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新能源的入市电量比例相同，逐步引导分布式光伏合理承担系统调峰、调频等消纳成本。二、市场机制一)明确分布式光伏分类按照投资主体身份分为工商业、非自然人户用和自然人户用三类。其中：工商业分布式光伏指利用
分布式光伏与所利用屋顶工商业用户的上网、下网电量单独计量、单独结算，不得进行冲抵。六)有关费用1.系统调节成本逐步推动分布式光伏承担电网辅助服务费用，以及承担配建储能义务，鼓励分布式光伏租赁独立储能

”的原则，有序、分类地推动分布式光伏入市，最终实现与集中式新能源的入市电量比例相同，逐步引导分布式光伏合理承担系统调峰、调频等消纳成本。按照投资主体身份分为工商业、非自然人户用和自然人户用三类
“先增量后存量、先商用后户用、先试点后推广”的原则，有序、分类地推动分布式光伏入市，最终实现与集中式新能源的入市电量比例相同，逐步引导分布式光伏合理承担系统调峰、调频等消纳成本。二、市场机制（一）明确

市场供不应求或运行日调频容量不足时，调控机构对该时段内已申报未中标机组进行调用，按同时段调频市场出清价计算补偿费用。现货电能量结算现货电能量结算时，发电侧以所在的节点电价进行结算，用户侧以发电侧加权平均价进行

，或出清价格和启停次数计算。调频服务费用为调频里程、性能系数、出清价格三者乘积。备用服务费用为中标容量、中标时间、出清价格三者乘积。爬坡服务费用为中标容量、中标时间、出清价格三者乘积。第二节费用补偿

安全咨询服务、治安反恐防范、质量监督、国能江苏公司光伏电站网络通信建设、电能质量检测、涉网试验(包括但不限于AGC/DGC/AVC/SVG/一次调频/光功率预测等性能试验/储能电站涉网试验等)、电磁暂态建模
、等保测评、第三方进行的并网光伏电站性能检测与质量评估、施工许可证办理、并网、水保、环保、消防、档案等所有专项验收和竣工验收等相关方面的全部工作内容及费用均属于投标人的工作范围，并网发电后6个月内完成

，加快推动分布式光伏通过市场化交易实现可持续发展。二是注重合理公平。当前，分布式光伏主要以保障性收购为主，基本不承担系统调峰成本，以及辅助服务费用、政府性基金及附加等其他运行成本。推动分布式光伏入市，首先
引导其合理公平承担系统消纳成本。其中，对于调峰成本，应主要通过分时价格形式体现;对于调频等辅助服务类成本、政府性基金等类型成本，以及配储等政策要求，可与集中式新能源采用相似要求。三是做好分类执行。不同

次日运行计划曲线，参与现货交易，作为运行日安排电力运行的边界条件，进行优先出清，同时暂不承担市场调节费用分摊返还。鼓励项目参与电力辅助服务市场获得额外收益。蒙东地区在电力现货市场运行之前，可按照东北区域
电力辅助服务管理相关要求，参与有偿调峰、调频获取收益，电力现货市场运行后按相关规则参与电力现货市场。五、健全项目盈利模式。参照市场化消纳新能源项目有关细则，“光储充”一体化项目自发自用电量暂不征收系统

近日，舟山市人民政府办公室发布《关于进一步推动舟山电网高质量发展的若干意见》，《意见》指出：引导新型储能在电源侧、电网侧、用户侧科学布局。推动“新能源+储能”发展，风电、集中式光伏场站应具备一次调频
新型储能发展。引导新型储能在电源侧、电网侧、用户侧科学布局。推动“新能源+储能”发展，风电、集中式光伏场站应具备一次调频、快速调压、调峰能力，按照不低于装机容量10%、时长不低于2小时配置储能，可采用

并网主体为全省统调燃煤电厂、风力发电场、光伏电站和独立新型储能电站等。新建燃煤发电机组自并网发电之日起参与电力辅助服务费用分摊，自完成整套启动试运行时间点起正式纳入电力并网运行和辅助服务管理范畴，参与
事项进一步明确如下。一、明确参与“两个细则”实施范围。当前参与我省“两个细则”管理的并网主体为全省统调燃煤电厂、风力发电场、光伏电站和独立新型储能电站等。新建燃煤发电机组自并网发电之日起参与电力辅助服务费用

统调燃煤电厂、风力发电场、光伏电站和独立新型储能电站等。新建燃煤发电机组自并网发电之日起参与电力辅助服务费用分摊，自完成整套启动试运行时间点起正式纳入电力并网运行和辅助服务管理范畴，参与电力并网运行和
新型储能要加强运维管理，确保提供符合规定和标准要求的辅助服务。结合我省电力运行实际，当前有偿辅助服务暂开展有偿无功服务、有偿一次调频服务补偿。根据电网安全运行需要，有偿无功补偿设置电压警戒范围，在母线

新型主体在市场中主要参与需求响应和辅助服务市场。在需求响应方面，国内各地区的需求响应机制以固定价格补贴为主，而且费用部分来源于政府补贴，缺乏成型的价格形成机制与成本疏导模式。虽然部分省份建立了市场化的
提供有力支撑;上海、浙江、深圳等地利用电动汽车、换电站、5G基站等优质调节资源，开展了虚拟电厂二次调频辅助服务能力验证，为虚拟电厂常态化参与调频市场奠定基础。然而，需求侧资源参与的辅助服务市场交易体系

“照付不议、偏差结算”的原则结算，调峰价格按西北能源监管局和我委出台文件为准。现货市场连续运营运行后，储能可参与现货电能量交易及调频辅助服务交易，推动建立储能容量补偿机制，鼓励储能产业健康平稳发展。七
、完善储能结算机制。独立储能损耗电量承担输配电价(免收基本电费)、系统运行费、上网环节线损费用和政府性基金及附加，上网电量对应的下网电量不承担上述费用。下网无功电量执行功率因数调整电费。参与中长期电能

化工原料用气，稳步提高天然气消费比重，构建具有克拉玛依特色的天然气应急储备与供气设施体系，保障城市用气安全。加强新型电力系统能力与体制建设。建设智能化电力调度运行体系，加快电力调峰、调频和调压等能力建设
，推进氢燃料、纯电动汽车充电桩等新能源汽车续航设施的布局建设。鼓励和支持公共机构采用能源费用托管服务，推动公共机构绿色低碳转型。提高重点设备能效水平。以电机、风机、泵、压缩机、变压器、换热器、锅炉

平整，施工用电和用水等临建设施，光伏组件、支架、逆变器、箱变、电缆分接箱基础及安装工程，接地工程，环水保工程，道路工程(含大件运输进场所必要的场内及进场道路的修整、牵引费用)，集电线路工程，送出
而实施的其它未一一列出的工程项目。(5)调试、试验：承包人负责包含为实现项目并网发电所需的设备单体调试(含甲供)、试验(含特殊试验、一次调频试验、电网要求并网试验等)及检查测试(含组件安装前性能测试和

、运行控制策略分析及建议。国网山西省电力公司调控中心汇报了新型储能运行交易数据和存在问题，并根据国家有关要求对调频市场容量需求、交易机制、价格范围、性能指标及费用传导等提出建议。会议要求，工作组要尽
近日，山西能源监管办组织召开了山西电力辅助服务市场建设工作组会议。省发改委、省能源局、省电力公司有关同志参会。会议听取了清华大学研究团队、南瑞集团有限公司关于新型储能参与一次调频和二次调频技术可行性

初期采用“双边费传导模式”，仅发电企业按照现货市场“日前全电量、实时差量、合约差价”方式结算，发电企业现货模式下结算的总电能费用超出/少于中长期交易模式下结算总电能费用的差值，以“费”的形式全额向用
户侧进行分摊/分享，确保用户对现货市场价格的感知。待市场逐步成熟后，适时调整为标准的“双边模式”。二是建立储能参与现货电能量市场、调频辅助服务市场机制。满足市场准入条件及技术要求的独立储能电站，可按小时

技术优势，提升新型储能利用水平，保障储能合理收益，强化电力系统顶峰、调峰、调频、爬坡等灵活调节能力，保障电力可靠供应，促进清洁能源消纳，助力储能产业高质量发展。二、新型储能主体类型新型储能指除抽水蓄能外以
合同电量部分按照“照付不议”原则结算，充电合同支付购电费用，放电合同获得售电收入。其中，参与充放电曲线申报出清的充电电量按当月用户侧省内中长期交易对应时段均价结算，放电电量按当月发电侧省内中长期交易对应