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3月7日，本报刊发《“隔墙售电”如何打通电网关》后，引发业内对“隔墙售电”的高度关注。业内人士纷纷致电本报记者，表示有话说。

有观点认为，由于分布式能源具有波动性，通常无法完全满足“隔墙售电”用户的用电需求，仍需电网为其提供全容量投资，但其并没有承担相应的输配电价。这意味着未参与“隔墙售电”的用户将分摊更多的输配成本。

文丨本报记者 韩逸飞

屋顶光伏无法“隔墙售电”？

一位山东分布式光伏企业负责人向记者表示：“作为发电企业，我们与园区内屋顶业主已签订屋顶租用协议、合同能源管理协议，并取得项目备案证，但项目无法接入用户，当地要求整村开发以及第三方开发的工业园区项目须接入公共电网，即光伏发电开发商不能直接向屋顶业主‘隔墙售电’。”

在该负责人看来，“隔墙售电”就是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，而不是必须先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回。但按照当地的相关要求，屋顶光伏电量只有先上网，才能抵达用户。

记者了解到，对于分布式能源项目而言，有能力在区域内获取电力用户资源的项目业主，倾向于采用“隔墙售电”模式，但对于无法获得直接交易对象的项目业主，也会选择采用由电网代理交易的模式。

为何分布式屋顶光伏不能采取“隔墙售电”模式？除了过网费和交叉补贴争议之外，还有其他什么障碍？

一位电力系统相关人士认为，以光伏整县开发为代表的大规模建设、所发电量大部分上网的项目不是真正意义上分布式项目，不应该享受“隔墙售电”的相关政策。

屋顶光伏“余电”该不该上网？

按照国家能源局《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》的相关要求，鼓励各类电力用户按照“自发自用、余量上网、电网调节”的方式建设分布式光伏发电系统”。

《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）也明确支持，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的相关模式。

按照一系列的政策，显然，国家鼓励分布式光伏项目参与“隔墙售电”。

不过，在中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏看来，虽然政策有了，但是具体的监管以及该由谁监管还没有明确，落地细则也需深入探讨。

上述相关企业负责人直言，当地有关单位在进行屋顶分布式光伏项目和地面电站接入批复时，拒绝了该项目的接入。“地面电站上网电量对于当地消纳而言已经过剩，因此拒绝分布式光伏‘余电’上网。”

在该负责人看来，如果分布式光伏“自发自用”后的“余电”不能上网，自然就无法交易，分布式光伏不能市场化交易，“隔墙售电”也就无法开展。

“隔墙售电”是否造成不公？

据了解，“隔墙售电”中存在的种种问题与我国现行的电价机制密切相关。

在我国现有的电价体系中，同一省区内发电机组执行的是同一上网电价、同一输配电价。但有业内人士认为，现有的输配电价定价模式无法实现公平分摊输配电成本的目标。

“由于分布式能源具有波动性，通常无法完全满足‘隔墙售电’用户的用电需求，仍需电网为其提供全容量投资，但其并没有承担相应的输配电价。”上述业内人士告诉记者，“电网企业的输配电价是按准许收入核定的，若有部分用户少缴纳输电费用，会造成电网企业收入的缺额。按现行政策，此部分缺额将在下一个监管周期予以平滑处理，这也意味着未参与‘隔墙售电’的用户将分摊更多的输配成本。”

也正因为上述因素，在部分业内人士看来，“隔墙售电”模式存在道德风险。

不过，对此也有不同观点。

吴俊宏认为，隔墙售电的意义在于缩短新能源消纳链路，拉近能源生产者与消纳者之间的距离。

“隔墙售电用户的分布式就近交易一旦形成规模后，无需额外投资建设外部电网系统，反而能实现外部电网系统成本下降，有利于其他用户享受到比之前更低的输配电价。”吴俊宏说。