好消息！首个分布式光伏“隔墙售电”试点项目之一日前已在苏州正式投运！
近日，由普洛斯集团旗下普枫新能源、中方财团旗下中鑫能源以及苏州物流中心联合投资的苏州工业园区分布式发电市场化交易试点项目正式投运。项目利用苏州普洛斯物流园和苏州物流中心的仓库屋顶，采用了阿特斯的组件，以及阳光电源和固德威的组串式逆变器。铺设面积约20万平方米，总装机约12MW，预计年均发电量1,223万度。该项目是全国首个“一对多”的分布式光伏发电市场化交易试点项目，所产生的清洁电力，可直接出售给同在一个110kV变电站内的用电企业，实现就近消纳。
这也是既2022年9月浙江通过《浙江省电力条例》在全国率先破局 ，“允许分布式发电企业与周边用户按照规定直接交易”以来，“隔墙售电”模式取得的又一重大进展！
“隔墙售电”=分布式发电市场化交易，前者是后者的通俗说法。就是允许分布式光伏电站通过配电网将电力直接销售给周边的电力用户，而不是先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回。1、隔墙售电意味着您的光伏项目发电量不再绑定一个用户，可以有更多种选择，对光伏行业来说是重大的利好消息！2、当前新能源装机一拥而上，随之而来的就是消纳问题，而“隔墙售电”是加快新能源消纳的重要突破口。3、隔墙售电可以看做是一种自用的形式，据测算，在“全额自用”的模式下，分布式光伏发电项目的 IRR可达到 19%，投资回收期约为6年；而在“全额上网“模式下，IRR 为12%，投资回收期约为11 年。因此，隔墙售电有望显著提升企业微电网项目整体经济性。4、对于屋顶面积大而用电量小的业主而言，隔墙售电模式可以更科学地利用屋顶资源，有利于提升分布式光伏发电项目的投资价值。
我国对分布式发电项目“隔墙售电”的布局历时多年：
早在2017年10月，国家发改委、能源局就印发了《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），标志着“隔墙售电”启动。这一文件为“隔墙售电”的铺开明确了三个方面：一是分布式发电项目的规模限制，确保发电量在接入电压等级范围内就近消纳。二是分布式发电的三种交易模式，分别为“直接交易”“委托交易”和“标杆价收购”。三是明确了“过网费”暂按照分电压等级输配电价级差的核定原则。
2019年公布了首批26个分布式发电市场化交易试点名单，容量共计1470MW。试点项目的交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量，政策性交叉补贴予以减免。2021年以来，国家多次发布重要政策文件，鼓励分布式光伏、分散式风电项目参与市场交易，包括与周边用户直接交易。
既2022年9月浙江省率先“破局”后，首个分布式光伏发电“隔墙售电”试点项目在江苏苏州落地。
事实上，江苏省的分布式发电市场化交易试点推进早在2019年便已拉开序幕。2019年5月20日，《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目》 （发改办能源〔2019〕594号），将苏州工业园区新建50MW光伏分布式市场化交易试点项目列入试点项目清单内。2019年12月9日，江苏省发展改革委和国家能源局江苏监管办公室联合发文《关于印发<江苏省分布式发电市场化易规则（试行）>的通知》,明确了分布式发电项目参加市场化交易的注册、主体、交易等相关细则，也是************个省份出具相关试点试行项目的实施细则。
既苏、浙之后，近年来“隔墙售电”在多个省份的各类政策中也被频繁提及：2月20日，广东省能源局，广东省农业农村厅和广东省乡村振兴局发布《广东省加快农村能源转型发展助力乡村振兴实施方案》。《方案》指出，将探索在县域工业园区、农业产业园区等建设多能互补、源荷互动的综合能源系统，采用合同能源管理运营模式，引导企业、社会资本、村集体等多方参与，建设新能源高效利用的微能网，为用户提供电热冷气等综合能源服务。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。2月22日，浙江省金东区人民政府发布2023年金东区政府工作报告，报告指出，关于光伏，2023年发展目标及重点工作如下：探索自贸区“光伏+储能+隔墙售电”试点建设，开展分布式发电市场交易，努力降低企业用电成本。2月27日，湖南长沙市发改委发布关于《长沙市新能源及可再生能源发展保障方案》的通知。《通知》指出，按照有关规定尽快落实分布式发电市场化交易“过网费”标准，有序推进分布式新能源就近开发利用，积极争取“隔墙售电”工作落地。优先在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区因地制宜开展电力源网荷储一体化试点。适时推进风电光伏项目与电力用户开展直接交易，鼓励双方签署长期购售电协议。3月13日，山东发布《山东省电力市场体系建设工作分工方案》，指出健全分布式发电市场化交易机制，鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制。3月27日，浙江省发改委发布《关于促进浙江省新能源高质量发展的实施意见（征求意见稿）》。文件指出，推进风电光伏项目与用户直接交易或使用。按照有关规定尽快明确分布式发电市场化交易“过网费”标准。编制并发布适用于风电光伏项目与用户直接交易的市场规则与标准合同范本，大力支持风电光伏项目与电力用户开展直接交易，鼓励双方签署长期购售电协议。作为国家首批分布式发电市场化交易(又称“隔墙售电”)试点项目之一，该项目有别于业内常见的“自发自用、余电上网”和“全额上网”模式，其所产生的清洁电力可直接出售给同在一个110kV变电站内的用电企业，实现就近消纳。需要关注的是，尽管从中央到地方有关“隔墙售电”的政策频繁下发，但实际项目的进展却不尽如人意。早在2019年国家发改委、能源局就公布了首批26个分布式发电市场化交易试点，而直至4年后的今天才真正并网落地了首个项目——苏州工业园区分布式光伏发电项目。业内普遍认为，要加快实现“隔墙售电”项目落地，仍需要进一步厘清“隔墙售电”“模式下交易双方与电网企业之间的利益分配等核心问题，出台相关具体细则。 一方面，在“隔墙售电”模式下，电网企业增加的成本是由多重因素共同造成的，其盈利的来源除了基本的“过网费”以外，或许还应包括电力计量成本、交易平台运维服务成本、平台使用或接入服务费等，来保障电网企业在项目中能兜住成本，并获取合理收益。这就需要国家在试点项目中进行长期、动态的监测评估（这个工作量确实比较大）。
另一方面是输配成本的分担问题。当前的电网（输配电）投资是按照用户的最大负荷设计的，虽然“隔墙售电”交易双方减少了网购电量，但电网投资并没有减少。因此，“隔墙售电”实际上造成了电网企业收入的缺额。按现行政策，此部分缺额通过电价调整解决，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。所以长远来看，还需要制定相应的规则，督促“隔墙售电”交易主体公平承担各类灵活性资源提供的电力平衡服务所产生的相关成本，平衡各方利益诉求。
相信第一个分布式光伏“隔墙售电”试点项目的并网运行，将为行业提供重要的参考价值，从而进一步规范分布式能源参与市场化交易的相关细则，为后续项目的落地铺砌道路 。
