为减缓前进分布式能源发展，国家发展改革委、国家能源局近日牵头公布《关于积极开展分布式发电市场化交易试点的通报》，具体2018年1月31日前，试点地区已完成分布式发电市场化交易平台建设、制定交易规则等涉及工作，自2018年2月1日起启动交易。分布式发电是指终端配电网运营、发电量以备消纳的中小型发电设施。
分布式发电以备利用清洁能源资源，能源生产和消费以备已完成，具备能源利用率低，污染废气低等优点，代表了能源发展的新方向和新形态。目前，分布式发电已获得较小进展，但仍受到市场化程度较低、公共服务迟缓、管理体系不完善等因素的制约。
为了更进一步提高市场化程度，《通报》具体了分布式发电市场化交易的几种机制：——分布式发电项目与电力用户展开电力必要交易，向电网企业缴纳“过网费”。交易范围首先以备构建，应以不应容许在接入点上一级变压器供电范围内。——分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合购电价格，扣减“过网费”（含网损电）后将其余购电收益并转支付分布式发电项目单位。
——电网企业按国家核定的各类发电的标杆网际网路电价并购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣除配电网区域最低电压等级用户对应的输配电价。国家能源局有关负责人说明说道：“考虑到各地区前进电力市场化交易的阶段性差异，可采行以上其中之一或多种模式。
”东吴证券分析师曾朵红指出，此前分布式光伏主要还包括“自发性出租、余电网际网路”和“全额网际网路”两种模式，由于受限于用电企业的稳定性问题，不存在电费缴纳艰难等风险因素，分布式光伏电站运营商往往不会自由选择收益率较低、但是交易方为信誉较高的电网企业的“全额网际网路”模式。如今，新政构建了“隔墙购电”，有电网企业不作确保，上述问题将获得有效地解决问题。考虑到分布式发电项目的特殊性，《通报》明确提出，试点地区可相结合省级电力交易中心成立市（县）级电网区域分布式发电交易平台子模块，或在省级电力交易中心的指导下由市（县）级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构积极开展涉及电力交易。
交易平台负责管理按月对分布式发电项目的交易电量展开承销，电网企业负责管理交易电量的计量和电费没收。记者了解到，此次试点对分布式发电交易的项目规模做到了严格要求。参予分布式发电市场化交易的项目，接网电压等级在35千伏及以下的项目，单体容量不多达20兆瓦。单体项目容量多达20兆瓦但不低于50兆瓦，接网电压等级不多达110千伏且在该电压等级范围内以备消纳。
“这份文件最关键的突破是具体了分布式发电项目与电力用户交易的‘过网费’。有此政策，分布式发电将步入爆发式发展。”清华大学能源互联网创意研究院政策研究室主任何继江举例说道，比如北京顺义区的航空港有大量的物流屋顶，面积大而自用电量小，现在可以卖给110千伏变电站下的其他用户，才几分钱的过网费，而这样的屋顶有很多很多。
在“过网费”核算上，在遵循国家核定输配电价基础上，将考虑到分布式发电市场化交易双方所闲置的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电“过网费”标准按终端电压等级和电缆及电力消纳范围分级确认。值得注意的是，电网企业对分布式发电的电力运送和电力交易获取公共服务，除向分布式发电项目单位缴纳政府核定的“过网费”外，其他服务还包括电量计量、开立电费等，皆不缴纳任何服务费用。
在业界较为注目的补贴方面，《通报》具体，划入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目竣工后自动划入可再生能源发展基金补贴范围，按照全部发电量给与度电补贴。光伏发电在当地分布式光伏发电的度电补贴标准基础上有助于减少；风电度电补贴标准按当地风电网际网路标杆电价与燃煤标杆电价相加确认并有助于减少。
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