考察《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》一文，集邦咨詢新能源網（EnergyTrend）歸納出以下幾項重點：

 

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格，另一方面也將能吸引擁有較大容量的電力業者加入售電。

 

并入的電網電壓分35kV以下與110kV以下兩個等級。因并入之電壓不夠高，試點將以在地傳輸為主，無法進行長距離輸配電。這基本符合分布式光伏“在地發電、在地消納”的邏輯。

 

交易模式分成三種（點擊此處查看三種模式解析），無論哪一種都需透過電網企業，而必須被收取電網輸配費用（亦即“過網費”）。此費用依據所在地區、用電戶之類型等有別。

 

售電業者依然可收取FIT補貼，但發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，次月展開交易。交易試點時間5個月，在2018年6月30日驗收。

 

由此來看，我們判斷此制度將有助獨立發電業者（IPP）成形。具有較大規模項目資產者，可提供較多元的電費方案，亦可在適當空間建置發電項目后出售。而首先加入購電的消費者，最有可能是電價與用電量均偏高的工商業用戶；這些用戶也更具有電費議價能力。

 

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題在于：消費者愿意花多少錢收購電力？而售電業者又能取得多少補貼？這將直接影響售電業者的實際售電收入。

 

與棄光問題實施方案搭配

 

分布式發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，當制度與輸電網絡逐步完善化后，此制度可廣泛運用到更多區域。

 

電力交易制度之關鍵在于有實際的消費者收購電力，前述兩大目標也才能落實。但參考今年稍早展開的綠證交易情形，除了電費偏高的工商業用戶之外，實際會加入自由購電市場的消費者并不多，落實狀況會受到限制。

 

而根據兩部委在11月13日發布的《解決棄水棄光棄風問題實施方案》一文，中國政府將從全國與在地兩個面向共同提高電力消納，以解決上述的“三棄”問題。當中延續9號文的電改政策，明確指示將持續推動電力市場交易制度，同時將推動可再生能源配額制──亦即RPS（可再生能源義務），要求特定用電戶負擔收購可再生能源的責任。如此一來將能有效確保電力消費者，分布式光伏的電力市場亦能獲得基本保障。

 

從各國經驗來看，電力自由交易制度會直接刺激智能電網與儲能系統的發展。而在中國市場，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。