河南台区储能"隔墙售电"试点，到底在试什么？

来源：市场资讯

（来源：储能盒子）

2026年9月16日，河南电力交易中心发布《河南分布式资源聚合参与交易试运行方案（鹤壁淇县）》（豫电市场〔2026〕294号），启动台区级分布式资源聚合交易试点。试点落在鹤壁市淇县110kV袁庄变电站供区，被不少媒体称为河南试点台区储能"隔墙售电"。

文件名字听着绕，核心动作却直接：把分布式储能从光伏的"配角"，扶正为台区里能独立签约、独立售电的"售电主体"，并把它装进"省级电量市场增量市场"这个新筐里。对光储从业者而言，这既牵动隔墙售电的制度走向，也直接改写了台区储能的参与身份与收益逻辑。

01 制度背景："隔墙售电"的由来与梗阻

"隔墙售电"的提法最早见于2017年发改能源1901号文，即允许"分布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进行电力交易"。通俗讲，就是让隔壁的光伏电站，把电直接卖给隔壁的工厂，省去绕大圈。但此后各地试点长期"叫好不叫座"。

为什么？卡在两个老大难问题：一是"过网费"怎么算——用了电网的路到底该交多少钱，说不清；二是"交叉补贴"——电价里本来就藏着一笔帮低收入家庭、帮农业的补贴，两边直接交易后这笔钱谁出。

此次方案的破题思路，并不是要一次性啃下这些硬骨头，而是在"增量市场"定位、"微网试运行"限定和"优先售电+富余入市"的分层设计上，找到了一个能落地的切口。

方案政策背景原文表述为："400伏低压电网接入新能源规模持续快速增长，新能源消纳困难、台区变压器功率上送等问题日益严重。"这正是试点要解决的实际问题，即台区层面的消纳与配变承载约束。

02 核心突破：储能成为独立售电主体

淇县试点最值得关注的主体变化在于：将分布式储能（而非仅分布式电源本身）确立为向试运行范围内用户售电的交易主体。通俗说，过去，隔墙售电的主角是"光伏电站"本身。而这次，主角换成了"储能"。

方案原文"分布式储能优先向试运行范围内用户售电"，实质是把储能从分布式光伏的附属调节设备，提升为独立的售电主体，实现隔墙售电制度框架内的主体扩展。

同时，方案将分布式资源聚合交易明确定位为"省级电量市场的增量市场"：省级市场完成资源配置后，分布式新能源仍有剩余发电能力、或台区配变满载需限制出力时，储能启动充电、实现增发。这一定位让台区交易不和省级市场抢存量蛋糕，在现有制度框架内更具可操作性。

准入方面，分布式储能原则上不低于100kW/200kWh（约2小时），全体主体须具备24小时分时计量条件，电力用户限工商业性质。交易单元按配电台区建立，资源所在位置成为交易资格的一部分——不在同一台区，就不能优先开展微网交易。

03 三类应用场景：从消纳工具到市场参与

方案设置三类应用场景，层层递进，恰好对应储能角色的三级跳：先当"消纳工具"，再当"系统调节资源"，最后走出去当"市场参与者"。

场景1：消纳工具：储能承接分布式电源剩余电量

省级市场完成资源配置后，分布式新能源仍有剩余发电能力、或台区配变满载需限制出力时，台区内分布式储能启动充电、实现分布式电源增发；用电高峰时段，储能优先向试运行范围内用户售电，富余电力可参与省内、省间市场。此场景在政策层面确认了台区储能的"消纳工具"功能。

场景2：系统调节：宽时段充电、紧张时段售电

储能利用省网供需平衡相对宽松时期充电，在微网供需平衡紧张时期向用户售电，减轻微网、配网与主网之间大规模功率交换压力，提高微网和配网供需自平衡能力、减少省级电网调峰压力。此场景赋予台区储能"系统调节"价值。

场景3： 市场参与：富余能力参与全省市场

省网启动需求侧响应或光伏消纳困难时期，在优先保障微网试运行范围供需平衡的基础上，微网富余调节能力参与全省电力市场，初步形成"省间、省内、微网"一体化交易路径。此场景使储能从"就地服务"走向"市场交易"。

04 "后进先出"机制与储能收益结构

"后进先出"是理解本方案交易逻辑的关键。

方案确立两端交易：光伏与储能可选"报价不报量"或"报价报量"，在省级月度交易完成后开展月度双边——光伏先参与省级市场，有剩余发电能力再进入台区交易（后进）；储能与用户按"报价报量"开展月度加D-2日双边，D-2日承担月度结果的优化调整，量价曲线按现货规则申报，参照省间中长期合同原则优先出清（先出）。

可以这样理解：台区交易是省级大市场"吃完"之后的一次就近分拣，储能与用户的合同则作为现货出清的边界条件被优先保障。

落到收益口径，独立储能的账本分三段：

充电端：光伏剩余发电能力或台区配变满载限电时，储能启动充电，有机会以低于现货均价的价格获取本会弃掉的光伏电量；但电量随光伏出力波动，不确定性由储能承担。

放电端：储能与用户合同"照付不议"，收入端确定性较高；但实际发电曲线与合同曲线的差异部分按实时现货价格结算，敞口留在储能自身。

富余入市：微网优先自平衡后，富余电力可参与省内、省间市场。

综合来看，独立储能在本模式下赚取的是"把不确定供给加工为可履约合同曲线"的收益——月度合同签多少、D-2日调整多少、运行日保留多少电量，取决于光伏预测、用户负荷预测与现货价格的联合判断，运营能力权重显著上升。

05 两个误区

误区一："隔墙售电全面放开了？"试点范围仅鹤壁淇县一个110kV变电站供区，且方案明确相关价格及费用"均按照现行电价政策执行"，未给出过网费或输配电价豁免安排。商业测算中不能自行扣除输配电价，也不能将试点直接外推为面向全省的政策。

误区二："独立储能收益模型可以跑了？"方案未公布微网交易的价格形成机制，也未设任何补偿标准；充电端电量可得性同样未知。在价格细则落地之前，据此测算的IRR缺少输入端。合理的建模顺序应先估算台区光伏剩余电量的时空分布，再谈充放电价差。

06 这件事对谁有影响？

分布式光伏：利好。限电电量获得省级市场之外的第二条消纳通道，增发部分直接增厚收益；限定条件是仅限非机制电量，剩余发电能力的认定依赖台区运行数据。

分布式独立储能：利好与门槛并存。拿到台区售电主体身份，收入端有"照付不议"兜底；但双端撮合和偏差敞口都要自己扛，运营要求远高于固定峰谷策略。

工商业用户：结构性利好。新增一条台区内购电路径，但实际收益取决于合同曲线与自身负荷匹配度；自身用电偏差同样按实时现货价结算。

聚合商、售电公司与虚拟电厂运营商：获得新的身份选项，方案明确分布式电源"可由聚合商代理参与交易"；但资质要求、准入门槛与结算方式均未公开，需要等待后续细则。

不过，试点本身更像一个"探路"。它能不能从淇县走出去，还要看后面三份细则：

一是微网交易价格形成机制——价格怎么定；

二是过网费与输配电价处理方式——过网费、交叉补贴怎么落；

三是聚合商准入管理办法——谁有资格代理、按什么结算。

这三份文件落地之前，不建议急着算收益、做投资决策。

总的来看，淇县试点是把分布式消纳从"电网兜底"往"就地平衡"推进了一步：独立储能以售电主体身份走进台区合同，在公开方案中不多见，机制意义大于当期收益意义。试点更像一个探路者，先把路蹚通，再谈能不能赚钱。