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分布式发电市场化交易试点文件在2017年10月发布（国家发改委、能源局印发《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），已近两年的时间，试点却迟迟无法落地，足见阻力之大。以江苏为例，到现在据传言国网江苏电力公司仍不认可全面放开隔墙售电的计划，但是我们对此非常有信心，相信市场的力量必会敲开这个大门。从国网总部来看，在多次公开的会议上均明确支持国家各项电改政策，其中就包括分布式发电市场化交易。但从各地电力公司的反馈重点是纠结在过网费的收取标准上，坦白说是“责、权、利”的重新划分。如果只强调电网让利，而缺少责任和权力的调整，改革还是会遇到层峦叠嶂。唯有逐步明确责任和利益的边界，才是未来项目能否顺利推行的关键，其中过网费的标准是谈判核心问题。
虽然过去两年的时间里项目没有进展，整体环境却有很大的变化，这些变化也将推动当前项目更快落地：
2017VS2019的变化：
1.光伏发电成本下降30%，特别是经过531之后，组件价格继续大幅下降，使得光伏度电的技术成本已经接近煤电上网电价，远低于电网销售电价。
2.电改的步伐时快时慢，新增配网项目并不很顺利。
3.江苏的试点项目出现更换，在《2019年分布式发电市场化交易试点名单》中，江苏一共有6个分布式市场化交易试点。其中4个项目包括已建成的分布式光伏参与市场化交易。我们猜想，这部分已建成的项目大概率是531之后并网的分布式，没有补贴，希望以市场化交易的模式来盘活资产。
情况的变化确实在推动市场模式的转变。首先新增光伏项目电价确实很低，极具竞争力，如果电网的管理仍然偏紧，例如并网难等问题，必然将一些分布式开发推入私自建设，自我供电上面。电网在并网环节确实对项目有生杀大权，但这是项目想拿补贴、想要有正式身份的前提下。一旦项目甩开补贴之后，分布式光伏项目业主搞自我供电不并网，对于电网来说是负荷不可预测的丢失。届时电网将会发现，白天的负荷一点点下降，但是一旦阴天或者光照不好，仍靠大电网支撑，电网的调度难度将成倍增加。与其互相伤害，不如坐下好好谈谈友好的模式，分布式开发商还是在电网备案，电网充分掌握本地电源情况，提供并网和售电的相关服务，但是按照一定的标准收取过网费或者服务费即可。
现在就说到关键点了，过网费。本次江苏的征求意见稿在过网费的表述上也并不清晰，只说过网费按照国家及省有关规定执行。我们了解到，之前项目没有落地就是地方电力公司明里暗里反对，原因就是一个，觉得太吃亏了。如果按照试点文件来看，过网费确实比较低，政策制定之初还是对分布式有鼓励和保护的作用。我国价格的制定基本是遵循试点先行，摸清成本等情况，然后推出统一价格标准。这么做好处是短平快，缺点是弹性小。
这次分布式的过网费在试点阶段可以大胆创新一下，毕竟大电网还要承担兜底，安全责任等任务，过网费的收取多创造几种计算公式，有高低不同。那么早期电网肯定按照最高的模式收费，部分项目满足条件可以先上，特别是一些已建成的项目，可以考虑通过分利给电网提高自售电比例。慢慢条件成熟了，再逐步推进。通过可再生能源消纳量的考核等手段，激励电网提高本地区的可再生能源比例。
我们既然希望电力市场能够市场化，那么早期给分布式的服务范畴和收费设定一个弹性区域更利于打开这扇大门。2019年还有一个季度即将结束，2020年近在眼前，在十四五期间分布式是能源利用模式的重要组成部分，一个弹性健康的机制是符合所有参与者的利益。另外，随着光伏度电成本的下降，慢慢可以支付为其提供服务的各方机构，包括电网，包括储能，这一切的前提就是要保住光伏的装机增长。电网总部其实已经非常清楚，波动性大的可再生能源是他最重要的客户，在这一点上面大家的共识是一致的。
最后，期待2020年真的有市场化售电的分布式项目开展起来，毕竟高级客户已经等在那边了。
下表：江苏分布式市场化交易试点名单
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