“隔墙售电”江苏版本，这些难题并非无解

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过网费与现有的电力交易体系输配电价核定方式有关。目前来看，“隔墙售电”中如何考虑电网资产利用情况以及输配电价中的交叉补贴情况，给出一个各方均认可的过网费标准是一大难题。

（文丨本报实习记者 韩逸飞）

日前，江苏能监办印发《江苏分布式发电市场化交易及电网企业输配电服务三方合同（示范文本）》, 为推动江苏分布式发电市场化交易规范化落地进一步扫清了障碍。在业内看来，这意味着“隔墙售电”离现实又近了一步。

“隔墙售电”来了

所谓“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。这一模式可以让能源消费者成为“生产投资型消费者”。

从3年前，国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》和《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》开始，“隔墙售电”一直在艰难中推进。

去年以来，作为先行地区的江苏先后出台多项政策，以规范分布式发电市场，推动“隔墙售电”加速落地。

“本次合同示范文本的发布，对购电方（甲）、售电方（乙）以及电网经营企业（丙）三个主体认定做了详细阐述和划分，对三方的权利、义务、责任做出了明确规定。”业内人士分析称。

业内普遍认为，伴随合同示范文本的发布， 让“隔墙售电”离现实更近一步，未来即使在没有补贴的情况下，分布式光伏等清洁能源也有了更多元的营收渠道。

江苏润达智成电力工程有限公司董事长邵建海认为，合同示范文本的发布，将进一步推动江苏特别是苏北地区的分布式光伏电站建设。“隔墙售电”的落地将大大提高屋顶资源的利用率和光伏发电的消纳能力。

过网费核定是难题

合同示范文本明确了交易电价的计算规则。根据合同示范文本，在交易电价和电量方面，购电方在分布式发电市场化交易电量的平段结算电度电价为P1，在成交电价P的基础上，按照国家规定，需要支付过网费、政府性基金及附加等。即：P1=P+过网费+政府基金及附加。

不过，有专家对此表示担忧，“‘隔墙售电’仍面临着不小的阻力。”

中国能建华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏指出，过网费是分布式发电交易常态化发展需要重点解决的问题。过网费与现有的电力交易体系输配电价核定方式有关。目前来看，“隔墙售电”中如何考虑电网资产利用情况以及输配电价中的交叉补贴情况，给出一个各方均认可的过网费标准是一大难题。

另外，分布式再生能源的发电具有不确定性，此次合同示范文本约定了低于97%电量偏差违约处理责任条款，因此在实际执行中，将更加考验交易双方的技术能力。“电力交易强调的是供需量的匹配，无论是长协月合同的分解，还是鼓励带曲线交易。交易供需匹配的问题，是一定要解决的。”吴俊宏明确表示。

邵建海认为，“隔墙售电”的实施流程还需要细化，具体操作办法依据不足，在交易电价的制定方面需要仔细斟酌，要做到让各交易方都满意比较难。 “‘隔墙售电’涉及多方交易，合同条款的制定复杂，易产生纠纷；而在收益保障上，由于能源消费方增多，增加了项目投资回收的复杂度，再考虑到将来的绿证交易，进一步增加执行难度。”

试点摸索相关经验

然而，这些难题并非无解。

邵建海告诉记者，梳理江苏近年来发布的相关政策可以发现，江苏推动“隔墙售电”不遗余力。政策先后明确了参与分布式发电市场化交易的市场主体、参与交易的分布式发电项目的规模，公布了七个试点及规模容量要求，并且对“倒卖路条”等形式的股权变更出台了严格的限制性要求。

业内人士建议，当前，可以根据现有政策指导方案，推动江苏省各地供电企业加快出具细则操作流程，便于进行申报操作。另外， 建议过网费、政府性基金及附加金额的核定要市场化，保证最终交易电价能够激发投资人的积极性。

在吴俊宏看来，想要真正解决分布式发电市场交易的问题，就要进一步研究过网费机制、供需平衡机制等问题，为江苏“隔墙售电”打下坚实理论基础和实践基础；与此同时，还要积极开展省内试点，切实通过省内试点将理论与实践结合，积累相关经验，为“隔墙售电”大规模推广提供可复制、可借鉴经验。

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责编 | 闫志强

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