消纳，一直是横亘在其大比例替代煤电道路上的“绊脚石”；
消纳，也让新能源的发展一直处于“如梗在喉”的状态！
近些年来，随着光伏新增装机规模的不断攀升，电力消纳问题日益凸显，尤其在去年，全年新增光伏装机容量高达216.88GW，同比增长148%。高增长的背后，则是引发更为严重消纳问题，各地分布式光伏装机容量频频告急，甚至有些地区已经出现0容量的情况。
在光伏行业产能过剩的重压下，如何尽快出清？光伏装机量如何保持良好的增长势头？这些所有的症结似乎全部都指向了一个问题，那就是消纳！
进入2024年，“消纳”已然成为整个行业的高频词，前段时间,关于电网将放开新能源“95%消纳红线”的吵得沸沸扬扬；近日，河南公布将开放隔墙售电，这些种种，无疑不都是为了进一步解决消纳问题而推出的一些举措。
“隔墙售电”再下一城
"隔墙售电"模式有利于分布式能源就近消纳，还能大幅降低输配成本，可以为交易双方带来实实在在的收益，从而实现双赢的局面。
就在4月18日，河南发改委发布了关于三个“源网荷储一体化项目”的征求意见稿，意见稿指出，针对四类分布式光伏项目可开放隔墙售电，这四类分布式项目分别为：工业企业源网荷储一体化项目、增量配电网类源网荷储一体化、家庭作坊类源网荷储一体化、整村开发类源网荷储一体化。
其中，针对工业企业源网荷储一体化项目，文件指出可在厂区红线外建设，也可第三方投资，卖给用电企业，这说明将开放隔墙售电！
另外，文件要求，这类项目的电量，只能自用，应加装防逆流装置，不向大电网反送电，在项目运行期内，因负荷或调峰能力不足造成弃风弃光的，自行承担风险。
意见稿也明确“集中汇流分布式光伏+储能”项目，要求自用电量50%以上，剩余的参与市场化交易，配置50%*2h储能。
针对农村源网荷储一体化项目，文件要求通过合理配置储能等调节手段，实现所发电力自发自用、不向大电网反送电，在支撑绿色电力充分消纳的同时，不占用公共电力系统调峰能力。此外，原则上应按照不低于风电光伏装机功率的20%、时长不少于2小时的要求配置新型储能设施。
针对整村开发类源网荷储一体化项目，可以由村集体成立开发企业，自行建设或与第三方合作建设。其中，配电网可以由整村开发类项目主体建设，也可以协商利用电网企业现有设施。
整村开发类项目应配置储能设施，配置规模原则上不低于新能源装机功率的50%、时长不少于2小时，保障全村自供电比例不低于80%，自发自用比例不低于50%，余量逐步参与电力市场交易。
近年来，河南分布式光伏发展迅猛，根据国家能源局数据，2023年河南分布式光伏新增装机13.89GW，其中户用9.99GW、工商业分布式3.9GW，位列全国第六位。
随着分布式光伏装机的快速攀升，可开放并网容量趋于告急。
截止到2023年第4季度河南省18地市可开放容量约7.76GW，较3季度8.6GW可开放容量，减少838.3MW。
分布式光伏可开放容量趋紧的情况下，河南适时开放隔墙售电，可谓是为了消纳谋求一条新的发展方向。
多年来多城推进“隔墙售电”
我国在“隔墙售电”之路上已经摸索了6年多之久，但结果却不尽如人意。早在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。
该通知明确了三点，一是分布式发电项目规模限制，确保发电量在接入电压等级范围内就近消纳；二是分布式发电“直接交易”“委托交易”“标杆价收购”的三种交易模式；三是“过网费”暂按照分电压等级输配电价级差的核定原则。
自此，国家及地方相关部门陆续出台支持分布式发电项目市场化交易的政策，对纳入试点的分布式发电项目在输电费、政策性交叉补贴等方面予以政策优惠，促使分布式发电市场化交易发展。
国家层面关于隔墙售电的相关政策
在2019年，国家发改委、能源局联合公布了26个分布式发电市场化交易试点名单，涉及湖北、河南、山西、黑龙江、天津、江苏、宁夏、河北、陕西和安徽等10省份。
此外，从地方层面也积极部署“隔墙售电”政策，浙江、江苏、广东、湖南等多个省份的各类政策中皆被频繁提及，尤其是江苏和浙江两省，率先踏上“隔墙售电”之路。
早在2020年，江苏能监办印发《江苏分布式发电市场化交易及电网企业输配电服务三方合同(示范文本)》，为推动江苏分布式发电市场化交易规范化落地进一步扫清了障碍。这意味着“隔墙售电”离现实又近了一步。
继江苏之后，浙江省于2022年9月29日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。
在2023年，山东、海南澄迈、上海等多地进一步下发关于“隔墙售电”项目细则方案，推进“隔墙售电的”落地执行。
目前，江苏也已先后落地两个试点项目，其中江苏常州市郑陆镇武澄工业园，租赁土地150亩，建设5兆瓦分布式光伏电站，采用光伏+农作物种植“农光互补”模式，预计年发电量680万千瓦时，所发电量就近在110千伏武澄变电所供电区域内直接进行市场化交易，成为首个建成并网发电的分布式发电市场化交易试点。目前，江苏也已先后落地两个试点项目，其中江苏常州市郑陆镇武澄工业园，租赁土地150亩，建设5兆瓦分布式光伏电站，采用光伏+农作物种植“农光互补”模式，预计年发电量680万千瓦时，所发电量就近在110千伏武澄变电所供电区域内直接进行市场化交易，成为首个建成并网发电的分布式发电市场化交易试点。
在去年，全国首个“一对多”分布式光伏“隔墙售电”试点项目在苏州正式投运，项目位于苏州工业园区，利用苏州普洛斯物流园和苏州物流中心的仓库屋顶，分为110kV界浦变5.5746MW和110kV强胜变6.2244MW两个子项目，分布在10个房屋载体上，铺设面积约20万平方米，总装机约12MW，预计年均发电量1223万度。
看似美好的“隔墙售电”也有难解题
随着“隔墙售电”的政策实施，项目落地，看似美好的一切，实则举步维艰！
通过时间历程就能看出，政策发布6年之久，真正落地的“隔墙售电”项目却寥寥无几。
究其原因，是目前“隔墙售电”的痛点有待解决！
对于隔墙售电来说，最大的痛点就是过网费的机制目前还没有细化落实，现行隔墙售电过网费按“所涉电压等级输配电价差”形成，这一机制会使隔墙售电用户获得较同电压等级的同类用户更多的交叉补贴，增加了电网成本回收的难度。
此外，输配成本的分担目前也是一个待解决的问题，对于当前来说，电网投资是按照用户的最大负荷设计的，虽然“隔墙售电”交易会减少双方网购电量，但是对于电网的投资并没有减少，所以，实质上是造成了电网企业的收入减少。按照现行政策，此部分缺额通过电价调整解决，那么，这样的情况也就是说，未参与“隔墙售电”的用户将会分摊更多的输配成本。
在分布式光伏的辅助服务方面，由于新能源电力具有波动性、间歇性，必然会有其他电源为之承担调峰、调频、备用等辅助服务，要想参与市场化解交易就要为所享受的辅助服务支付费用，而提供辅助服务的企业和电网企业为此承担相应的成本，所以这部分参照已经形成的辅助服务价格形成机制，在电网范围内按比例分摊有可能现阶段实施的合理的运营模式和经济性。
随着光伏装机规模的不断扩大，消纳问题越来越突出，在河南进一步明确“隔墙售电”的措施下，为了解决消纳问题，还有很多举措，就像在前不久，刚刚开放的“95%消纳红线”，提倡在合理范围内弃光，也是对消纳问题的进一步促进。
除此之外，针对消纳问题，集中汇流、台区配储等模式，都是能够进一步有效解决目前消纳问题，只是这些模式目前尚未成熟，需要时间与市场的验证，相信，随着时间的推进将会有更多成熟行之有效的方法，解决消纳问题。
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