电价市场化

衡等问题。随着我国电力体制改革进入深水区，新能源、辅助服务等交易品种日趋完善，市场化交易电量比例持续提高，电力市场竞争程度将愈发激烈，电价下行压力加大。因此，2022年五大集团均释放出将进一步推进
要求发电集团要充分发挥丰厚存量资产价值，适应新定位，拓展新模式。多份年报均指出，目前由于体制机制尚不完善，煤价与电价的矛盾长期存在，调峰价值没有得到充分体现，煤电技术改造缺乏合理的成本疏导机制，煤电降

型机组月度代理购电市场化采购平均价结算。发电机组和新型储能在完成整套设备启动试运行时间点起，执行现行电价政策。第十五条 各派出机构按照变动成本合理补偿的原则，确定调试运行期火电、水电机组辅助服务
当地电力市场发展进程，逐步缩小代理购电用户范围。第十四条 发电机组和新型储能调试电费按照当地同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算。同类型机组当月未形成代理购电市场化采购电量的，按照最近一次同类

滚动修编。第三章 开发权授予第十条 集中式光伏、风电项目的资源开发权通过激励和市场化两种方式授予，优先实施激励配置资源。鼓励市（州）通过市场化方式授予工商业分布式光伏、分散式风电项目的资源开发权。第十一
条 激励方式授予开发权执行《加快推动多能互补电源建设的激励措施》（川发改能源〔2022〕721号）及其实施细则，按照申报、初核以及实施方案和项目法人审核、报备等程序办理。第十二条 市场化方式授予开发权

销售收入确认时的上网电价依据为：保障性收购部分，发电价格依据相关主管部门对发电项目上网电价的批复确定;市场化交易部分，发电价格按照实际交易价格加可再生能源电价补贴确定;(2)截至2022年6月30日

光伏、风电发展规划和配套电网规划，应根据电力发展需求、土地利用条件、资源普查深度以及光伏、风电发电技术进步，进行滚动修编。第三章 开发权授予第十条 集中式光伏、风电项目的资源开发权通过激励和市场化
两种方式授予，优先实施激励配置资源。鼓励市(州)通过市场化方式授予工商业分布式光伏、分散式风电项目的资源开发权。第十一条 激励方式授予开发权执行《加快推动多能互补电源建设的激励措施》(川发改能源

。鼓励不满1千伏用电电压等级的工商业用户直接参与市场交易，逐步缩小代理购电用户范围。优化代理购电市场化采购方式，规范代理购电价格形成机制。省发展改革委转发《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业
电网企业代理购电。鼓励不满1千伏用电电压等级的工商业用户直接参与市场交易，逐步缩小代理购电用户范围。优化代理购电市场化采购方式，规范代理购电价格形成机制。代理购电用户电度电价由代理购电交易价格(含电能量价格

。但事实上，随着电力市场化的推进，参与电力市场化交易后，新能源电站的电量和电价都变成了不确定因素。协合运维认为，运营的思路应从能量效率转向价格效率。运营不再是针对发电量这个单一变量制定和执行运维策略

向市场平稳过渡。存量可再生能源项目年发电量分为保障性收购电量和市场交易电量两部分。保障性收购电量部分：通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同保障全额按标杆上网电价收购;市场化交易电量部分
保障全额按标杆上网电价收购;市场化交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。该政策的出台，达到了完成新能源全额保障性收购，以及通过市场化

随着工商业经济的快速发展，工商业企业的用电需求也随之而逐步扩大，采用光伏为代表的绿色新能源来辅助企业用能,是助推企业节能减碳的举措之一。目前，光伏产业已进入了纯市场化状态，我国庞大的屋面存量市场为
大峰谷价差、设立尖峰电价的政策下，工商业用户安装储能的经济性已显著增强。 根据BNEF预测，全球2025年新增的工商业光伏配套储能装机容量为29.7GWh。存量光伏工商业中，假设储能渗透率逐渐提升