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5月30日，國務院辦公廳轉發(fā)了國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于促進新時代新能源高質量發(fā)展的實施方案》（簡稱《實施方案》）。方案提出：“在具備條件的工業(yè)企業(yè)、工業(yè)園區(qū)，加快發(fā)展分布式光伏、分散式風電等新能源項目，支持工業(yè)綠色微電網和源網荷儲一體化項目建設，推進多能互補高效利用，開展新能源電力直供電試點，提高終端用能的新能源電力比重。”

此處的“直供電”是指不經由電網企業(yè)的輸配電網絡，而是建立“新能源專線”，直接向用戶供電。2022年6月，國家發(fā)展改革委、國家能源局等9部門聯(lián)合印發(fā)的《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》提出：在工業(yè)園區(qū)、大型生產企業(yè)和大數(shù)據(jù)中心等周邊地區(qū)，因地制宜開展新能源電力專線供電，建設新能源自備電站，推動綠色電力直接供應和對燃煤自備電廠替代。

但在執(zhí)行層面，根據(jù)《中華人民共和國電力法》（2018年修訂版）第二十五條規(guī)定：一個供電營業(yè)區(qū)內只設立一個供電營業(yè)機構，供電營業(yè)區(qū)的設立、變更，由供電企業(yè)提出申請，電力管理部門依據(jù)職責和管理權限，會同同級有關部門審查批準后，發(fā)給《電力業(yè)務許可證》。因此，新能源企業(yè)不僅要建設供電專線，還需承接供電營業(yè)區(qū)內用戶所有的配電網運營業(yè)務，從而對企業(yè)資質、財務、技術、履責等方面提出了更高的要求。

新能源市場化交易政策軌跡分析

從政策軌跡來看，新能源市場化交易的目的在于盡可能減少新能源電量交易的中間環(huán)節(jié)，向發(fā)、用電雙方讓利。根據(jù)電力市場現(xiàn)狀、實施難易程度，本文將該進程分為3個階段：集中式新能源綠電市場交易—分布式新能源電力市場就近交易（簡稱“隔墻售電”）—建設“新能源專線”供電，并對各階段的開展情況和問題進行概述：

新能源電量價格體系簡介

以江蘇省近期電力市場交易情況為例，新能源電量主要涉及的價格包括以下五種：一是新能源電網收購價：391元/兆瓦時；二是電力市場綠電成交價：467.04元/兆瓦時；三是電力市場火電成交價：466.46元/兆瓦時；四是電網收售電價差：電力市場綠電成交價-新能源電網收購價=76.04元/兆瓦時；五是輸配電價（過網費）。

集中式新能源綠電市場交易

2021年9月7日，綠電交易正式啟動，在該種交易模式下，新能源電量將因綠電消費憑證產生相對于火電的額外溢價，另一方面，收售電價差也將由電網企業(yè)讓利至新能源企業(yè)。然而，現(xiàn)階段綠電價格體系仍有待厘清，以江蘇電力交易中心為例，綠電的環(huán)境價值反映在綠電市場、綠證市場、碳排放市場的價格分別為0.58元/兆瓦時、35~50元/兆瓦時、33.64元/兆瓦時。價格上的差異導致了綠電市場供需無法精準匹配，供不應求；綠證市場少人問津；而在碳排放市場，僅有限的經CCER認證的新能源項目可參與，從規(guī)則上造成了供給的緊張。

隔墻售電

隨著新能源發(fā)電成本的下降，在市場的驅動下，分布式新能源裝機占比越來越高。而分布式新能源參與市場化交易較為理想的方式分為以下兩種：第一種是對于規(guī)模較大、具備就地消納條件的電量，供需雙方雙邊協(xié)商，簽訂中長期電力交易合同（即“隔墻售電”）；第二種是不具備上述條件的電量，通過虛擬電廠技術與各類負荷、儲能聚合后，參與電力現(xiàn)貨市場及調頻輔助市場。

由于分布式新能源聚合的技術條件、商業(yè)環(huán)境仍不成熟。因此，“隔墻售電”是當前分布式新能源市場化交易的必然選擇。

“隔墻售電”的概念在2017年10月國家發(fā)改委、國家能源局《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》提出，2020年12月全國首個“隔墻售電”項目——江蘇常州市天寧區(qū)鄭陸工業(yè)園5兆瓦分布式發(fā)電項目并網。相較綠電市場的輸配電價，江蘇省“隔墻售電”試點的“過網費”優(yōu)惠幅度較大，使得“隔墻售電”度電成交價得以高于綠電市場，約在0.49~0.58元/千瓦時之間，如開展帶曲線交易，成交價仍有上升空間，各方參與“隔墻售電”項目意愿強烈。盡管如此，“隔墻售電”進展依然緩慢，究其原因，主要存在以下問題：

首先，“過網費”機制有待厘清。根據(jù)政策規(guī)定，電力用戶在10千伏電壓等級且同一變電臺區(qū)內消納，免收“過網費”。這就導致供需雙方同在10千伏臺區(qū)的“隔墻售電”不僅“零”成本使用電網企業(yè)的設備，又無需承擔交叉補貼。即便跨電壓等級“隔墻售電”，收取“過網費”也無可依據(jù)的標準。政策的不完善，導致在執(zhí)行層面上僅有零星試點，而無法進一步推廣。

其次，“輔助服務”分攤機制有待健全。當新能源電量滲透率超過15%時，系統(tǒng)成本快速上升（調頻備用成本）。根據(jù)前期電力市場探索經驗，因新能源接入產生的系統(tǒng)成本將由優(yōu)先出力機組、省內可再生能源進行分攤，但現(xiàn)階段無政策規(guī)定“隔墻售電”如何參與分攤，導致集中式新能源、分布式新能源承擔責任不對等。

第三，偏差考核機制有待細化。“隔墻售電”項目需接受3~5%發(fā)電量的偏差考核，在當前按月度交易的前提下，發(fā)電方要提前40天進行電量預測并報送生產計劃，而分布式光伏受天氣因素影響大，中長期預測較為困難，易對發(fā)電方造成經濟損失。建議進一步細化交易時間顆粒度，降低偏差考核對發(fā)電方的影響。

新能源專線

在“隔墻售電”進展不如意的背景下，2021年底至今，政策文件中頻繁提到“新能源專線”。雖然建設“新能源專線”免交“過網費”，可最大程度提升分布式新能源收益空間，但仍然需厘清如何承擔交叉補貼和系統(tǒng)成本。此外，相較于“隔墻售電”，“新能源專線”還存在其他問題：

一是經濟性：“新能源專線”供電需新建中、低壓配電線路，用戶側接線形式、設備、保護可能需要配套改造，發(fā)電和用電雙方通過電價增加的收益能否覆蓋新建、改造費用是“新能源專線”供電實施的前提。此外，若雙方需跨越企業(yè)用地紅線敷設配電線路，極有可能與公網線路路徑重疊，造成路徑資源浪費。

二是電力供應可靠性。購、售電雙方一般為普通工業(yè)企業(yè)，電力設備、發(fā)電設備運維極有可能存在不專業(yè)、不到位的情況。原本單一用戶故障僅影響該用戶或用戶接入線路；建立新能源專線后，不同用戶之間的電氣聯(lián)絡可能使兩條甚至多條線路產生聯(lián)絡，任一用戶內部故障時，都可能會擴大影響范圍，造成多條電網線路跳閘，將對供電可靠性將產生不利影響。

三是合同履約風險。發(fā)電和用電方經營狀況隨市場可能產生較大波動，若用戶經營狀況不良，用戶流動資金緊缺，甚至關停、破產的情況下，售電方電力供應或購電方電費繳納均存在無法履約的風險。即使企業(yè)經營狀況正常，無可靠第三方監(jiān)管情況下，亦存在延期交納電費的可能。

四是社會公平性。即便建設“新能源專線”，電網仍承擔總體用電兜底作用，用戶是否參與“新能源專線”對其申請報裝容量基本沒有影響，電網針對相應用戶的投資成本不因“新能源專線”而改變，在容量不變但電量大幅下降的情況下，用戶的用電成本和電費收益不對等，下一監(jiān)管周期重新制定輸配電價時，原本用戶應承擔的電網投資、建設成本需由其他未參與“新能源專線”的用戶分攤，造成用電不公平。

本文刊于《中國電力企業(yè)管理》2022年第8期，作者系本刊特約撰稿人。

原標題：“新能源專線”為何推而不動？