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市场化补偿机制。进一步完善电价体系，细化峰期、谷期电价时段，增加较小时间尺度的分时电价，引导和激发用户错峰用电的积极性。适当降低负荷聚合商的准入门槛。(二)加快建立健全市场化电价体系一是落实好煤电“两部
。建立健全跨省跨区容量电价分摊机制，推动跨省跨区中长期交易的签约履约，保障电力供应基本盘。加强国家层面对热价调整的指导，考虑优化供热机组容量成本回收机制，研究热工况下供热机组灵活性调节能力与煤电容量

会受到容量补偿电费，这个费用由工商业主体每月分摊，意味着工商业企业的电费会有微微上涨，但是涨幅不会太大。此前，根据国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》(以下简称《通知
12月25日，山东率先发出2024年容量电价机制调整通知，通知中，正在执行的用户侧容量补偿电价0.0991元/千瓦时，将从2024年1月1日起，下调至0.0705元/千瓦时，度电降低2.86分。其中

，各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。政策规定，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电
地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。对容量电费分摊方面政策明确，煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定

、站址资源条件、项目经济性等，完善抽水蓄能价格形成机制，健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式，推进抽水蓄能电站规划建设，提升电力系统调节能力，促进新能源消纳和能源结构调整。第二十七条【氢能】　县级以上
应当探索完善煤电深度调峰补偿机制，引导燃煤发电企业实施煤电机组灵活性改造，增强机组调峰能力，保障新能源安全稳定供应。第三十九条【需求侧响应】　县级以上人民政府应当加强电力需求侧管理，统筹企业经济效益和

至交易中心，由交易中心通知市场主体。调度中心负责对出清结果进行安全校核。(七)竞价结果发布D-1日17:00前交易中心发布需求响应交易成交结果通知书，明确用户编号、参与响应补偿价格、响应时段和可响应
比例计算调用收益分成。七、资金来源现阶段需求响应补助资金由全体工商业用户共同承担，按月度实际用电量进行分摊。交易中心会同调度中心结合每日需求响应出清结果，做好需求响应分摊费用结算。八、强化衔接(一)加强

研究。按照“谁承担、谁受益”的原则，科学设置辅助服务补偿标准和发用分摊比例，推动辅助服务向用户侧疏导。注释：1.两年平均增速是以2021年同期值为基数，采用几何平均方法计算。2.规模以上电厂发电量统计
机制，进一步扩大需求响应资金来源，建立市场主体分摊的长效机制。形成可中断用户清单，确保可中断负荷量满足系统应急响应需求。引导市场主体主动参与电力需求响应，以市场化方式降低高峰时段负荷需求。关注重点区域

疏导辅助服务费用。完善辅助服务市场机制，加强对优化辅助服务品种，扩大辅助服务资源共享范围、拓展辅助服务主体等方面的探索研究。按照“谁承担、谁受益”的原则，科学设置辅助服务补偿标准和发用分摊比例，推动
电力保供。统筹应急备用电源管理，保障高峰时段电力供应和负荷中心电源支撑。三是加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源。健全电力需求响应机制，进一步扩大需求响应资金来源，建立市场主体分摊的长效机制。形成可中断用户清单

保障，同时也对新能源的适网性提出更高的要求。2021年，“两个细则”要求新能源具有一定的一次调频能力，参与辅助服务补偿与分摊。《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》提出，创新发展新能源直供
比例，保障发售两侧中长期需求。在保障中长期覆盖率的前提下，灵活调整中长期仓位，优化中长期签约曲线。三是建立全成本核算机制，明确各类成本分摊渠道，在不同的市场中发挥成本优势。全面兑现绿色价值。绿电

交易月度总合同电量计划，对其5%(含)以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以外的少用电量按照所有绿色电力交易合同电能量加权综合均价的5%支付偏差考核费用，补偿给相应的发电企业。贵州新能源参与电力市场
)售电公司应确保其批发和零售市场的绿色电力月度合同电量相等。根据其批发侧可结算的绿色电力电量，按零售用户汇总的绿色电力电量比例来分摊。第四节交易结算第二十五条每笔绿色电力交易合同结算电量按该笔合同的电力用户

转动惯量、快速调压、一次调频辅助服务给予补偿，补偿费用由风电场、光伏电站以及独立储能电站按上网电量比例分摊。(四)优化考核费用计算与分摊方法一是差异化设置考核电价。对于直调火电机组非计划停运，考核

）售电公司应确保其批发和零售市场的绿色电力月度合同电量相等。根据其批发侧可结算的绿色电力电量，按零售用户汇总的绿色电力电量比例来分摊。第四节交易结算第二十五条每笔绿色电力交易合同结算电量按该笔合同的
5%支付偏差考核费用，补偿给相应的发电企业。第二十八条电力用户全电量直接参与绿色电力交易时，则结算电量以外的超用电量，按中长期交易规则及当年电力中长期交易实施方案明确的超用电量与火电企业进行结算

服务市场交易时，按照我省火电机组第一档调峰辅助服务交易价格优先出清，调峰补偿价格报价上限暂定为0.3元/千瓦时。已并网的存量新能源项目按照要求配置储能设施并达到独立储能运行条件要求的，参与辅助服务分摊
；为保障电力可靠供应和电网安全稳定，在电力供应紧张等特殊时段发挥作用的，视情况对独立储能电站给予适当补偿。同一调度区域内，优先调度储能配比高的新能源项目，容量比例相同的情况下优先调度储能时长

)电力用户按结算月份月度实际用电量比例分摊。新型电力负荷管理系统记录并生成响应补偿用户清单、执行效果认定等，交易中心出具需求响应结算凭据。2022年4月16日，广东省印发《广东省市场化需求响应实施细则
基线负荷和实际负荷对比形成。灵活避峰需求响应补偿收益暂按日前邀约的保底价格(1.5元/千瓦时)执行，全额给付至参与响应的电力用户，由所有需求地区(需求地区原则上为发布白色及以上级别错峰预警信号的地市