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服务公司融合售电、能效提升、负荷管理等一揽子综合能耗管理服务，朝着“负荷侧综合运营”方向发展，光储售维或成为趋势，综合能源服务商通过售电服务、能效监测、多能供应、设备升级等综合服务内容，为用户创造多维
能源服务平台化发展模式，更加关注新兴能源服务渠道运营、标准化工作。构建合作生态。依托平台化路线，构建新的合作激励模式和分润机制。面向新能源发电企业、售电公司、综合能源服务商、负荷聚合商、虚拟电厂运营商

10月30日，国家发改委等六部门发布关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见。文件明确，建立健全储能价格机制。稳妥有序推动分布式新能源发电参与市场化交易，促进分布式新能源就近消纳。文件提出，积极拓宽
提升新能源电力消费占比。在具备基础的国家和省级经济开发区，以市场化方式打造新增能源消费100%由可再生能源供给的绿色能源试点园区。(十一)推动业态融合创新。推动工业、交通、建筑、农业、林业等与可再生能源

2024年可再生能源电力总量消纳责任权重为23.4%，非水电可再生能源消纳责任权重为11.5%。(二)各承担消纳责任市场主体的售电量和用电量中，农业用电免于消纳责任权重考核。各承担消纳责任的市场主体
共同承担省内网损和厂用电量对应的消纳量。(三)各承担消纳责任的市场主体按照如下方案承担消纳责任权重：1.第一类市场主体(1)省电力公司。承担与其年售电量相对应的消纳责任权重，其中2024年总量消纳责任

。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。自然人户用、非自然
情况，按照第五条规定变更上网模式一次，同时进行备案变更并告知备案机关，电网企业协助做好接网调整，项目投资主体与电网企业应重新签订并网协议和购售电合同。地方能源主管部门可根据不同类型分布式光伏发电的正常

电力交易品种(包括批发市场和零售市场交易)，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书(以下简称绿证)，用以满足发电企业、售电公司、电力用户等出售、购买绿色电力的需求。初期，参与绿色电力交易的
)、电力用户、售电公司及聚合商等主体。市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。第七条新入市经营主体通过电力交易平台及“e-交易”进行市场注册时同时开立绿色电力账户，已注册生效的经营主体自动获得

可再生能源消纳责任权重为11.5%。各承担消纳责任市场主体的售电量和用电量中，农业用电免于消纳责任权重考核。各承担消纳责任的市场主体共同承担省内网损和厂用电量对应的消纳量。原文如下：福建省发展和改革
2024年可再生能源电力总量消纳责任权重为23.4%，非水电可再生能源消纳责任权重为11.5%。(二)各承担消纳责任市场主体的售电量和用电量中，农业用电免于消纳责任权重考核。各承担消纳责任的市场主体

”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、绿电消费趋势等重要议题展开研讨，为企业绿色
太阳能发电量合计超过了同期第三产业用电量(8525亿千瓦时)和城乡居民生活用电量(6757亿千瓦时)。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

为压舱石、省间现货交易调余缺。“西电东送”外送电量，绝大部分是经送端与受端政府层面协商从而签订电力交易中长期合同。所谓电力中长期交易，是指发电企业、电力用户、售电公司等市场主体，通过双边协商、集中交易
等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。现行的交易“说明书”，是国家发改委、能源局在2020年6月修订后发布的《电力中长期交易基本规则》。然而，风、光绿电代替水电火电成为

能源价格形成机制。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。出台系列促进
”。加快实施创新驱动发展战略，加强关键核心技术攻关，加快能源技术、产业、商业模式创新，推动新能源技术及其关联产业成为带动产业升级的新增长点，培育壮大新质生产力。深化能源市场化改革，充分发挥市场在资源配置

。”杨素透露。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。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。杨素表示，在需求侧资源发掘

、团结奋斗，电网优化配置资源能力持续增强、电力市场化改革部署有效落地落实、自主创新能力不断提升、对蒙供电跨国合作积极推进、服务“一带一路”建设成果丰硕……各项工作成效显著。回眸这十年，内蒙古电力集团紧抓快干
%，装机规模和发电量均处于全国省级电网领先行列。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

，适时推动陕西延长石油集团橡胶有限责任公司搬迁。汽车制造业加强用电设施管理，积极采用节能新工艺、新技术、新设备和新材料。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
交易，不断扩大交易市场范围，探索建立适宜新区的清洁电力交易机制。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

污染治理、挥发性有机物污染治理、工业污染源深度治理、机动车污染治理、治理能力现代化建设等领域。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
减污降碳协同项目资金争取工作。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。(市财政局、住房和

特性近似，外送曲线难以满足受端省份分时段的电力需求。二是政府协议外送价格与受端省内市场化上网电价衔接难度大。目前，现货市场已经在大部分受端省份铺开，形成的分时价格成为了送受端价格协商的重要参照，传统外
送电“一口价”协议价格方式，已经不能适应当前大基地外送价格协商需求。由于各受端省市场化建设程度不同，价格形成机制存在差异，外送电分时价格协商难度增大。三是新能源出力不确定性和波动性给大型新能源基地交易

存量装机中，分布占比达到42.6%，分布式发电的占比在很多省份超过了集中式发电。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
%*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%。降息有望成为需求刺激点。欧洲央行在24年6月对三大关键利率均下调

电力消费社会责任。推动用电企业科学参与绿电和绿证交易。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
分析、常态化监管。(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。优化农民组织方式