隔墙售电自 2017年开始组织试点，有望在 2023年于浙江正式落地。
2017年 10月，国家能源局下发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，决定组织相关试点；2019年 12月，江苏能监办发布《江苏省分布式发电市场化交易规则（试行）》，成为全国范围内首个允许分布式发电参与“隔墙售电”的省份；2022年 9月，工商业光伏大省浙江宣布分布式发电可以与周边用户直接交易，成为“隔墙售电”工作推进又一重要节点。
“隔墙售电”允许分布式光伏电站通过配电网将电力直接销售给周边的电力用户，而不是先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回。
是新能源市场化交易与促进新能源消纳的重要方式，但其目前进展仍比较缓慢。
2019年发改委公布 26个试点，2020年江苏常州首个 5MW 试点并网发电，度电成交价约在 0.49~0.58元/千瓦时之间。早在 2019年 5月，发改委公布首批 26个分布式发电市场化交易试点名单，容量共计 165万千瓦，主要分布在江苏、河南、河北、安徽等地；2021年，江苏省常州市天宁郑陆工业园 5MW 分布式发电市场化交易试点项目成功并网发电，预计年发电量 680万千瓦时，所发电量就近在 110千伏武澄变电所供电区域内直接进行市场化交易，度电成交价约在0.49~0.58元/千瓦时之间，“过网费”优惠幅度较大，度电成交价高于同期绿电市场。
“隔墙售电”提出 5年，目前仍没有大范围开展，主要原因是“过网费”机制、系统备用成本分摊、偏差考核机制等各项细则仍有待进一步完善。
1) 隔墙售电“过网费”机制有待进一步厘清。现行隔墙售电过网费按 “所涉电压等级输配电价差”形成，这一机制会使隔墙售用户电获得较同电压等级的同类用户更多的交叉补贴，增加了电网成本回收的难度。
2) 系统成本方面，分布式享受电网备用但未足额承担相关成本。
“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、省内可再生能源进行分摊，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、分布式新能源承担责任不对等。
3) 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，违约电量需支付补偿费用。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。
投资建议：行业方面，“隔墙售电”有望提升分布式运营商收益率，相关细则完善后有助于促进新能源消纳，推动能源转型。维持行业“推荐”评级。个股方面，建议关注分布式光伏标的芯能科技、晶科科技、正泰电器、林洋能源、星帅尔、港华智慧能源、创维集团。
风险提示：宏观经济下滑风险、重点关注公司业绩改善不如预期、用电需求不及预期、政策变动风险、煤价大幅上涨、新能源装机不及预期。
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