5月30日，国务院办公厅转发了国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高水平发展的实施方案》（简称《实施方案》）。方案提出：“在具备条件的工业公司、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目，支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，推进多能互补高效利用，开展新能源电力直供电试点，提高终端用能的新能源电力比重。”
此处的“直供电”是指不经由电网企业的输配电网络，而是建立“新能源专线月，国家发展改革委、国家能源局等9部门联合印发的《“十四五”可再次生产的能源发展规划》提出：在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区，因地制宜开展新能源电力专线供电，建设新能源自备电站，推动绿色电力直接供应和对燃煤自备电厂替代。
但在执行层面，根据《中华人民共和国电力法》（2018年修订版）第二十五条规定：一个供电营业区内只设立一个供电营业机构，供电营业区的设立、变更，由供电企业提出申请，电力管理部门依据职责和管理权限，会同同级有关部门审查批准后，发给《电力业务许可证》。因此，新能源企业不仅要建设供电专线，还需承接供电营业区内用户所有的配电网运营业务，从而对企业资质、财务、技术、履责等方面提出了更高的要求。
从政策轨迹来看，新能源市场化交易的目的是尽可能减少新能源电量交易的中间环节，向发、用电双方让利。根据电力市场现状、实施难易程度，本文将该进程分为3个阶段：集中式新能源绿电市场交易—分布式新能源电力市场就近交易（简称“隔墙售电”）—建设“新能源专线”供电，并对各阶段的开展情况和问题进行概述：
以江苏省近期电力市场交易情况为例，新能源电量主要涉及的价格包括以下五种：一是新能源电网收购价：391元/兆瓦时；二是电力市场绿电成交价：467.04元/兆瓦时；三是电力市场火电成交价：466.46元/兆瓦时；四是电网收售电价差：电力市场绿电成交价-新能源电网收购价=76.04元/兆瓦时；五是输配电价（过网费）。
2021年9月7日，绿电交易真正开始启动，在该种交易模式下，新能源电量将因绿电消费凭证产生相对于火电的额外溢价，另一方面，收售电价差也将由电网企业让利至新能源企业。然而，现阶段绿电价格体系仍有待厘清，以江苏电力交易中心为例，绿电的环境价值反映在绿电市场、绿证市场、碳排放市场的价格分别为0.58元/兆瓦时、35~50元/兆瓦时、33.64元/兆瓦时。价格上的差异导致了绿电市场供需无法精准匹配，供不应求；绿证市场少人问津；而在碳排放市场，仅有限的经CCER认证的新能源项目可参与，从规则上造成了供给的紧张。
随着新能源发电成本的下降，在市场的驱动下，分布式新能源装机占比慢慢的升高。而分布式新能源参与市场化交易较为理想的方式分为以下两种：第一种是对于规模较大、具备就地消纳条件的电量，供需双方双边协商，签订中长期电力交易合同（即“隔墙售电”）；第二种是不具备上述条件的电量，通过虚拟电厂技术与各类负荷、储能聚合后，参与电力现货市场及调频辅助市场。
由于分布式新能源聚合的技术条件、商业环境仍不成熟。因此，“隔墙售电”是当前分布式新能源市场化交易的必然选择。
“隔墙售电”的概念在2017年10月国家发改委、国家能源局《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》提出，2020年12月全国首个“隔墙售电”项目——江苏常州市天宁区郑陆工业园5兆瓦分布式发电项目并网。相较绿电市场的输配电价，江苏省“隔墙售电”试点的“过网费”优惠幅度较大，使得“隔墙售电”度电成交价得以高于绿电市场，约在0.49~0.58元/千瓦时之间，如开展带曲线交易，成交价仍有上升空间，各方参与“隔墙售电”项目意愿强烈。尽管如此，“隔墙售电”进展依然缓慢，究其原因，主要存在以下问题：
首先，“过网费”机制有待厘清。根据政策规定，电力用户在10千伏电压等级且同一变电台区内消纳，免收“过网费”。这就导致供需双方同在10千伏台区的“隔墙售电”不仅“零”成本使用电网企业的设备，又无需承担交叉补贴。即便跨电压等级“隔墙售电”，收取“过网费”也无可依据的标准。政策的不完善，导致在执行层面上仅有零星试点，而无法进一步推广。
其次，“辅助服务”分摊机制有待健全。当新能源电量渗透率超过15%时，系统成本快速上升（调频备用成本）。根据前期电力市场探索经验，因新能源接入产生的系统成本将由优先出力机组、省内可再次生产的能源进行分摊，但现阶段无政策规定“隔墙售电”如何参与分摊，导致集中式新能源、分布式新能源承担相应的责任不对等。
第三，偏差考核机制有待细化。“隔墙售电”项目需接受3~5%发电量的偏差考核，在当前按月度交易的前提下，发电方要提前40天进行电量预测并报送生产计划，而分布式光伏受天气因素影响大，中长期预测较为困难，易对发电方造成经济损失。建议进一步细化交易时间颗粒度，降低偏差考核对发电方的影响。
在“隔墙售电”进展不如意的背景下，2021年底至今，政策文件中频繁提到“新能源专线”。虽然建设“新能源专线”免交“过网费”，可最大限度提升分布式新能源收益空间，但仍然需厘清如何承担交叉补贴和系统成本。此外，相较于“隔墙售电”，“新能源专线”还存在别的问题：
一是经济性：“新能源专线”供电需新建中、低压配电线路，用户侧接线形式、设备、保护可能需要配套改造，发电和用电双方通过电价增加的收益能否覆盖新建、改造费用是“新能源专线”供电实施的前提。此外，若双方需跨越企业用地红线敷设配电线路，非常有可能与公网线路路径重叠，造成路径资源浪费。
二是电力供应可靠性。购、售电双方一般为普通工业公司，电力设备、发电设备运维非常有可能存在不专业、不到位的情况。原本单一用户故障仅影响该用户或用户接入线路；建立新能源专线后，不同用户之间的电气联络可能使两条甚至多条线路产生联络，任一用户内部故障时，都可能会扩大影响区域，造成多条电网线路跳闸，将对供电可靠性将产生不利影响。
三是合同履约风险。发电和用电方经营状况随市场可能会产生较动，若用户经营状况不良，用户流动资金紧缺，甚至关停、破产的情况下，售电方电力供应或购电方电费缴纳均存在无法履约的风险。即使企业经营状况正常，无可靠第三方监管情况下，亦存在延期交纳电费的可能。
四是社会公平性。即便建设“新能源专线”，电网仍承担总体用电兜底作用，用户是否参与“新能源专线”对其申请报装容量基本没影响，电网针对相应用户的投资所需成本不因“新能源专线”而改变，在容量不变但电量一下子就下降的情况下，用户的用电成本和电费收益不对等，下一监管周期重新制定输配电价时，原本用户应承担的电网投资、建设成本需由其他未参与“新能源专线”的用户分摊，造成用电不公平。
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