购电
划转至省级专用绿证账户。2.优化代理购电电量采购机制。新能源全面入市后，执行保量保价的优先发电(不包含省内新能源)电量继续按现行价格机制由海南电网公司收购，保障优先用电不足部分电量由海南电网公司参与集中
竞价交易采购，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。现货连续运行时，代理购电产生的偏差电量按照现货市场价格结算。3.做好与新能源消纳的衔接。完善新能源利用率统计考核方法。新能源在参与市场交易时
负荷不得由电网企业代理购电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，以聚合形式参与电力市场交易。绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门有关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加
”划分，应以“谁受益、谁承担”和“公平对等”为原则。若因企业负荷突变需公共电网临时供电，企业应承担额外购电费用及电网调峰成本;若直连项目余电上网，需按市场价格结算，并承担因余电输送产生的电网损耗费
整体经济效益;第三，投资主体还应有敏锐的市场应变能力，能够实时捕捉现货市场、辅助服务市场信息，采取最优市场参与策略，实现上网电量的收益最大化、购电成本最小化。在项目运营方面，用户应做好内部源网荷储协调
分时电价机制、扩大午间电力需求，全省午间购电成本将进一步下降，从而带动全省工商业用户电价水平整体下降。三是有利于企业连续生产运营。原分时电价政策白天高峰和平段嵌套，低谷和平段不连续，对工业企业特别是商业用户
、比例分成、混合套餐” 等多元化购电方案，帮助工商业用户灵活应对电价波动风险，实现能源成本可控、收益可观。在全球碳中和目标驱动下，绿证的重要性日益凸显。它不仅是绿色电力的电子凭证，更是企业实现
1040.6亿千瓦时、电网代理购电3042.9亿千瓦时)、发电权交易820.1亿千瓦时、其他交易3.1亿千瓦时。省间交易电量合计为5533.8亿千瓦时，其中省间电力直接交易278.2亿千瓦时、省间外送交
瓦时，其中电力直接交易3630.2亿千瓦时(含绿电交易237.7亿千瓦时、电网代理购电406.9亿千瓦时)、发电权交易214.7亿千瓦时、其他交易0.1亿千瓦时。省间交易电量合计为1180.7亿千
、多日、逐日开市。供需双方结合新能源出力特点，合理确定并灵活调整中长期合同的量价、曲线等内容。(二)强化政策协同。做好优先发电计划与机制电量的衔接，对于优先发电不足以覆盖优先购电的电量部分，电网企业
可通过市场化方式采购新能源电量，作为代理购电来源予以补充。做好改革与绿电绿证政策协同，绿电交易申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿证价格，绿电交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易，纳入机制的电量不
：00为深谷时段。二、调整峰谷浮动比例和基数工商业用电用户平段电价由市场化用户上网电价(代理购电价格，下同)、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成，全年高峰、平段、低谷浮动比例
工商业用户分摊或分享。电力现货市场连续结算试运行后，代理购电用户执行分时电价产生的损益，由代理购电用户分摊或分享。(五)各设区市发展改革委和电网企业要精心组织、周密安排，广泛宣传和解读分时电价在服务
用户用电需求形成双向制约，从而提升新能源的消纳率。”中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏说。与绿证交易或中长期协议购电不同，绿电直连的核心特征在于，通过专用的电力线路及配套设施，实现电力的物理溯源和
，增强配电网对分布式光伏的消纳能力，缓解台区反向重过载等问题。服务本地用能企业通过绿电资源聚合与本地负荷用户代理购电业务，服务本地用能需求，一方面可点对点提供绿色能源解决方案，压实绿电提升责任，帮助
