为加快推进分布式能源发展，此次意见征求函提出了市场化交易试点的三种模式：分布式发电项目与电力用户直接交易，向电网企业支付“过网费”；
分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电量）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位；暂不参与市场交易的就近消纳分布式发电项目，仍由电网企业全额收购其上网电量，收购电价为本地区煤电标杆电价与国家核定的110千伏输配电价之和。
对此，SOLARZOOM新能源智库能源分析师丁亚认为，直接交易和委托电网售电有利于减少交易环节和交易成本。其中，委托电网售电降低了市场化交易的门槛，未来实力较弱的分布式电源业主如果要参与市场化交易，大多或将选择委托电网售电。
值得注意的是，征求意见函还明确了“过网费”标准。电力用户（含微电网内部）自发自用以及在10千伏（20千伏）电压等级且同一变电台区内消纳，免收“过网费”；在35千伏至110千伏电压等级接入电网且在同一变电台区消纳，“过网费”标准为国家核定的本地区最高输配电价扣除该电力用户所在电压等级输配电价。总装机超过上年度平均用电负荷的80%需要执行上一电压等级“过网费”标准。
在丁亚看来，因为输配电价与电力用户所在的电压等级相关，所以在分布式电力交易中，同一变电台区内，用户电压等级越低，过网费越低。而10千伏或20千伏接入的分布式电源因为可以享受到免收过网费而最有优势，也是未来最有实力和火电竞争的电源。
市场化交易试点下国家对分布式发电如何补贴？按照意见征求函的要求，对于分布式发电的可再生能源发电部分（不含水电），按照全部发电量给予度电补贴，光伏发电执行当地分布式光伏发电的度电补贴标准，选择市场化交易的分布式光伏电站按当地分布式光伏发电的度电补贴标准执行等。
申万宏源研报认为，过去对于分布式光伏发电企业，上网电价与补贴是锚定的，是否投资在于刚性的回报率。市场化交易后，需求侧电价为上网电价+过网费（可能只有配网），用电成本有望大幅降低，进而可能形成供给端上网电价升高、需求侧用电成本降低的双赢局面，进一步促进分布式光伏、微电网、民营配电网的发展。
