“隔墙售电”政策的出台曾在业内引起强烈反响，这一模式的开拓一直被标称为未来分布式光伏最大的竞争力，同时也是分布式光伏的最终“归宿”之一。然而，作为先行军的分布式市场化试点交易在正式推进过程中却遭遇了重重阻碍，其中最大的阻力依然来自于国家电网。
分布式市场化交易试点推进艰难
3月底，各省已将参与试点项目提交至国家能源局。但据某知情人士透露，目前分布式市场化交易试点遇到了极大困难，所有上报的试点都没有拿到国网和南网的承诺函。
根据国家发改委、国家能源局2017年12月印发的《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，明确试点方案及支持性文件需包括以下六项。
1.省级电网企业确认的试点地区分布式发电电网接入及消纳意见；
2.试点地区电网企业承担分布式发电市场化交易配套电网服务、电费计量收缴的承诺；
3.省级电力交易中心或市（县）级电网企业承担分布式发电市场化交易平台的承诺；
4.省级发展改革委（能源局）、国家能源局派出监管机构起草的分布式发电市场化交易规则大纲或草案、分布式发电交易合同示范文本；
5.试点地区市（县）级人民政府关于分布式光伏发电、分散式风电土地利用、税收适用政策的说明或承诺；
6.省级价格主管部门关于试点项目配电价格（“过网费”）的核定建议。
而国家电网对于分布式市场化交易的阻力也来自于前三点支持性文件。光伏們了解了包括河北、江西、安徽、山东、江苏等地的分布式光伏市场化交易试点申报情况，均不容乐观，即使各地能源主管部门电网企业对于这一项目极尽支持，但最大的阻力均来自于电网企业。
清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任何继江在其同名微信公众号上曾发飙《分布式发电市场化交易试点释读19：电网的消纳承诺函案例》一文，列举了河南南阳与山东济宁的两份国网文件。其中，山东济宁供电公司以分布式光伏电站信息通讯设备不满足安全条件、就近消纳能力不满足要求以及分布式光伏试点交易将增加企业风险为由出具了济宁高新区暂不具备分布式市场化交易试点的通知。
实际上，这种阻力不仅存在于以上三点承诺的履行，有的地方电网以一纸文件否决了项目的可执行性，但据参与分布式市场化试点交易的知情人士透露，某地电网企业甚至表态，这将影响该企业未来在该地区其他项目的电力接入批复，而类似的情况并不仅仅出现某一省份。
隔墙售电“路还长”
为何电网公司对于分布式市场化交易试点的开展会千方百计的阻挠？细究下来，在当前的电力体制下，分布式光伏作为一种不稳定电源想要推行隔墙售电，仍旧是动了电网企业的“蛋糕”。
据业内人士透露，各地供电公司以年度为单位，存在售电量指标的要求，如果允许分布式光伏电站隔墙售电就相当于供电公司将割舍掉这部分的售电量，尤其是对于任务目标较重的地区，供电公司会通过各种方式阻挠分布式发电试点的开展。
尽管根据《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，电网企业可针对分布式光伏市场化交易收取“过网费”，但根据目前的规定，“分布式发电市场化交易试点项目中，‘过网费’由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。‘过网费’核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。”
由于各省电价不同，但按照以上规则计算的“过网费”大部分在几分钱左右，这显然无法满足电网企业的“胃口”。根据国家能源局新能源司负责人就《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》答记者问，在试点交易中，电网企业需要提供分布式电源并网运行、输电、以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加电网企业的运营成本；特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格，与全部由电网企业供电相比，这部分电量对应的电网企业的售电（或输配电价）收入就减少了。
对此，上述负责人表示“由于分布式发电及市场化交易改变了电网的运营方式，给电网企业增加的成本是多因素共同作用下的一个综合结果，需要在试点中监测评估并逐步厘清。一个基本的原则，在电力改革后，国家对电网企业实行准许收入管理，分布式发电市场化交易给电网企业增加的成本，全部计入核定区域输配电价的总成本予以回收”，但是这还需要一个过程，而当前电网企业并不愿意接受分布式光伏市场化交易试点强加给他们的“义务”。
中电工程华东院系统规划研究中心智慧能源室主任吴俊宏评价道，目前中国电力体制改革才刚起步，很多规则并不完善，但是对于光伏项目参与分布式发电交易而言，也给了光伏行业适应电力市场的一个缓冲期，但未来能源系统一定不是能源品种和市场机制孤立存在的系统，而是不同能源种类和市场机制耦合的复杂系统。同样，对于光伏投资而言，未来考虑的不仅仅是光伏本身参与市场化交易如何收益，而是如何结合诸如配电网、储能等形成具有互补性的、可持续性的综合能源系统，而这类综合能源系统，才真正具备未来市场化交易的竞争力。
