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机组补偿费用、调频服务费用和优发优购曲线匹配偏差费用)。明年1月起，省内非户用风光分布式以及新建的户用分布式(不含扶贫)均纳入市场偏差费用分摊范围，后续逐步将所有新能源发电企业(不含扶贫项目)纳入
市场主体范围，与集中式新能源场站同等参与市场偏差费用分摊。自今年7月份起，将省内10千伏及以上电压等级并网的非户用分散式风电、分布式光伏(不含扶贫项目)纳入市场偏差费用分摊范围(包括机组启动费用、特殊

形势、地方利益、价格水平等因素影响，高峰不给、低谷不要情况时有发生，通道利用率不高、送端弃电、受端缺电问题并存。新能源本地消纳方面，电源辅助调节机制、省间调峰补偿机制、本地及跨省需求侧响应支援机制等均需
综合制定政策支撑和市场保障机制。完善电力系统调节辅助服务市场机制，明确各类主体权责，有效疏导分摊基地开发、建设及运营成本。建立适应新能源供给消纳体系的新能源消纳和外送通道利用效率考核机制，促进基地

、谁承担的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。在储能调度运行机制方面，《通知》要求坚持以市场化方式为主优化储能调度运行。对于暂未参与市场的配建储能，尤其是新能源配建储能，电力调度机构应建立
、谁获利，谁受益、谁承担的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。六、优化储能调度运行机制。坚持以市场化方式为主优化储能调度运行。对于暂未参与市场的配建储能，尤其是新能源配建储能，电力调度机

功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务提供电网事故时的快速有功响应服务等《通知》同时还提出，由发电侧并网主体、电力用户合理分摊相关费用，为独立储能电站提供服务明确了费用出处
关注焦点之一。 2021年8月，浙江省发改委发布了《关于开展新型储能设施示范应用的实施意见(征求意见稿)》，在全国范围内首次提出了给与调峰型储能项目容量补偿，暂定补偿期3年，补偿费用逐年退坡，分别为

服务管理办法》有关规定，按照谁提供、谁获利，谁受益、谁承担的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。六、优化储能调度运行机制。坚持以市场化方式为主优化储能调度运行。对于暂未参与市场的配建储能，尤其是
辅助服务和容量电价补偿机制并向用户传导。充分发挥全国新型储能大数据平台作用，动态跟踪分析储能调用和参与市场情况，探索创新可持续的商业模式。十二、做好监督管理。地方政府相关部门和国家能源局派出机构要研究

2021年11月进入连续结算试运行;区域辅助服务市场体系逐步替代传统两个细则补偿的计划体制，区域调频辅助服务市场已于2021年7月进入正式运行，区域备用市场加快推进。二是市场主体进一步放开。截至2021
是，对于跨省区不平衡资金在送受省区合理分摊或分享，对于省内不平衡资金将按照谁受益、谁分摊的原则进行疏导。关于统一交易业务规范的问题。前一阶段，各省区电力中长期市场在交易规则、交易品种、业务规范以及

，提高交易频率，中长期市场不间断开市，缩短实时市场出清时间间隔，多周期动态优化，以适应新能源出力预测准确性低的特性，增加新能源调整曲线的机会。三是推动完善煤电价格补偿机制。在现行的电价机制下，煤电
支持现役煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造三改联动，逐步完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力，完善支持灵活性煤电机组的价格补偿机制，提高企业投资运营煤电机组、发挥煤电

的新能源并网容量分摊建设费用或购买、租用送出服务。新能源项目投资主体自建的送出工程必须按照国家及南方电网公司有关标准建设，电网企业提供技术支持并配合完成主体工程验收。 2.落实项目接入系统方案。各
。进一步深化电力辅助服务市场改革，拓宽交易主体，推进储能设施、各类灵活性调节电源参与电力辅助服务市场，推动建立各类电源、电力用户参与辅助的费用分担共享机制。提高辅助服务补偿力度，通过市场手段充分挖掘

可调节负荷参与辅助服务交易，推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营，完善成本分摊和收益共享机制。统筹推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，加强市场间有序协调，在交易时序、市场准入、价格形成机制
应急保供机制。加快应急备用和调峰电源能力建设，建立健全成本回收机制，通过容量成本回收机制、辅助服务市场等实现合理经济补偿。健全市场应急处置机制，优先保障民生用电供应，确保电力供应安全。六、构建适应

提供主体，二是进一步规范辅助服务分类和品种，三是进一步明确补偿方式与分摊机制，四是逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制，五是健全跨省跨区电力辅助服务机制，六是进一步明确职责分工。对于电力辅助
完善用户分担共享新机制。深入贯彻落实中发〔2015〕9号文等中央文件精神，按照谁受益、谁承担的原则，进一步完善辅助服务考核补偿机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则

，进一步完善辅助服务考核补偿机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，建立用户参与的分担共享机制。将以往仅可向下调节的用户可中断负荷，拓展到能上能下的用户可调节负荷，用户可

着重要作用。国家发改委表示将组织相关省份协商确定容量电费分摊比例，以更好满足相关省份实际需求，最大程度发挥抽水蓄能电站综合效益。此外，在回复人大代表关于工商业电价的建议时，国家发改委表示与2014年相比，当前大工业
市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场或辅助服务补偿机制;提出适应电力市场建设发展进程和产业发展实际需要，适时降低或根据抽水蓄能电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖

元/兆瓦时，申报电力的最小单位为50兆瓦，不足50兆瓦部分按单段申报，分段报价时须按照价格递减方式逐段申报。按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用的，购入调峰辅助服务费用由
电网企业向所有消纳的发电企业、电化学储能电站分摊。跨省输电费由卖方发电企业、电化学储能电站承担，按相关规定执行。卖出调峰辅助服务电化学储能电站如果仍处于放电状态，则费用结算与发电机组相同。如果处于

具体要求，有利于各地尽快做好电力供需平衡安排。二是更好发挥电力辅助服务市场调节作用。近年来，我国辅助服务提供方式从强制提供型的两个细则补偿与分摊机制，逐步发展为市场竞价型的调峰、调频辅助服务市场机制
，有效提升了系统调节能力、促进了清洁能源消纳。但仍然存在补偿力度小、提供主体单一、费用疏导不合理等问题。《通知》在这方面提出了加大发电机组并网运行考核力度、充分调动区域内省间辅助服务资源互济能力、推动

，电量电费用于补偿抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。 1763 号文规定，2014 年 8 月之后新投产或已投产未核定电价的抽水蓄能电站执行两部制电价;已核定电价的抽水蓄能电站也逐步实行两部制电价
情况，抽水蓄能电站容量电费在多个省级电网的分摊方式、在特定电源和电力系统间的分摊方式;明确电网企业提供的抽水电量产生的损耗在核定省级电网输配电价时统筹考虑。633 号文的出台，进一步明确了抽水蓄能

用户目录销售电价后，按照政府有关规定，为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。 6.做好电力市场建设和交易服务。为选择直接参与市场交易的新增工商业用户，做好市场注册
市场建设，探索建立市场化容量补偿机制，健全电力市场体系。国家电网公司将充分发挥大国重器和顶梁柱作用，践行人民电业为人民的企业宗旨，确保电价改革平稳落地，确保电力安全可靠供应，确保人民群众温暖过冬，为服务建设社会主义现代化国家作出新的更大贡献。内容来源：国家电网有限公司官方网站

日前河南省发改委发布《河南省十四五时期深化价格机制改革实施方案》，其中指出：持续深化电价改革。落实煤电、水电、风电、光伏发电等上网电价政策，适时推进天然气发电电量电价+容量补偿市场化上网电价
改革。落实抽水蓄能两部制电价政策，探索建立新型储能价格形成机制。完善增量配电网配电定价办法、结算机制和监管方式，合理确定基本电费分摊比例。完善分时电价机制，优化峰谷时段划分和峰平谷电价比例。完善两高行业差别