电改与新能源
对于新能源(含分布式光伏)来说，9号文的出台带来了诸多利好。
首先，将可再生能源和分布式能源系统作为我国优化能源结构的重点方向，其战略地位大大提升。
在发展原则中的“坚持节能减排”一条，就明确提出“推动电力行业发展方式转变和能源结构优化，提高发展质量和效率，提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例”。这就要求我国要将站在战略的高度、采用长远的视野，谋划新能源和分布式光伏产业的发展，注重产业升级、技术创新、政策完善。
其次，拥有分布式电源将使很多主体从单一的“消费户”转变为“产消者”，参与市场交易与竞争。
9号文在“多途径培育市场主体”部分提出，“允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易”。参与竞争和交易，最终还是要按照市场规律行事。
一是分布式电源主体要积极通过提高技术水平、运维水平、管理水平等降低成本，最终要脱离政府补贴的“呵护”，在价格上与其他形式的电源可以实现电网平价;二是分布式电源主体应学会如何利用规则，如学会采用项目评级、担保、融资、碳税等金融手段，抢占上位;三是分布式电源技术应该变得更加“亲民”，即它应该是更加模块化、标准化、定制化、简便化和即插即用的，应该变得更加容易被广大用户，特别是居民用户所熟知、所喜爱，这样，分布式电源才能有勃勃生机!
再次、新能源和分布式光伏在享有政策呵护的同时，应该承担起更大的电网运行责任和义务。
9号文提出，“开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制”，“积极发展分布式电源”，“支持新能源、可再生能源……机组上网，积极推进新能源和可再生能源发电与其他电源、电网的有效衔接”等。政策的支持倾向非常明显。但是换位思考，这对电网运行和传统电源将带来怎样的影响?
例如，“十三五”末，我国太阳能发电装机将达到1.5亿千瓦，今后每年有2500万千瓦左右新增发电装机，加上每年新增的几千万千瓦的风电，这需要电网匹配更多的调频调峰电源或储能装置，需要安装更多的电压控制、电能质量控制装置，更需要传统电源腾出一定的市场空间。从伦理上讲，如何帮助实现“源、网、荷、储”的高效协调，如何帮助化解由于传统电源发电小时数下降造成的设备效率、人员收入、社会稳定等问题，也是我国在支持发展新能源和分布式光伏的同时，需要考虑的重大问题。
补贴问题呼唤分布式电源发展新机制
当前光伏发电发展迅速，带来的一个大问题就是电价补贴问题。根据发改委规定：“光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫等环保电价)的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。
对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税)，通过可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付;其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。”
但由于近年分布式光伏发电量迅猛增长，电网垫付的资金量非常大。近期电网公司就要求下属单位开展分布式电源项目抄表结算工作和“全额上网”分布式光伏发电项目补助标准参照光伏电站相关政策规定执行的解释工作。当前地面电站拿到补贴要等15个月(由国家财政支付)，而全额上网的分布式光伏拿到补贴仅需要3个月(由电网企业垫付，周期短，现金流好)。但目前，由于补贴量很大，电网承担的支付压力较大，加之有些分布式发电项目没有纳入目录，所以不能及时得到财政拨款，所以才出现了电网企业执行垫付补贴的困局。
未来，分布式电源规模的不断增加，会倒逼相关政策进行调整的，现在的支持力度越大，规模上来得越快，带来的困难也越大。“时机”很重要，如何在一个合适的规模下适时开始政策调整，将是考验政府和产业界的重大问题!
