假设安徽某地为交易试点地，某业主新建分布式项目容量20MW，接入电压等级为35千伏，采取前两种模式的“过网费”：
一般工商业及其他用电：
对应电价-最高电压等级电价=(0.3632-0.3632)*(1-7.55%)=0元
大工业用电：
对应电价-最高电压等级电价=(0.1634-0.1484)*(1-7.55%)=0.0139元(7.55%为线损率)
按照分布式发电项目最终业主得到的电价=销售电价+补贴来-过网费计算：
1、销售目录电价选平价范围;
2、直售按照业内常规方法，销售目录电价的8折计算;
3、由于分布式统一补贴0.42元/千瓦时在2018年下调为0.32元/千瓦时可能性很大，计算中按照0.32元/千瓦时，全额收购补贴不变;
4、按照《通知》规定，对补贴进行20%的下调;
5、《通知》中规定采用第二种模式的“过网费”包含网损，这里认为采用第一种直接销售模式不包含网损，按安徽省网损率7.55%折算。
结果如下：
注：最后三种模式的销售电价为当地燃煤标杆电价
也就是说如果业主所在地为安徽省试点地区，通过采用第一种模式参与市场交易直接售电给用户得到的最终电价高达1.05元/千瓦时(售电给一般工商业用户且采用全额上网)。
另外一个数字，即委托电网售电的模式下最高电价可达1.22元/千瓦时，为理论最高数字，即电网按照大工业售电价扣减过网费支付给业主。
但实际情况是电网会将电售给包括一般工商业、大工业和居民，因此按照《通知》中所规定的“综合售电价格”，实际数字会低于这一理论值。
与传统分布式光伏的两种商业模式(表中最后两种)，即自发自用余电上网与全额上网相比较，以直接售电的形式参与交易会给业主带来3.8%-34.3%的收益提升。
而第三种模式，即电网收购的方式参与交易则会获得比传统模式低的收益，原因是电网要从补贴中扣除高额的输配电价。因此在试点区域的项目，选择直接交易将会充分获得电改红利。
需要注意的是，从理论计算结果来看，直接交易虽然能够带来收益提升，但这是建立在直售电价为目录电价8折的假设前提下的。可以预见的是，当越来越多的业主参与到市场化交易过程中后，竞争将会变得更激烈，直售电价也会降低。此外，业主自主去寻找买家议价将会产生隐形的成本，因此在市场化环境下业主同样会面临降低成本的挑战。
按照《通知》的计划，2018年2月启动试点交易，2018年6月30日前对试点工作进行总结评估，试点顺利的地区可向国家发展改革委、国家能源局申请扩大试点或提前扩大到省级区域全面实施。
全面实施意味着传统的自发自用，余电上网和全额上网模式将被新的三种模式所取代。新模式下，业主如果想按原来的方式将电一股脑地卖给电网，收益将大大降低，因此不得不主动去寻找购电用户，协议电价。这一定程度上促进了分布式发电项目的市场化交易。
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