保障性收购小时数

，在新能源装机已经低的地区，例如沿海地区还是以“保量保价的保障性收购为主，不参与市场化交易；而在新能源装机占比较高的地区，则是以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源，保障小时数以外的电量由新能源
决定因素多；二是交易频繁，交易规模可大可小；三是交易规则较多且复杂。电力中长期市场的特点一是市场价格波动较小，市场信息与决定性因素较少；二是交易频次低，交易规模一般较大；三是交易规则相对简单，基本上是年度

、示范试验类新能源等实行全额保障性收购，暂不参与新疆电力市场交易;鼓励新型储能、虚拟电厂等各类新型市场主体参与市场化交易;所有用户结算顺序均按绿色电力交易、新能源替代交 易、其他市场交易结算。绿色电力
企业参与市场化交易。2.集中式扶贫光伏、特许权新能源、示范试验类新能源等实行全额保障性收购，暂不参与新疆电力市场交易。3.省调调管水电站、装机5万千瓦及以上地调调管水电站原则上进入电力市场。水电企业因

，我们电站年度电费收入大概在1200-1300万，今年上半年电费收入仅仅有240万”，上述SX光伏电站运维站长告诉光伏們。保障性收购小时数与电价“双降”从规则上来看，山西新能源的结算电价主要分为两部分
，最高仅有35%的保障性收购电量，按照1600小时年发电小时数计算，保障性收购小时数最高仅为560小时。而根据国家能源局相关文件，山西省Ⅱ类资源区的风电、光伏发电保障性收购利用小时数分别为1900小时

健全新能源参与市场的机制。提升电力市场对高比例新能源的适应性。完善适应高比例新能源的市场机制，要充分考虑新能源预测困难、波动性大、单体规模小、比较分散的物理特性。将目前的保障性收购政策转换为政府授权合同
企业主要靠获取电量收入。随着新能源发电占比提高，煤电功能逐步由基础保障电源转变为基荷与调峰并重，发电小时数将会显著下降，机组长时间处于待命状态，电量收入明显减少，长期来看无法覆盖机组成本。应进一步统筹

伏电站所发电量是否全额保障性收购，是否保障合理利用小时数内发电量，是否保障上网电价执行保障性收购价格，是否确保当期发电价格20年不变，是否合理利用小时数的电量可参与市场交易等等。 (七)光伏融资要考虑

交易，主要包括：未享受国家政策性补贴的风电、光伏等电量，自愿承诺退出国家政策性补贴的电量可视同为未享受国家政策性补贴：已享受国家政策性补贴，在全生命周期合理利用小时数之外的风电、光伏等电量。其中，在未达
到全生命周期合理利用小时前参与交易的风电、光伏等电量不计入项目合理利用小时数，暂不领取补贴。 关于计量方式，规则提出，风电、光伏等绿色电力发电企业按照项目批次分别进行计量。不同项目批次共用计量点的

应急支援能力，以及足够的快速爬坡能力，其发电小时数大大下降，迫切需要建立煤电成本回收市场化机制，保障容量充裕度。远期需要关注高比例新能源竞价导致现货地板价、尖峰价并存问题，防范单一现货价格导致
。 (一)完善区域电力市场体系，防控极端价格信号 随着西欧国家近年来新能源高比例接入，在风力、光伏电力供应高峰时期负电价频发。负电价平均小时数由2018年的511小时翻倍至2019年的925小时

灵活的交易和价格机制，可再生能源发电全额保障性收购制度难以落实。发电侧零和游戏的电力辅助服务市场，使煤电处于付出与回报、责任与获利不对等的困境中，调峰能力得不到充分调用。财政补贴资金来源不足，补贴发放
购买来自专业机构的预测服务。目前，德国风电功率预测误差可达到2%～4%，太阳能发电可达到5%～7%。新能源大规模发展后，数量多、规模小、随机性强的新能源机组个体给电网调度模式带来很大压力。德国电网

发电量全额收购，执行政府定价。其他风电、光伏发电企业，根据《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》(陕发改运行〔2021〕111号)文件要求，保障利用小时数(风电1700小时、光伏1250
辅助服务市场运营规则(试行)》(西北监能市场〔2019〕82号)文件有关条款，根据国网陕西省电力公司提供的深度调峰机组名单，按照深度调峰能力和调峰效果分别给予利用小时数奖励。调峰最小出力达到额定装机容量30