售电电费
或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。实行多主体协作模式的，应由负荷侧业主牵头编制项目实施方案，明确电力配置与合作模式，签订绿色电力中长期购售电协议或合同能源管理协议。支持
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
新型业态的规范化发展奠定了重要基础，为能源转型注入新动能。”配售电改革资深专家吴俊宏表示。以新能源就地就近消纳为特征的绿电直连、源网荷储一体化、零碳园区等概念是能源转型与电力市场化改革浪潮所催生的新业态
专线、配置储能系统等资金投入大，回本周期长;其次，新能源发电不稳定，导致企业用电保障成本增加，可能需配备备用电源;此外，市场机制不完善，绿电交易规则不明、价格波动大，同时输配电费、系统运行费用等缴纳标准
费用、政府性基金及附加以及输配电价中的容(需)量电费不参与浮动。高峰、平段、低谷浮动电价比为1.6:1:0.4，尖峰电价在高峰电价基础上再上浮20%。(二)选择执行分时平均电价的工商业单一制用电用户
。用电价格由平段电价和分时平均浮动电价构成，分时平均浮动电价按0.07元/千瓦时标准执行。(三)选择执行分时电价的农业生产用电用户。平段电价为目录销售电价，高峰、平段、低谷及尖峰电价浮动比例与工商业用电
。第三十四条
全额上网、自发自用余电上网的分布式光伏发电项目投资主体应当在并网投产前与电网企业签订购售电合同，各类分布式光伏发电项目还应当在并网投产前与电网企业及其调度机构签订《并网调度协议》，合同
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》，双方协商一致后可简化相关条款内容。按照有关规定，分布式光伏发电豁免电力业务许可证。第三十五条
分布式光伏发电项目应当科学合理确定容配比
交易的上网电量;按照改革前后电费收入基本稳定原则，测算带补贴风电、带补贴光伏、风电特许权项目、光伏领跑者项目优先发电计划小时数。同时，考虑蒙东电网现货市场未连续运行时分摊调峰辅助服务费用的实际，针对蒙东
用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，因充分考虑了改革前后的政策衔接，短期对工商业用户电价无明显影响;长期来看，随着我区新能源优势发挥、电力市场机制逐步完善，新能源电量供应将更加充裕，新型电力
成本高企。传统物流园区电力成本占运营成本15%-20%，安徽某冷链园区年电费超2000万元，电价波动直接影响利润稳定性。其次，碳排合规“压力山大”。多地试点“碳配额+绿电消纳”双考核，未达标企业面临最高
服务，有效解决了制造企业在建设光伏电站时面临的资金和技术难题。打造绿电“增长引擎”，项目年发电量总体可达1146万度，采用“全额上网”的方式，年售电收入超435万元(以0.38元/度)，叠加电碳交易方面
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
核心的市场化机制框架，赋予项目运行策略的自主决策权。项目的盈利性受新能源资源禀赋、负荷特性、储能配置及市场条件等多重因素影响。输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用的缴纳，亦是
通过验收后，供电部门审核登记并与项目单位签订《并网协议》、《购售电合同》、《运行调度协议》(中压接入需运行调度协议)等文件。对于居民利用自有住宅及在住宅区域内建设用电性质为居民用电的分布式光伏
结算余电上网电量电费。结算账户户名需与分布式光伏发电项目单位一致。第六章 运营与监督管理第二十四条分布式光伏发电项目在建设过程中施工企业是责任主体并承担安全生产主体责任;项目在符合本办法要求建成并网并完成移交后
后组织并网调试和验收，将验收情况书面反馈给分布式光伏发电项目单位，项目通过验收后，供电部门审核登记并与项目单位签订《并网协议》、《购售电合同》、《运行调度协议》(中压接入需运行调度协议)等文件。对于
发电项目，由供电部门负责向分布式光伏发电项目单位转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。结算账户户名需与分布式光伏发电项目单位一致。第六章 运营与监督管理第二十四条分布式光伏发电项目在建设过程中施工企业是
电网企业签订购售电合同，各类分布式光伏发电项目还应当在并网投产前与电网企业及其调度机构签订《并网调度协议》，合同参照《新能源场站并网调度协议示范文本》《购售电合同示范文本》，双方协商一致后可简化相关条款内容
发电项目与用户开展专线供电的，发电、用电双方应当按照有关规定承担输配电费、系统运行费用、政府性基金及附加等，公平承担相应的责任和义务。第三十四条分布式光伏发电项目投运后，分布式光伏发电项目投资主体可自行
