该模式一般适用于用户侧电力负荷较大，电力负荷持续，一年内很少停机或半停机，甚至在节假日期间，用户的电力维护负荷足以吸收光伏电站产生的大部分电力
由于低压侧的电网连接，如果用户无法吸收电力，则将通过变压器送回上电网。然而，配电变压器的设计不允许用于反向功率传输（可以用于短期反向功率传输，例如在调试期间，但不能用于长时间）。月经初潮的流向是固定的。因此，有必要安装反逆流装置，以避免电力反向传输
对于一些无法确保其自身电力消耗可以继续消耗光伏电力的用户，或无法确保可持续性的项目的生产，建议不要采用这种并网方式
对于单机容量小于500kW且用户侧有配电变压器的光伏电站，建议采用这种方式，因为升压所需增加的投资占投资的很大比例
对于大多数对分布式发电持乐观态度的用户来说，选择自生剩余电力并网是理想的模式，这样他们不仅可以获得更高的自生电力价格，而且可以在无法使用时向电网出售电力。然而，由于光伏从业人员与当地电网公司之间的信息不对称，以及彼此专业知识缺乏相互了解，在实际运营过程中存在很多阻力。这也是为什么这种模式已经成为光伏电价政策和国家电网新政中不可理解的一部分
当光伏发电处于互联网上剩余电力自发自用的模式时，用户（或“投资者”）希望所产生的电力将尽可能在企业内部消耗。当它确实无法使用时，可以将其送至电网，以免浪费这部分光伏电力。然而，电力公司希望的是，用户可以简单地选择是自发使用还是提高电压连接到互联网。因为，对于当地电力公司来说，需要增加一些工作量来连接剩余电力以供自用：计算区域配电网容量（允许反向输电负荷），增加管理的功率点（可以通过降低标准来管理纯自生和自用），正负电能表转换后的用户电量测量繁琐（需要通过电能表1和电能表2的数字转换获得用户的实际电力负荷曲线和功耗），增加了抄表工作量等
当然，从本质上来说，电力公司无法获得用户自发购买和销售电力之间的差额，这对当地电力公司来说是一个真正的损失。它不仅增加了工作量，而且没有实际好处。因此，会有各种原因让投资者不选择这种并网方案。但是，只要技术上充分说明这是国家电网公司允许的剩余电网方案，并且有合理的设计草案，当地电力公司不能轻易拒绝投资者的申请
许多光伏电站业主认为，只要电网连接在电表的第三位（400V侧），光伏电力用户无法吸收，他们可以通过配电变压器直接将其送回10kV侧（或35kV）。但事实上，这是不允许的，这违反了配电网的潮流设计，并可能导致400V侧电压和功率因数异常，一些保护设备也可能失去其功能
事实上，对于分布式电站，升压并网和低压侧并网的成本差异不会太大，因为低压侧并网需要选择带变压器的逆变器（当然也可以选择10-30kw系列逆变器）；虽然在升压电网时增加了变压器，但可以选择不带隔离变压器的逆变器，综合成本大致相同。这只会增加综合自动保护系统和本地调度传输的成本。但是，在同一厂区内，对于规模大于MW的电站，升压并网将在一定程度上保证电能质量，用户不必承担任何风险
当然，这种并网形式不适合用户进线母线大于35kV的项目。此时，10kV或35kV完全是用户工厂的母线，母线连接的变电站是110kV或220kV，因此通常可以直接回送到网络。由于此类变电站在初始潮流设计期间可以双向运行，因此也不适用于400V（或以下）进入房屋的小规模电力用户（包括家庭和小企业），因为其400V母线与其他电力用户共享，并且反向输电不会直接穿过变压器，但在400V母线上消耗（原则上可以借用）。当然，在400V总线上，光伏和其他分布式发电的总装机容量将得到控制（此类容量比没有固定值，根据当地400V环网的负载情况确定，也可以通过增加区域调节和储能支持来增加分布式发电的装机容量）
这一点的主要缺点运营模式是其收入模式不能固定，自发自用的比例和互联网上剩余电量的比例总是在变化，电站融资和销售的评估价值将与实际产出相比进行折现，甚至管理层也因为担心电力用户的未来运营而无法获得合理的资产价值
在过去十年光伏发电的巨大发展中，直接在线售电一直是光伏应用的主流。由于其财务模型简单且相对可靠，愿意受到资本的青睐
这种并网形式不仅适用于未来分布式固定电价项目，但也可以选择直接脱硫电价出售给电网（当然，该地区的脱硫电价要求不低于0.4元）。这总是比未来分布式电站的受益期短
此外，我们不能避免一件事——光伏是一个资本驱动的行业，属于固定收益的长期投资。在追求发展的阶段，大多数企业不太可能持有光伏电站，即使现在很多光伏电站的所有者都在他们手中。因此，未来光伏电站的转让市场将是一块足够大的蛋糕，买卖双方的服务将成为热门业务，如保险服务、评估服务、测试服务、运维服务、三方担保服务等。
