11月28日，国家能源局印发《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，短短八条，信息量不少。
总体而言，文件指出了要充分发挥新型经营主体在提高电力系统调节能力、促进可再生能源消纳、保障电力安全供应等方面的作用，鼓励新模式、新业态创新发展，培育能源领域新质生产力，加快构建新型电力系统。
一方面，《指导意见》就“新型经营主体”的内涵及特征作阐释，明确了新型经营主体范围；另一方面也提出了促进新型经营主体创新发展的相关措施，明确了对政府有关部门、能源监管机构、电网企业和市场运营机构的工作要求。
通知全文如下：
具体来看，《指导意见》中明确，新型营主体新型经营主体是具备电力、电量调节能力且具有新技术特征、新运营模式的配电环节各类资源，分为单一技术类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体。
其中，单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；
资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网。
虚拟电厂是运用数字化、智能化等先进技术，聚合分布式电源和可调节负荷等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式。智能微电网是以新能源为主要电源、具备一定智能调节和自平衡能力、可独立运行也可与大电网联网运行的小型发配用电系统。配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。
更值得玩味的是，《指导意见》中明确：除另有规定外，新型经营主体豁免申领电力业务许可证。此外，文件还提出探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制。
似是七年后能源局试图撬动电网严防，推动“隔墙售电”机制的又一次尝试。这次不一样的是，下发的《指导意见》终于有了《能源法》可依。
而能源局为此作出的“妥协”是：新型经营主体“平等”参与电力市场。即新型经营主体需按有关规定公平承担偏差结算和不平衡资金分摊等相关费用，缴纳输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加等。
或许，抛却“过网费”概念，以现行输配电价政策代行之，将成为能源局与电网的共同默契。
隔墙售电：精髓即难点
2017年10月，国家发改委、能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，提出组织分布式发电市场化交易试点，标志着隔墙售电正式启动。文件中指明：
“过网费”是指电网企业为回收电网网架投资和运行维护费用，并获得合理的资产回报而收取的费用，其核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。分布式发电市场化交易试点项目中，“过网费”由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。“过网费”核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。
平常而言，企业缴纳的电费主要由输配电价构成，在该文件的语境中，所缴纳的“过网费”必将低于现行输配电价。
在此基础上，在“过网费”核定前，电价的计算方式暂定为两种输配电价的扣减。一位B站UP主举了个例子，一个低压并网的分布式光伏项目，想要“隔墙售电”，首先要升压，再卖入另外一个工厂。那么“过网费”就是380V的输配电费减去10kV的输配电费，这样扣除之后，所需缴纳的钱就非常之少。
再举个极端的例子，如果卖方和买方都是10kV的电压等级，那么在“过网费”核定之前，甚至这个差价就会为零。
由此引发出来的问题就是：如果你是电网公司，你会愿意吗？
当前，电网（输配电）投资是按照用户的最大负荷设计的，虽然分布式拥有者和“隔墙售电”的购买者减少了网购电量，但电网投资却是“一分没少”。可以说，“隔墙售电”实际上造成了输配电收入减少，对电网公司而言是亏损的。
进一步而言，按照输配电价核定制度，其少收的输配电电费很有可能会造成下一个监管周期输配电价上涨。进而引发“隔墙售电的道德问题”。
因为在我国现有的电价体系中，同一省区内发电机组执行的是同一上网电价、同一输配电价。而电网企业的输配电价是按准许收入核定的，若有部分用户少缴纳输电费用，会造成电网企业收入的缺额。按现行政策，此部分缺额将在下一个监管周期予以平滑处理，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。
即，输配电费补窟窿的方式是将这部分投资转移到没有分布式的用户身上回收。因为有分布式屋顶资源的业主大多为企业园区或实质行为构成从事工商业的居民，继而也就变成了没有屋顶的居民“穷人”补贴有屋顶的工商业“富人”。
图：苏州工业园区分布式光伏发电市场化交易试点项目
2019年，国家发改委、能源局联合公布了首批26个分布式发电市场化交易试点名单，26个试点区域集中在湖北、河南、山西、黑龙江、天津、江苏、宁夏、河北、陕西和安徽等十省份。
2022年9月29日，浙江发布了我国首部地方性电力法规《浙江省电力条例》，提出分布式发电企业可以与周边用户按照规定直接交易，并于2023年1月1日开始实施。浙江成为首个“隔墙售电”政策落地的省份。
就全国范围而言，隔墙售电提出以来，到现在为止仍没有大范围开展，主要原因就在于其过网费机制，系统备用成本分摊、偏差考核机制等各项细则仍有待进一步完善。总的来说：
（1）隔墙售电“过网费”机制有待进一步厘清。目前，隔墙售电的过网费用依据“所涉电压等级输配电价差”来确定，这一定价模式导致隔墙售电的用户相较于同电压等级下的其他类似用户，能够获得更多源于交叉补贴的优惠，从而给电网的成本回收带来了更大的挑战。
（2）系统成本方面，分布式享受电网备用但未足额承担相关成本。“辅助服务”分摊机制有待健全。当新能源电量渗透率超过15%时，系统成本快速上升（调频备用成本）。根据前期电力市场探索经验，因新能源接入产生的系统成本将由优先出力机组、省内可再生能源进行分摊，但现阶段无政策规定“隔墙售电”如何参与分摊，导致集中式新能源、分布式新能源承担责任不对等。
（3）偏差考核机制有待细化。“隔墙售电”项目需接受3~5%发电量的偏差考核，违约电量需支付补偿费用。在当前按月度交易的前提下，发电方要提前40天进行电量预测并报送生产计划，而分布式光伏受天气因素影响大，中长期预测较为困难，易对发电方造成经济损失。
“河南模式”之上
针对以上难点，在《指导意见》下发前，各地也在积极探索解决方案。从《指导意见》中，我们或多或少也可窥见河南、江西等地方模式的影子。
譬如四月，河南发改委连发三份“源网荷储一体化项目”征求意见稿，迅速引爆关于河南开放“隔墙售电”的讨论。然而一个月过后，三份文件以暂行模式确定，最贴近“隔墙售电”的那条政策却消失不见。徒留一条“绿电专变、绿电专线”的概念。
即《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》中的第十二条：
以绿电就近、就地、就低、可溯源为目标，鼓励建设绿电专变、绿电专线，保障一体化项目新能源电力电量直接为用户服务。新能源接入工程需满足以下要求：
1.新能源项目应直接接入用电负荷侧配电设施；
2.新能源配套接入工程由企业投资建设，确保接入工程与项目建设进度相匹配。
据IESPlaza解读，河南政策鼓励企业建设“绿电专线”，即新能源配套接入工程由企业投资建设，直接接入用电负荷侧配电设施。如果建设完成“绿电专线”，将不再需要向电网缴纳“过网费”，这不仅可以降低企业用电成本，还可以提高工业企业对绿色电力的依赖度。
但也有声音表现出对此举的疑虑。因为“绿电专线”看上去好像突破了《供电营业区划分及管理办法》。但也可以认为它符合上述办法。因为在公共属性的土地上建设一条企业专属的输电线路本身就是自相矛盾的。矛盾的焦点在于这条专线所占据的土地的属性变更。
根据电网企业的解释，在企业规划红线之外，在公共土地上建设的线路，理论上都是公共配电线路，也就是土地的公共属性和供电线路的公共属性，天生是一致的。而河南省认为，公共土地上建设的绿电专线，只要其发电量全部为一家企业服务，就可以认为是企业专属的，不具备公共属性。
这种模式之下，主要强调的是用户层面的平衡，每一个用户都是一个平衡的单元。但“隔墙售电”从一开始，就是要“通过配电网”的隔墙售电，实质是利用公共电网与就近电力用户进行电力交易，而不是真正的拉电线直接向隔壁供电的模式。
日前，国家发改委能源局在答复十四届全国人大第二次会议第4179号提出的开展县级新型电力系统试点促进新能源与乡村振兴融合发展的建议时，对“隔墙售电”、源网荷储一体化等发展模式予以肯定，引起市场强烈反响。
文件表述为：“将会同有关方面研究完善促进新能源就近消纳的相关价格机制，加快推进电力现货、辅助服务等市场体系建设，促进新能源高质量发展，助力新型电力系统建设。”
因此，这一政策层面的推动，着力点不但是“隔墙售电”模式的发展，更在于推动“售电不止于隔墙”。这也是为何分布式光伏电站“四可”改造，在正式被新版《分布式光伏管理办法》提及前，已经在各地方如火如荼地开展了许久的原因之一。
