近年来，随着我国分布式能源和可再生能源的迅猛发展，电力体制改革的不断深化，传统电力市场的格局正在经历显著变化。与此同时，提升电力系统对新能源的消纳能力，确保新能源大规模发展的同时保持合理利用水平，加快建设新型能源体系和构建新型电力系统的需求也日益高涨。“隔墙售电”作为电力市场改革浪潮中涌现的一种创新交易模式，被广泛认为是破解新能源消纳难题的有效机制之一。

2024年12月，《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》发布，为进一步提升新能源就近就地消纳水平，支持新型经营主体创新发展，提出了“建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制”的机制。该措施有望推动点对点“隔墙售电”模式在电力市场中的应用，为“隔墙售电”模式的落地提供了更多的指导框架与政策保障。

“隔墙售电”这一新兴电力市场模式，随着本政策的出台，再次被推到了公众视野的前沿。

什么是“隔墙售电”

“隔墙售电”是分布式发电市场化交易的一种通俗说法，早在我国电力体制改革初期就已被提及。该概念首次出现在2017年10月国家发改委、国家能源局发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》中，文件提出了分布式发电市场化交易机制，即“隔墙售电”模式：“分布式发电项目单位（含个人）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并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取过网费。”

2019年，国家发改委、国家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，容量共计147万千瓦，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10省份，其中江苏最多，共6个试点。

此后，国家相关部门陆续出台了一系列支持分布式发电项目市场化交易的政策，鼓励分布式项目参与市场交易。同时，“隔墙售电”一词也在浙江、江苏、广东、湖南等多个省份的各类政策中被明确提起，显示出地方政府对该模式的支持态度。

与传统的“自发自用、余额上网”分布式发电项目不同，“隔墙售电”允许分布式发电项目通过“借用”电网企业的配电网，直接将电力销售给周边的电力用户，并向电网企业支付相应电压等级的“过网费”。这种方式实现了交易范围的就近实现，原则上在接入点上一级变压器供电范围内的用户都可跳过电网企业，通过签订合同直接从发电方或电力生产方获得电力供应。

“隔墙售电”不仅使电力供应不再局限于单一用户，还能够减少弃风弃光问题，改善分布式发电项目的收益，助力分布式能源的就地消纳和快速发展；同时可以降低电力交易成本，提高电力交易效率，有助于缓解分布式发电项目大规模并网对配电网造成的压力。

问题仍存，但未来可期

尽管政策利好不断，“隔墙售电”提出多年来却一直面临推广难题，目前仍未得到大范围实施。造成这种现象的原因涉及各方之间的协调与配合、监测技术、具体监管、市场接受度等多方面的现实问题，其中，最大的痛点还是在于交易双方与电网企业之间的利益分配问题。

“隔墙售电”交易要求电网企业为并网运行、输电、技术支持、电力计量、电费收缴等业务提供技术支撑并负担成本。现阶段“隔墙售电”模式下，国家尚未出台相关政策对分布式发电项目如何分担系统备用成本及系统调节相关成本等问题作出规范，这必然会使电网企业在利益方面更加精打细算。

从投资收益角度来看，电网企业在“隔墙售电”交易中，目前的业务收入基本只能依靠“过网费”。“过网费”标准由接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定，目前计算公式暂为“过网费=电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价（含政策性交叉补贴）-分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价”。

输配电价是指销售电价中包含的输配电成本，即“运电”的费用，它决定着电网企业投资的收益高低，影响投资积极性。一般来说，电从发电厂送出，要经过层层降低电压再送给用户，低压电往往流经路径更长，度电成本更高，低压配电网的投资运维成本远高于高压输电网，以成本为计价基础的低压配电费也应远高于高压输电费。

然而，由于我国部分省级电网存在各电压等级的输配电价结构不合理，造成高电压等级输电价格高、低电压等级配电价格低的问题出现，这就导致电网企业投资与收益成反比，高电压等级的输电网投资少，但输配电价高，收益高；低电压等级的配电网投资多，但输配电价低，收益低。加之电网规划超前于分布式发电项目准入，当区域电网大规模接入分布式发电时，也将间接增加增量配电网冗余投资，影响到配电价格的核定。

分布式发电项目一般多与中低压配电网并网，对于电网企业来说，投资收益比本就先天不足，而分布式发电项目不但接入电网电压等级越低且消纳范围越近则缴纳的“过网费”越少，甚至还有免收“过网费”的情况。电网企业在“隔墙售电”项目上投入了高额运维成本，收取的“过网费”却寥寥无几，成本回收难度呈几何级数上升，甚至有亏损的风险。如此一来，电网企业接纳和推动“隔墙售电”的积极性不足，也是情有可原。

“售电不止于隔墙”

“隔墙售电”本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。面对上述的“过网费”困境，一些省份尝试了新的解决方案，希望通过绕开电网、就地消纳的方式，灵活推动“隔墙售电”发展。

2024年5月，河南省发展改革委发布了《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》《河南省增量配电网类源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》《河南省农村地区源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》三个文件，提出允许第三方在企业自有或周边土地建设分布式光伏和分散式风电，并将电力出售给用电企业，为“隔墙售电”创造了有利条件。

在接入方面，文件提到“以绿电就近、就地、就低、可溯源为目标,鼓励建设绿色专变、绿色专线，保障一体化项目新能源电力电量直接为用户服务”，即鼓励企业投资建设新能源配套接入工程，直接接入用电负荷侧配电设施。

2024年12月，山东省人民政府办公厅印发《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》的通知，也提到支持企业因地制宜采用新能源就近直供、绿电交易、虚拟电厂、新能源自发自用等4种模式，依托电力市场交易平台和“云大物移智链边”等技术，开展源网荷储一体化工作，通过电源、用电负荷、电网、储能的多方协同互动，充分挖掘用电负荷侧的调节消纳能力，打造新能源消纳新模式；对有绿电需求的产业园区或出口型企业，支持采取物理或虚拟方式，创新新能源电力供给模式，探索建设一批绿电产业园。

近日，江苏省发改委也印发了《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》，公布了江苏省首批5个绿电直连供电试点项目，在全国率先启动由电网企业统一规划建设连接电池企业和绿电电源的绿电专线创新试点。

通过绿电直连，用户侧可以降低用电成本、稳定电价预期外，还可保证使用绿电100%可溯源，这对于产品出口至关重要；发电企业能确保稳定的电力销售渠道与市场份额；电网企业也可以将电网的新能源消纳成本和建设维护成本转移给绿电直连项目相关方。

不过，通过“绿电直连供电”模式绕开大电网的解决办法，虽然的确是分布式新能源就近交易的创新之举，但就“在公共土地上建设一条企业专属配电线路，是不是属于公共配电线路”这一争议，还没有得出定论。而离开大电网后，绿电专线所发绿电具有较大的波动性，长期下来是否能有效帮助企业降低成本，也有待验证。

规避“过网费”的做法，并没有触及最核心的价格机制问题。在新型电力系统建设背景下，要真正推动“隔墙售电”的普及，还需要优化输配电价结构，明确并合理设定“过网费”标准，调整电网规划理念与投资回收模式，增加包括电力计量及交易平台运维服务成本、平台使用或接入服务费、潜在的附加产品费等在内的其他盈利模式，平衡各发电投资企业、电网企业和用户之间的成本与收益。只有这样，“隔墙售电”才会有真正落地的希望。

归根结底，“隔墙售电”虽然是一种分布式新能源开发和消纳的创新方式，但其本身从来不是目的，而是推进分布式新能源发展的手段。要实现这一目标，必须进一步健全全国统一电力市场体系，完善分布式发电市场化交易机制，充分发挥价格信号的引导作用，推动“售电不止于隔墙”，从根本上解决分布式新能源发电的消纳问题，才是长久之计。

“隔墙售电”助力综合能源服务

“隔墙售电”可以通过市场化的交易机制，促进发电企业、电网企业和购电用户之间的高效协调互动，也为综合能源服务企业带来了多方面的优势和发展机遇。一方面，综合能源服务企业可以从发电企业直接获得更便宜的电力，节省供能成本；另一方面，借助“隔墙售电”，综合能源服务企业可以开拓新的业务领域，发展“配售电一体化+综合能源服务”的创新模式，通过资源聚合、区域微电网、虚拟电厂等方式作为新的市场化主体参与更多元化的电力市场化交易。

可以预见，在未来，随着分布式发电市场化交易机制进一步完善、“隔墙售电”模式在全国范围内逐步推广落实，以分布式能源投资、源网荷储一体化微电网建设运营为主要业务的综合能源服务企业亦有望迎来显著的盈利性和经济性提升。