消納，一直是橫亙在其大比例替代煤電道路上的“絆腳石”；

消納，也讓新能源的發展一直處于“如梗在喉”的狀態！

近些年來，隨著光伏新增裝機規模的不斷攀升，電力消納問題日益凸顯，尤其在去年，全年新增光伏裝機容量高達216.88GW，同比增長148%。高增長的背后，則是引發更為嚴重消納問題，各地分布式光伏裝機容量頻頻告急，甚至有些地區已經出現0容量的情況。

在光伏行業產能過剩的重壓下，如何盡快出清？光伏裝機量如何保持良好的增長勢頭？這些所有的癥結似乎全部都指向了一個問題，那就是消納！

進入2024年，“消納”已然成為整個行業的高頻詞，前段時間, 關于電網將放開新能源“95%消納紅線”的吵得沸沸揚揚；近日，河南公布將開放隔墻售電，這些種種，無疑不都是為了進一步解決消納問題而推出的一些舉措。

“隔墻售電”再下一城

"隔墻售電"模式有利于分布式能源就近消納，還能大幅降低輸配成本，可以為交易雙方帶來實實在在的收益，從而實現雙贏的局面。

就在4月18日，河南發改委發布了關于三個“源網荷儲一體化項目”的征求意見稿，意見稿指出，針對四類分布式光伏項目可開放隔墻售電，這四類分布式項目分別為：工業企業源網荷儲一體化項目、增量配電網類源網荷儲一體化、家庭作坊類源網荷儲一體化、整村開發類源網荷儲一體化。

其中，針對工業企業源網荷儲一體化項目，文件指出可在廠區紅線外建設，也可第三方投資，賣給用電企業，這說明將開放隔墻售電！

另外，文件要求，這類項目的電量，只能自用，應加裝防逆流裝置，不向大電網反送電，在項目運行期內，因負荷或調峰能力不足造成棄風棄光的，自行承擔風險。

意見稿也明確“集中匯流分布式光伏+儲能”項目，要求自用電量50%以上，剩余的參與市場化交易，配置50%*2h儲能。

針對農村源網荷儲一體化項目，文件要求通過合理配置儲能等調節手段，實現所發電力自發自用、不向大電網反送電，在支撐綠色電力充分消納的同時，不占用公共電力系統調峰能力。此外，原則上應按照不低于風電光伏裝機功率的20%、時長不少于2小時的要求配置新型儲能設施。

針對整村開發類源網荷儲一體化項目，可以由村集體成立開發企業，自行建設或與第三方合作建設。其中，配電網可以由整村開發類項目主體建設，也可以協商利用電網企業現有設施。

整村開發類項目應配置儲能設施，配置規模原則上不低于新能源裝機功率的50%、時長不少于2小時，保障全村自供電比例不低于80%，自發自用比例不低于50%，余量逐步參與電力市場交易。

近年來，河南分布式光伏發展迅猛，根據國家能源局數據，2023年河南分布式光伏新增裝機13.89GW，其中戶用9.99GW、工商業分布式3.9GW，位列全國第六位。

隨著分布式光伏裝機的快速攀升，可開放并網容量趨于告急。

截止到2023年第4季度河南省18地市可開放容量約7.76GW，較3季度8.6GW可開放容量，減少838.3MW。

分布式光伏可開放容量趨緊的情況下，河南適時開放隔墻售電，可謂是為了消納謀求一條新的發展方向。

多年來多城推進“隔墻售電”

我國在“隔墻售電”之路上已經摸索了6年多之久，但結果卻不盡如人意。早在2017年10月，國家發改委、能源局發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，提出組織分布式發電市場化交易試點，標志著隔墻售電正式啟動。

該通知明確了三點，一是分布式發電項目規模限制，確保發電量在接入電壓等級范圍內就近消納；二是分布式發電“直接交易”“委托交易”“標桿價收購”的三種交易模式；三是 “過網費”暫按照分電壓等級輸配電價級差的核定原則。

自此，國家及地方相關部門陸續出臺支持分布式發電項目市場化交易的政策，對納入試點的分布式發電項目在輸電費、政策性交叉補貼等方面予以政策優惠，促使分布式發電市場化交易發展。

國家層面關于隔墻售電的相關政策

在2019年，國家發改委、能源局聯合公布了26個分布式發電市場化交易試點名單，涉及湖北、河南、山西、黑龍江、天津、江蘇、寧夏、河北、陜西和安徽等10省份。

此外，從地方層面也積極部署“隔墻售電”政策，浙江、江蘇、廣東、湖南等多個省份的各類政策中皆被頻繁提及，尤其是江蘇和浙江兩省，率先踏上“隔墻售電”之路。

早在2020年，江蘇能監辦印發《江蘇分布式發電市場化交易及電網企業輸配電服務三方合同（示范文本）》，為推動江蘇分布式發電市場化交易規范化落地進一步掃清了障礙。這意味著“隔墻售電”離現實又近了一步。

繼江蘇之后，浙江省于2022年9月29日發布了我國首部地方性電力法規《浙江省電力條例》，提出分布式發電企業可以與周邊用戶按照規定直接交易，并于2023年1月1日開始實施。浙江成為首個“隔墻售電”政策落地的省份。

在2023年，山東、海南澄邁、上海等多地進一步下發關于“隔墻售電”項目細則方案，推進“隔墻售電的”落地執行。

目前，江蘇也已先后落地兩個試點項目，其中江蘇常州市鄭陸鎮武澄工業園，租賃土地150畝，建設5兆瓦分布式光伏電站，采用光伏+農作物種植“農光互補”模式，預計年發電量680萬千瓦時，所發電量就近在110千伏武澄變電所供電區域內直接進行市場化交易，成為首個建成并網發電的分布式發電市場化交易試點。目前，江蘇也已先后落地兩個試點項目，其中江蘇常州市鄭陸鎮武澄工業園，租賃土地150畝，建設5兆瓦分布式光伏電站，采用光伏+農作物種植“農光互補”模式，預計年發電量680萬千瓦時，所發電量就近在110千伏武澄變電所供電區域內直接進行市場化交易，成為首個建成并網發電的分布式發電市場化交易試點。

在去年，全國首個“一對多”分布式光伏“隔墻售電”試點項目在蘇州正式投運，項目位于蘇州工業園區，利用蘇州普洛斯物流園和蘇州物流中心的倉庫屋頂，分為110kV界浦變5.5746MW和110kV強勝變6.2244MW兩個子項目，分布在10個房屋載體上，鋪設面積約20萬平方米，總裝機約12MW，預計年均發電量1223萬度。

看似美好的“隔墻售電”也有難解題

隨著“隔墻售電”的政策實施，項目落地，看似美好的一切，實則舉步維艱！

通過時間歷程就能看出，政策發布6年之久，真正落地的“隔墻售電”項目卻寥寥無幾。

究其原因，是目前“隔墻售電”的痛點有待解決！

對于隔墻售電來說，最大的痛點就是過網費的機制目前還沒有細化落實，現行隔墻售電過網費按“所涉電壓等級輸配電價差”形成，這一機制會使隔墻售電用戶獲得較同電壓等級的同類用戶更多的交叉補貼，增加了電網成本回收的難度。

此外，輸配成本的分擔目前也是一個待解決的問題，對于當前來說，電網投資是按照用戶的最大負荷設計的，雖然“隔墻售電”交易會減少雙方網購電量，但是對于電網的投資并沒有減少，所以，實質上是造成了電網企業的收入減少。按照現行政策，此部分缺額通過電價調整解決，那么，這樣的情況也就是說，未參與“隔墻售電”的用戶將會分攤更多的輸配成本。

在分布式光伏的輔助服務方面，由于新能源電力具有波動性、間歇性，必然會有其他電源為之承擔調峰、調頻、備用等輔助服務，要想參與市場化解交易就要為所享受的輔助服務支付費用，而提供輔助服務的企業和電網企業為此承擔相應的成本，所以這部分參照已經形成的輔助服務價格形成機制，在電網范圍內按比例分攤有可能現階段實施的合理的運營模式和經濟性。

隨著光伏裝機規模的不斷擴大，消納問題越來越突出，在河南進一步明確“隔墻售電”的措施下，為了解決消納問題，還有很多舉措，就像在前不久，剛剛開放的“95%消納紅線”，提倡在合理范圍內棄光，也是對消納問題的進一步促進。

除此之外，針對消納問題，集中匯流、臺區配儲等模式，都是能夠進一步有效解決目前消納問題，只是這些模式目前尚未成熟，需要時間與市場的驗證，相信，隨著時間的推進將會有更多成熟行之有效的方法，解決消納問題。