发电侧
有序参与的市场格局逐步构建。发电侧所有燃煤发电、近半数新能源，以及部分燃机、核电和水电电量放开参与市场。用户侧除居民、农业外，全部工商业用户进入市场，实现“应放尽放”。截至目前，注册经营主体累计超74
用电安全可靠和惠民工程安全落地。(三)提升发电侧风险管控能力加强新工况下发电机组安全风险管控，深化火电超低排放和“三改联动”机组安全管理，重点强化延寿运行、应急转备用等新场景以及深度调峰、频繁启停、快速爬坡
注册，每季度最后15日前选择下一季度起直接参与市场交易。7.后续国家如出台工商业用户参与市场交易、市场价格浮动上下限等相关政策要求，按最新政策规定执行。(三)发电侧。发电侧经营主体包括两类：一类是
情况，并考虑年用电量500万千瓦时及以上的电网代购用户直接参与市场，安排发电侧年度交易规模上限3800亿千瓦时;若新增市场购电用户超预期增长，则适当增加年度交易规模。在2024年底组织2025年年度交易
17日开展实际结算，其余时间仅调电不结算。本次结算试运行电能量市场开展中长期市场、省内日前、实时现货市场。辅助服务市场开展调频辅助服务市场，调峰辅助服务市场与现货市场相融合。参与范围包括发电侧、用户侧
，充电以发电侧加权平均价进行结算。储能可参与调频辅助服务市场，调频里程报价5-15元/MW。储能中标调频容量不得超过当时电网上调频和下调频需求量的30%。现货交易申报申报方式中明确，内用公网煤电机组以
单位独立进行报价。各经营主体间不得通过口头约定、签订协议等方式串通报价。有多个发电厂组成的发电企业进行电能量交易，不得集中报价。(七)发电侧、售电侧相关经营主体之间不得通过线上、线下等方式在中长期双边
克服这两种能源的不稳定性。”赵天寿表示，储能技术能够平滑这些能源的波动，提高它们的实际利用效率。储能技术在新型电力系统中扮演着关键角色，它在发电侧、电网侧和用户侧都能发挥重要作用。赵天寿表示，在发电侧
域电网，但由于发电侧功率波动和供需不匹配，这些电网在低谷时段的输电功率通常超过6小时，因此需要储能技术能够覆盖这些时段，以实现削峰填谷，提高电网的利用率和输电能力。赵天寿认为，大型储能技术有三大基本要求
平衡分析和定期摸排试算服务，为分类别制定补偿标准、触发条件等提供判断依据，促进虚拟电厂等协调控制技术发展，提升经济补偿机制引导负荷调控的精确性。市场主体丰富。新型市场主体不断涌现，发电侧和用户侧的界限
，固定价格电量比例不低于实际用电量的80%。二是优化月度供需比机制。现阶段，将发电侧月度中长期交易上限修改为：售电侧月度需求上限*90%+售电侧月度需求上限*10%*1.02(测算年度成交比例为80%时，月度供需比为2.02)。
万千瓦项目接入本项目集控站(距离该项目地约35公里):新建一座220kV升压站，其中升压站配置两台250MVA光伏主变(预留220kV间隔)，75MWI150MWh发电侧储能系统(含
，在结算时段内按综合上网(下网)电量参与发电侧(用户侧)辅助服务费用分摊。第四十八条 【跨省跨区承担要求】推动跨省跨区送电根据辅助服务提供和受益情况，公平合理承担和获得送受两端辅助服务费用。第八章 市场
