假如某个省有三个试点项目申报，第一个是100%就近消纳，即按标准一，完全不向110千伏以上返送电。第二是95%就近消纳，即大体符合标准二，比如，该地区只要过年的这两个星期，因为放假而导致负荷大幅降低，出现光伏向上反送电的情况，外送比例大体在5%以下。第三个是75%就近消纳，也就是有接近25%通过110千伏变电站向220千伏变电站送电，如果试点区域内有100兆瓦的光伏，相当于有25兆瓦的外送规模。
这三种情况下哪种情况对电网最友好的?显然是第一种，它几乎不增加电网的工作负担，第二种虽然外送规模不大，但也明显增加了电网人员的工作负担。过年期间，本来大家都要放假休息，结果你这些电站要往上反送电，电网安全压力大幅增加，电网要多安排一些人在过年期间加强运维，应对风险。这些过年加班的电网兄弟们对这样的项目没有一点抵触情况?第三种，就不用说了，试点要电网企业出具“省级电网企业确认的试点地区分布式发电电网接入及消纳意见”，“试点地区电网企业承担分布式发电市场化交易配套电网服务、电费计量收缴的承诺”。
省发改委和省电网公司在商谈时，在三个试点方案摆在电网公司面前，他会优先给哪个试点方案出承诺函呢?
我建议，这次报试点方案，各试点单位还是尽量按标准一设计光伏开发规模，尽量尽量设计成电网友好型的分布式光伏。“已所不欲，勿施于人”，电网公司的兄弟们要配合试点项目的计量、收款、结算、电能质量等等，才收那么点过网费，这已经很不容易了，已经为改革承担了不小的成本。你们的试点方案还要外送，给电网增加麻烦，这于心何忍。
等到全国各省的试点都推起来了，各方的经验都积累了更多，再去想下一步。
5、明确有关部门在试点中的责任和分工。
5.1有关省级发展改革委(能源局、物价局)负责试点组织的整体工作，会同国家能源局派出监管机构和其他电力市场交易管理部门确定分布式发电交易平台承担机构，制定发布交易规则及研究确定试点项目的“过网费”标准等。
分析： 1901号文件中的原文是：有关省(区、市)能源主管部门根据国家发展改革委、国家能源局论证后的试点方案，与有关部门和电网企业等做好工作衔接，指导省级电力交易中心或有关电网企业建立分布式发电交易平台。补充文件对任务和分工说得很明确了，而且要求物价局参与。交易试点的关键问题之一的过网费，没有物价部门表态，怎么落实得了?
5.2 省级发展改革委(能源局)会同国家能源局派出监管机构承担组织编写区域分布式发电市场化交易规则，派出监管机构负责研究制订分布式发电交易合同示范文本。
5.3 有关省级电网企业及试点所在地区市(县)级电网企业负责向省级发展改革委(能源局、物价局)及试点所在地区市(县)级发展改革委(能源局)提供电网建设及电力运行相关信息，分析试点地区110千伏及以下配电网接入和消纳5万千瓦以下分布式光伏发电(含地面光伏电站)、分散式风电等分布式电源的条件及在配电网内就近消纳的潜力，提出以接入和消纳条件为基础的分布式发电布局及最大建设规模的建议。
分析：消纳能力究竟有多大，当然只有电网最清楚，电网的数据又不能向社会公开，那就向发改委提供，包括电网建设及电力运行相关信息，分析消纳能力。现实中可能的步骤是，光伏企业提出要搞试点，通过对区域全社会用电量和大用户用电量以及周边变电站信息初步测算光伏消纳能力，然后向发改委提出申请，发改委支持试点，开始牵头组织，向电网公司要数据和消纳能力分析报告。
有没有消纳能力，有多大的消纳能力，应该由电网说了算吗?
当然不是，应该是当地能源监管部门。
不过，如何测算和评估消纳能力，还需要开发相关标准和规范。
这需要大家共同的努力。
6、测算接入能力的三种情景。
试点地区电网企业对2020年底前接入配电网就近消纳的光伏发电、风电等项目，按既有变电站、已规划改造扩容和新建变电站三种情况测算接入能力。
分析：动态分析接入能力，当然非常好。如果要新建变电站，当然对分布式光伏的接入能力有明显影响。不过，现实中，这两者有可能不是单向的关系，而是有可能互相影响。为什么要新建变电站，是因为负荷增长的需要而新建变电站?还是因为要建光伏，所以要建变电站?仔细分析这些情景，非常有趣。
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