电力市场补偿

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。 秦海岩指出，弃风的真正原因并非技术因素或其他实际的限制性条件，而是因为既不自由也不公平的电力市场存在的一系列障碍，再加上因新技术威胁旧的
内优先级较低的其他机组，由相应机组按影响大小承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用。换言之，由可再生能源自身、电网、火电抢发等原因，造成的弃电限电损失需由责任主体自行承担。易跃春指出。《办法》也首次

消费比重目标、促进能源领域供给侧结构性改革、推动能源生产和能源消费革命都具有重要意义; 从市场建设角度来说，《管理办法》也是支持和配合我国电力市场化改革的重要举措，是落实电力体制改革中可再生能源发电
合同签订及执行情况进行监管，并就限发电量及补偿分摊费用等问题进行协调。 同时，对于出现限制发电、履约不到位等情况，政府监管部门有责任开展调查，并定期向社会公布。概括来说，政府就是要制定计划，监管协调

委员会。培育具有国际影响力的能源技术研发中心、重点实验室等创新平台。 (五)加快能源体制创新 落实电力体制改革措施。推进输配电价改革，加强成本监审，有序扩大试点范围。推进南方、京津冀等区域电力市场
和贵州、云南、山西等省电力市场建设综合改革试点。按照相对独立原则，组建京津冀、南方、贵州、云南、山西等电力交易机构。推进跨省跨区电能交易市场化改革，制订实施市场基本规则和监管办法。推进放开发用电计划

创新落实电力体制改革措施。推进输配电价改革，加强成本监审，有序扩大试点范围。推进南方、京津冀等区域电力市场和贵州、云南、山西等省电力市场建设综合改革试点。按照相对独立原则，组建京津冀、南方、贵州、云南
监管，促进能源市场健康持续发展。加强简政放权事中事后监管，促进审批事项有机下放承接。加强市场秩序监管，着力规范电力市场准入秩序、电力调度交易与市场秩序。加强电网、油气管网公平开放和成本监管，促进信息公开

电力体制改革措施。推进输配电价改革，加强成本监审，有序扩大试点范围。推进南方、京津冀等区域电力市场和贵州、云南、山西等省电力市场建设综合改革试点。按照相对独立原则，组建京津冀、南方、贵州、云南、山西等
能源市场健康持续发展。加强简政放权事中事后监管，促进审批事项有机下放承接。加强市场秩序监管，着力规范电力市场准入秩序、电力调度交易与市场秩序。加强电网、油气管网公平开放和成本监管，促进信息公开和公平接入

内优先级较低的其他机组，由相应机组按影响大小承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用，并做好与可再生能源调峰机组优先发电的衔接。计入补偿的限发电量最大不超过保障性收购电量与可再生能源实际发电量的差值
补偿。 由于可再生能源资源条件造成实际发电量达不到保障发电量以及因自身设备故障、检修等原因造成的可再生能源并网发电项目发电量损失由可再生能源发电项目自行承担，不予补偿。可再生能源发电由于自身原因，造成

电量部分和市场交易电量部分。其中，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（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购。可再生能源并网发电项目保障性收购电量范围内的限电补偿
的可再生能源发电量参与各种形式的电力市场交易。而水力发电将根据国家确定的上网标杆电价（或核定的电站上网电价）和设计平均利用小时数，通过落实长期购售电协议、优先安排年度发电计划和参与现货市场交易等

省级经济运行主管部门备案，限发电量补偿分摊可根据实际发电 情况在月度间滚动调整，并按年度结算相关费用。 第十一条鼓励超出保障性收购电量范围的可再生能源发电量参与各种形式的电力市场交易，充分发挥
》明确：生物质能、地热能、海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争，上网电量由电网企业全额收购。《办法》明确：在保障收购范围内，如发生限电情况，由相应机组予以补偿。《办法》明确：鼓励除保障外

主管部门派出机构和省级经济运行主管部门备案，限发电量补偿分摊可根据实际发电情况在月度间滚动调整，并按年度结算相关费用。第十一条 鼓励超出保障性收购电量范围的可再生能源发电量参与各种形式的电力市场
系统安全因素影响，非可再生能源发电挤占消纳空间和输电通道导致的可再生能源并网发电项目限发电量视为优先发电合同转让至系统内优先级较低的其他机组，由相应机组按影响大小承担对可再生能源并网发电项目的补偿

派出机构和省级经济运行主管部门备案，限发电量补偿分摊可根据实际发电情况在月度间滚动调整，并按年度结算相关费用。第十一条 鼓励超出保障性收购电量范围的可再生能源发电量参与各种形式的电力市场交易，充分发挥
系统安全因素影响，非可再生能源发电挤占消纳空间和输电通道导致的可再生能源并网发电项目限发电量视为优先发电合同转让至系统内优先级较低的其他机组，由相应机组按影响大小承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用，并