2017年，中国分布式光伏电站同比增长率达到300%，分布式光伏在新增光伏市场中占比由12%提升至36%。政策的鼓励支持加速了分布式光伏发电的发展进程，分布式光伏系统成本的不断下降，维持了该类型项目的平稳收益。
然而，随着最新电价政策的调整，业内企业高层判断，2018年分布式光伏电站开发投资将逐渐趋于理性，增速或将放缓。另一方面，优于补贴拖欠、融资成本高、终端负荷压力等因素的制约，分布式光伏市场将遇到发展瓶颈。
根据集中式地面光伏电站的经验，光伏补贴存在严重的拖延，通常拖延周期在3年以上，目前我国可再生能源补贴资金缺口超600亿元，还在呈现不断扩大的趋势。分布式新能源企业主要为民营企业，将面临融资成本更高、运营风险大等问题。
据了解，分布式光伏融资利率普遍高于集中式地面电站1个百分点，对应利率下降0.8%，集中式地面光伏电站融资周期一般为7-10年，分布式电站一般仅为5-8年，融资机构对分布式光伏融资设置了较高的门槛。
分布式电源贴近终端负荷，就近实现供电消纳可以很大程度上提高电力系统的整体经济性。但是，受《电力法》第二十五条：“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”的规定，分布式发电市场化交易主体尚存在法律瓶颈。
“这不利于建立促进分布式电源及微电网大规模发展的机制，对分布式发电自发自用或市场化交易造成了一定的法律障碍。”晶科电力副总裁金锐说道。
应对目前的局势，晶科电力调整了市场发力方向，首先优选“自发自用”分布式项目进行投资，并对业主进行认真筛选，其要求包括优先大型国企、上市公司等信誉好的合作企业进行项目开发;其次是选择用电量较多、消纳好的企业，同时要求房屋产权明晰、屋顶结构合理。同时，扶贫项目也将成为重点开发方向。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎对此表示：“分布式的核心优势是靠近用电侧，电改或者新的政策将逐步解决现有的瓶颈问题，由电网代收费还是有希望的。为保障分布式的收益，要允许分布式转供电。”
根据2017年10月31日，国家发改委、能源局发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》显示，单体项目容量超过20MW但不高于50MW，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。
将分布式补贴的认定范围提高到了50MW，这意味着将可以找到更多的大用户，同时将可以在帐面上解决消纳问题。
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”。
更令人期待的是，建立分布式发电市场化交易平台。试点地区可依托省级电力交易中心设立市(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开展相关电力交易。
“电改深化将带来新机遇，交易试点政策的落实不但可以降低用户用电价，还可以降低‘自发自用’分布式光伏电站电费回收风险和提高‘全额上网’模式分布式电站收益。”一位光伏企业高层表示。
Gessey咨询分析评论道，这项发布是终极版电力自由化前最重要的一项政策，明确了电网需要进行电力P2P的中间传输任务，包含了现金流和物流(电)。由于规定让电网将中间的技术活都揽下，因此电力交易平台将是下一个重要的发展环节，也是现在最有利可图的轻资产环节，业内巨头企业都在关注这块。
据悉，2018年将有一批分布式试点开始市场化交易，届时将彻底打开分布式隔墙供电的新模式。随着售电市场的推进和分布式成本的下降，除了光伏行业现有企业，很多非能源企业玩家也将进入这个领域并开发自己的电站。
电力现货交易将给分布式光伏带来丰厚的收益，它将成为增量配电网投资的标配，成为电力企业综合能源管理业务的必经通道，未来分布式光伏将出现市场自主选择投资的趋势。
交易试点时间节点
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。
国家发展改革委、国家能源局论证试点方案后将论证意见回复有关省级能源主管部门。
2018年1月31日前，试点地区完成交易平台建设、制订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及时间。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。
