考核补偿

可能向上游发电侧传导，导致上网电价降低。随着电改的推进，电力市场化交易规模的不断扩大，可能进一步拉低火电平均上网电价，进而对平价新能源项目带来更大的盈利压力。 2、电力辅助服务补偿分摊机制设计不合理
，同比增长85.95%，其中，调峰费用共50.09亿元，同比增长100.3%;备用费用47.41亿元，同比增长141.6%。这两类服务在新能源发电装机比例较高的电网意义非同寻常，调峰、备用补偿费用的大幅

项目投入使用。 2.1.2 火电联合调频 储能在发电侧的另一大应用是与火电机组联合参与电网调频等辅助服务，获得相应的调频补偿收益。 保持电力的输出与负荷端的实时平衡是电网重要的任务。频率表示交流电
。火电机组由锅炉、汽机、发电机及众多辅机组成，系统惯性大，调频效果也较差，具体表现为调节延迟、调节偏差(超调和欠调)、调节反向、单向调节、AGC补偿效果差等现象。而储能系统的调频效果更好，表现为响应速度

。 电力辅助服务市场(补偿)机制相关规则另行制定。 第四条电力市场成员应当严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的合法权益。 任何单位和个人不得非法干预市场正常运行
长期电力供应安全。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制。 第五章 价格机制 第三十七条除计划电量执行政府确定的价格外，电力中长期交易的成交价格应当由市场主体通过双边协商、集中交易等

电量)视为厂网间双边交易电量，签订厂网间购售电合同，相应合同纳入电力中长期交易合同管理范畴，其执行和结算均须遵守本规则。 电力辅助服务市场(补偿)机制相关规则另行制定。 第四条 电力市场成员应当
省份，可建立容量补偿机制。 第五章 价格机制 第三十七条除计划电量执行政府确定的价格外，电力中长期交易的成交价格应当由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。 电能量市场化

交易费用9.3亿元、结算AGC交易费用2.5亿元，发挥市场的资源配置决定性作用，引导火电机组为可再生能源让渡发电空间69.8亿千瓦时。 三是认真做好可再生能源机组并网运行非现场监管。通过机组运行考核与
辅助服务补偿两个细则体系、可再生能源发电并网及消纳监管、12398热线等机制，全年常态化开展非现场监管。印发了光伏电站并网运行管理实施细则，将光伏电站纳入两个细则管理;修订风电场并网运行管理实施细则

居民同等准入条件、同等审核流程、同等保障标准申请享受公共租赁住房保障，逐步实现农民工住房保障常态化。 (二)加大各类棚户区改造力度 继续推进各类棚户区改造。依法合规推进棚改，切实做好土地征收、补偿
节水型城市考核有关标准，全面开展节水型居民小区、节水型单位、节水型企业建设活动，使节水成为每个单位、每个家庭、每个人的自觉行动。 深入开展工业节水。鼓励工业园区集约利用水资源，强化园区用水管理，实行

12月30日，国家能源局新疆监管办下发关于吉泉直流配套电源开展两个细则管理的通知。根据通知要求，自2019年10月1日起，吉泉直流配套电源独立开展两个细则管理。吉泉直流配套新能源暂不参加疆内两个细则考核和补偿，待条件成熟后再予以研究调整。

大气污染等方面发挥了重要作用，为调整能源结构、实现绿色发展做出了积极贡献。但伴随可再生能源产业快速发展，法律有关开发利用规划、全额保障性收购、费用补偿等部分法律制度，也存在统筹协调不够、落实不到位
上网电价高于煤电标杆电价的部分通过可再生能源发展基金补偿。2019年将上网标杆电价调整为指导价，新增项目上网电价通过竞争方式确定。同时电价附加征收标准逐步提高，由初期每度电0.1分调整为2016年每度电

电网公司、贵州金州电力有限公司) (三)建立完善市场化消纳机制。进一步完善省内水电火电发电权交易机制，适时启动汛期停机存煤补偿交易。加快建设电力辅助服务市场，探索建立煤电机组深度调峰、旋转备用等市场化
补偿机制，推动开展煤电机组调峰补偿交易。探索开展风光水能互补可再生能源消纳试点。探索建立黔电送粤曲线外市场化交易，提升汛期夜间可再生能源消纳能力。研究建立可再生能源参与电力直接交易机制。(责任单位：省

、落实控制温室气体排放目标和治理大气污染等方面发挥了重要作用，为调整能源结构、实现绿色发展做出了积极贡献。但伴随可再生能源产业快速发展，法律有关开发利用规划、全额保障性收购、费用补偿等部分法律制度，也
基于固定电价下的补贴政策，明确上网电价高于煤电标杆电价的部分通过可再生能源发展基金补偿。2019年将上网标杆电价调整为指导价，新增项目上网电价通过竞争方式确定。同时电价附加征收标准逐步提高，由初期每