為加快推進分布式能源發展，此次意見征求函提出了市場化交易試點的三種模式：分布式發電項目與電力用戶直接交易，向電網企業支付“過網費”；
分布式發電項目單位委托電網企業代售電，電網企業對代售電量按綜合售電價格，扣除“過網費”（含網損電量）后將其余售電收入轉付給分布式發電項目單位；暫不參與市場交易的就近消納分布式發電項目，仍由電網企業全額收購其上網電量，收購電價為本地區煤電標桿電價與國家核定的110千伏輸配電價之和。
對此，SOLARZOOM新能源智庫能源分析師丁亞認為，直接交易和委托電網售電有利于減少交易環節和交易成本。其中，委托電網售電降低了市場化交易的門檻，未來實力較弱的分布式電源業主如果要參與市場化交易，大多或將選擇委托電網售電。
值得注意的是，征求意見函還明確了“過網費”標準。電力用戶（含微電網內部）自發自用以及在10千伏（20千伏）電壓等級且同一變電臺區內消納，免收“過網費”；在35千伏至110千伏電壓等級接入電網且在同一變電臺區消納，“過網費”標準為國家核定的本地區最高輸配電價扣除該電力用戶所在電壓等級輸配電價?？傃b機超過上年度平均用電負荷的80%需要執行上一電壓等級“過網費”標準。
在丁亞看來，因為輸配電價與電力用戶所在的電壓等級相關，所以在分布式電力交易中，同一變電臺區內，用戶電壓等級越低，過網費越低。而10千伏或20千伏接入的分布式電源因為可以享受到免收過網費而最有優勢，也是未來最有實力和火電競爭的電源。
市場化交易試點下國家對分布式發電如何補貼？按照意見征求函的要求，對于分布式發電的可再生能源發電部分（不含水電），按照全部發電量給予度電補貼，光伏發電執行當地分布式光伏發電的度電補貼標準，選擇市場化交易的分布式光伏電站按當地分布式光伏發電的度電補貼標準執行等。
申萬宏源研報認為，過去對于分布式光伏發電企業，上網電價與補貼是錨定的，是否投資在于剛性的回報率。市場化交易后，需求側電價為上網電價+過網費（可能只有配網），用電成本有望大幅降低，進而可能形成供給端上網電價升高、需求側用電成本降低的雙贏局面，進一步促進分布式光伏、微電網、民營配電網的發展。
