解决“隔墙售电”推进难的关键是市场化

2022-01-28 10:10:22  信息编号：K211424  浏览次数：195

今年1月初，国家能源局、农业农村部及国家乡村振兴局联合印发的《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》指出，要完善配套政策机制，推动增量配电企业发展综合能源服务，创新发展新能源直供电、隔墙售电等模式。日前，国家能源局发布《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》再次提出，要推动开展分布式发电就近交易，落实相关价格政策。一个月内两次提及“隔墙售电”，触动了这一售电模式创新敏感的神经，是“隔墙售电”要破冰了吗？

“隔墙售电”有利于新能源就近消纳

从全社会用能的角度看，“隔墙售电”允许分布式能源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,电力就地生产和消费,效率最高，避免了长距离输送带来的能量损失（当然，由于地区发展以及用电需求不均衡长距离输送必然存在）。从另外一个角度说，“隔墙售电”的方式在一定区域内实现电力的就地平衡，售电范围在配电网内，实现了新能源的就近消纳,减轻了电网的负担，也是构建新型电力系统的一个重要要素。

“隔墙售电”需要解决的问题

实现“隔墙售电”就要建立适应配电网内消纳的交易模式，电网公司就输配电服务收取“过网费”，按照卖方交易电价+过网费+政府性基金及附加结算电价，免除了最高电压等级输配费用和交叉补贴，买卖双方都可受益。

配电网内交易的输配电价。对于交易双方来讲，“隔墙售电”带来的最大优惠源于减少了输配电价，回避不了“过网费”的问题。电网公司在相应配电网提供了服务，形成配网设施的投资也应有相应的回报，不缴“过网费”不合理，电网公司没道理为此承担免费服务。但到底减少了多少，该缴纳多少，目前可行的办法是可以仿效区域电网和省级电网的方式，核定配电网输配电价，核定后的价格由市场主体承担，江苏、山东等省已经有按电压等级核定输配电价差的经验。

“隔墙售电”电量的交叉补贴。从市场化原则去理解，这个问题应当不存在，分布式能源参与市场交易完全是市场行为，同时享受政策和市场红利“两头占”明显不合适，这对其他市场主体，特别是提供交叉补贴的市场主体明显不公平。

分布式能源电力的辅助服务。新能源电力具有波动性、间歇性，必然会有其他电源为之承担调峰、调频、备用等辅助服务，分布式能源也不能例外，参与市场化交易就要为所享受的辅助服务支付费用，提供辅助服务的电源企业和电网企业已经为此承担相应的成本。当然，这部分辅助服务的价值该如何计算需要探索、尝试和创新，参照已经形成的辅助服务价格形成机制，在省级电网范围内按比例分摊有可能是现阶段可以操作的一种方式。

找准方向，形成共识

随着新能源装机规模的扩大，消纳问题越来越突出。在配电网内实现从电源源头到用户负荷的平衡，实现就近消纳是一种更好、更经济的发展思路。这就是实现“隔墙售电”模式创新的动因，也应当是相关各方从“双碳”目标的高度，构建新型电力系统的角度应当达成的共识。

解决“隔墙售电”市场主体各方的矛盾，还应当回到电力体制改革确定的市场化方向，利用市场化方式解决。目前新能源成本已经大幅下降，基本实现了平价上网，分布式电源承担过网费的能力增强了，为处理好“隔墙售电”的过网费等问题提供了契机，相信坚持按照市场化原则，“隔墙售电”可以实现电源、电网、用户三方共赢。