售电市场化

607.18万吨。 此前，国家发展改革委曾表示，参与绿色电力交易的市场主体，近期以风电和光伏发电为主，逐步扩大到水电等其他可再生能源，绿色电力交易优先安排完全市场化上网的绿色电力。试点初期拟选取
绿色电力消费意愿较强的地区，待试点工作启动后，其他有意愿地区后续也给予积极支持。如果部分省份在市场初期完全市场化绿色电力规模有限，可考虑向电网企业购买政府补贴及其保障收购的绿色电力。 对于企业如何加入

站生产、垃圾无害化处理厂(场)生产、垃圾中转站生产等公共服务性用电外，执行峰谷分时电价。农业生产用电可选择执行峰谷分时电价或目录销售电价。居民生活用电暂不执行峰谷分时电价机制。下一步视情况将峰谷分时
在上述峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮20%。 五、峰谷分时电价计算公式。同期广西电网目录销售电价表所列电度电价，扣除政府性基金及附加，作为峰谷分时电价计算的基础电价。平段电价=基础电价+政府性基金及

企业、电力用户和售电公司。初期，售电方优先组织平价风电和光伏发电企业，平价新能源装机规模有限的省份可由本省电网企业通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿电，或由部分带补贴的新能源项目参与绿电交易，交易电量不再
绿电交易。 3.建立了多样的绿色电力交易机制。一是通过电力直接交易方式购买绿电产品：初期主要面向省内市场，由电力用户(含售电公司)与发电企业等市场主体直接参与，通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式达成

早在2017年发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》、2019年发布的《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》等文件中，就对增量配网接入可再生能源、分布式能源做出相关规定。展
电网，这种情况需大电网相关部门提出认证意见。但大多数增量配网试点接入新能源就卡在这里，更不用说周边区域风光并网。 风光在增量配网经营区内就近消纳是否存在安全问题?重庆市配售电行业协会秘书长陈曦表示

、二次设备满足电力系统安全稳定运行及有关标准的要求。 第七条 发电侧并网主体应与电网企业根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，参照《并网调度协议(示范文本)》和《购售电合同(示范
文本)》及时签订并网调度协议和购售电合同，不得无协议并网运行。其他并网主体按照有关规定签订相关协议和合同。 第八条 电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，应及时制定反事故措施;涉及并网主体的

宁夏自治区发改委日前发布关于进一步完善峰谷分时电价机制的通知，就进一步完善峰谷分时电价机制有关事项通知如下。平段电价执行我区目录销售电价;峰段电价以平段电价(不含政府性基金及附加)为基础上浮50
完善分时电价机制的通知》(发改价格〔2021〕1093号)精神，现就进一步完善峰谷分时电价机制有关事项通知如下： 一、峰谷电价执行标准 平段电价执行我区目录销售电价;峰段电价以平段电价(不含政府性

峰谷电价价差、科学划分峰谷时段、规范峰谷电价执行范围，合理考虑峰谷电量比重变化等因素做好方案测算，进一步完善峰谷电价政策。《通知》提到，符合规定条件的工商业用户(包括市场化用户)应全部纳入峰谷电价执行范围
的用户用电成本将有所上升，而通过调整生产流程错峰用电、在低谷时段多用电的用户用电成本则会下降。此次进一步完善分时电价机制，继续坚持了一项基本原则，即保持销售电价总水平基本稳定。 积极配合

分布式光伏发电项目备案管理办法的通知》(云发改能源〔2014〕1673号)等相关文件精神，对鼓励分布式光伏发展的要求是： (一)优先推进光伏发电分布式开发。分布式光伏电站不列入年度建设规模。按照政府组织推动、市场化
人民政府优选开发主体后，将整县推进实施方案上报州新能源领导组同意后确定正式项目开发主体，签订投资开发协议，依法依规推进项目建设。对于产权单位为其他主体的，按照市场化原则自主确定项目开发主体。 三

瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控,技术创新和产业水平稳居全球前列。 南非储能小镇项目 另外，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价
机制的通知》，文件要求：在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制。 多政策的推动和储能实践，也将让国内储能的发展模式更清晰，发展速度驶入快车道! 二 光伏+储能，固德威

为18.5%，激励值为20.5%，非水电消纳责任权重最低值为8.5%，激励值为9.4%。 浙江省承担消纳责任的市场主体拟分为三类：第一类责任主体为售电企业，第二类责任主体为电力用户，第三类责任主体为
重要依据。 上述三类责任主体均有对应的最低消纳责任权重和非水电最低消纳责任权重，具体计算方式为：总量消纳量目标=责任主体年售电量(用电量)K总量消纳责任权重;非水电消纳量目标=责任主体年售电量(用电量