由于文字较多，为了方便读者快速知晓此次通知文件的意义，全民君直接把针对分布式光伏细分行业的高度总结放在最上面。想了解详情的可耐心阅读全文。
一、 试点区域内的自发自用余电上网的分布式光伏发电项目不必再担心屋顶企业的用电稳定性和结算能力，通过市场化电力交易可实现隔墙售电，自主选择区域内电价高、用电量稳定的电力用户；
二、 试点区域内全额上网的分布式光伏发电项目可变身区域内自发自用型项目，不必再走全额上网，只需寻找电价高的用户享受度电补贴，代替目前的光伏发电标杆上网电价，大幅提高收益率；
三、 收电力用户电费不再担心违约，电网代收电费终于梦想成真；
四、 试点区域内的地面分布式光伏电站可实现大用户直供电，降低限电，提高收益率；
五、 按目前的0.42元/kwh的度电补贴水平，即使降低10%以上达到0.378元/kwh，结合电力用户综合电价0.6元/kwh的水平（打折后的协议电价），再减去大致的过网费0.15元/kwh水平，总度电收入0.828/kwh依然具有相当的经济性。就算0.42元/kwh度电补贴降到0.3元/kwh，总度电收入仍可达到0.72元/kwh，且收入结构相当稳定；
六、 虽然此次只是试点，但意义非凡。如果推广到全国并得到切实落地，中国的分布式光伏将得到长足发展，并且大幅降低对补贴的依赖性，加速推动平价上网；
七、 全民君从2015年就在说，稳定的现金流收入结构远比纸面上的IRR来的重要，只有真正的实现市场化交易，分布式光伏才能够尽快实现资产证券化或项目收益权抵押融资；
八、 抢屋顶大战之后，即将打响的是抢优质电力用户大战，分布式光伏的硝烟即将弥漫到本已杀到眼红的售电市场；
九、 有助于推动售电市场的市场化，加速配售分离（但还是以网公司为核心），用区域内撮合匹配降低没有必要的投资冗余；
十、 大量可再生能源分布式电源的接入会加速配网对于储能的需求
十一、 通知中提到了实行可再生能源电力配额制，地方电网对可再生能源分布式电源接入的积极性会增强；
十二、 区块链技术是否能够应用到分布式发电市场化交易的交易中心模块中，值得期待。
2017年10月31日，国家发改委和国家能源局联合发布了《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），这是继今年3月发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知征求意见稿》8个月后千呼万唤始出来的正式通知文件。
在征求意见稿中本来的时间安排中，计划2017年6月30日前完成第一批试点地区的交易平台建设、交易规则制订等相关工作，7月1日起启动交易。从正式通知的时间安排上来看，2017年12月31日前需要完成试点方案的编制，进行交易平台建设准备。2018年1月31日前试点地区完成分布式发电交易平台建设、交易规则制订等工作。2018年2月1日起启动交易，比原定计划推迟了整整7个月，推进中存在的阻力和难度可想而知。不过意义如此重大的事情，就算来得迟了些，也是值得等待的。
以下是国家发改委和国家能源局联合发布《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）
根据正式通知中的描述，参与分布式发电市场化交易的项目主要分为两类：
1） 单体容量不超过20MW，接网电压等级在35KV及以下；
2） 单体容量在20~50MW之间，接网电压等级不超过110KV并在电压等级范围内实现就近消纳。
交易模式分为以下几类：
1） 分布式发电项目直接售电给电力用户，向电网支付过网费；
2） 分布式发电项目委托电网代售电，电网按综合售电价格减去过网费后转付给分布式发电项目单位；
3） 电网按国家核定的各类发电标杆上网电价收购电量，度电补贴要扣除配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。
电力交易组织：
1） 建立分布式发电市场化交易平台，主要依托省级交易中心，在市县级电网区域设立分布式发电交易平台子模块；
2） 符合准入条件的分布式发电项目向当地能源主管部门备案，经电力交易机构进行技术审核后，与就近电力用户按月或年签订电量交易合同
过网费征收标准：
1） 过网费由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，在核定前暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价；
2） 当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，过网费执行本级电压等级内的过网费标准。超过时执行上一级电压等级的过网费标准。
有关政策支持：
1） 除收取过网费外，其他服务包括电量计量、代收电费等，电网均不对分布式发电项目单位收取任何服务费用；
2） 光伏发电在当地分布式光伏发电的度电补贴标准基础上适度降低；
3） 单体容量不超过20MW的，度电补贴需求降低比例不得低于10%；
4） 单体容量在20~50MW之间的，度电补贴需求降低比例不得低于20%；
5） 分布式发电市场化交易的可再生能源电量部分视为购电方电力消费中的可再生能源电力消费量，对应的节能量计入购电方。在实行可再生能源电力配额制时，通过电网输送和交易的可再生能源电量计入当地电网的可再生能源电力配额完成量；
6） 国家发改委和国家能源局将在回复试点方案论证意见时一次性确定试点地区到2020年底前的总建设规模及分年度新增建设规模。试点地区的新建50MW以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。
试点地区方案：
1） 电力需求量较大、电网接入条件较好，可达到较大总量规模的市县级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域；
2） 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。国家发改委和国家能源局对试点方案进行论证后将论证意见回复有关省级能源主管部门；
3） 2018年1月31日前，试点地区完成分布式发电交易平台建设、制定交易规则等相关工作，自2018年2月1日起启动交易；
4） 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和时间。试点顺利的地区可向国家发改委和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。
附：
《国家发展改革委 国家能源局关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、物价局、各能源监管机构，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司：
分布式发电就近利用清洁能源资源，能源生产和消费就近完成。具有能源利用率高、污染排放低等优点，代表了能源发展的新方向和新形态。目前，分布式发电已取得较大进步，但仍受到市场化程度低、公共服务滞后，管理体系不健全等因素的制约。为加快推进分布式能源发展，遵循《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）和电力体制改革配套文件，决定组织分布式发电市场化交易试点。现将有关要求和政策措施通知如下。
一、分布式发电交易的项目规模
分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。分布式发电项目可采取多能互补方式建设，鼓励分布式发电项目安装储能设施，提升供电灵活性和稳定性。参与分布式发电市场化交易的项目应满足以下要求：接网电压等级在35千伏及以下项目、单项项目容量不超过20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当年最大负荷后不超过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
二、市场交易模式
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”。考虑各地区推进电力市场化交易的阶段性差别，可采取以下其中之一或多种模式：
（一）分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内
（ 二）分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位
（三）电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。
三、电力交易组织
（一）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式，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。交易平台负责按月对分布式发电项目的交易电量进行结算，电网企业负责交易电量的计量和电费收缴。电量平衡和偏差电量调整，确保电力用户可靠用电以及分布式发电项目电量充分利用。
（二）交易条件审核
符合市场准入条件的分布式发电项目，向当地能源主管部门备案并经电力交易机构进行技术审核后，可与就近电力用户按月（或年）签订电量交易合同，在分布式发电交易平台登记。经交易平台审核同意后供需双方即可进行交易，购电方应符合国家产业政策导向、环保标准和市场准入条件的用电量较大且电荷稳定企业或其他机构。电网企业负责核定分布式发电交易所涉及的电压等级及电量消纳范围
四、分布式发电”过网费“标准
（一）“过网费“标准确定准则
“过网费”是指电网企业为回收电网网架投资的运行维护费用，并获得合理的资产回报而收取的费用，其核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。 分布式发电市场化交易试点项目中，“过网费”由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。“过网费”核定前。暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。
（二）消纳范围认定及“过网费”标准适用准则
分布式发电项目应尽可能与电网联接点同一供电范围内的电力用户进行电力交易，当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，“过网费”执行本级电压等级内的“过网费”标准，超过时执行上一级电压等级的过网费标准（即扣减部分为比分布式发电交易所涉最高电压等级更高一电压等级的输配电价），以此类推。各分布式发电项目的电力消纳范围由所在市（县）级电网企业及电力调度机构（含增量配电网企业）核定，报当地能源监管机构备案。
（三）与分布式发电项目进行直接交易的电力用户应按国家有关规定缴纳政府性基金及附加。
五、有关政策支持
（一 ）公共服务及费用
电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务，除向分布式发电项目单位收取政府核定的“过网费”外，其他服务包括电量计量、代收电费等，均不收取任何服务费用。
（二）有关补贴政策
纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围，按照全部发电量给予度电补贴。光伏发电在当地分布式光伏发电的电补贴标准基础上适度降低：风电度电补贴标准按当地风电上网标杆电价与燃煤标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）相减确定并适度降低。单体项目容量不超过20兆瓦，度电补贴需求降低比例不得低于10%：单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于20%。 享受国家度电补贴的电量由电网企业负责计量，补贴资金由电网企业转付，省级及以下地方政府可制定额外的补贴政策。
（三）可再生能源电力消费和节能减排权益
分布式发电市场化交易的可再生能源电量部分视为购电方电力消费中可再生能源电力消费量，对应的节能量计入购电方，碳减排量由交易双方约定。在实行可再生能源电力配额制时。通过电网输送和交易的可再生能源电量计入当地电网企业的可再生能源电力配额完成量。
（四）有关建设规模管理
在试点地区建设的符合分布式发电市场化交易条件的光伏电站、风电，根据可实现市场化交易的配额确定各项目的建设规模和区域总建设规模。试点地区在报送试点方案时预测到2020年是建设规模，并可在实施中分阶段提出年度建设规模。对试点方案中的符合分布式发电市场化交易的风电、光伏项目。在电网企业确定其符合就近消纳条件的基础上，国家发展改革委，国家能源局在回复试点方案论证意见时将一次性确定到2020年底前的总建设规模及年度新增建设规模。在试点地区，除了已建成运行风电、光伏电站项目和其他政策已明确的不列入国家年度规模管理的类型，新建50兆瓦及以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。
六、试点工作组织
（一） 选择试点地区
重点选择分布式可再生能源资源和场址等发展条件好，当地电力需求量较大，电网接入条件好，能够实现分布式发电就近接入配电网和就近消纳，并且可以达到较大总量规模的市（县）级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等。风电、光伏发电投资监测预警红色区域（或弃光率超过5%的区域），暂不开展该项试点工作。
（二）编制试点方案
有关省（区、市）能源主管部门会同国家能源局派出机构、同级价格主管部门、电力运行管理部门、电网公司等，组织有关地级市（或县级）政府相关部门、电网企业以及分布式发电企业和微电网运营企业，以地级市（或县级）区域、经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等为单位编制试点方案（编制大纲见附件）。有关省（区、市）能源主管部门将编制的试点方案报送国家发展改革委、国家能源局，国家发展改革委、国家能源局会同有关部门和电网企业对试点方案组织论证。
（三）组织实施
有关省（区、市）能源主管部门根据国家发展改革委、国家能源局论证后的试点方案，与有关部门和电网企业等做好工作衔接，指导省级电力交易中心或有关电网企业建立分布式发电交易平台。试点地区的国家能源局派出机构负责研究制订分布式发电交易合同示范文本，配合所在省（区、市）发展改革委（能源局）指导电网企业组织好分布式发电交易并协调解决试点中出现的相关问题，按照有关规定履行监管职责。
（四）时间安排
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、国家能源局对试点方案进行论证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，试点地区完成分布式发电交易平台建设、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。
附：各省已核定输配电价基本情况
