北京大學能源研究院的一份權威報告曾指出，隔牆售電由於用戶不繳納上一級電壓等級的輸電價格，且涉及切割電網原有利益，導致電網牴觸情緒較大，開展困難。
"隔牆售電"的試行，主要是爲了激勵分佈式能源發展，因而享受到政策傾斜。然而，多數分佈式發電項目，仍需由電網企業承擔系統容量備用和兜底供電保障。現行電網"責、權、利"關係失衡，電網企業售電或輸配電價收入減少，導致積極性不高。
所以，隔牆售電要真正取得突破，還是要重新釐定權責利，重新釐定"過網費"。
然而，問題跟着也就來了，真的要重新釐定"過網費"，分佈式光伏的開發者，就需要承擔交叉補貼和政府性基金及附加，後面還要承擔調峰等輔助服務等項成本。而如今分佈式市場的開發和投資的收益空間，已經被擠壓的越來越小，分佈式真能負擔得起更多的隱形成本嗎？
新能源消納難的問題，對於分佈式新能源來說，在發展的前幾年並不明顯，可以說是從2023年纔開始露頭的。但是這一勢頭卻堪稱來勢兇猛，不能小視。
而隔牆售電則是個2017年就開出的"老藥方"了，初衷是爲了促進分佈式的發展，也爲了解決補貼難題。但是，到了今時今日，隔牆售電卻被各方寄予了新的期望，那就是希望它能夠化解分佈式新能源來勢迅猛的消納問題。
但這一模式的卡點，或許就在於此：在電源、電網、負荷三方的"權責利"關係失衡並缺乏有效調整的現狀下，各方對分佈式隔牆售電的空間和經濟性到底如何，至今也還沒有進行過冷靜的測算。