北极星太阳能光伏网讯:随着5月20日第一批分布式市场化交易试点区域的公布，“隔墙售电”再次成为电力市场关注焦点。以光伏为代表的分布式发电项目，发展到目前阶段，“隔墙售电”成为分布式项目实现全面市场化发展的关键，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。
（转自公众号：CPIA中国光伏行业协会 作者：沙恒）
那么具体“隔墙售电”能为用户带来多大降价空间？未来市场空间如何？当前发展还面临着哪些问题？本文对此做一简要分析。
一、与常规电力交易相比，“隔墙售电”用户降价空间大
此次26个分布式市场化交易试点区域，江苏省最多，共6个。本文以江苏省为例，测算“隔墙售电”用户最终结算电价。其中：卖方交易电价按照当前自发自用项目一般给予用户的80%目录电价；买方结算电价=卖方交易电价+过网费+政府性基金及附加。
从测算结果可以看出，在“隔墙售电”情景下，一般工商业和大工业用户的结算电价相比目录电价目前可以再下降7分以上，下降比例超过11%，且随着分布式项目成本的持续下降，下降空间也将不断扩大。而根据去年底江苏电力交易中心发布的2019年江苏电力市场年度协商交易结果，2019年发电企业平均降价2.18分/千瓦时，也就是“隔墙售电”项目降价空间更大，自然也将更受市场欢迎。
以下为具体交易规则及结算电价计算过程。
1、交易规则及结算电价
根据江苏省《江苏省电力中长期交易规则（暂行）》、《江苏省分布式发电市场化交易规则(征求意见稿)》，分布式项目在现货市场启动之前，开展电力中长期交易，以双边协商为主，适时开展挂牌交易和集中竞价。
发电项目结算电价即为交易电价，由市场主体通过双边协商方式形成,第三方不得干预。电力用户结算电价由交易电价、过网费、政府性基金及附加构成。
2、过网费计算
过网费=电力用户接入电压等级对应的输配电价－分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价。例如，某电力用户以10千伏电压等级接入电网，一个5兆瓦分布式发电项目接入该10千伏线路所在变电站的高压侧35千伏，则过网费=10千伏输配电价－35千伏输配电价：
一般工商业过网费：0.221-0.196＝0.025元
大工业过网费：0.213-0.198=0.015元
基本各省相邻电压等级过网费核算下来在1-3分之间，个别省份较高，这给用户结算电价提供了降价空间。针对国内首个无补贴市场化交易项目，2018年10月8日，山东省物价局核定东营河口区项目过网费为每个电压等级每千瓦时1.5分。
3、江苏省销售电价、政府性基金及附加
备注：
1. 以上附表所列价格，均含国家重大水利工程建设基金，具体标准为：居民生活用电0.085分钱，其它用电0.42分钱。除农业生产用电外，其他用电均含国家大中型水库移民后期扶持资金0.62分钱。大工业用电、一般工商业及其它用电含可再生能源电价附加1.90分钱。
2. 对国家明确规定执行居民用电价格的非居民用户，按其他居民生活用电价格标准执行
3. 对城乡“低保户”和农村“五保户”家庭每户每月给予15度免费用电基数，电价标准为0。
据上表，江苏省政府性基金及附加情况为：国家重大水利工程建设基金0.42分，大中型水库移民后期扶持基金0.62分，可再生能源发展基金1.9分，合计2.94分。
4、交易电价、结算电价降价空间
对于卖方来说，若其交易电价采用当前自发自用项目一般给予用户的80%目录电价，则买方结算电价计算如下：
对于一般工商业用户：
卖方交易电价=0.6465×80%=0.5172元，无补贴下可保障收益水平；
买方结算电价=交易电价+过网费+政府性基金及附加=0.6465×80%+0.025+0.0294=0.5716，相比目录电价降低0.6465-0.5716=0.0749元，降低11.6%。
对于大工业用户：
卖方交易电价=0.6418×80%=0.51344元，无补贴下可保障收益水平；
买方结算电价=交易电价+过网费+政府性基金及附加=0.6418×80%+0.015+0.0294=0.55784，相比目录电价降低0.6418-0.55784=0.08396元，降低13.1%。
二、“隔墙售电”市场空间
6月22日，国家发改委下发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，支持中小用户参与市场化交易，并提出各地要抓紧研究并合理制定中小用户参与市场化交易的方式。本次发用电计划放开，与此前四大高耗能行业放开不同，主要是中小用电企业或者第三产业用户，据测算带来的市场化交易增量约占全社会用电量的30%（2万亿度电），而“隔墙售电”面向的也正是这部分用户。无疑，“隔墙售电”将为分布式光伏、分散式风电等分布式能源打开一个广阔市场。
三、当前“隔墙售电”发展所面临的问题
在2019年7月25日中国光伏行业协会举办的“光伏行业2019年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会”上，电规总院、国网能源研究院专家提出当前“隔墙售电”发展所面临的问题：
过网费按照电压等级价差核算，已形成共识。按照平价19号文，分布式市场化交易试点项目免交最高电压等级输电费，减免交叉补贴，但具体减免交叉补贴核定办法，尚未明确。按照过网费计算方式，大部分政策性交叉补贴已扣除，剩余包含在过网费中的交叉补贴，后续再看核定办法。
根据试点政策，20MW及以下项目在35千伏等级以内消纳，20-50MW项目在110千伏等级以内消纳，但政策未明确是否可以反送电。建议允许接入380V、10kV、35kV的分布式发电可以少量向上级电网送电，那么过网费就按照所涉及的最高电压等级计算，具体这部分过网费是按照全电量计算还是只计算反送电量，需进一步明确。
未来分布式市场化交易需要与中长期交易市场、现货市场、辅助服务市场相融合。
对于分布式市场化交易，中国没有太多的海外经验可以借鉴，需要走一条中国特色的市场化交易路径。
分布式电力市场化不同于常规电力交易，相信通过项目试点，分布式交易规则将不断完善，同时在市场形势的倒逼下，“隔墙售电”的全面放开步伐或将提速，一方面为中小用电企业或者第三产业用户降低电价提供更大空间，进一步降低企业用电负担，这也正是两年来总理力抓的一项工作，符合国家主导方向；同时也将使分布式发电迎来一个新的快速发展时期。
原标题:从试点项目看隔墙售电发展潜力
