隔墙不能卖电一直是困扰分布式电源发展的一个痛点，然而随着新一轮电力体制改革的推进，分布式电源面向用户直接交易逐步有了清晰的政策依据。《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)明确鼓励和支持开展分布式发电市场化交易试点，《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》(发改办能源〔2017〕2150号)则对如何编制分布式发电市场化交易试点方案进行了详细分工说明。一方面，《补充通知》的出台更为有效的支撑了分布式发电市场化交易试点申报落地后的开展;另一方面，《补充通知》则更加严格了分布式发电交易试点申报落地前的要求。相比而言，采用微电网模式是实现分布式发电直接面向用户交易的另一条简单且易操作的途径。
1现阶段分布式发电直接交易试点落地的关键
根据我国现阶段售电侧改革进展和分布式发电直接交易试点的几个通知文件，落地分布式发电市场交易试点存在以下关键点。
(1) 交易平台和交易规则。分布式发电市场交易试点的申报需要由省级电网电力交易中心或试点地区电网企业电力交易机构出具对开展分布式发电交易工作的承诺，需要由省级发展改革委(能源局)、国家能源局派出监管机构出具交易模式选择、交易条件和流程的大纲或草案。
(2) 电网企业确认的分布式发电电网接入及消纳意见。省级电网企业及试点地区市(县)级电网企业需要出具对试点方案2020年时分布式发电总建成规模及2018-2020分年度建成规模的接入及消纳的论证及消纳的承诺。
(3) 省级价格主管部门关于试点项目配电价格(“过网费”)标准。省级价格主管部门需要出具按分布式发电项目接入配电网电压等级及消纳范围确定项目应向电网企业缴纳的“过网费”标准。
这几点看似分工清晰、各司其责，但其实难度都不小，一方面是因为受制于客观的技术水平和管理水平，另一方面则是因为牵涉了电改相关的其它问题。
2并网型微电网可有效实现分布式电源直接交易
并网型微电网是实现分布式发电直接卖给用户的另一种有效方式，通过源-网-荷-储统一管理理念，避免了将用户、配网、电源割裂成单独的主体，因此可以“绕开”交易规则、电网消纳意见以及“过网费”核定等难题。
《推进并网型微电网建设试行办法》(发改能源〔2017〕1339号)指出，“微电网与外部电网的年交换电量一般不超过年用电量的50%。”“微电网运营主体(或委托专业运营维护机构)负责微电网内调度运行、运维检修管理，源-网-荷电力电量平衡及优化协调运行，以及与外部电网的电力交换”、“鼓励微电网内建立购售双方自行协商的价格体系，构建冷、热、电多种能源市场交易机制”、“微电网运营主体负责微电网与外部电网的电力电量交换，按照市场规则参与电力市场交易，承担与外部电网交易电量的输配电费用”。
也就是说，在并网型微电网模式中，可以由微电网运营主体以协商的电价将内部分布式电源直接卖给内部用户，而不需要省级交易中心涉及微电网内部的分布式发电交易，同时通过省级交易中心执行的仅是微电网作为售电公司批发购买的外部发电量合同。并且微电网内部的分布式电源平衡与消纳由微电网运营主体负责而非外部电网企业负责，外部电网只需要考核联络线交换电量，而这个交换电量同时也是可控的。另外，由于将微电网配电部分投资成本纳入到微电网到与用户协商的电价体系中，减少了相关部门“过网费”的核定压力。
3利用并网型微电网模式进行分布式发电直接交易的优势
通过并网型微电网模式，一方面可以使分布式电源面向用户直接交易更为简单可行;另一方面，这种模式也有其它诸多优势。
(1) 可以减少关于分布式电源的交易管理和调度管理压力。并网型微电网出现的一个主要技术需求就是帮助大电网管理分布式电源。采用微电网模式之后，由于微电网解决了内部分布式电源的交易问题，对于外部交易平台而言，减少了需要管理的分布式电源交易合同数量，同时相关调度管理压力也将减少。
(2) 可以减少分布式发电交易电量偏差对市场的影响。根据分布式发电交易试点相关文件，分布式发电交易靠电网企业及电力调度机构负责电力电量平衡和偏差电量调整，但是一旦将来分布式发电交易大规模发展后，这种模式势必对电网企业和电力调度机构造成巨大的运行压力。而采用微电网模式后，微电网运营企业是以售电公司的身份向外部批发购买电量，受到偏差考核约束，可以减少相关电量偏差对市场的影响。
(3) 更有利于电网的安全运行。这一点无须多说，微电网技术本来就利于分布式电源的安全并网，以微电网为支撑的分布式发电交易同样将更利于电网的安全运行。
