优先发电权

可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建〔2020〕4号)，提出全面推行绿色电力证书交易，自2021年1月1日起，实行配额制下的绿证交易，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩

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

公布。 (二)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

发电企业公布。 (二)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

新能源企业自主参与各类市场化交易，由市场形成价格。其中，新能源发电量仍以优先发电的形式保留在电量计划中，保障小时数内对应的电量执行资源区的标杆上网电价（以火电基准电价与电网企业结算），保障小时数外的部分
探索，取得积极成效。从市场形态来看包括中长期市场、现货市场、辅助服务市场等，从交易品种来看包括电力直接交易、自备电厂替代交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易、源网荷储互动交易等。 跨区跨省

接入水电站的风光水互补开发项目参照所接入水电站的上网电价政策，其余项目上网电价原则上不超过上一年度省内统调水电的优先发电量平均上网电价;通过竞争方式确定项目法人的，由竞价方式确定的电价均为平、枯水期
燃煤发电基准价，市(州)将开发权配置给满足竞争公告条件及要求，且申报上网电价最低的开发企业。 事实上，在日前四川甘孜州发布的正斗一期200MW光伏基地招标文件中，已经明确上网电价为平枯期结算电价

风光水互补开发项目参照所接入水电站的上网电价政策，其余项目上网电价原则上不超过上一年度省内统调水电的优先发电量平均上网电价;通过竞争方式确定项目法人的，由竞价方式确定的电价均为平、枯水期上网电价，丰水期
基准价，市(州)将开发权配置给满足竞争公告条件及要求，且申报上网电价最低的开发企业。 事实上，在日前四川甘孜州发布的正斗一期200MW光伏基地招标文件中，已经明确上网电价为平枯期结算电价，且不超过西川

1.6小时的调峰奖励优先发电量计划。示范项目的调峰调频优先发电量计划按月度兑现，可参与发电权交易。 充放电损耗成本 示范项目充放电量损耗部分按工商业及其他用电单一制电价执行。结合存量煤电建设的
5年。因此从第六年开始，该项目的调峰补偿收益、1.6倍奖励电量收益，将面临较大的变动。实际回收期可能会更长。 另外，对于独立储能电站，即非结合存量煤电建设的储能电站来说： 1.6倍调峰奖励优先发电