中国储能网讯：昨天，朋友圈一石激起千层浪，国家发改委和能源局联合印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，这份文件的分量堪称爆炸级。

这份文件所说的核心问题很简单，如果用一句话概括的话，就是在试点区域，分布式发电可以市场化交易了，自家发的电可以卖给隔壁老王了。

这简简单单的一句话，背后的故事可不简单，对整个分布式发电行业都是颠覆性的影响。在1996年开始实施的《中华人民共和国电力法》第25条明确写着“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”，这道红线多年来无法突破，即使在2015年的电力法修正版中，这一款依然没有任何更改。

法律是严肃的，也就是说，在当前只有国家电网公司、南方电网公司或者蒙西电网、陕地电这类地方电网是可以开展供电行为的，如果分布式发电想“隔墙售电”，即使自己屋顶光伏发的电用不完，想拉一根10米长的电线卖给隔壁，都是违法行为。

在大型火电和集中式新能源相继开展电力直接交易之后，分布式发电却一直没能找到突破口。这种现状，无疑是对绿色电力的极大浪费。

从2013年以来，随着补贴政策的刺激，分布式光伏行业开展已经超过四个年头，在地面光伏资源日渐稀缺的情况下，分布式光伏成为投资的香饽饽。2017年国内光伏市场持续爆发，前三季度全国新增光伏发电装机超过43GW，累计超过120GW；其中分布式新增超过15GW，累计超过25GW，分布式光伏新增装机占比达到36%，在未来可以预见的几年，分布式光伏将逐步成为主流，新增装机比例将很快超过集中式电站。

但是，分布式光伏的困境也随之而来：大体量的优质屋顶资源争夺激烈，存量所剩无几；几千平米体量的小型屋顶由于规模偏小被投资人抛弃；全额上网项目收益偏低，无法满足投资回报；自发自用项目有极大的风险，跟屋顶业主的信用、生产状况息息相关。这种种情况都倒逼了分布式直接交易政策的出台。

然而，法律却如一道鸿沟无法突破，行业内的相关企业和专家学者早有建言，呼吁现状改变。去年春天，笔者曾有幸到三里河参加国家发改委的闭门讨论会议，主管部门认真听取了各企业对于绿色电力就近消纳的意见，一年多过去了，政策才缓缓出台，而且是以试点的形式谨慎推行，可见这个改革的复杂性以及背后的阻力之大。

这个政策的出台并不是突兀的，实际上今年已经有多项工作在做铺垫和引导，智慧能源、多能互补示范项目开始落地，增量配电网示范项目落地，电力直接交易基本全面覆盖，多省售电业务开启，各类售电公司如雨后春笋般出现，储能行业指导意见出炉，分布式市场化交易只是这股改革大潮所绽放出的又一朵浪花。在这些密集出台的政策背后，都有着一条清晰可见的逻辑，推动着整个电力行业的剧烈变革。

这个逻辑，其实是当前整个中国经济社会的发展思路，那就是”十三五”的发展理念：创新、协调、绿色、开放、共享。聚焦到能源电力行业，我们可以看到电力体制改革这两年推行的各种政策，完美的贴合了这个理念：

创新：电改所做的一切都是在创新，建立更加高效的行业模式，激活行业的创造力；

协调：新能源和传统能源的渐进式改革是协调的，不会用“休克疗法”一棒子将传统能源行业打死，而是逐步用新能源替代传统能源；

绿色：大力发展新能源，毋庸置疑的绿色电力；

开放：发电计划放开，配售环节放开，多种性质的社会资本进入，曾经封闭的电力行业有越来越多的跨行业人士进入，共同创建一个更富竞争力的体系；

共享：自行车和汽车可以共享，电力也可以共享，我们每个人都不仅是能源的使用者，同时也可以成为能源的提供者，能源互联网就是能源共享。

如果用一句更时髦的话来概括，那就是电改一直在解决“人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾”。

在新出炉的政策文件里，我们可以精炼出几个要点：

1、谁可以参加交易？

装机容量不高于20MW，电压等级35kV及以下；装机容量20到50MW，电压等级110kV及以下。

这份文件针对的对象不仅是分布式光伏，还包括分布式燃气发电、地热、分布式风电等多种发电形式；当前的分布式发电项目基本都满足此要求。

2、如何交易？

①与用电企业直接交易；电网收取过网费；交易范围原则上在上一级变压器范围内：也就是说可以自己联络交易对象，如果是35kV接入的发电项目，原则上应该在110kV的电压等级内寻找消纳的用户（以上一级的电压等级为准），隔墙售电的问题基本得到了解决；

②委托电网售电，电网扣除过网费：这种形式不指定固定对象，电力输送与平衡由电网企业自行解决；

③标杆电价收购：基本上是原有的全额上网模式。

3、交易谁来组织？

①建立平台，委托省级电力交易中心设立子模块，或直接指导展开交易：，增量配电网投资方可以自己建立调度运营机构。

②发电方向能源主管部门备案审核；购电方以负荷稳定大用户为主。文件里暂时没有提到售电公司进入的事情，但是在未来海量的分布式项目进入市场之后，售电公司一定会进入市场发挥它的重要价值。

4、过网费怎么算？

目前各省市电网公司的输配电价基本已经核定，过网费以输配电价的差值来计算。这里如果分布式发电超过供电范围平均负荷，比如这个工业园一年平均负荷是40MW，但是这个分布式发电规模是50MW，那么执行上一级电压等级的过网费标准。

5、补贴还有吗？

当前分布式光伏发电自发自用模式的国家补贴是0.42元/度，在参与交易之后补贴比例为降低10~20%；风电项目的补贴参照差价，补贴也会适度降低。

让我们来算一个简单的帐：

一个5MW的分布式光伏项目，本来由于消纳问题采用全额上网模式，每度电0.85元。在分布式发电市场化交易开展之后，该光伏项目找到了隔壁的一家铝厂谈价钱，该铝厂本来从电网买电的价格是0.8元/度，两者一拍即合，商定供电打九折，光伏直供电到户价格0.72元/度（假设里面包含政府基金及附加0.04元/度，电网企业输配电价0.02元/度）。国家补贴下调10%，为0.378元/度。

最终光伏企业每度电到手可收益=0.72-0.04-0.02+0.378=1.038元，相比以前的0.85元/度，每度电多挣了1毛9，收益提高了22%。别小看这2毛钱左右的差价提高，对于一个项目来说，这可能是一个致命的差别，能做还是不能做，生死悬于一线间！

今年距离“九号文”电改已经过去了两年，如果说去年广东电力市场的开启是售电元年的话，今年随着储能指导意见的落实、多省售电的放开、分布式市场化交易的落实，已经进入了百花齐放的新时代。尤其是分布式+售电+储能，发配售储相结合，迸发出来的能量将是惊人的。

在专家们描述的能源互联网未来场景中，能量的自由交易是很诱人的场景。超大规模分布式发电、储能及其他能源终端的逐步建立，将是能源互联网的基石，智慧交通、物联网可以和智能电网完美的耦合起来。能源和电力不再是冷冰冰的账单数字，而是可以交易、愉快共享的日常游戏。这种令人憧憬的场景蓝图，将伴随着发能源1901号文件的鸣枪启动，迈出踏实的第一步。

未来可期，我们一直在努力！

附文件原文。

责编：杉杉