近日，国家发改委和国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源【2017】1901号)，这是继今年2月发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知(征求意见稿)》8个月后千呼万唤始出来的正式通知文件。这对于处于转型发展中的分布式电力乃至整个电力体制改革，都具有“破冰”的重要意义。
一、准予参与市场化交易的分布式项目规模
定义“分布式发电”是一个十分困难的工作。国家发改委《分布式发电管理暂行办法》、国家能源局《关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》等文件对分布式管理、管制要求各不相同。《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(下称《通知》)从准予参与市场化交易的角度进行了限制性要求：
1.接网电压等级在35千伏以下的项目，单体项目容量不超过20兆瓦(有自用的，在扣除年最大用电负荷后不超过20兆瓦);
2.接网电压等级不超过110千伏的项目，单体项目容量可超过20兆瓦但不高于50兆瓦。
我们认为，所谓“单体项目容量”的规定在实践中把握尺度可能不一，如若干个项目单个容量都不超过20兆瓦，实际可以合并整合成一个项目，很容易突破上述限制。又如，分期申请备案的项目，每期容量都控制在20兆瓦以内，若干期合并投产后总体容量就容易超过上述限制。
二、交易模式
对于分布式发电“自发自用、余电上网”模式的突破，我们认为是《通知》最大的贡献：分布式发电将从“假售电”向“真售电”转变，即在接入点上一级变压器供电范围内可以向不特定用户售电。
1.原“自发自用、余电上网”模式
以分布式光伏为例，在“自发自用、余电上网”模式下，分布式电源实际上在25年运营期内只能“绑定”一家用户并向该用户售电;一旦该用户发生破产、清算或倒闭，则基本宣告分布式电源投资失败(可以转为全额上网模式，或与后续厂房业主协商新的屋顶租金)。这一不可控风险根源在于25年内只能绑定一个特定用户并向其“售电”的交易模式。
2.《通知》规定的分布式“直接交易”售电模式
《通知》规定的新交易模式下，分布式电源可以和用户1、用户2和用户4进行售电交易(在不超过110千伏电压等级范围内就近消纳)，但不能与用户3进行售电交易。向不特定用户售电，才是“真”售电，可以大幅减少分布式电源“锁定用户”的风险。
3.其他交易模式
《通知》还规定了由电网企业代售和按照标杆电价收购两种交易模式;这两种模式实际是直接交易模式的某种变型。
三、分布式交易“过网费”
上述几种交易模式都会涉及电网企业收取“过网费”问题，“过网费”收取的多少与标准，直接关系到分布式市场化交易能走多远、走的如何。《通知》规定的“过网费”标准主要是：
1.“过网费”由省物价部门核定，核定前按照“价差法”确定
目前我国的输配电价采取“邮票法”核定，在同价区内(一般为省)电压等级相同的，不论距离远近，均适用同样的输配电价。电压等级越高，其度电电价越低。《通知》采用了“价差法”，即按照下列办法确定过网费(增量配电网配电价格也按照此方法确定)
“过网费”=用户接入电压等级输配电价—分布式发电接入最高等级输配电价
(上图为某省输配电价表格)
举例来讲，如分布式发电用户接入电压等级为10千伏，分布式发电以110千伏接入公用电网，则过网费按照0.1735-0.1435=0.03元/千瓦时确定。用户为两部制电价用户的，仍须向电网缴纳基本电费。
2.过网费与消纳范围
《通知》规定的分布式电力消纳范围为“接入点上一级变压器供电范围内”，因此如分布式电力消纳范围超过上述规定，“过网费”会因此发生变化：
(1)执行本级电压等级“过网费”标准：当分布式发电项目总装机容量小于供电范围内上年度平均用电负荷。此种情况下，分布式电力不存在外送情况。
(2)执行上一电压等级“过网费”标准：扣减部分比分布式发电接入的最高电压等级更高一电压等级的输配电价。
分布式发电消纳范围由所在县(市)及电网企业及调度机构核定。
四、国家补贴
1.建设规模管理
目前，国家主管部门对新能源国家补贴实施年度建设规模管理(即年度“盘子”)，未纳入年度建设规模指标的项目无法获得国家可再生能源补贴。但分布式新能源(如屋顶分布式)不限制建设规模，项目投产即纳入补贴范围。
《通知》对分布式发电补贴问题规定了重大转变，即分布式发电也将实施规模管理，试点地区将一次性确定到2020年底的总建设规模及分年度新增建设规模。试点地区新建50兆瓦以下的风电、光伏项目均按照市场化交易模式建设。
2.分布式发电享受补贴时间
《通知》规定，纳入分布式发电市场化交易试点的可再生发电项目建成后自动纳入可再生能源补贴范围，按照全电量给予度电补贴。
3.补贴标准
业内关于分布式光伏国补标准下调已预测为大概率事件。《通知》明确了国补下调的具体标准，即：
(1)单体项目容量不超过20兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于10%;
(2)单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于20%。
五、前景展望
2017年被业界誉为分布式光伏元年：2017年1-6月全国光伏新增装机超过24GW,其中分布式光伏新增装机超过7GW，是去年同期的2.9倍。然而，分布式电力发展存在的众多体制机制性问题，亟待“顶层设计”。《通知》出台必将对分布式电力发展构成极大的利好：
1、分布式“售电”将成为一种合法的商业模式。《通知》突破了传统分布式“自发自用”的模式，使得分布式电力真正进入“售电”阶段。对于投资人而言，设计一整套合规的分布式售电商业模式将是当务之急。
2、分布式“售电”将与“微电网”并肩发展。分布式“售电”必须依靠电网，而电网高额的过网费将会决定分布式电力“生死存亡”。投资人同步布局“微电网”+“分布式”的模式，承担某一区域内电网企业的职责，也将会成为投资人对某区域的整体化能源解决方案的一部分。
律师建议：新型商业模式的出现，需要系统考虑并控制其法律风险，如电费回收、结算、投资项目法律尽职调查、售电协议签署以及配电区域划分、售电牌照办理等，确保项目在合规、合法的道路上实现最大程度的商业利益。
