2017年国家发改委与国家能源局联合下发了《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），此文件就分布式发电遇到的市场化程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等问题提出了改革方案，进一步推动了分布式光伏的发展。
在1901号文推出不到两个月的时间内，国家能源局和国家发改委又下发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，进一步明确了分布式发电市场化交易试点方案，更详细的阐明了分布式发电在细则方面的相关要求。
通过这两个文件出台的间隔时间以及详细程度，我们不难看出国家能源局对分布式发电市场化交易的重视程度。2018年1月10日下午，何继江博士在清华科技园就“分布式电力市场化交易试点”组织了一次研讨会，到场的企业负责人就分布式电力交易试点的重要意义与试点申请面临的难题做了充分的讨论。
分布式发电市场化交易对光伏的意义
隔墙售电从2013年就已经提出，限于种种原因，一直没有取得较大的进展；2015年得到了国务院的批示，在国家能源局新能源司和国家发改委价格司领导的不懈努力下，多个部门的协同支持下才有了今天分布式售电的推行。
根据最新的第三方机构资料显示，2017年光伏的新增装机量预计达到54GW，分布式光伏装机逾20GW。在增速迅猛的同时，不得不考虑的一个重要问题是补贴拖欠，截止到2016年底，可再生能源补贴拖欠累已达700亿元。
据统计，截止目前进入前六批可再生能源补贴目录的光伏电站仅为34GW左右，第七批目录则还在申报中。虽说2017年4月国家财政部启动了可再生能源电价附加补助资金清算工作，但实际情况并不乐观。如果以50GW的年增速衡量未来光伏装机容量的话，到平价上网之前，国家财政部需要承担的补贴将会是一个非常庞大的数字。
所以，无论是从光伏企业自身的收益率还是出于国家财政压力方面的考量，光伏行业都应该加快降低对补贴的依赖程度。在2017年10月的光伏大会上，某企业表示，其补贴拖欠预计已经达到40亿元，而这40亿元的背后面临着的是每年约2亿元的融资损失。
分布式发电市场化交易从一定程度上削减了光伏企业对于补贴的依赖程度，如果分布式光伏交易模式实现的话，有可能能实现不需要补贴也能达到合理的收益率。以北京为例，有的项目方表示只要能参与到分布式发电市场化交易中，不要补贴也是可以的。
此次参会的北京热电厂表示，该热电厂每年冬季电力需求为3亿度电，而他们用电的平均电价是0.98元/度。在此次研讨会上，热电厂的工作人员明确表示，如果分布式光伏电力能够供给足够电力的话，他们愿意以0.88元/度的价格收购。而在新调整的光伏标杆电价中，北京的光伏标杆上网价格为0.65元/度，如果再把补贴拖欠的因素考虑进去，高下立现。
从另一个方面来讲，我们不妨可以梳理一下2018年的光伏指标情况。2018年普通地面光伏电站的指标为13.9GW，领跑者指标为8GW，第一批光伏扶贫指标为4.186GW，累计已知指标为26.06GW。根据2017年普通地面指标的分配趋势（绝大部分用作扶贫）以及两个一百年的奋斗目标（第一个一百年是到中国共产党成立100年时全面建成小康社会；第二个一百年是到新中国成立100年时建成富强、民主、文明、和谐的社会主义现代化国家），推测2018年的普通地面指标的一部分也很有可能会被用作扶贫。再根据补贴优先发放顺序进行排列：户用＞扶贫＞分布式＞领跑者＞普通地面电站。所以，此次分布式电力市场化交易的试点将是为数不多的企业可以自主申请且不会非常依赖补贴的一种指标。
虽然此次分布式发电市场化交易试点的申报远远达不到放弃补贴的程度，但更重要的是流程的确立。如果2018年的试点申报流程走通，那么明年可能会有更多省份效仿，进一步推动电力交易市场化，从而建立一个公平竞争的平台，使电力市场进入一个更合理的情况。
分布式电力交易试点申报遇到的难题
自1901号文出台，便有很多企业开始积极申报试点，大家基本都看到了这份文件背后的红利。但在申报的同时，或多或少的遇到了一些难题，有的是本地消纳预估能力不足，有的是用地问题，还有的则是电网接入问题。
1、盐城某一试点项目选择了工业园区，三年申请总容量为500MW，该企业目前正在找地方政府商量如何与该园区的用户签署购售电协议，而这其中最关键的则是国家电网与发改委就分布式电力交易具体细节的沟通。还有一个问题便是土地问题，如此容量的装机需要面积不小的土地，而这势必涉及到土地性质问题。
2、东营某一试点项目选择了开发区，该开发区一年用电量为十几亿度电。为满足其常用电量，单一试点容量的申请已经超过了110KV的接入限定50MW，而此时便需要分开几个变电站进行接入，否则就无法满足就近消纳的原则。
3、此次的参会企业也表示政府对当地消纳能力预估的不明确也成为此次试点申报不得不面对的问题。以最近新发生的安徽亳州暂停商业光伏项目备案为例，该市光伏发电项目规模132.08万千瓦，如全部并网后将占全市最大负荷78.3%，远超安徽关于支持光伏最大安全负荷值，该市也成为国内首个因为消纳问题而提出禁止建设光伏电站的地方城市。
除却上述几个常见问题外，与会专家还总结了此次申报试点的注意事项。
（1）本次试点鼓励分布式发电项目与电力用户直接进行电力交易，而项目备案的主旋律也将以此为方向进行优先级划分；
（2）此次申报范围为2018—2020年的总规模，暂不要求进行试点布局预测，按总量进行申报便可，每个项目的消纳范围不确定时，可待试点方案启动后再逐个确定；
（3）在交易规则方面，要确保就近消纳比例不低于75%，但在实际申报过程中，采取100%就近消纳模式的试点从优先级来说应该是最高的；
（4）虽然此次试点申报的文件中规定：“如果已选择了直接交易或电网企业代售电模式，若合同无法履行，允许变更为全额上网模式，由电网企业按当年对应标杆上网电价收购。”但在场的多位专家并不建议怀着钻政策空子的心态进行申报。
分布式发电市场化交易是国家能源局新能源司多位领导坚持多年的成果，此次试点申报的意义不在于企业以此所能申请来的有限指标，更重要的是整套系统流程以及体系的建立。如果此次交易试点申报以及实施过程一切顺利，那对于整个电力市场的改革作用将是不可估量的。
最后，用何博士总结的十六字来概括此次分布式发电市场化交易的原则：就近建设，以销定产，市场交易，取消补贴。
