优先发电优先购电
负荷聚合商等新兴市场主体参与电力交易资格。做好优先发电制度与市场机制的衔接，逐步建立与电力现货市场相适应的优先发购电机制。统筹优化电力市场运行与电网调度运行，做好市场化交易与调度运行的高效衔接。2.持续
。做好优先发电制度与市场机制的衔接，逐步建立与电力现货市场相适应的优先发购电机制。统筹优化电力市场运行与电网调度运行，做好市场化交易与调度运行的高效衔接。2．持续深化电力价格机制改革。持续深化水电
混合式抽水蓄能可行性。积极发展电化学储能，优先在新能源消纳困难地区建设一批集中式共享储能项目，引导电源侧储能规模化应用，积极支持用户侧储能发展，围绕终端用户探索储能融合发展新场景。3．积极推动水电深度
制定优先发电、优先购电计划，保障电力系统安全高效运行。推进增量配电业务改革试点，鼓励社会资本积极参与配售电业务。进一步加强和规范燃煤自备电厂监督管理，逐步推进自备电厂与公用电厂同等管理。深入落实降低
电力辅助服务成本分摊和收益共享机制。全面放开经营性电力用户发用电计划，按照国家部署完善电网企业代理购电机制，有序推动工商业用户直接参与电力市场交易。完善适应电力现货市场的优先发电、优先购电机制。推动热电联产
新能源优先发电计划方面，蒙西地区初步安排常规光伏保量保价优先发电计划小时数900小时，领跑者项目1500小时，按照蒙西地区燃煤基准价结算;竞价价格低于蒙西地区燃煤基准价的光伏发电项目，1500小时以内
电量按照竞价价格结算;除上述电量外光伏发电项目所发电量均参与电力市场。
蒙东地区初步安排常规光伏保量保价优先发电计划小时数600小时，按照蒙东地区燃煤基准价结算;除上述电量外光伏发电项目所发电量均按
的优先发电电量等因素，确定市场化采购电量的规模。 明确代理购电用户电价构成。电网企业通过参与场内集中交易方式代理购电。电网企业代理购电用户电价由代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加组成，按月测算
优先发电计划和市场化交易结算，其中跨区跨省结算优先于省内结算，环境溢价费用与电费同步结算，绿证按结算电量进行核发、划转。
第五十六条 绿色电力交易根据市场主体实际抄表电量情况作为结算的主要依据
绿色电力覆盖范畴，保障绿色电力在交易组织、执行和结算方面的优先地位。
规则明确，绿色电力交易的标的为附带绿证的风电、光伏等绿色电力发电企业的上网电量。现阶段，绿色电力交易的标的主要为电量，暂不安排合同
等方面做好衔接。 (四)培育多元竞争的市场主体。有序放开发用电计划，分类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场，分批次推动经营性用户全面参与市场，推动将优先发电、优先购电计划
2022年宁夏电网优先发电、优先用电计划，现将相关事项通知如下： 一、优先用电、优先发电计划规模 2022年宁夏全社会用电量预计1225亿千瓦时，其中居民、农业优先用电量约110亿千瓦时，电网代理购电
保量保价优先发电计划小时数900小时，领跑者项目1500小时，按照蒙西地区燃煤基准价结算。
通知明确，竞价价格低于蒙西地区燃煤基准价的光伏发电项目，1500小时以内电量按照竞价价格结算;除上述电量外
后进入市场。
参与电力市场的新能源发电项目优先发电计划安排
2022年，初步安排常规风电保量保价优先发电计划小时数1100小时、特许权项目2000小时，按照蒙西地区燃煤基准价结算;竞价价格低于蒙西
