售电电费
等可再生能源发电企业上网电量。参与绿色电力交易的市场主体包括新能源发电企业、电网企业、售电公司和电力用户（含批发用户、零售用户），市场主体的准入及注册参照现行管理要求执行。天津区域内具备市场化交易资格
与发电企业进行交易购买绿色电力产品，零售用户通过售电公司代理购买绿色电力产品。此外，现阶段天津地区绿色电力交易，售电公司采用服务费模式，售电公司与零售用户双方约定单位电量服务价格，售电公司服务费为服务
等可再生能源发电企业上网电量。参与绿色电力交易的市场主体包括新能源发电企业、电网企业、售电公司和电力用户（含批发用户、零售用户），市场主体的准入及注册参照现行管理要求执行。天津区域内具备市场化交易资格
与发电企业进行交易购买绿色电力产品，零售用户通过售电公司代理购买绿色电力产品。此外，现阶段天津地区绿色电力交易，售电公司采用服务费模式，售电公司与零售用户双方约定单位电量服务价格，售电公司服务费为服务
所有用户办理报装相关手续(包括但不限于报装申请、购售电协议签订、并网手续等);协助用户办理银行卡、完成国网云光e宝授权等手续。3)
负责本项目所涉及的所有设备、材料、备品备件采购，包括但不
项目建设期协调、配合当地电网公司完成项目并网、验收，签订购售电合同。8) 负责完成后台移动终端监视调试、设备消缺、培训等。9) 负责项目建设过程中可能出现的阻工协调、政策处理等工作，负责所有合法合规性
电厂及小水电除外)、新能源场站(扶贫光伏电站、分布式光伏电站、光伏特许权电站、
领跑者新能源项目、光热电站、平价无补贴项目、竞争性配置项目除外)、储能电站;用户侧市场主体包括售电公司、批发用户和
双方均采用“单结算”模式，按实时电能量市场出清得到的市场价格，对实际发用电曲线与中长期分解曲线的偏差进行结算。六、市场结算1. 结算周期电力现货市场采用“日清月结”的结算模式，电费计算周期为日，以
进入市场，取消工商业目录销售电价，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，保障电力安全稳定供应，促进产业结构优化升级。（六）完善油气能源价格市场化形成机制。根据
。抽水蓄能容量电价对应的容量电费纳入输配电价回收,充分发挥电价信号作用,为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造更加有利的条件。探索出台促进储能发展的价格政策，完善储能参与各类电力市场的交易机制
。（十四）强化智慧调控。煤电新能源一体化项目业主应与电网企业签订并网调度协议、购售电合同，明确双方责任和义务，确定需系统提供的电力支援和调峰容量、电能计量、电价及电费结算、调度管理方式等。根据系统运行需要
项目开发建设和运行的监督管理工作；电网企业负责光伏发电项目并网条件的落实或认定、电网接入、并网、运行消纳、电量收购、电费结算等工作，配合各级能源主管部门分析测算电网消纳能力与接入送出条件；各有关部门按照
并网调试、竣工验收，并参照《新能源场站并网调度协议示范文本》《购售电合同示范文本》与项目单位签订并网调度协议和购售电合同。对于符合条件且自愿参与市场化交易的光伏电站，项目单位按照相关电力市场规则要求执行
项目开发建设和运行的监督管理工作；电网企业负责光伏发电项目并网条件的落实或认定、电网接入、并网、运行消纳、电量收购、电费结算等工作，配合各级能源主管部门分析测算电网消纳能力与接入送出条件；各有关部门按照
并网调试、竣工验收，并参照《新能源场站并网调度协议示范文本》《购售电合同示范文本》与项目单位签订并网调度协议和购售电合同。对于符合条件且自愿参与市场化交易的光伏电站，项目单位按照相关电力市场规则要求执行
容量租赁机制，技术监督机制等，在全国范围内都具有较强的示范意义。关于充放电价通知指出，进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电;放电时为发电企业，在现货市场直接售电。其相应充电电量不承担
新能源租赁费和现货市场发电侧容量电费。新型储能进入电力现货交易市场，不仅可以提升电力系统供需平衡能力，还可为储能行业发展探索一套全新商业模式，实属未来可期~
电量馈入国家电网获取电费的一种商业模式。所节约电费可通过自用电量、所在地一般工商业用电电价计算，所取得的直接收益可通过反送电网的电量、当地上网电价计费计算。该模式的主要优势在于：可获得余电上网收益
(直接收益)和自用节约电费(间接收益)两部分收益;售卖电量少，电网可以全部接纳;不需要储能，成本低。3 、“光储充电”模式该模式主要是在加油站应用“光伏+储能+充电桩”形成一个多元互补能源发电微电网系统
