一、政策背景及要点
1.发展现状
历年分布式光伏发电新增装机容量△
2017年新增分布式光伏装机同比增长360%，占光伏年新增装机的40%，实现爆发式增长；
2017年光伏累计装机容量突破1亿千瓦，其中分布式光伏装机2791万千瓦，占比22.5%；
2018年“自发自用、余量上网”模式分布式光伏补贴下降为0.37元/度，户用光伏扶贫项目补贴不变。
2.分布式光伏发展的重要意义
3.政策支撑体系
2017年3月
《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》征求意见稿
2017年11月
《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》
2017年12月
能源局就《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》答问
2018年1月
《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》
4.售电公司如何参与分布式发电交易？
通过分析2018年3月广东省发布《分布式发电市场化交易试点规则大纲（征求意见稿）》，我们可以看出：分布式发电交易从形式上更类似于之前的大用户直供电模式。
两者的类似之处如下：
1、电源与电力用户直接交易
2、电价由双方协商确定
3、电力交易以年度交易为主
4、电网公司电力调度机构承担电力电量平衡和偏差电量调整
现阶段，售电公司参与分布式发电交易，只能通过投资分布式光伏/风电形式参与，且面对不同用户独立开展交易，与购售电交易难以有协同效应；但由于分布式发电交易采用绝对价格交易，国家补贴到位较快，可以有效改善企业现金流，并为未来探索发售一体模式奠定基础。
二、交易模式对比分析
1.交易模式对比分析
分布式发电市场化交易以试点形式开展，试点初期，传统模式和市场化交易模式将并行存在。
2.分布式发电市场交易案例解析
项目假设：分布式光伏项目规模为10MW，并网电压等级为35KV
用户假设：电力消纳用户均为满足准入条件的一般工商业用户和大工业用户，覆盖各个电压等级
电价假设：市场化交易中签约电价、综合销售电价分别为目录电价的10%折扣价和110千伏目录电价（保守）
基础电价数据：
华东六省市燃煤标杆电价（元/千瓦时）△
华东六省市不同电压等级输配电价（元/千瓦时）△
华东六省市政府性基金及附加（元/千瓦时）△
分布式发电市场化交易模式，相当于解除了分布式光伏余电只能按照燃煤标杆电价进行并网的限制，在降低国家补贴的同时大幅改善分布式光伏项目经济性。
以一般工商业电力用户为目标客户的项目在不同模式下的收益电价△
由上图，我们可以看出：以一般工商业电力用户为目标客户的分布式光伏项目的电价收益相对于余电上网收益大幅增加14%—30%
以大工业电力用户为目标客户的项目在不同模式下的收益电价△
以大工业电力用户为目标客户的分布式光伏项目的电价收益相对于余电上网收益增加7%—17%
以一般工商业电力用户为目标客户的项目相对于模式3的收益电价增长情况△
以大工业电力用户为目标客户的项目相对于模式3的收益电价增长情况△
结论一：按照案例假设模式5所有用户折扣价均为10%，则对于以一般工商业为客户的项目，模式5要优于模式6；对于以大工业电力用户为目标客户的项目模式6要优于模式5，如以上两图所示。
结论二：进一步做模式5下项目收益电价对折扣幅度的敏感性分析，粗略计算得到，针对以一般工商业为客户的项目，折扣最大幅度在24%左右；针对以大工业电力用户为目标客户的项目，折扣最大幅度仅为4%左右。
因此，分布式发电直接交易对象应以一般工商业为主，若周边只有大工业用户，则选择模式6（电网代理）则是最佳选择。
不同省份，针对一般工商业用户和大工业用户，开展分布式发电市场化交易，粗略计算可给与的最大折扣值如下图所示：
针对各个电压等级一般工商业用户允许折扣△
针对各个电压等级大工业用户允许折扣△
可以看出，拥有分布式电源背景的售电公司，与传统售电公司相比具有极强的价格优势，是一般工商业市场最具竞争力的参与者。
3.小结：
分布式发电市场化交易项目经济性的核心影响因素是当地省份的价格体系和电价折扣，过网费和度电补贴变化的影响较小。
三、试点项目工作及建议
1.分布式发电市场化交易试点工作全景图
2.试点项目可能面临的挑战
针对试点项目，目前技术和模式均不存在大的问题，最大的挑战在于政策制定的合理性、实操性以及利益主体博弈导致政策落地难；分布式发电市场化交易虽然涉及领域不大，但遇到的挑战是贯穿此轮电力体制改革各个环节的普遍性问题。
3.相关建议
对于售电公司来说，作为潜在分布式电源投资商，成功进行项目投资的关键是在试点区域内掌握土地/屋顶资源和客户资源，由原来的“跑电源、跑客户”升级为“圈地/屋顶、圈客户”。
