问：“过网费”标准如何制定?
答：“过网费”由试点地区省级价格主管部门会同能源主管部门提出具体的核定标准和办法，省级价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。与分布式发电项目进行直接交易的电力用户应按国家有关规定缴纳政府性基金及附加。但是按《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，对分布式光伏发电自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金，对此类分布式应落实好相关政策。“过网费”核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣除分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价执行。
问：消纳范围如何认定?
答：分布式发电项目应尽可能与电网联接点同一供电范围内的电力用户进行电力交易。开展试点的消纳范围可以是同一台区、同一座变电站(电压等级在110千伏及以下)、跨越不同变电站(变电站之间存在110千伏及以下的线路直接联系)等几个情形。但不宜跨更高电压等级消纳，即若变电站之间无110千伏及以下的线路直接互联，需要通过220千伏及以上电压等级转供的，不属于试点所推行的分布式发电市场所交易所适合的范围。为此，分布式发电市场化交易所涉及的最高电压等级不应超过110千伏。
各分布式发电项目的电力消纳范围由所在市(县)电网企业及电力调度机构(含增量配电网企业)核定，报当地能源监管机构备案。由于分布式发电项目同一接入网点的容量后续可能变化，所接入变电站的年度平均用电负荷也是变动的，为此，电网企业每年都要对分布式发电项目所进行电力交易涉及的电压等级及范围核定。
问：如何组织分布式发电市场化交易?
答：一是建立分布式发电市场化交易平台。试点地区可依托省级电力交易中心设立市(县)级电网区域分布式发电交易平台子模块，或在省级电力交易中心的指导下由市(县)级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构开展相关电力交易。在省级电力交易机构可以提供分布式发电市场化交易服务的条件下，可由省级电力交易机构承担，但该交易不同于常规电力交易，为此应制定专门的交易规则。考虑到分布式发电市场化交易是一种简易电力交易行为，如果市(县)级电网企业有能力组织，也可以将交易平台设在市(县)级电网企业，更便于将交易与电网运行、电费收缴、结算相衔接。
二是审核交易条件。符合市场准入条件的分布式发电项目，在已向当地能源主管部门办理项目备案的前提下，经电力交易机构进行技术审核后，就可与就近电力用户按月(或年)签订电量交易合同，在分布式发电交易平台登记。经交易平台审核同意后供需双方即可进行交易，购电方应为符合国家产业政策导向、环保标准和市场准入条件的用电量较大且负荷稳定企业或其他机构。电网企业负责核定分布式发电交易所涉及的电压等级及电量消纳范围。
问：分布式发电市场化交易平台应有哪些技术要求和条件?
答：一是分布式电力交易信息管理系统。交易平台应具备以下主要功能：申请参与分布式电力交易、递交双边电力交易合同、接受分布式售电方上网交易电量预测。交易平台负责对交易双方资格进行审核，对交易电量进行计量和结算。
二是分布式电量供需平衡管理。不要求分布式发电(尤其是光伏和风电)作为售电方的上网电力与购电方的用电负荷实时平衡。分布式发电企业与用户的供需合同为电量交易合同，实时供电和偏差电量均由调度机构自动组织实现电力电量平衡。调度机构(一般由地调承担或增量配电网调度机构承担)负责建立分布式发电(电量)交易结算系统，按月进行购售电量平衡并结算。
问：交易规则如何编制?
答：试点地区的省级发展改革委(能源局)与国家能源局派出机构，在省级电网公司技术支持下，编写区域分布式电力交易规则。交易规则应至少包括以下方面内容：一是交易模式，应说明选择哪一种交易模式，明确交易双方和电网企业的权利、责任和义务，提供交易合同的模板;二是电力电量平衡机制，主要是明确电网企业在分布式发电项目不能按预测发电或少发电时调用其他电力来源(如从上级电网购电)满足系统发用电平衡以及用户的可靠供电;三是电费收缴和结算，明确电网企业负责电力用户全部电量的计量和电费收缴，将交易部分电量扣除“过网费”后支付给分布式发电项目单位;四是“过网费”标准，应按《通知》中“过网费”核定原则，结合当地实际，明确不同消纳范围的“过网费”收缴。
问：电网企业应承担哪些责任和服务?
答：一是电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务，只向分布式发电项目单位收取政府核定的“过网费”;二是依托电力交易中心或市(县)级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构建设分布式发电市场化交易平台;三是电网企业及电力调度机构负责电力电量平衡和偏差电量调整，确保电力用户可靠用电以及分布式发电项目电量充分利用，也就是说保障用户可靠供电仍由电网企业负责，仅仅是在电网企业与用户的电费结算中将分布式发电交易电量对应的电费在扣除过网费后转付给分布式发电项目单位;四是电网企业负责交易电量的计量和电费收缴，交易平台负责按月对分布式发电项目的交易电量进行结算;五是在实行可再生能源电力配额时，通过电网交易的可再生能源电量计入当地电网企业的可再生能源电力配额完成量。
问：有关补贴政策标准如何确定?
答：纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围，按照全部发电量给予度电补贴。光伏发电、风电度电补贴标准适度降低。单体项目容量不超过20兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于10%;单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于20%。度电补贴均指项目并网投运时国家已公布的标准，度电补贴标准降低是针对启动分布式市场化交易试点后建成投运的项目。享受国家度电补贴的电量由电网企业负责计量，补贴资金由电网企业转付，省级及以下地方政府可制定额外的补贴政策。
问：分布式发电市场化交易机制对电网企业的利益是如何考虑的?
答：电网是电力生产、输送和使用的公共平台。分布式发电交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电、以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加电网企业的运营成本;特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格，与全部由电网企业供电相比，这部分电量对应的电网企业的售电(或输配电价)收入就减少了。由于分布式发电及市场化交易改变了电网的运营方式，给电网企业增加的成本是多因素共同作用下的一个综合结果，需要在试点中监测评估并逐步厘清。一个基本的原则，在电力改革后，国家对电网企业实行准许收入管理，分布式发电市场化交易给电网企业增加的成本，全部计入核定区域输配电价的总成本予以回收。
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