发改委/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》，从参与对象上看，大分布式最为受益，风电的适用性扩大，工商业、户用分布式的余电上网部分，亦可参与交易;市场化交易主要有三种模式，与电力用户直接交易、电网代售、电网收购。

一、分布式发电市场化交易正式落地

发改委、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》，今年3月该政策的征求意见稿曾发布，此次正式版本相比征求意见稿整体变化不大，只有部分细节修改，两个版本的区别包括：

(1)参与市场化交易容量从不超过20MW，调整为20MW以下、20-50MW两类;光伏分布式一般是指20MW以下项目，修改后明显拓展了市场化交易的适用范围;

(2)交易模式3中，全额上网电价由煤电标杆电价+输配电价，调整为各类发电标杆电价，且电网获得补贴需扣除最高电压输配电价;以三类地区为例，按照征求意见稿，煤电电价约0.4元/度，110V输配电价平均为0.1元/度左右，售电价格合计约0.5元/度，但按照最终版本，全额上网可获0.85元/度的电价，保障不参与电力交易光伏企业利益的同时，也加大电网促成市场化交易的积极性;

(3)过网费标准，旧版本中自发自用及10kV/20kV区内消纳免收过网费政策取消;

(4)度电补贴：新版本可适度降低光伏、风电补贴，但20MW以下项目降低比例不超过10%，20-50MW降低比例不超过20%;

(5)时间安排：调整为2017.12.31前完成试点方案编制，2018.2.1启动交易，2018.6.30前对试点进行评估。

二、市场化交易政策解读

(1)哪些项目适合市场化交易?

光伏分布式：分布式一般分为地面分布式(大分布)、工商业分布式、户用分布式、农光/渔光互补几大类;大分布比较类似于地面电站，以向电网售电模式为主;工商业和户用分布式则分为自发自用、余电上网两部分，自发自用部分无法参与电力交易，而余电上网则比较适合电力市场化交易，相比之下工商业分布式(临近工业园区)的消纳可行性较好，但是工商业分布式自发自用的比例较高，而户用分布式是否可以就近消纳需要视情景而定。

因此我们认为从适用性上来看，大分布是最为收益的，参与市场化交易相当于为大分布增加了类似“自发自用”的属性。

风电：对于风电项目，我们认为南方地区、单体规模较小(0-50MW)、且可就近消纳的小型风电场也可参与到市场化交易中。

(2)市场化交易提高分布式盈利性

市场交易主要有三种模式：与电力用户直接交易、电网代售、电网收购;分布式光伏、小规模风电企业若参与市场交易，以光伏三类地区(华东、华南为例)，售电价格假设为工业电价的8-9折，约为0.7元/度(工业电价假设在0.8-0.9元/度左右);补贴方面，三类地区上网电价0.85元/度，扣除脱硫脱硝电价相当于获得0.45-0.5元/度的补贴，即使打8折仍可获得0.36元/度的补贴，同理小规模风电参加市场化交易仍可获得0.14元/度的补贴;屋顶分布式0.42元/度电打9折约合0.38元/度;过网费由省级部门制定，在核定前暂按对应电压等级输配电价扣减最高电压输配电价，我们估算过网费会在0.05-0.10元/度左右;

综上假设条件，我们估算分布式光伏的度电收入(并网而非自用)可由原来的0.8元/度电左右提升至1元/度以上(补贴按下限计算);风电度电收入从0.58元/度提升至0.77元/度，提升的幅度更大，因为风电的上网电价低，由上网向售电侧转变后，变化的边际效应最大。

三、光伏、风电跨入市场化新时代

1、政策驱动转向市场驱动

16年之前光伏行业需求的催化剂是政策，但是17年以来分布式光伏的井喷，行业已经由单一政策驱动转向政策、市场双重驱动，结果就是需求的季节性减弱、年度需求波动性收敛，成长持续性增强。此次市场化交易政策落地，是电力体制改革“管住中间，放开两端”的重要探索;分布式光伏、小型风电场参与市场化交易盈利能力明显提升，即使18年分布式补贴下调0.1元/度左右，转换效率提升、成本下降，分布式光伏依然拥有较好经济性。

2、光伏需求稳定成长，静待平价大爆发

根据CPIA前三季度国内光伏装机量高达43GW，我们预计全年新增装机量为50GW，其中分布式约18-20GW;展望18年，地面电站指标22GW，17年少量领跑者指标可能会流转到18年，地面电站总需求23-25GW;分布式仍然维持高景气，地面分布式受益市场化交易再迎新机遇，工商业始终保持较好增长，户用分布式也有望贡献增量(预计5-8GW)，农光/渔光/扶贫蓬勃发展，综合考虑预计18年分布式装机量将达30GW以上，根据历史经验，光伏装机量超预期的概率较高，行业总需求有望达60GW;我们认为19-20年行业可实现发电侧平价上网，会比预期的快，至2020年行业需求再有望达百GW以上。

3、风电景气反转，市场化交易或使焕发青春

风电上网电价政策是按核准时间执行的，核准后2年内开工，相比光伏弱化抢装;根据能源局指导意见，17年新增30.65GW建设规模，但是中电联数据前三季度并网量为9.7GW，我们认为装机不达预期一方面是由于补贴政策为企业预留了开工时间，拿到核准锁定上网电价的企业更倾向于晚开工以获取更低装机成本，另一方面17年风电环保审批趋严、装机地域南迁等因素，导致部分企业开工延后;我们估算目前市场已核准待建项目累计超100GW，装机需求旺盛只是时间延后，考虑1-1.5年项目建设期、3-6月并网周期，我们预计18年开工率有望复苏，19年并网数据复苏、开工进入高峰期，另外内蒙古、宁夏最新弃风数据已经脱离红色警戒区，明年有望为需求注入新动力，市场化交易规则出台，南方风电场建设热情将明显加大;预计17-20年新增装机量有望达20GW、26GW、33GW、38GW;行业目前处于景气底部，预计未来2年大概率景气提升。