售电电价
源网荷储各类主体协同互动、自由竞争的市场格局。四是新能源常态化参与电力市场机制更加健全。五是形成适应全国统一电力市场的电价机制。由市场形成的价格机制进一步完备，充分发挥市场价格信号对于电力发展、规划
功能完备、品种齐全的市场体系。深化中长期市场连续运营，推动现货市场建设，优化辅助服务市场。推进电力容量保障机制建设，如深化容量电价机制，研究容量市场。探索建设输电权、电力期货市场，为市场提供更多
市场运行情况动态调整)。2.同一用户中，原执行峰谷价格政策的计量点电能量价格按零售合同约定的峰平谷价格结算，原执行非峰谷价格政策的计量点电能量价格按合同约定的平段电价结算。3.售电公司和零售用户可根据
电力供需形势和一次能源成本情况，签订不同周期(如年、半年、季度或多月等)的零售合同。4.售电公司和零售用户双方协商一致后，可按月为单位调整零售合同。5.售电公司和零售用户可在零售合同中对固定电价部分
，鼓励支持各有关方面积极探索和实践，推进需求侧资源参与电能量和辅助服务市场常态化运行。关于改革输配电价机制，促进就近消纳。近年来，分布式新能源快速发展，已成为能源转型的重要力量。“隔墙售电”、源网荷储
日前，国家能源局在答复十四届全国人大第二次会议第4179号提出的开展县级新型电力系统试点促进新能源与乡村振兴融合发展的建议时指出：近年来，分布式新能源快速发展，已成为能源转型的重要力量。“隔墙售电
发展，特制订本方案。一、总体要求基于分布式光伏发展现状和发展需求，加快完善市场分时电价形成机制，健全相关配套机制，优化市场规则、规范业务流程，服务分布式光伏参与电力市场，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的
电力交易平台注册成为经营主体后，可聚合一家或多家分布式光伏主体参与电力中长期、现货交易，以及绿电交易。聚合参与绿电交易的分布式光伏，参照售电公司代理零售用户参与绿电交易模式，按聚合合同分配绿色环境权益
绿电交易的分布式光伏，参照售电公司代理零售用户参与绿电交易模式，按聚合合同分配绿色环境权益价值。3.作为价格接受者参与市场方式未直接（聚合）参与交易及聚合的分布式光伏作为价格接受者参与市场，根据同类
，推动分布式光伏有序参与电力市场，充分发挥电力市场机制作用，提升新能源消纳能力，更好服务新能源高质量发展，特制订本方案。一、总体要求基于分布式光伏发展现状和发展需求，加快完善市场分时电价形成机制，健全
。(三)各时段电价。平时段电价为广西电网目录销售电价中居民生活用电合表用户对应电压等级的电价，高峰时段电价在平时段电价基础上上浮0.10元/千瓦时，低谷时段电价在平时段电价基础上下浮0.10元/千瓦时
)》(以下简称《运行规则》)。根据《运行规则》，市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构。
其中经营主体包括满足准入条件的各类型发电企业、电力用户(含电网企业代理购电用户)、售电公司和新型经营
、虚拟电厂以及电网侧储能(充电功率在1万千瓦及以上，持续充电时间2小时以上)。储能、虚拟电厂报量报价或保量不报价参与电力现货市场，电力现货报价上限1000元/MWh，储能放电以所在节点电价进行结算
改革挑战的重要抓手，新型电力系统建设背景下，改革的目标从“降电价”转向应对气候变化和推动能源转型，电力营销服务正面临新的变化和挑战：01 源网荷储互动化：客户服务范围逐步扩大电源侧，新型电力系统以新能源
服务公司融合售电、能效提升、负荷管理等一揽子综合能耗管理服务，朝着“负荷侧综合运营”方向发展，光储售维或成为趋势，综合能源服务商通过售电服务、能效监测、多能供应、设备升级等综合服务内容，为用户创造多维
政策。主要变化：暂停执行尖峰电价，午间12:00-14:00新增2小时低谷，同时输配电价、上网环节线损费用不再参与浮动。目前，全国已有19地执行午间谷段电价。以单一制1~10kV的销售电价分析：上海仅在
需求响应主体范围，加快构建需求响应资源库。鼓励具备充放电能力的需求响应主体参与电力市场。支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价、拉大现货市场限价区间等手段引导电力用户调整用电行为。支持新型基础设施发展
响应资源库。鼓励具备充放电能力的需求响应主体参与电力市场。支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价、拉大现货市场限价区间等手段引导电力用户调整用电行为。强化工业、建筑、交通等重点领域电力需求侧管理，优化
