3）政府性基金：包含国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金、可再生能源发展基金、大中型水库移民后期扶持资金和城市公用事业附加费等。
4）服务费：售电公司为用户提供服务的费用。
因此，未来用户的电费账单将会包含：电量电费、输电服务费、政府性基金、辅助服务费四项。
3、上述模式的优点
1）“输配电价+政府性基金+服务费”相对固定，发电价格的波动将直接传导给售电价格。当前，在电力供需较为宽松、煤价降低的情况下，拥有选择权的电力用户通过与发电企业直接交易，可以降低电力用户的用电成本。
2）对发电企业而言，“以销定产”将抑制发电企业的盲目扩张冲动；对用电企业而言，市场化的定价机制将有效抑制不合理的用电需求。
四、如何保障可再生能源的全额消纳
电改文件中提出“保障可再生能源的全额消纳”，那采取哪些措施？
1、确定一类优先发电权
首先，确定了优先发电的项目范围，并划分为二类。纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电原则上列为一类优先保障。
优先发电的项目，可以按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争。
2、确定具体的保障措施
其次，采取了一些保障措施。
1）一是留足计划空间。各地安排年度发电计划时，充分预留发电空间。其中，风电、太阳能发电、生物质发电、余热余压余气发电按照资源条件全额安排发电。
2）加强电力外送和消纳。跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。
3）统一预测出力。调度机构统一负责调度范围内风电、太阳能发电出力预测，并充分利用水电预报调度成果，做好电力电量平衡工作，科学安排机组组合，充分挖掘系统调峰潜力，合理调整旋转备用容量，在保证电网安全运行的前提下，促进清洁能源优先上网；面临弃水弃风弃光情况时，及时预告有关情况，及时公开相关调度和机组运行信息。可再生能源发电企业应加强出力预测工作，并将预测结果报相应调度机构。
4）组织实施替代，同时实现优先发电可交易。修订火电运行技术规范，提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间。鼓励开展替代发电、调峰辅助服务交易。
3、简单分析
通过上述措施可以看出：
对于大型地面光伏电站，电网公司按照其光功率预测结果，提前留足空间，按政府的电价进行收购。但在计划之外的，可能要参与市场竞争。因此，大型地面光伏电站的限电问题，未来可能部分解决，但不可能完全解决；光功率预测将格外重要！
对于分布式光伏电站，电网企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争。因此，分布式光伏肯定不存在消纳的问题。而且，未来所有的电费结算，将由电网企业统一负责。采用这种方式：
分布式光伏项目电费的结算对象将不再是用电户，而是电网公司，直接解决了目前存在的、个别无信誉企业用电却不支付电费的情况。因此，在目前标杆电价逐年下降的情况下，会有越来越多的业主选择“自发自用、余电上网”模式。
对于用电户来说，无论采用分布式光伏的电，还是电网公司的电，都是跟电网公司结算；但分布式光伏的电价（没有政府基金、输配电价低）肯定会比电网公司的电便宜。因此，用分布式光伏电的动力会更大。
综上所述，个人感觉，电改后大型地面光伏电站限电的问题可能会部分解决；而由电网统一结算的方式则解决了分布式光伏的一大痛点，是个非常大的利好！
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