直到2019年國家發改委、國家能源局力推無補貼風電、光伏項目的發展，并將分布式市場化交易作為實現光伏、風電平價的重要途徑之一。《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》中明確了市場化交易兩種方式：分布式發電市場化交易試點、中長期電力交易。隨后國網公司發文積極支持試點工作，明確有關執行要求。
2019年5月，國家發改委、國家能源局公布了2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目名單，其中共有26個分布式發電市場化交易項目入選，涉及10個省區，規模共計165萬千瓦，其中新建146.6萬千瓦。
來源： 2019年分布式發電市場化交易試點名單(光伏們匯總制表)
過網費、電網消納、三方協議、交易平臺——分布式發電市場化交易實施要點
7月10-11日，第三屆分布式光伏嘉年華在濟南召開，電力規劃設計總院處長李振杰分享了分布式發電市場化交易實施要點及發展趨勢。
李振杰表示，未來分布式發電市場化交易是實現平價上網的重要途徑之一，與中長期交易市場、現貨市場以及輔助服務市場將更加融合。他指出，過網費、電網消納、三方協議、交易平臺是目前分布式市場化交易中的實施要點。
據介紹，“過網費”是指電網企業為回收電網投資和運行維護費用，并獲得合理的資產回報而收取的費用，分布式發電項目接入電網電壓等級越低且消納范圍越近，則“過網費”越少。
李振杰介紹，在分布式發電市場化交易中，過網費直接決定了項目的收益情況，是整個交易過程中最重要的一個環節。《國家發展改革委國家能源局關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》第七條中明確規定，降低就近直接交易的輸配電價及收費。對納入國家有關試點示范中的分布式市場化交易試點項目，交易電量僅執行風電、光伏發電項目接網及消納所涉及電壓等級的配電網輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費，對納入試點的就近直接交易可再生能源電量，政策性交叉補貼予以減免。
李振杰表示，按照國家核定過網費的原則，目前試點項目以大工業項目為例，電度電價幅度在0.1—0.15元以內時，基本接近目前補貼水平，對于行業發展起到積極推動作用。
對于電網消納方面，李振杰給出了兩項建議，一是接入380kV、10kV、35kV的分布式發電可以允許少量向上級電網送電;二是電源規模與當地負荷發展需求相匹配，電源接網電壓等級不超過110kV且在該電壓等級的范圍內就近消納，測算可以以年度、季度、月度電量為依據。
此外，三方協議及交易平臺同樣是分布式發電市場化交易中的要點。三方協議需購電方(電力用戶)、發電方(分布式發電項目)、輸電方(電網運營企業)共同明確易模式、交易電量、交易期限，交易價格、計量、結算，以及三方權利與義務等內容。三方具體權利及義務如下表所示：
從目前試點項目上報方案來看，在交易平臺的選擇上大多項目以省交易平臺為主，但在李振杰看來，省交易平臺與地方交易平臺都各自具備不同的優勢，省交易平臺一方面有助于分布式交易省內中長期交易之間的銜接，另一方有助于現貨市場交易的銜接;地方交易平臺中，地縣調度機構具備便利開展的條件，執行效率更高，便于市場主體參與交易。
從分布式光伏發展的角度分析，電力市場化交易對分布式光伏的影響可能不止一面。北京融和晟源售電有限公司王云杉介紹，從分布式光伏發展的角度看，目前的峰平谷電價是交易價格加上輸配電價一起按照約定的比例算峰平谷。實施現貨之后，取消峰平谷電價，按現貨市場波動價格或中長期約定價格來結算。
“例如，從廣東現貨價格看，價格波動幅度并不大，且輸配電價不參與峰平谷波動，導致客戶結算價格的峰谷值變小，正常情況會出現谷段價格會比目前價格高，峰段價格比目前價格低的情況。可能會影響到用戶投資分布式光伏的積極性。”王云杉說道。
從電力交易角度看，目前由于光伏發電受光照強度影響較大，不確定性大，增加了現貨交易用戶負荷曲線預測的難度，同時也增加了價格波動風險的不可控性。在未來，節點電價將會導致同一省份(市場)內不同區域的電價差異，將極大影響分布式光伏的布局策略和運營管理。所以，實時電力市場的進一步開放，對分布式光伏的出力預測乃至出力管理也會提出更高的要求。
