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》《购售电合同示范文本》，双方协商一致后可简化相关条款内容。
全额上网、自发自用余电上网模式的上网电量应当按照有关要求公平参与市场化交易。涉及自发自用的，用电方、发电项目应位于同一用地产权红线范围内，或用电方与发电项目投资方为同一法人主体。

第十一条参与绿色电力交易的售电公司购买绿色电力，通过电力零售合同销售给有绿色电力消费需求的零售用户。鼓励售电公司提供绿色电力零售套餐。
同一电力用户/售电公司与多个发电企业签约，总用电量低于总合同电量的，该电力用户/售电公司对应于各发电企业的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减;同一发电企业与多个电力用户/售电公司签约的，总上网电量低于总合同电量时

同时，在分布式光伏高速发展和集中式新能源入市比例不断提升的背景下，分布式光伏市场化交易水平也逐渐增强。部分省份率先开展分布式发电市场化交易试点。
作为“2024新能源与电力市场创新发展大会暨第十四届全球新能源企业500强论坛”的重要组成部分，该活动吸引了行业智库、电网企业、交易机构、发售电企业以及用电侧企业等电力行业全链条各方，共同就企业在绿色电力发展过程中面临的机遇挑战

持续深化能源市场化改革。电网统购统销局面基本打破，发电和售电环节全面引入市场竞争，配电环节引入社会资本投资，综合能源服务商、虚拟电厂、新型储能企业等新型主体蓬勃发展。
深化能源价格市场化改革，有序推动各类电源参与市场，不断完善新能源上网电价政策体系，全面放开工商业销售电价。建立煤电容量电价机制，推动煤电由基础性电源向支撑性调节性电源转变。

国网经营区内有多个省级公司已建立了包括市场化竞价、固定补偿、市场化竞价和固定补偿者结合的需求响应机制。需要注意的是，需求响应参与电力现货面临不少挑战。
需求响应参与现货面临不少挑战目前，国家出台了一系列电价政策，通过分时销售电价、分时零售套餐、带曲线中长期、现货市场四个制度，对工商业用户实现全覆盖;激励型需求响应指直接激励用户按系统信号指引的方式，调整用电安排

回眸这十年，内蒙古电力集团坚持市场化改革方向，加快融入全国统一电力市场，“能源体制革命”取得重大成效。
全力推动沙戈荒新能源大基地和六类市场化消纳新能源项目建设，成功构建全国首个广域离网纯新能源电力系统，填补国内多项技术空白。推动抽水蓄能建设，投产和在建总装机规模达到240万千瓦。

鼓励企业采用合同能源管理、能源托管等市场化模式实施节能改造。到2025年，单位工业增加值二氧化碳排放量比2020年降低18%;到2030年，单位工业增加值二氧化碳排放量降幅居全省前列。
在清洁电力直接交易试点基础上，鼓励售电公司创新商业模式，积极推动电力辅助服务市场、源网荷储一体化和虚拟电厂建设，探索多能互补协调运营、容量补偿机制、成本分摊和收益共享机制、衔接绿证交易等内容。

对传统产业集群升级、工业污染治理、铁路专用线建设、新能源铁路装备推广等领域和行业绩效分级领先的企业，按照市场化方式加大信贷融资支持力度，引导社会资本投入。
落实峰谷分时电价政策，推进销售电价改革。强化价格政策与产业和环保政策协同，综合考虑能耗、环保绩效水平，落实高耗能行业阶梯电价制度。对新能源城市公共汽电车充电给予积极支持。

目前，省、区域、跨区市场中具有类似功能的交易品种应该逐步融合，市场价格应进一步衔接，进一步丰富省间购售电主体范围，探索基地项目作为统一调度交易单元的实现路径和方式，为基地市场化消纳创造更大的交易空间。
二是建立政府协议的市场化落实方式和场外保障措施。

近期倡议分布式入市的政策文件不断推出，适时引入市场化交易机制、有效配置分散的电力资源，已成定局。政策不确定性影响短期需求。
欧洲光伏装机以分布式及户用为主，以德国为例，假设规模5KW，配储50%*2h，户用光伏+储能成本为2.69欧元/W，以0.4欧元/KWh零售电价以及0.09欧元/KWh上网电价测算后IRR达11.04%

积极引导市属售电公司、用电企业等市场主体与省外绿电和绿证资源方对接，持续提高我市绿电在中长期交易电量占比。推动本地可再生能源绿电和绿证就近消纳和交易。鼓励外向型企业、行业龙头企业购买绿证、使用绿电。
(六)创新推进碳汇价值转化机制1.完善碳汇市场化交易机制。加快竹林、湿地碳汇收储、核证、备案等开发管理工作，做大竹林、湿地碳汇交易项目储备，研究制定碳汇产品参与市场交易指引。

(三)农业生产用电浮动比例保持不变，高峰、低谷电价分别在目录销售电价(不含政府性基金及附加)基础上上浮50%和下浮50%。
三、浮动比例(一)工商业分时平段电价由市场化交易上网电价(含代理购电平均上网电价，下同)和输配电价(不含容、需量电价，下同)构成，并在此基础上进行上下浮动。

8.补贴资金根据“以支定收”原则，通过电力需求侧响应市场化分摊机制进行分摊。
六、其他(一)本方案下列用语的含义：1.虚拟电厂：是依托售电公司等机构，通过新一代信息通信、系统集成等技术，实现需求侧资源的聚合、协调、优化，形成规模化调节能力支撑电力系统安全运行。