國家發改委、能源局正式下發關于《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，分布式能源在被動接受調度指令管理多年之后，可以主動參與市場交易，在滿足相關技術條件下，在110kv電壓等級之內可以選擇就近銷售電量（“隔墻售電”成為可能），并獲得合法的售電資質，集發售（電）于一體。在“放開兩頭，管住中間”的思路下，分布式能源作為增量市場主體參與電力市場競爭，堪稱是中國電力市場化進程的里程碑，對于分布式能源而言也將進入新的成長周期。

一、分布式能源獲得發售電資格

分布式能源企業具備供售電的資質，可以與電力用戶市場化交易，突破《電力法》“一個供電營業區內只設立一個供電營業機構”的約束。分布式能源項目實際是發售一體項目。對于工業園區分布式項目而言，分布式電站可以擺脫單一售電對象的約束，電網代收電費模式也降低電費收回成本。

對于分布式項目的定義：接網電壓等級在35千伏以下的項目，單體項目容量不超過20兆瓦（有自用的，在扣除年最大用電負荷后不超過20兆瓦）；接網電壓等級不超過110千伏的項目，單體項目容量可超過20兆瓦但不高于50兆瓦。

二、“隔墻銷售”具有較高經濟回報經濟經濟回報高

從經濟效益角度測算，無論是自行銷售、還是委托電網代售，市場交易模式下分布式項目可以獲得較高的經濟回報，當然財政補貼依然保留。以北京分布式光伏項目為例，全額上網標桿電價0.75元/千瓦時，若與商業用戶進行市場交易，交易電價在目錄電價（商業用電峰谷平平均電價1.1元/千瓦時）基礎上下調10%，交易電價為0.99元/千瓦時，扣減過網費、政府基金及附加，加上可再生能源補貼，銷售電價高于0.75元/千瓦時標桿電價。

三、110kv是分布式項目市場交易的高點

110KV是分布式能源市場化交易的最高電壓等級，按要求應在與電網聯結點同一供電范圍內用戶進行交易。盡管有相對嚴苛的供區限定，其背后卻是上萬億的電力市場。按照局部試點、逐步擴大、全覆蓋的改革路徑，分布式能源項目先以試點為主。第一批試點地區預計在山東、江蘇、浙江、安徽等分布式項目規模大、電力負荷穩定地區。對于參與試點的地區，50MW及以下風電、光伏電站項目均按市場化交易模式建設。

按照國家發改委、能源局提出的時間表，明年2月第一批試點地區啟動交易，明年年中前總結評估試點工作并適時進行推廣。預計經過一年探索后，分布式市場化交易規模將出現跳躍式增長。

四、三種市場交易模式，電網收取過網費

分布式發電市場化交易的機制是，分布式發電項目單位（含個人）與配電網就近電力用戶進行電力交易，電網企業（含社會資本投資增量配電網企業）承擔分布式發電的電力輸送并配合有關電力交易機構組織分布式市場化交易，按照政府核定的標準收取“過網費”。

考慮各地推進電力市場化階段性差異，可以按照三種模式或者其中之一推進。

①與電力用戶直接交易；電網收取過網費；交易范圍就近實現，原則上應限制在接入點上一級變壓器范圍內。

②委托電網售電，電網扣除過網費（含網損電）后將收入轉付給分布式能源主體。

③標桿電價收購：基本上是原有的全額上網模式。

過網費征收在物價部門核定之前，采取用戶電壓等級輸配電費減去分布式項目并網最高電壓等級輸配電費。過網費各地不盡相同，測算在3-5分/度左右。

五、市場交易主體自動納入財政補貼目錄

按照政策，納入分布式發電市場化交易試點的項目建成后自動納入可再生能源發展基金補貼范圍，按照發電量給以度電補貼。但是，光伏發電在當地分布式度電補貼基礎上降低。單體項目容量不超過20MW的，度電補貼比例不得低于10%，超過20MW但不高于50MW的，度電補貼不得低于20%。補貼資金由電網企業轉付，鼓勵各地出臺其他補貼政策。

隨著分布式裝機規模擴張，財政補貼壓力將加大，電網公司代付補貼壓力增加、分布式能源對配網施加的影響加大。

六、創造新的商業模式

在增量配售電市場放開、萬余家售電公司參與競爭的格局下，分布式能源是電力市場化交易的新玩家，輔之以儲能設施、電力需求側管理、電動汽車服務，集發配售儲用（源網荷一體）于一身，有望成為新電力商業模式的構建者。

1.基于分布式能源市場交易規模擴大，市場交易經濟性提高，投資分布式光伏電站經濟性將大幅提高。

2.光伏+儲能+電動汽車是新的應用場景，儲能在分布式擴張中將擴大應用范圍。

3.電力交易市場化進程加快，電力交易調度系統升級換代需求隨之增加，軟件供應商迎來新的商業機會。