国务院办公厅转发了国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》（简称《实施方案》）。方案提出：“在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目，支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，推进多能互补高效利用，开展新能源电力直供电试点，提高终端用能的新能源电力比重。”
绿电交易正式启动，在该种交易模式下，新能源电量将因绿电消费凭证产生相对于火电的额外溢价，另一方面，收售电价差也将由电网企业让利至新能源企业。然而，现阶段绿电价格体系仍有待厘清，以江苏电力交易中心为例，绿电的环境价值反映在绿电市场、绿证市场、碳排放市场的价格分别为0.58元/兆瓦时、35~50元/兆瓦时、33.64元/兆瓦时。价格上的差异导致了绿电市场供需无法精准匹配，供不应求；绿证市场少人问津；而在碳排放市场，仅有限的经CCER认证的新能源项目可参与，从规则上造成了供给的紧张。
隔墙售电
随着新能源发电成本的下降，在市场的驱动下，分布式新能源装机占比越来越高。而分布式新能源参与市场化交易较为理想的方式分为以下两种：第一种是对于规模较大、具备就地消纳条件的电量，供需双方双边协商，签订中长期电力交易合同（即“隔墙售电”）；第二种是不具备上述条件的电量，通过虚拟电厂技术与各类负荷、储能聚合后，参与电力现货市场及调频辅助市场。
由于分布式新能源聚合的技术条件、商业环境仍不成熟。因此，“隔墙售电”是当前分布式新能源市场化交易的必然选择。
“隔墙售电”的概念在2017年10月国家发改委、国家能源局《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》提出，2020年12月全国首个“隔墙售电”项目——江苏常州市天宁区郑陆工业园5兆瓦分布式发电项目并网。相较绿电市场的输配电价，江苏省“隔墙售电”试点的“过网费”优惠幅度较大，使得“隔墙售电”度电成交价得以高于绿电市场，约在0.49~0.58元/千瓦时之间，如开展带曲线交易，成交价仍有上升空间，各方参与“隔墙售电”项目意愿强烈。尽管如此，“隔墙售电”进展依然缓慢，究其原因，主要存在以下问题：
首先，“过网费”机制有待厘清。根据政策规定，电力用户在10千伏电压等级且同一变电台区内消纳，免收“过网费”。这就导致供需双方同在10千伏台区的“隔墙售电”不仅“零”成本使用电网企业的设备，又无需承担交叉补贴。即便跨电压等级“隔墙售电”，收取“过网费”也无可依据的标准。政策的不完善，导致在执行层面上仅有零星试点，而无法进一步推广。
其次，“辅助服务”分摊机制有待健全。当新能源电量渗透率超过15%时，系统成本快速上升（调频备用成本）。根据前期电力市场探索经验，因新能源接入产生的系统成本将由优先出力机组、省内可再生能源进行分摊，但现阶段无政策规定“隔墙售电”如何参与分摊，导致集中式新能源、分布式新能源承担责任不对等。
