中国电力工业一百余年建立的交易秩序和商业模式，正在被颠覆。
2015年3月启动的新一轮电力体制改革撬开电力行业沉重的大门，对于门外的人而言这是千载难逢的良机。改革不是急行军，我们的判断在改革进程中不断得到验证，电改9号文描绘的电力新生态也不断兑现，决策层对改革的决心不断打破我们对改革的预期、刷新对改革的认知，一系列能源新政不断为电力交易新秩序开辟道路。
国家发改委、能源局近日正式下发关于《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，分布式能源在被动接受调度指令管理多年之后，可以主动参与市场交易，在满足相关技术条件下，在110kv电压等级之内可以选择就近销售电量(“隔墙售电”成为可能)，并获得合法的售电资质，集发售(电)于一体。在“放开两头，管住中间”的思路下，分布式能源作为增量市场主体参与电力市场竞争，堪称是中国电力市场化进程的里程碑，对于分布式能源而言也将进入新的成长周期。
在增量配售电市场放开、万余家售电公司参与竞争的格局下，分布式能源是电力市场化交易的新玩家，辅之以储能设施、电力需求侧管理、电动汽车服务，集发配售储用(源网荷一体)于一身，有望成为新电力商业模式的构建者。
一、分布式能源获得发售电资格，盈利能力提升
对于分布式能源而言，曾经遥不可及的设想正在成为现实。在政策框架内，可以参与交易的分布式电源包括：分布式光伏、分布式燃气发电、地热、分布式风电、小水电、生物质发电等，这些项目运营主体可以是企业，也可以是个人。
以项目容量和电压等级为参考系，参与分布式发电市场化交易的项目应满足的条件包括：接网电压等级在35千伏及以下的项目，单体项目容量不超过20兆瓦(有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不超过20兆瓦);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。电网公司负责核定电压等级及电量消纳范围。
与征求意见稿相比，参与市场交易的分布式电源装机规模由20MW提高到50MW，参与交易的主体范围扩大。
此举突破《电力法》的约束，分布式能源企业具备供售电的资质，当然在开展业务之前还需要取得相关证照并接受监管。按照1996年实施的《中华人民共和国电力法》第25条规定：“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”，在《电力法》尚未修改的前提下，改革就是不断突破制度的藩篱，不断创造新模式的过程，也是决策层和参与各方顶着压力不断博弈的过程。
从经济效益角度测算，除自发自用电量外，余电隔墙销售有更高的经济效益。以北京分布式光伏项目为例，全额上网标杆电价0.75元/千瓦时，若与商业用户进行市场交易，交易电价在目录电价(商业用电峰谷平平均电价1.1元/千瓦时)基础上下调10%，交易电价为0.99元/千瓦时，扣减过网费、政府基金及附加，加上可再生能源补贴，销售电价高于0.75元/千瓦时标杆电价。
毋庸置疑，当同一供区内用电没有大幅增长，新增市场主体的参与将分割原有市场蛋糕，竞争也因此而产生。分布式能源除同类竞争外，最大的竞争对手是电网企业。
二、放开60%电力市场，拥抱2万亿元市场规模
110KV是分布式能源市场化交易的最高电压等级，按要求应在与电网联结点同一供电范围内用户进行交易。尽管有相对严苛的供区限定，其背后却是上万亿的电力市场。
目前，国内110kv电压等级属于配网范畴，除一些大工业用户接入110kv以上电网外，几乎其他所有用户都接入110kv系统。粗略测算，110kv电压等级及以下用户占电网负荷60%左右，向分布式能源放开110kv用电市场，相当于将60%的用电市场向分布式能源放开。
按照6万亿千瓦时社会用电总量基数测算，分布式能源能参与3.6万亿千瓦时用电市场交易，分享2万亿元以上电力市场。
按照局部试点、逐步扩大、全覆盖的改革路径，分布式能源项目先以试点为主。第一批试点地区预计在山东、江苏、浙江、安徽等分布式项目规模大、电力负荷稳定地区。参与试点的地区，50MW及以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。
按照国家发改委、能源局提出的时间表，明年2月第一批试点地区启动交易，明年年中前总结评估试点工作并适时进行推广。预计经过一年探索后，分布式市场化交易规模将出现跳跃式增长。
三、电力市场化交易新探索
与普通的售电公司不同，分布式能源项目本身有相对稳定的电源，这是其能在电力交易市场立足的根本。在电力市场交易执行过程中，绕不开电网;分布式能源投资商如果拥有增量配网资源，那么发配售一体的交易模式水到渠成;市场交易对中国电力市场而言不是新鲜事，但扩大市场交易规模、提高交易频次和交易质量，仍需要辅助交易工具优化交易行为。
分布式市场交易的探索是一个样本。按照交易原则，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)与配电网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企业)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市场化交易，按照政府核定的标准收取“过网费”。
考虑各地推进电力市场化阶段性差异，可以按照三种模式或者其中之一推进。
①与电力用户直接交易;电网收取过网费;交易范围就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器范围内。其内涵是，电力市场化程度高的地区，分布能源企业可以在市场中参与存量与增量电力市场竞争，可以与火电、水电不同能源主体竞争，与用户协协商交易电量、电价，在110kv电压等级内自主选择电力用户。
②委托电网售电，电网扣除过网费(含网损电)后将收入转付给分布式能源主体。这种模式适用于体量小、分散的项目，电网公司作为中间商负责电力输送、调度平衡、销售。
③标杆电价收购：基本上是原有的全额上网模式。
参与电力市场化交易的电力用户应符合国家产业政策、环保要求，并按照有关规定缴纳政府性基金及附加。
电网过网费标准由项目所在地价格主管部门核定，并报国家发改委。当分布式项目装机容量小于供电区上一年平均用电负荷，“过网费”执行本级电压等级标准，超过时执行上一级电压等级国网标准。举例而言，如果一个园区平均用电负荷40MW，分布式项目容量50MW，则执行高一等级输配电价标准。
四、扶上马送一程，补贴退坡是新常态
把分布式能源推向市场，目的是打破依靠政府管制的管理模式，通过市场选择，培育分布式龙头和标杆。鉴于分布式处于成长期，在政策选择上倾向于“扶上马送一程”，可再生能源补贴政策依然适用。
按照政策，纳入分布式发电市场化交易试点的项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围，按照发电量给以度电补贴。但是，光伏发电在当地分布式度电补贴基础上降低。单体项目容量不超过20MW的，度电补贴比例不得低于10%，超过20MW但不高于50MW的，度电补贴不得低于20%。补贴资金由电网企业转付，鼓励各地出台其他补贴政策。
分布式能源在目前所有能源品种中补贴标准最高，补贴是维持行业景气度的重要因子。相比集中式电站而言，分布式补贴发放的及时性强。随着分布式规模扩大，补贴金额累进叠加，电网公司转付对补贴的压力也将加大;配网侧分布式渗透率提高对电网运行影响也同步放大，财政补贴总额预计是分布式规模扩张的约束因素。唯有退出补贴，依靠市场竞争才能使分布式能源进入新的成长通道。
