电力辅助服务市场交易

，变相压低新能源上网电价。此外，受到电力需求放缓和新能源规模不断增长的双重压力(特别是在一些新能源装机比重较高的西部地区)，电力辅助服务也成为地区性问题。《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的
克服了超规模指导建设以及规模指导本身不尽科学的问题。四、市场交易透明化长期以来，新能源电量被排除在市场化交易之外;随着新能源消纳受限，很多地方政府在市场化交易名义下安排新能源与火电进行发电权等交易

售电合同；2.获得公平的输电服务和电网接入服务；3.执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务；4.按规定披露和提供信息，获得直接交易和输配电服务等相关信息；5.具有接入电力
费、输配电费；3.按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；4.服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按调度要求安排用电；5.具有接入电力交易平台的

用电计划。在完善直接交易机制基础上，逐步放开工商业电力直接交易，推进跨省跨区电力直接交易，探索建立现货市场交易机制和辅助服务市场交易机制。 1.建立优先购电制度。全省一产用电，三产中的重要

、网损、结算方式等。替代发电按月组织，次月交易执行。已建立电力市场交易平台的，应通过市场机制开展发电权交易，通过市场机制确定电量、价格等。确定为可再生能源调峰机组的，不得参与电力直接交易。第九条鼓励自备
北京市、河北省、江西省、河南省、陕西省、西藏自治区发展改革委，各省、自治区、直辖市经信委(工信委、工信厅)、能源局，中国电力企业联合会，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司，中国华能

参与替代。替代双方依据平等协商原则，确定替代电量、交易时段、补偿价格、网损、结算方式等。替代发电按月组织，次月交易执行。已建立电力市场交易平台的，应通过市场机制开展发电权交易，通过市场机制确定电量、价格
相应社会责任并成为合格发电市场主体后，可参加电力直接交易出售富余电量。　　第三章鼓励跨省区补偿第十条积极推进跨省区辅助服务市场化。加强国家调度、区域调度、省级调度间沟通协调，充分利用地区间高峰时间差

、网损、结算方式等。替代发电按月组织，次月交易执行。已建立电力市场交易平台的，应通过市场机制开展发电权交易，通过市场机制确定电量、价格等。确定为可再生能源调峰机组的，不得参与电力直接交易。第九条鼓励自备
北京市、河北省、江西省、河南省、陕西省、西藏自治区发展改革委，各省、自治区、直辖市经信委（工信委、工信厅）、能源局，中国电力企业联合会，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司，中国华能

依据平等协商原则，确定替代电量、交易时段、补偿价格、网损、结算方式等。替代发电按月组织，次月交易执行。已建立电力市场交易平台的，应通过市场机制开展发电权交易，通过市场机制确定电量、价格等。确定
为合格发电市场主体后，可参加电力直接交易出售富余电量。第三章 鼓励跨省区补偿第十条 积极推进跨省区辅助服务市场化。加强国家调度、区域调度、省级调度间沟通协调，充分利用地区间高峰时间差，开展旋转备用

发电参与替代。替代双方依据平等协商原则，确定替代电量、交 易时段、补偿价格、网损、结算方式等。替代发电按月组织，次 月交易执行。已建立电力市场交易平台的，应通过市场机制开展 发电权交易，通过市场机制
%及以上的，在承担相应社会责任并成为合 格发电市场主体后，可参加电力直接交易出售富余电量。第三章鼓励跨省区补偿第十条积极推进跨省区辅助服务市场化。加强国家调度、 区域调度、省级调度间沟通协调，充分利用