电价收购

给分布式能源主体。这种模式适用于体量小、分散的项目，电网公司作为中间商负责电力输送、调度平衡、销售。③标杆电价收购：基本上是原有的全额上网模式。参与电力市场化交易的电力用户应符合国家产业政策、环保要求，并按
项目为例，全额上网标杆电价0.75元/千瓦时，若与商业用户进行市场交易，交易电价在目录电价（商业用电峰谷平平均电价1.1元/千瓦时）基础上下调10%，交易电价为0.99元/千瓦时，扣减过网费、政府基金及

余售电收入转付给分布式发电项目单位。（三）电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。三、电力交易组织（一）建立分布式发电

瓦，其中三北地区约 2800 万千瓦。在华北、华东、南方等地区建设一批天然气调峰电站，新增装机 500 万千瓦以上。 在电力市场建设方面，《方案》提出，围绕日内分时电价形成机制，启动南方(以广东
起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等第一批电力现货市场试点，逐步构建中长期交易与现货市场相结合的电力市场体系。 《方案》确定，将建立可再生能源电力消纳激励机制，完善可再生能源发电价格形成

发电全额保障性收购制度，保证可再生能源项目优先发电权益。 要把握好新能源发展节奏，提高新能源利用水平，建立健全风电、光伏发电投资监测、预警及评价体系，严格限制弃风弃光地区新增项目建设，引导总体开发
推动体制机制改革，完善可再生能源规模化并网运行的电力调度体制机制，协调完善风电光伏发电价格政策，落实上网电价，退出机制，确保实现风电2020年平价上网，光伏发电2020年用电侧平价上网的目标。

〕1150号）、《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号）和优先发电、优先购电有关管理规定，落实好可再生能源发电项目最低保障收购年利用小时数内的电量按国家核定的上网电价或经招标确定
的电价全额收购的政策。省级电力运行管理部门在编制年度优先发电、优先购电计划时，要预留规划内可再生能源发电保障性收购电量，并会同能源管理部门做好可再生能源发电保障性收购与电力市场化交易的衔接。（八）推进

损电)后将收入转付给分布式能源主体。这种模式适用于体量小、分散的项目，电网公司作为中间商负责电力输送、调度平衡、销售。③标杆电价收购：基本上是原有的全额上网模式。参与电力市场化交易的电力用户应符合国家
经济效益。以北京分布式光伏项目为例，全额上网标杆电价0.75元/千瓦时，若与商业用户进行市场交易，交易电价在目录电价(商业用电峰谷平平均电价1.1元/千瓦时)基础上下调10%，交易电价为0.99元

电压等级范围内就近消纳)，但不能与用户3进行售电交易。向不特定用户售电，才是真售电，可以大幅减少分布式电源锁定用户的风险。3.其他交易模式《通知》还规定了由电网企业代售和按照标杆电价收购两种交易模式
标准主要是：1.过网费由省物价部门核定，核定前按照价差法确定目前我国的输配电价采取邮票法核定，在同价区内(一般为省)电压等级相同的，不论距离远近，均适用同样的输配电价。电压等级越高，其度电电价越低

，逐步构建中长期交易与现货市场相结合的电力市场体系。《方案》确定，将建立可再生能源电力消纳激励机制，完善可再生能源发电价格形成机制。充分衔接发用电计划有序放开与可再生能源发电保障性收购机制，有序放开省级
一批天然气调峰电站，新增装机 500 万千瓦以上。在电力市场建设方面，《方案》提出，围绕日内分时电价形成机制，启动南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等第一批电力现货市场试点