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优先发电权
交易中，支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。为保障我国新能源产业健康平稳发展，国家发展改革委、国家能源局于2019年发布《关于规范优先发电优先
购电计划管理的通知》，将新能源列为优先发电的支持范围。根据文件精神，风电、光伏发电在消纳不受限地区全额电量列入发电计划，在消纳受限地区要采取合理有效措施，确保全额保障性收购政策有效执行。同时，为适应
分时段电量推送至 交易机构。优先发电计划价格初期统一按政府批复价格执行。关 停替代交易组织完成后，替代方电厂获取的关停发电权替代指标 按照优先发电计划方式下达。(二)合同标准化处理市场主体某一结算周期某个
注册。一个场站有多个法人且不具备独立接入点的，应由相关法人出具计量电量拆分约定后，根据法人分别注册。第八条〔售电公司〕售电公司可分为如下两类：（一）拥有配电网运营权的售电公司。（二）不拥有配电网运营权
。第二条〔电网企业〕电网企业主要是指国网浙江省电力有限公司、永强供电公司以及其他增量配电网企业。第三条〔居民和农业用户〕居民和农业用户按照相关政策规定，对应保量保价优先发电电源部分非市场化电量，由电网企业
未参与电力市场化交易的小微企业及个体工商户的用电需求全部纳入优先用电计划，优先用电量约140亿千瓦时。优先发电计划对应优先用电计划，电量约140亿千瓦时。（一）生物质、关停拆除机组发电权等优先发电计划
电厂及小水电除外)、新能源场站(扶贫光伏电站、分布式光伏电站、光伏特许权电站、
领跑者新能源项目、光热电站、平价无补贴项目、竞争性配置项目除外)、储能电站;用户侧市场主体包括售电公司、批发用户和
电网企业代理购电工商业用户。二、参与方式火电、新能源“报量报价”，用户侧“不报量不报价”参与市场。三、市场衔接1. 计划与市场衔接参与现货电能量市场发电企业与电网企业签订的优先发电电量或基数电量等政府
列入优先发电计划，推进清洁能源消纳。谋划推进一批陆上“源网荷储”一体化可再生能源基地，建成一批县级、园区级智慧能源服务示范工程。继续推进分布式光伏发电应用，鼓励集中式复合光伏发展。因地制宜发展农林生物质
和集散交易市场一体化的废旧物资回收体系，推动废旧物资回收与生活垃圾分类回收“两网融合”。放宽废旧物资回收车辆进城、进小区限制，保障合理路权。大力推广“互联网+”回收利用模式，推进线上线下分类回收融合
绿色用能空间。探索建立用能权、碳排放权市场化交易。建立用能预算制度，加快建成重点用能单位能耗在线监测系统。(二)推进煤炭清洁高效利用。加强商品煤质量管理和散煤治理，严控劣质煤销售和使用。推进工业燃煤锅炉
用电负荷的5%以上。深入推进电力辅助服务市场建设，激励各类灵活性资源自主提供辅助服务。创新有利于清洁能源消纳的电力交易品种，进一步促进发电权交易。落实可再生能源电力消纳保障机制，强化监督考核，通过指标
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
电网安全保供支撑电源电量的基础上，按照先增量、后存量原则，分类放开跨省跨区优先发电计划，推动将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同。建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，鼓励支持
发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。加快建立市场化的跨省跨区输电权分配和交易机制，最大程度利用跨省跨区富裕通道优化电力资源配置。
三
给风电、光伏、生物质等非水可再生能源以及气电、水电、关停拆除机组发电权等机组，该部分电量全部执行基准价格。 (一)安排气电、生物质、余热电厂、水电、关停拆除机组发电权等优先发电计划65亿千瓦时。风电
