三、运营端：分布式发电“隔墙售电”新模式
分布式发电市场化交易试点启动。2017年10月31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3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。
两种类型的分布式发电项目可以参与分布式发电市场化交易。分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。参与分布式发电市场化交易的项目应满足以下要求：(1)接网电压等级在35千伏及以下项目、单项项目容量不超过20兆瓦(有自身电力消费的，扣除当年最大负荷后不超过20兆瓦);(2)单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。
分布式发电市场化交易包括三种交易模式。分布式发电市场化交易的机制是：分布式发电项目单位(含个人，以下同)与配电网内就近电力用户进行电力交易：电网企业(含社会资本投资增量配电网的企业，以下同)承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取“过网费”。具体交易模式分为三种：(1)分布式发电项目直接售电给电力用户，向电网支付“过网费”;(2)分布式发电项目委托电网代售电，电网按综合售电价格减去“过网费”后转付给分布式发电项目单位;(3)电网按国家核定的各类发电标杆上网电价收购电量，度电补贴要扣除配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。
分布式发电市场化交易中“过网费”的征收有两种标准。“过网费”是指电网企业为回收电网网架投资的运行维护费用，并获得合理的资产回报而收取的费用，其核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。主要征收标准如下：(1)“过网费”由所在省(区、市)价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，在核定前暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价;(2)当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，过网费执行本级电压等级内的过网费标准。超过时执行上一级电压等级的“过网费”标准。
风电、光伏分布式发电项目的度电补贴降低10-20%。除收取“过网费”外，其他服务包括电量计量、代收电费等，电网均不对分布式发电项目单位收取任何服务费用。光伏发电在当地分布式光伏发电的电补贴标准基础上适度降低;风电度电补贴标准按当地风电上网标杆电价与燃煤标杆电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)相减确定并适度降低。(1)单体项目容量不超过20兆瓦，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%。
分布式发电市场化交易试点于2018年2月1日实行。试点地区选择电力需求量较大、电网接入条件较好，可达到较大总量规模的市县级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域。2017年12月31日前，有关试点地区完成试点方案编制，进行交易平台建设准备。2018年1月31日前，试点地区完成分布式发电交易平台建设、制定交易规则等相关工作，自2018年2月1日起启动交易。2018年6月30日前，对试点工作进行总结评估，完善有关机制体系，视情况确定推广范围和时间。
分布式发电“隔墙售电”将再次推动分布式光伏发展。今年以来分布式发电发展迅速，1-9月份，分布式光伏新增15.30GW，同比增长4倍，而这次分布式发电市场化交易试点为分布式项目提供了“隔墙售电”的新模式，将再次引爆原本就十分火热的分布式发电市场。
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