隔墙售电的结束与新生：从分布式交易到绿电直连的演进
最近因为讲了比较多的绿电直连和源网荷储一体化，不少人问我之前的“隔墙售电”以后还能不能做？怎么做？一个很明确的答案是：隔墙售电早已进入历史，以后不会再有新的“隔墙售电”项目，取而代之的是绿电直连这类新能源就近消纳项目。本文就从“隔墙售电”的起源、逻辑等方面把“隔墙售电”为什么不再开展彻底说清楚。
在电力市场化改革与分布式新能源发展的历程中，“隔墙售电” 曾是行业内热度极高的概念，也承载了诸多市场主体对分布式新能源就近消纳、降低用电成本的期待。时至今日，仍有不少从业者在探讨 “隔墙售电还能不能做”、“有没有政策空间”。而结合当前电力市场体系建设进程以及最新“十五五” 能源政策导向可以得出明确结论：曾经作为独立业态的隔墙售电已完成其历史使命，正式退出政策主赛道；其承载的 “新能源就近消纳” 核心需求，已被路径更清晰、逻辑更自洽的绿电直连所替代。
一、溯源：隔墙售电的政策起点与试点实践
“隔墙售电”并非官方规范表述，其本质是分布式发电市场化交易的行业俗称。这一模式的政策源头可追溯至 2017—2018 年我国分布式光伏规模化发展的关键节点。
2017 年，国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，正式启动分布式发电市场化交易试点工作，先后批复了20 余个试点项目，核心规则是：允许位于同一配电网区域内的分布式电源，向就近的电力用户直接售电，电网企业仅收取该部分电网资产的过网费；而根据当时的输配电价优惠规则，当分布式电源与用户处于同一电压等级、无需经过变压器变压时，输配电价可大幅减免，部分场景下过网费甚至为零。
由于电源与用户往往仅 “一墙之隔”、同属一个供电台区，这种模式被行业形象地称为 “隔墙售电”。试点阶段，江苏等省份落地了少量项目，在特定园区内实现了分布式光伏与工商业用户的就近交易，一度被视为分布式新能源市场化消纳的重要突破。但从全国范围看，真正落地并持续运营的项目数量极少，始终未形成规模化推广的格局。
二、本质：合同层面的电价红利，而非物理形态的变革
要理解隔墙售电的历史定位与最终走向，首先要穿透其概念表象，看清底层逻辑：隔墙售电从未改变电力物理消纳的路径，本质只是交易合同与电价结算规则的局部调整。
从物理形态看，参与隔墙售电的分布式电源与电力用户，仍然分别接入公共配电网，电力的发、输、配、用全过程依然依托公网完成，潮流流向、调度规则与普通并网分布式电源没有本质区别。所谓 “就近消纳”，只体现在结算层面：通过交易合同约定，将同一台区内的光伏出力与用户负荷做财务上的匹配，从而享受输配电价减免的政策红利。
这一制度设计的出台，有明确的时代背景：2018 年前后，我国光伏行业进入补贴退坡周期，分布式光伏的经济性面临压力。推出隔墙售电、减免输配电价，核心目的是通过电价让利提升分布式光伏项目的收益水平，在退补过渡期托举行业发展，是特定阶段支持分布式新能源的政策性工具。
三、终局：制度体系的内在矛盾决定其历史使命终结
隔墙售电之所以未能持续推广、并最终逐步退出政策视野，根源在于其底层规则与我国电力市场体系、输配电价体系存在根本性的制度冲突，无法适配新型电力系统的建设方向。
（一）与全国统一电力市场体系存在逻辑冲突
经过 “十四五” 时期的建设，我国全国统一电力市场体系已基本建成，现货市场、中长期市场、辅助服务市场有机衔接，新能源全面参与电力市场已是既定方向。无论是集中式新能源电站，还是分布式光伏的余电上网部分，均已纳入统一电力市场体系，按照市场价格结算。
在此背景下，再单独保留极小范围的 “分布式发电交易”，相当于在统一大市场中划出碎片化的局部交易闭环，既不利于电力资源在更大范围优化配置，也与 “统一市场规则、统一交易体系” 的改革方向相悖。当新能源能够在全省、跨区域的大市场中实现市场化消纳时，局限于单一台区、单一场区的 “隔墙交易” 便失去了存在的必要性。
（二）与现行输配电价体系存在制度矛盾
我国输配电价执行的是邮票法定价规则：用户承担的输配电价，仅与其自身的用电电压等级相关，与电源的物理距离无关。这是电网型自然垄断环节定价的通用准则，保障了输配电价体系的公平性与统一性。
而隔墙售电的核心红利，正是基于 “距离近则少收输配电价” 的逻辑，对同电压等级的就近交易减免输配电费。这一规则虽然在局部场景下有合理性，但从整体制度层面看，它突破了邮票法的统一定价框架，会造成同一电压等级下、不同交易模式的用户承担不同的输配电成本，破坏了输配电价体系的公平性与严肃性，也因此难以作为常态化制度长期存续。
正是基于上述两点核心矛盾，过去几年乃至“十五五” 新型能源体系规划中，均不再提及分布式发电市场化交易（隔墙售电）相关的独立业态表述。少数早期试点项目仅作为历史存量存续，后续不会再有新增的规模化政策窗口，行业无需再围绕这一模式寻找政策空间。
四、替代：绿电直连——物理重构下的就近消纳新范式
隔墙售电的退场，不代表 “新能源就近消纳” 需求的消失；恰恰相反，这一需求正在被更规范、更彻底的模式承接，也就是 “十五五” 规划中被重点扶持的绿电直连。二者看似都指向 “新能源就近供用户”，但底层逻辑有着本质区别。
（一）核心差异：从“合同变更”到“物理重构”
隔墙售电是财务结算层面的优化：电源、用户均并公网，物理路径不变，仅通过交易规则调整电价。绿电直连是电力物理路径的重构：从新能源电站侧建设专用线路，直接接入用户侧，形成相对独立的供电链路，真正实现了电力的 “点对点” 物理直达。
这一本质差异，决定了绿电直连不存在制度冲突：它不占用公共配电网的输送资源，自然不涉及公网输配电价的减免问题，完全跳出了邮票法的定价争议；同时，绿电直连项目有明确的物理边界、清晰的权责划分，合规性远高于模糊的 “隔墙交易”。
（二）政策定位：从试点探索到主流赛道
在《新型能源体系建设 “十五五” 规划》中，绿电直连被先后提及 5 次，覆盖了单用户直供、多用户园区、绿电制氢等多个场景，已从探索性概念升级为明确的常态化业态。它既可以服务算力中心、高载能企业、出口型企业等单一大用户，也可以依托增量配电网、工业园区覆盖多类主体，是当前新能源就近消纳、绿电溯源需求的核心落地方案。
对于市场主体而言，无需再纠结于 “隔墙售电能不能做” 的历史概念，将就近消纳的业务逻辑转向绿电直连，是顺应政策导向、符合制度规则的必然选择。
结语
隔墙售电的出现，是我国分布式新能源发展特定阶段的产物，它在补贴退坡期为行业提供了经济性支撑，也为电力市场化改革探索了就近交易的路径。而它的退场，则是我国电力市场体系走向成熟、输配电价机制走向统一的必然结果。
能源政策的演进始终遵循一个规律：模糊的试点概念终将被清晰的合规赛道替代。从隔墙售电到绿电直连，变化的是业务形态与政策工具，不变的是新能源就近消纳、降低用户绿电成本的核心诉求。告别概念红利期，拥抱物理清晰、规则明确的绿电直连赛道，正是 “十五五” 用户侧新能源业务的主流方向。（资料来源：求索零碳配售电）