根据通知中的描述，参与分布式发电市场化交易的项目主要分为两类：
1)单体容量不超过20MW，接网电压等级在35KV及以下;
2)单体容量在20~50MW之间，接网电压等级不超过110KV并在电压等级范围内实现就近消纳。
分布式发电市场化交易的机制是：
分布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进行电力交易;电网企业承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取“过网费”。
分布式发电市场化交易可采取多种模式：
分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。电网企业按国家核定的各类发电的标杆上电网电价收购电量，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。
电力交易组织：
1)建立分布式发电市场化交易平台，主要依托省级交易中心，在市县级电网区域设立分布式发电交易平台子模块;
2)符合准入条件的分布式发电项目向当地能源主管部门备案，经电力交易机构进行技术审核后，与就近电力用户按月或年签订电量交易合同。
过网费征收标准：
1)过网费由所在省(区、市)价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，在核定前暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价;
2)当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，过网费执行本级电压等级内的过网费标准。超过时执行上一级电压等级的过网费标准。
有关政策支持：
1)除收取过网费外，其他服务包括电量计量、代收电费等，电网均不对分布式发电项目单位收取任何服务费用;
2)光伏发电在当地分布式光伏发电的度电补贴标准基础上适度降低;
3)单体容量不超过20MW的，度电补贴需求降低比例不得低于10%;
4)单体容量在20~50MW之间的，度电补贴需求降低比例不得低于20%;
5)分布式发电市场化交易的可再生能源电量部分视为购电方电力消费中的可再生能源电力消费量，对应的节能量计入购电方。在实行可再生能源电力配额制时，通过电网输送和交易的可再生能源电量计入当地电网的可再生能源电力配额完成量;
6)国家发改委和国家能源局将在回复试点方案论证意见时一次性确定试点地区到2020年底前的总建设规模及分年度新增建设规模。试点地区的新建50MW以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。
试点地区方案：
1)电力需求量较大、电网接入条件较好，可达到较大总量规模的市县级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域;
2)2017年12月31日前，有关试点地区完成试点方案编制，进行交易平台建设准备。国家发改委和国家能源局对试点方案进行论证后将论证意见回复有关省级能源主管部门;
3)2018年1月31日前，试点地区完成分布式发电交易平台建设、制定交易规则等相关工作，自2018年2月1日起启动交易;
4)2018年6月30日前，对试点工作进行总结评估，完善有关机制体系，视情况确定推广范围和时间。试点顺利的地区可向国家发改委和国家能源局申请扩大试点或提前扩大到省级区域全面实施。
详情如下：
