考察《關(guān)于開(kāi)展分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易試點(diǎn)的通知》一文，集邦咨詢(xún)新能源網(wǎng)（EnergyTrend）歸納出以下幾項重點(diǎn)：
可交易電力的光伏系統規模提高到50MW，比對20MW的分布式系統定義，這相當于降低了項目的容量門(mén)檻，使單體規模更大的項目亦能加入交易。這一方面有助于降低度電價(jià)格，另一方面也將能吸引擁有較大容量的電力業(yè)者加入售電。
并入的電網(wǎng)電壓分35kV以下與110kV以下兩個(gè)等級。因并入之電壓不夠高，試點(diǎn)將以在地傳輸為主，無(wú)法進(jìn)行長(cháng)距離輸配電。這基本符合分布式光伏“在地發(fā)電、在地消納”的邏輯。
交易模式分成三種，無(wú)論哪一種都需透過(guò)電網(wǎng)企業(yè)，而必須被收取電網(wǎng)輸配費用（亦即“過(guò)網(wǎng)費”）。此費用依據所在地區、用電戶(hù)之類(lèi)型等有別。
售電業(yè)者依然可收取FIT補貼，但發(fā)電項目之單體規模在20MW以下者最高只能收取FIT的90%、20~50MW者最高只能收取FIT的80%。此方案可能影響分布式光伏FIT的調降計劃。
交易機制，例如輸電售電之范圍、訂價(jià)制度與規范等，以及交易平臺的建置，均要求在2017年12月31日前提報，2018年1月31日完成，次月展開(kāi)交易。交易試點(diǎn)時(shí)間5個(gè)月，在2018年6月30日驗收。
由此來(lái)看，我們判斷此制度將有助獨立發(fā)電業(yè)者（IPP）成形。具有較大規模項目資產(chǎn)者，可提供較多元的電費方案，亦可在適當空間建置發(fā)電項目后出售。而首先加入購電的消費者，最有可能是電價(jià)與用電量均偏高的工商業(yè)用戶(hù)；這些用戶(hù)也更具有電費議價(jià)能力。
而在具體的交易平臺與制度仍未明朗化的當下，此制度初步顯現的問(wèn)題在于：消費者愿意花多少錢(qián)收購電力？而售電業(yè)者又能取得多少補貼？這將直接影響售電業(yè)者的實(shí)際售電收入。
與棄光問(wèn)題實(shí)施方案搭配
分布式發(fā)電納入電力交易制度有兩大目標：提高消納、降低補貼壓力。雖然試點(diǎn)方案僅限于棄光量5%以下的省份申請，但可以期待，當制度與輸電網(wǎng)絡(luò )逐步完善化后，此制度可廣泛運用到更多區域。
電力交易制度之關(guān)鍵在于有實(shí)際的消費者收購電力，前述兩大目標也才能落實(shí)。但參考今年稍早展開(kāi)的綠證交易情形，除了電費偏高的工商業(yè)用戶(hù)之外，實(shí)際會(huì )加入自由購電市場(chǎng)的消費者并不多，落實(shí)狀況會(huì )受到限制。
而根據兩部委在11月13日發(fā)布的《解決棄水棄光棄風(fēng)問(wèn)題實(shí)施方案》一文，中國政府將從全國與在地兩個(gè)面向共同提高電力消納，以解決上述的“三棄”問(wèn)題。當中延續9號文的電改政策，明確指示將持續推動(dòng)電力市場(chǎng)交易制度，同時(shí)將推動(dòng)可再生能源配額制──亦即RPS（可再生能源義務(wù)），要求特定用電戶(hù)負擔收購可再生能源的責任。如此一來(lái)將能有效確保電力消費者，分布式光伏的電力市場(chǎng)亦能獲得基本保障。
從各國經(jīng)驗來(lái)看，電力自由交易制度會(huì )直接刺激智能電網(wǎng)與儲能系統的發(fā)展。而在中國市場(chǎng)，搭配電改制度與12條特高壓輸電通路的建設，電力系統的輸配電能力、發(fā)電規模與空間分布、結合儲能的調峰功能等建設都須互相搭配，才能使電力獲得最妥善運用。
