售电侧放

完善一次能源价格、上网电价、销售电价联动机制，适时推动形成电价与碳价有机融合的价格体系，将真实反映能源价格和供求关系，有效体现能源供应、碳减排和生态环境成本。建立健全调峰等辅助服务补偿和跨省跨区交易机制
，为2060年前实现煤电净零排放提供支撑。(三)推动煤炭向战略性资源转型，是进一步夯实我国能源安全根基的重要举措煤炭作为我国自主可控、具有一定储量优势的一次能源，是我国确保能源安全的底气所在。受日益

/千瓦时。电力价格改革持续推进。有序放开发电侧和售电侧竞争性环节电价。发电侧深化燃煤发电价格形成机制改革，形成燃煤发电上网电价“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，稳步推进风电、光伏发电上网电价市场化改革

价格、上网电价、销售电价联动机制，适时推动形成电价与碳价有机融合的价格体系，将真实反映能源价格和供求关系，有效体现能源供应、碳减排和生态环境成本。建立健全调峰等辅助服务补偿和跨省跨区交易机制，科学测定辅助服务成本
煤电净零排放提供支撑。(三)推动煤炭向战略性资源转型，是进一步夯实我国能源安全根基的重要举措煤炭作为我国自主可控、具有一定储量优势的一次能源，是我国确保能源安全的底气所在。受日益复杂的国际局势影响

燃煤热电联产项目或分布式天然气冷热电三联供项目，积极推广用户侧分布式智慧综合能源。开展系统安全保供评估，建立煤电拆除报告制度，符合安全、环保、能效要求和相关标准的合规煤电机组“退而不拆”，关停后作为应急
电站开工建设。研究常规水电站梯级融合改造技术，探索新建混合式抽水蓄能可行性。积极发展电化学储能，优先在新能源消纳困难地区建设一批集中式共享储能项目，引导电源侧储能规模化应用，积极支持用户侧储能发展，围绕

分布式光伏与交通、建筑、新基建融合发展。完善可再生能源电力消纳保障机制，不断提高可再生能源消纳水平。新型储能方面，积极发展电化学储能，优先在新能源消纳困难地区建设一批集中式共享储能项目，引导电源侧
，丰富交易品种，提升交易灵活性和中长期合同签约履约质量。加快电力现货市场建设，推动用户侧参与电力现货交易。完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制，探索容量市场交易机制。丰富辅助服务交易品

现货市场，推进售电侧机制建设。整合分散需求响应资源，拓宽电力需求响应实施范围，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、 分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运 营商、综合能源服务商等参与电力市场

推广用户侧分布式智慧综合能源。开展系统安全保供评估，建立煤电拆除报告制度，符合安全、环保、能效要求和相关标准的合规煤电机组“退而不拆”，关停后作为应急备用电源。加强应急备用电源管理，研究制定支持保障
混合式抽水蓄能可行性。积极发展电化学储能，优先在新能源消纳困难地区建设一批集中式共享储能项目，引导电源侧储能规模化应用，积极支持用户侧储能发展，围绕终端用户探索储能融合发展新场景。3．积极推动水电深度

监控，适时启动鲤鱼江电厂灵活送电湖南。加快风电、光伏等新能源进入电力市场步伐，鼓励本地区新能源发电企业与当地电力用户、售电公司等电力消纳责任主体签订长期购电协议，通过市场化方式拓展新能源消纳空间，提高
用气水平，加快政府及城燃企业储气能力建设，提高战略性储备和应急调峰能力。积极发展电化学储能。鼓励可再生能源企业自建、合建或购买储能调峰能力，引导电源侧储能规模化应用。支持和鼓励资兴电化学储能电站、郴州福冲