市场化电量交易
、统一招标、统一备案原则，以市场化配置资源的方式，加快以光伏为主的新能源项目开发，深化新能源多元化开发利用，提高绿色电力供给能力，促进绿色能源与绿色先进制造业等产业深度融合发展，为全市经济社会高质量
新开工建设500万千瓦新能源项目;到2024年，新增投产新能源装机1500万千瓦以上，增加年发电量200亿千瓦时以上，可再生能源装机总量达到全市总装机容量的70%以上;力争十四五期间开发建设2200万千
自然资源厅、省生态环境厅、省交通运输厅、省商务厅、省文化和旅游厅等按职责分工负责)
(九)充分激发全社会绿电消费潜力。落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制政策，建立完善绿色电力市场化交易机制
用户更多消费绿色电力，对消费绿电比例较高用户在实施需求侧管理时优先保障。统筹推动绿色电力、绿证、碳排放权交易，探索建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，鼓励市场主体通过自发自用、电力市场
政策协调保障。《规划》强调要深化行业放管服改革;健全可再生能源电力消纳保障机制;建立健全绿色能源消费机制;完善可再生能源市场化发展机制;特别是要完善可再生能源的价格形成机制、利益补偿机制、市场交易机制
左右，年发电量3.3万亿千瓦时左右，特别是提出可再生能源发电量增量在全社会用电量增量的占比超过50%。宏伟目标的设定，源于对可再生能源高质量跃升发展能力的判断。
可再生能源发展新格局拉大发展框架
》(以下简称《通知》)，其中提出加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
据介绍，新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期
短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续
谋划专项债券+市场化融资项目，引导商业银行对符合条件的专项债券项目提供配套融资支持。
4.用好政府性融资担保等政策。积极争取国家融资担保基金再担保合作业务新增规模，积极扩大授信规模和业务覆盖面
率按照0.5%收取，对单户贷款期限不超过一年、且担保贷款额500万元(含)以下的，给予担保费全额减免。
10.对重点群体贷款实行延期。引导银行机构继续按市场化原则与中小微企业(含中小微企业主)和
管理机制和由电网保障消纳、市场化自主消纳、分布式发电交易消纳共同组成的多元并网消纳保障机制。三是建立健全可再生能源开发建设管理机制、价格形成和补偿机制、参与市场的交易机制等，完善可再生能源市场化发展机制
签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
《通知》强调，地方政府相关部门和国家能源局派出机构要研究细化
电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。
二、新型储能可作为独立储能参与电力市场。具备独立计量、控制等
:00、17:0020:00，在平段电价基础上降低0.23元/千瓦时。 3.平段：其余时段为平段。代理购电用户平段电价为电网企业代理购电平均上网电价加上输配电价;市场化直接交易用户平段电价为市场交易
放开经营性发用电计划 推进用电计划放开，逐年扩大、稳步推进全面放开经营性电力 用户进入市场，支持中小用户参与市场化交易;进一步放开发电计 划，推动热电联产机组、燃气机组、水电、核电、风电等进入市场
市场化交易相关政策，积 极推进管网公平开放。加强国家管网公司天然气管道与省内管网的 衔接，主干管网与城市燃气管网的衔接，支持支线管道向市场侧延 伸，减少供气层级，降低企业用气成本。
七、强化
)指导价70%确定土地出让底价，但不得低于本区域工业用地出让最低价。(责任单位：县经信局、县自然资源和规划局)
23.优化资源配置效率。深化亩均论英雄改革，推动要素市场化交易，落实土地、用能、排污权等
落后产能，通过技术创新、管理创新和产业创新，有效盘活存量能源资源。建立工业企业排污权使用绩效评估机制，实行差别化激励措施，提高环境资源的利用效益。探索建立市场化用能新机制，完善用能权有偿使用和交易体系
