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“隔墻售電”之路還有多遠?

近日,江蘇省發布的《江蘇省分布式發電市場化交易規則》(征求意見稿),再次讓“隔墻售電”成為電力市場關注焦點。

根據文件:35kV以下電壓等級、規模≤20MWp的分布式項目,可以與配電網內就近與符合要求的電力用戶進行交易;交易電量需要繳納:過網費、政府性基金及附加。

這意味著,分布式項目的發電量可以較大范圍交易,項目不必再局限于綁定一個用戶,而是有多種選擇,可以很好的解決可再生能源尤其是分布式光伏業主的穩定性和電費難收兩大頑疾。

“相比自發自用項目,隔墻售電用戶選擇靈活,解決了自發自用項目用戶用電不穩定這一痛點;相比全額上網項目,隔墻售電可以獲得一個相對較高的交易電價;而與常規電力交易相比,隔墻售電是買賣雙方都可得利的模式,免交最高電壓等級輸配費用和交叉補貼減免帶來的空間,使得買賣雙方都能從中獲益”,一位業內資深人士如數家珍地告訴能見。

然而,如此被業界看好,且早在2017年國家能源局下發的《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》中就已明確的“隔墻售電”政策,在正式推進過程中卻遭遇重重阻礙,而作為先行軍的分布式市場化試點交易亦遲遲無法推開。

所幸,雖然過去兩年項目沒有進展,但自2019年以來依然取得了可喜的突破。2019年5月,第一批平價上網項目批復了23個分布式市場化交易園區試點,再次肯定了“隔墻售電”的發展潛力。

9月12日,江蘇省發布《江蘇省分布式發電市場化交易規則》(征求意見稿),即使文件明確只有納入試點的項目才允許實行此交易規則,但仍被業界“翹首以盼”甚至視為“拐點已至”,足見其突破性的進展。

那么,“隔墻售電”到底是怎么回事?現在發展到了哪個階段?為何分布式市場化試點交易遲遲無法落地?

眾望所歸的“隔墻售電”

所謂“隔墻售電”,就是允許分布式能源項目通過配電網將電力直接銷售給周邊的能源消費者,而不是必須先低價賣給電網,再由用戶從電網高價買回。這一模式可以讓能源消費者成為“生產投資型消費者”,賦予他們參與可持續發展的權利,同時還可以促進電網企業向平臺化服務的戰略轉型,可謂意義重大。

而為推動“隔墻售電”長足發展,自2017年起,國家相關部門出臺了一系列支持政策。

2017年3月,國家能源局綜合司下發《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》意見的函,提出:分布式發電項目單位可以與配電網內就近電力用戶進行電力交易;電網企業承擔分布式發電的電力輸送和組織電力交易的公共服務,按政府核定的標準收取輸配電費用(過網費)。

同年5月,國家發改委、能源局印發《新能源微電網示范項目名單》,明確允許新能源微電網示范項目投資經營主體負責新能源微電網范圍內用戶的供電、供冷等能源服務,價格由買賣雙方協商確定。

還是在同年的10月底,國家發改委和能源局聯合發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源【2017】1901號),就分布式發電遇到的市場化交易程度低、公共服務滯后、管理體系不健全等問題提出了改革方案。

隨后僅一月有余,國家發改委辦公廳和能源局綜合司又于2017年12月28日,下發了《關于開展分布式發電市場化交易試點的補充通知》,進一步明確分布式發電市場化交易試的有關事項。

2018年4月,國家發改委和能源局將分布式能源隔墻售電作為落實能源革命,推動電力改革、發展可再生能源和應用能源新技術的重要突破口。

國家電網新任董事長寇偉也曾在職代會上表示,要把國家電網建設成為樞紐型、平臺型和共享性企業。不僅是各種發電與用戶之間的樞紐,也是各種能源互換的樞紐,讓消費者成為生產者。

“國網要完成企業戰略轉型,分布式能源隔墻售電是一個關鍵性截面,而寇偉董事長和國家電網新一屆黨委清楚地認識到這些問題,不回避、不推諉、不遷就,一針見血直面矛盾,讓我們看到了希望。”一位分布式光伏從業者說。

至此,光伏成本下降已經完美實現,儲能成本也在快速下降,分散式風電和天然氣分布式能源的競爭性也在不斷加強,用戶直接參與能源生產的條件越來越好,身兼重任又得到各方認可和支持的“隔墻售電”仿佛近在遲尺。

無法厘清的“過網費”

然而,理想很美滿,現實很打臉,分布式發電市場化交易試點文件在2017年10月發布以來,馬上滿兩年,但試點卻遲遲無法落地。

細究下來,與至今無法厘清的“過網費”有很大關系,即使在本次江蘇的征求意見稿中,對過網費的表述上也并不清晰,只說過網費按照國家及省有關規定執行。

據知情人士透露,雖然國網總部在眾多公開會議上明確表示支持國家各項電改政策,但尷尬的“過網費”依然讓部分地區電網公司不認可完全放開隔墻售電計劃。同時,該人士還透露,作為這次省級文件首發的江蘇省,也是中國主要電力市場省份,其個別地市不少新上的售電項目均未獲得批復。

同樣在我國的主要電力市場省份——廣東,“過網費”也很尷尬。2018年3月,廣州市發改委組織召開分布式發電市場化交易方案編制研討會,其中增城區上報的方案中10千伏一般工商業用戶“過網費”達度電0.3099元。

對此,清華大學能源互聯網創新研究院政策發展研究室主任何繼江在其微信公眾號上公開指出,該價格并未按照1901號文中對“過網費”的定義測算,其中很大部分是交叉補貼。

實際上,分布式發電中的“過網費”采用電壓等級為單一衡量維度,但目前的電價體系中包含政策性交叉補貼,而交叉補貼又是多層次、多維度的體系,可能存在于同一省區不同地市之間,工商業與居民用戶之間等等,相互交錯。因為有交叉補貼的存在,分布式發電市場化交易的“過網費”很難用“電壓等級扣減”的思路算清楚。

何繼江主任在此前接受能見專訪時也曾表示,核算過網費采用差價法是非常明確的,有的省采用差價法算出的過網費比較低,這反映了當地配網的建設管理和投資管理水平很高,這對其他市場主體在當地開展增量配電網建設是極大的挑戰。如果電網公司也認為這個過網費太少,那可能就需要當地政策組織對配電價格進行重新核算,也要特別注意對分電壓等級配電網成本進行核算。

“隔墻售電”路還很長

除了無法算清的“過網費”,拿到電網的消納意見也是試點在申報過程遇到的主要阻礙之一。

何繼江說,“《電網接入及消納意見》、《電網服務承諾》等材料都需要當地電網來出具。試點地區的發改委及相關籌備單位與電網公司進行了大量溝通協調工作,有的得到了消納承諾函,有的得到了不同意試點的拒絕函,還有的只得到口頭的說法,未獲得任何書面材料。分布式發電交易需要電網企業提供分布式電源并網運行、輸電以及保障電力用戶可靠用電的技術支持,提供發用電計量、電費收繳等服務,這些都增加了電網企業的運營成本。特別是分布式發電交易不支付未使用的上一級電壓等級的輸電價格,與全部由電網企業供電相比,這部分電量對應的電網企業的售電(或輸配電價)收入就減少了。項目試點是影響電網企業利益的,獲取電網企業的消納承諾函相當不容易。”

除此之外,分布式發電與增量配網試點也有千絲萬縷的聯系。根據1901號文,分布式發電參與市場化交易的其中一種模式是電網企業(含增量配網)按照規定收取“過網費”,這將直接影響增量配網的營收。同時,由于電網規劃超前于分布式發電項目準入,當區域電網大規模接入分布式發電時,將間接增加增量配電網冗余投資,電力電量平衡也將影響到配電價格的核定。

另一方面,根據相關政策文件,區域內分布式發電項目,由電網企業支付國家度電補貼,由于可能生能源電費補貼往往滯后,將對增量配網運營商的資金流產生影響。采用配網代收,省級電網代繳可再生能源補貼的模式,將進一步影響資金運作。

如今,隨著江蘇省《江蘇省分布式發電市場化交易規則》(征求意見稿)的下發,分布式發電市場化交易似乎已箭在弦上,但尷尬的“過網費”依然無法厘清,電網的消納承諾也沒有得到有效保障,分布式能源市場化交易試點的落地依然任重道遠。

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