人大代表建言 | 李寅：关于加快“隔墙售电”政策实施的建议

聚焦两会

人大代表建议

全国两会期间，全国人大代表、九洲集团董事长李寅，身处行业前沿，为新能源产业总结行业难题与迫在眉睫之事，深度思考，提出一系列行之有效的建言建策。本篇是李寅代表在本次大会中为新能源电力行业亟待解决的“隔墙售电”问题所提出的建议：《关于加快“隔墙售电”政策实施的建议》。

“隔墙售电”是指允许分布式能源项目通过配电网将电力产品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企业，电力用户再从电网企业高价买回电力使用的能源消费形式。分布式发电位于电力消费场所或与之相邻，“隔墙售电”能使其所发电力无需远距离和升降压来传输。与集中式发电供电方式相比，具有减少电力损耗、节省输电费用以及减少对土地和空间资源占用的优点，特别是可就近利用清洁能源资源。

“隔墙售电”相比自发自用项目，隔墙售电用户选择灵活，解决了自发自用项目用户用电不稳定这一痛点；相比全额上网项目，隔墙售电可以获得一个相对较高的交易电价；而与常规电力交易相比，隔墙售电是买卖双方都可得利的模式，免交最高电压等级输配费用和交叉补贴减免带来的空间，使得买卖双方都能从中获益。

2017年以来，“隔墙售电”相关的多项国家支持政策出台，但落实进度缓慢。2017年3月，国家能源局综合司下发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，提出分布式发电项目单位可以与配电网内就近电力用户进行电力交易；电网企业承担分布式发电的电力输送和组织电力交易的公共服务，按政府核定的标准收取输配电费用（过网费）。同年5月，国家发改委、能源局印发《新能源微电网示范项目名单》，明确允许新能源微电网示范项目投资经营主体负责新能源微电网范围内用户的供电、供冷等能源服务，价格由买卖双方协商确定。同年的10月底，国家发改委和能源局联合发布《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），就分布式发电遇到的市场化交易程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等问题提出了改革方案。随后12月28日，国家发改委办公厅和能源局综合司又下发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，进一步明确分布式发电市场化交易试的有关事项。后续2021年12月22日，国家能源局印发《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》（国能发法改〔2021〕63号），明确“支持分布式发电参与市场交易”。2021年12月29日，国家能源局等三部委印发《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》（国能发规划〔2021〕66号），提出“创新发展新能源直供电、隔墙售电等新模式”。这是国家政策层面首次出现了“隔墙售电”文字描述。

分布式发电市场化交易试点文件虽在2017年10月就已发布，但各地“隔墙售电”落实进度缓慢，试点政策迟迟无法落地。细究下来，与至今无法厘清的“过网费”、未明确分布式发电市场化交易相关实施细则有很大关系。分布式发电交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加了电网企业的运营成本。特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格，与全部由电网企业供电相比，这部分电量对应的电网企业的售电(或输配电价)收入就减少了。所以尴尬的“过网费”让部分地区电网公司不认可完全放开隔墙售电计划。

加快出台“隔墙售电”分布式发电市场化交易实施细则。总结分布式电力交易试点经验，促使省级电网公司技术支持下，编写区域分布式电力交易规则。明确交易双方和电网企业的权利、责任和义务，充分考虑电网企业系统供电备用，偏差考核机制，明确电量的计量和电费收缴等问题。促使分布式发电直供电、隔墙售电等新模式真正落地。

配套输配电价政策改革，进一步明确“过网费”核定原则。现行的隔墙售电过网费，是按“所涉电压等级输配电价差”形成的，这一机制会使隔墙售电用户获得较同电压等级同类用户更多的交叉补贴，增加了电网回收成本的难度。可以结合各地实际，明确不同消纳范围的“过网费”如何收缴。在电力系统成本方面，分布式发电享受了系统备用和辅助服务，却未足额承担相关成本，这些需要细化明确，并在核定区域输配电价的总成本时予以考虑回收。

所以，尽快配套“隔墙售电”相关政策体系，建立分布式发电市场化交易平台，完善相关技术条件，制定交易规则，并与电网运行、电费收缴、结算相衔接，使“隔墙售电”真正落地。这是落实能源革命、促进能源转型、加快新能源消纳的又一个突破口。这有利于提升企业可再生能源利用率，同时实现降低成本。可以让能源消费者成为“生产投资型消费者”，赋予更多工商业企业直接消纳可再生能源的权利，同时还可以促进电网企业向平台化服务的战略转型。