随着电源结构中新能源占比持续居高，新型电力系统的升级与建设迫在眉睫。而对于处在发展瓶颈期的分布式光伏，与开发、消纳相关的政策正接踵而来。

在《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》（下称“征求意见稿”）发布不足两个月后，12月5日，国家能源局再出重拳发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（下称“指导意见”）。

此前“征求意见稿”对分布式发电并网消纳带来的冲击，让分布式行业近乎有点“怀疑人生”了：一方面，对6MW以上“大型工商业光伏”项目取消了余电上网，要求“全部自发自用”；另一方面，分布式发电要交易，就要承担政府性基金及附加、系统备用费、政策性交叉补贴等一系列费用。

大型分布式项目的并网“特权”被取消，绿电参与交易还将承担系统运营费用，未来分布式光伏又将何以为生呢？（见此前报道《能源局为分布式光伏定新规定，“为了装机而装机”的时代终结了？》）

最新指导意见中，提出了“新型经营主体”的概念，并明确“支持具备条件的工业企业、工业园区等开展智能微电网建设，提高新能源就地消纳水平。探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制”。

此前已试验多年但一直未能有效落地的“隔墙售电”，或将成为分布式的出路。

值得注意的是，指导意见最新使用了“新能源直连”的新提法，这意味着隔墙售电全面铺开。

同样值得注意的是，全国人大也在密切关注着分布式光伏的未来发展，为此，十四届全国人大第二次会议曾向国家能源局提出了第4179号建议。而今年7月，国家能源局在给全国人大的答复中，特别提到“下一步，国家发展改革委将适应‘隔墙售电’、源网荷储一体化等新模式发展，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”。

伴随着新能源装机的突飞猛进增长，系统内各种电源之间矛盾多发、源网矛盾多发，分布式光伏消纳难也愈演愈烈，在这样一个阶段，隔墙售电作为一种系统性的尝试，或许已经不得不为。

隔墙售电，不得不为

形势的发展和人们对事物发展的认识，总是逐步深化的。

新能源装机尤其是分布式发电装机的迅猛增长，取得了新能源转型的历史性成就，另一方面，也严重冲击着整个电力系统的消纳能力。

在上一个阶段（2022年下半年以来），分布式开发受到了配电网容量的限制，问题集中表现为分布式光伏接网“红区”大量涌现。为此，国家能源局在2023年特别组织了调查评估，结果是截至该年底仅山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个省份，就有超过150个地区分布式光伏已无新增接网空间。

进入2024年以来，分布式光伏接网红区更是蔓延开来。据不完全统计，分布式光伏接网难题已经席卷了全国逾10个省份，有超过400个县成为了红色区域，包括黑龙江81个县、山西73个县、河南逾70个县、河北南网53个县、山东37个县、广东37个县、辽宁逾20个县、广西10余个县、福建4个试点县，等等。红区内，分布式光伏接网被叫停。

然而，事实上，卡住分布式光伏的不仅仅是配电网容量的问题。即令配电网容量翻倍、分布式项目顺利接网了，分布式光伏的消纳难题还是会换一副“马甲”重新出现。

据公开报道，2024年2月，河南漯河地区光伏用户接电网通知，要求10：00-16:00停发，限电6个小时。在拥有4000万千瓦光伏装机的河南，漯河式的分布式光伏限电并非孤例，在此前后，新安县、商丘县等河南多地都出现了分布式光伏中午限电5-7小时不等的类似情况。

为何停发限电？还是因为负荷侧用不了那么多的绿电。因此，分布式光伏所遭遇的困境，不只是能不能接网的问题，更重要的是在顺利并网后能不能找到足够的用电买家。

配电网扩容的问题，国家已经正在大刀阔斧推进。那么，将来“红区”问题实现有效缓解之后，分布式光伏发展的主要矛盾也要变了，恐怕还是发电量卖给谁的问题。

面对这一难题，新能源发电都寄望着并入大电网的方式，过于简单粗暴了。因为电网需要照顾到的利益相关方很多，眼下新能源与火电、水电、核电都在同台竞电、待价而沽；新能源内部，光伏也还面临风电的竞争；即便都是光伏，也还有集中式与分布式之间的激烈竞争。

就算是电网对分布式光伏独家“买断”了，但由于分布式光伏“三性”特征，给电网稳定性带来的巨大冲击，其消纳问题也还是难以得到充分解决。

因此，鉴于分布式光伏发电本身的特性，相比于西北集中式光伏，中东部分布式光伏的优势在于“就地平衡、就近消纳”。

基于这一逻辑来理解，隔墙售电、绿电直供，又恰是分布式光伏就地平衡、就近消纳的一个值得尝试的途径：第一，隔墙售电不上主网，大大减缓了对电网稳定性的冲击；第二，隔墙售电为分布式电源找到了固定大买家，从而为稳定的收益打下基础。

“绿电直供”，难在何处？

事实上，隔墙售电的可行性是不需要讨论的，政策方面已经推了很多年。

早在2017年10月底，国家发改委和国家能源局联合印发《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），鼓励分布式光伏参与市场化交易，将电卖给配电网内就近的电力用户，即俗称的“隔墙售电”。

但此后在各省试点中，隔墙售电一直推不动，一大原因就是隔墙售电到底要怎样去实现，其模式为何，一直没有得到明确。

直到国家能源局此次的指导意见中，首次明确了“绿电直供”，也即“建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制”。

“绿电直供”具体操作模式，是工业企业、工业园区建设智能微电网，然后将周边的分布式光伏接入智能微电网。如此，分布式光伏就得以向工业企业、工业园区“隔墙售电”了。

按照中国新能源电力投融资联盟秘书长、“新能源萌主”主理人彭澎的说法，该指导意见最具有突破意义的地方在于，“允许通过新型经营主体，将分布式光伏的发电量在同一配电台区内，卖给厂区红线外的用电户。这才是点对点实现了绿电直供。”

不过，由于单凭分布式光伏无法实现24小时全天候独立供电，指导意见特别明确，绿电实现直供后，“电网企业要做好并（联）网或平台接入等服务，明确服务流程、可接入容量等信息，提高服务效率”。

当然，尽管明确了“绿电直供”模式，但隔墙售电仍然可能因为系统机制体制还未理顺，最终难以有效落地。

对此，国家能源局回复全国人大建议时特别提到要“完善促进新能源就近消纳的相关价格机制”。所谓“价格机制”，就是要平衡好各方利益。

首先就是煤电等其他电源的利益。绿电“隔墙”供应的这些工业企业、工业园区，在没有新能源直连之前，都是煤电等其他电源在为其供电。现在“半路杀出个程咬金”，分布式光伏“直连”进来了，煤电等电源的利益岂不要受损？

更何况，分布式光伏根本就“杀不死”煤电，光伏电量不足以及光伏发不出电的时候还是要依赖煤电。

如此说来，煤电等其他电源的利益就需要一个价格机制来加以平衡。煤电可以逐步让渡利用小时数，逐步转型为灵活性备用电源，但是由此产生的系统成本，秉持“谁受益，谁购买”的原则进行分摊。

煤电之外，利益更加难以平衡的还是电网企业。

由于分布式光伏的“垃圾电”特性，做不到24小时即时可控供电，因而即便工业企业、工业园区有了分布式光伏的“绿电直供”，电网企业的输配电网建设，几乎还是一点都不能少。电网企业需要根据分布式光伏0出力的假设，去为工业企业、工业园区配备电网基础设施。而这一笔成本费用，隔墙售电的分布式光伏无疑是要分摊承担的。

也正因如此，征求意见稿才明确提出，“分布式光伏发电项目与用户开展专线供电的，发电、用电双方应按照有关规定承担政府性基金及附加、系统备用费、政策性交叉补贴等，公平承担相应的责任和义务。”

在此之前，上述系统运行费用是通过缴纳上网输配电价的方式来结算的。未来分布式光伏被允许通过智能微电网“绿电直供”了，又将怎样去向电网企业支付输配电价？还有待进一步细则的出台。

合理规划，科学开发

任何创新发展模式的潜力，都不可能是无限的。

分布式光伏接网容量不足，需要扩容配电网，但是配电网扩容的潜力不是无限的；分布式光伏弃光弃电，需要就近寻找买家、需要隔墙售电，但是隔墙售电的潜力同样也不是无限的。

在隔墙售电等创新模式不断明晰的背景下，分布式光伏发展更要合理规划。

今年6月，在第一届“国家能源转型与碳中和”论坛上，中能建西南电力设计院原副总工程师吴安平曾发言指出，以尽可能低的代价构建新型电力系统，其中最关键的是以科学的发展规划为引领。他提出，“规划的节约是最大的节约，规划的浪费是最大的浪费”。

具体到分布式光伏，如何科学规划下一步发展？那就需要紧紧把握“就近平衡、就地消纳”这一原则，并且要因地制宜。

即使是有了隔墙售电，也不应理解为装机的“救命稻草”来了——如果借此继续无限制的大干快上、盲目增加装机，就又把好经念“歪”了。

以黑龙江为例，由于黑龙江省工业企业比较少，因此相比其他东部经济大省，黑龙江省全社会用电需求很有限。就在这样一个用电负荷并不充足的省份，其风电、光伏装机已经超过了2000万千瓦，新能源在全部电源总装机中占比已逼近五成。其结果是，2023年11月，黑龙江就有81地成为接网红区。

事实上，像黑龙江这样的省份，分布式光伏推动隔墙售电的条件并不优厚，大量建设好的分布式光伏，如不能实现就近消纳，还要靠大建特高压远距离送向其他省份，是很不经济的。

分布式光伏过去规划的不合理，有阶段性的原因，上一个以开发为主旋律的阶段，分布式光伏开发的相关规划几乎由地方政府主导垄断了，那么在“装机增长贡献政绩”的驱动之下，几乎很少去考虑电网的承受能力，以及分布式光伏就近消纳的空间。

目前正在探索中的隔墙售电，将来如何能够跑通，也不能忽视这个前提，那就是要约束各个地区的“装机冲动”。因为隔墙售电的空间，远不是无限的，分布式光伏下一阶段的发展，合理规划依然重要。

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