核心要点
（1）分布式能源市场交易政策振奋人心，是划时代的产业政策，为新进入者敞开了一扇门。基于分布式能源市场交易规模扩大，市场交易经济性提高，分布式光伏电站运营商率先获益。首推分布式光伏行业龙头林洋能源、京运通，分布式电站发展带动上游产品需求，隆基股份、通威股份等上游设备制造商增长获得新的支撑，阳光电源作为光伏电站EPC承包商，订单和市场份额有望扩大；
（2）分布式能源市场化交易增强稳定可靠性需要辅之以储能设备，关注南都电源、科士达等储能制造商行业技术进步、成本下降；
（3）电力交易市场化进程加快，电力交易调度系统升级换代需求随之增加，关注国电南瑞、远光软件、恒华科技等电力交易系统供应商。
主要观点
王秀强：
近期光伏板块持续上涨，从行业发展外部坏境来看，国家层面的政策驱动密集，光伏产业链硅料、硅片、电池片、组件技术进步、成本下降是行业发展的内生动力。
国家发改委、能源局近日正式下发关于《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，分布式能源在被动接受调度指令管理多年之后，可以主动参与市场交易，在满足相关技术条件下，在110kv电压等级之内可以选择就近销售电量（隔墙售电成为可能），并获得合法的售电资质，集发售（电）于一体。在放开两头，管住中间的思路下，分布式能源作为增量市场主体参与电力市场竞争，堪称是中国电力市场化进程的里程碑，对于分布式能源而言也将进入新的成长周期。
在增量配售电市场放开、万余家售电公司参与竞争的格局下，分布式能源是电力市场化交易的新玩家，辅之以储能设施、电力需求侧管理、电动汽车服务，集发配售储用（源网荷一体）于一身，有望成为新电力商业模式的构建者。
能源专家：
光伏行业的发展主要依托于政策驱动，在政策扶持下短时间内形成市场化应用。光伏上网电标杆电价自公布以来，不到六年的时间快速发展，2011年发改委出台上网电价1.15元/千瓦时，次年全国统一调整为1元/千瓦时，然后实行分区电价。目前来看上网电价与煤电标杆差额已然存在，退出机制已经实行大概3-5年，补贴逐步趋向于0，这是光伏平价上网、完全化市场化所需要的过程。
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1.分布式光伏产业的前景
（1）光伏作为可再生能源资源来源非常广泛。（2）可再生能源存在多种应用形式，包括光伏、风力、生物发电等。目前来看，光伏技术成熟程度、成本降低已占很大优势。从项目运行看，其回收期非常短，维护成本低。从成本来看大型风力发电成本还要低一些，光伏发电的成本已经接近于风电成本，但在五年前风电成本为5-6毛，光伏成本在1元以上，经过最近几年发展光伏成本下降趋势非常明显，用五年时间光伏发电基本实现平价。
从2016年装机情况看，五年前开始，风电装机都是光伏十倍以上，但到今年前三季度风电新增并网装机9GW，而光伏装机达到了43GW，光伏发展速度超过风电。
光伏技术进步成本下降，新技术迭代、现有技术效率提升都是成本下降的动力。太阳能光热发电处在示范性推广，成本比光伏高，但有其自身发电连续优势，适合建立大型发电设施，有相应发展空间。未来光伏+储能是一种应用模式，储能和光伏技术结合、风光储一体化、储能+能源互联网创造电力行业新的商业模式。
2.光伏行业的发展趋势
A：国家在策方面对定额补贴连续四年下调，随着电站出现一些问题，国家做了一些宏观控制，大型企业由地面电站开发转向分布式，分布式系统逐步进入农村，家庭式分布式未来发展前景广阔，投资3到5万元可取得超过10%或更高的收益，未来5-7年内收回成本，部分地区还出台了地方补贴政策。
3.户用光伏的发展
从今年情况来看，户用系统整体发展较快。从数据看，今年是户用光伏并网爆发的一年。目前，光伏企业针对户用光伏推出了一些相应产品，推广方式灵活，未来空间广阔，投资渠道也实现了多元化。
4.如何看待政府补贴退坡机制？
从国外包括德国的经验来看，随着分布式光伏安装容量的不断提高，德国根据光伏发电的安装地点、容量配置和技术类型，采用差异化、逐年递减的固定上网电价。我国可再生能源补贴的依据是2006年1月1日实施的《可再生能源法》，其中也借鉴了不少德国经验，规定全额保障性收购可再生能源，全网分摊成本，即通过收取可再生能源电力附加形式支持新能源。但这种机制中存在一些瑕疵，限电、补贴拖欠、补贴缺口大等问题影响行业发展，随着成本降低，补贴退出也是大势所趋。
5.未来补贴调整的方式
随着补贴的逐渐下降，新能源发电重新定价，其必然存在缓冲期。2018年的定价还没出台，但从舆论导向来看，补贴应该会下调。原因如下：
（1）成本下降明显，并且还有进一步下降空间。去年国家发改委征求意见稿，原定方案下调幅度较大，但后来考虑到市场行业稳步发展采取了逐步缓冲降价的方式，今年根据已知情况来看新能源发电成本有很大的下降空间。
（2）扩大市场交易规模，进一步促进成本下降。但是目前补贴和电价不会出现断崖式下跌的状况，原有补贴政策的改变应该存在缓冲机制。
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