分布式市场交易
价格机制进行结算。
第四条 本细则适用于并入陕西电网的集中式新能源发电企业参与市场化交易，分布式新能源发电企业市场化交易按照国家相关政策要求另行制定规则。
第五条 本细则适用于2021年组织的
结算依据。
第二十条 国网陕西省电力公司、陕西省地方电力(集团)有限公司调度机构负责做好市场交易计划执行，确保电网安全稳定运行。
第六章 计量与结算
第二十一条 交易电量按照电力用户、可再生能源
充电基础设施等，开展分布式发电与电动汽车(用户储能)灵活充放电相结合的园区(居民区)级源网荷储一体化建设。在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展
电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力。
实现就地就近、灵活坚强发展。增加本地电源支撑，调动负荷响应能力，降低对大电网的调节支撑需求，提高电力设施利用效率。通过坚强局部电网建设
电网侧296.4MW，可再生能源发电侧259.4MW，电源侧辅助服务201.5MW，用户侧15.9MW，分布式及微网储能12MW。刘汉元代表指出，在可再生能源发电侧配备储能系统，虽然从理论上有助于平抑波动，但此种发展
以独立辅助服务提供商的角色参与市场交易，发展储能市场化商业模式。应降低储能系统的入网障碍，允许储能作为电源参与到供电服务中，并对储能提供的调峰调频服务等进行补偿。同时可以制定更加灵活的电价政策，鼓励通过市场化方式，充分发挥储能调峰的功能。
跨省消纳。 3、加快建立分布式绿电市场化机制。鼓励各地借鉴江苏省分布式发电市场化交易试点的先进经验，在全国范围内推进分布式电力市场建设，推动绿电市场交易。 3完善分布式光伏电站政府征迁补偿标准政策
，电动汽车、分布式能源、储能等交互式用能设备广泛应用，电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的双高特征，系统转动惯量持续下降，调频、调压能力不足。电力系统亟需创新发展和技术升级。
二是处理
电气化。
在能源供给侧，构建多元化清洁能源供应体系。
一是大力发展清洁能源，最大限度开发利用风电、太阳能发电等新能源，坚持集中开发与分布式并举，积极推动海上风电开发;大力发展水电，加快推进西南水电
政策。对分布式储能项目、重大示范项目，市财政根据财力情况给予一定的建设补贴。
(五)吸引多元市场主体参与。引导社会资本参与投资储能项目，支持采取多种融资方式，促进更多的社会资本投向储能产业，增强
储能产业发展动能。
(六)建立灵活性市场化交易机制。鼓励储能企业直接参与市场交易，通过市场机制实现盈利，激发市场活力。电力公司优先受理储能企业接入申请，支持储能产业有序发展。
(七)部门之间协调推动。市
%，各季度增速分别为-5.2%、5.9%、9.9%、12.3%。
六是市场交易电量同比增长11.7%，交易电量占全社会用电量比重同比提高。2020年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易
可再生能源项目开发时序，坚持集中式和分布式并举开发新能源。持续优化新能源发展布局，风电和光伏发电进一步向中东部地区和南方地区优化布局，在东部地区建立多能互补能源体系，在西部北部地区加大风能、太阳能资源规模化
综合服务模式与市场化电力交易盈利模式研究，建设基于分布式光储系统的高速公路智慧能源服务平台，促进绿色能源发用电产业一体化发展。
对比两个文件，能源100太阳能小编的理解是，如果说交通运输部提出鼓励在
生能源消纳权重考核制度以及绿证制度，并且可能要有一些很大的变化，调动各方积极性，推出平价时代光伏电价政策，做好与电力市场的衔接。在保证项目基本收益的情况下，逐步有序推动新增光伏发电参与电力市场交易
进行充电。
放电：电厂侧电储能放电电量等同于发电厂发电量，具体电费结算按国家有关规定执行。
2)用户侧储能调峰：在用户侧建设的电储能设施作为用户的储能放电设备既可自用也可参与调峰市场交易
充电
：充电电量即可执行目录电价，也可参与直接交易购买低谷电量。
放电：在现货市场建设前，放电电量用户可自用，也可视为分布式电源就近向用户协商出售电量，放电价格按照独立储能价格执行。
3)独立电储能
持续增大。
新能源发电消纳难题突出。在3060目标的要求下，未来10年我国年均新增风、光发电装机需不少于7500万千瓦，使传统发电机组一次调频、电网传输以及分布式可再生能源并网管理等压力剧增，集中式
可再生能源异地消纳和分布式可再生能源利用等问题将会进一步突出。
用户单一供能风险加剧。近年来，以季节性和区域性为特征的高峰供电紧张和气荒现象多有发生，传统能源供应方式供能可替代性和保障性差等问题日益凸显
