补偿规则
贷款再贴现支持普惠金融力度。(人民银行、银保监会、财政部、国家发展改革委、工业和信息化部等按职责分工负责，3月底前出台相关政策，年内持续推进)延长小微企业融资担保降费奖补政策，完善贷款风险分担补偿机制
牵头，年内持续推进)国家支持平台企业创新发展、增强国际竞争力，同时要依法规范发展，健全数字规则。强化反垄断和防止资本无序扩张，坚决维护公平竞争市场环境。(国家发展改革委、科技部、工业和信息化部、财政部
出台相关政策，年内持续推进)延长小微企业融资担保降费奖补政策，完善贷款风险分担补偿机制。(财政部牵头，银保监会等按职责分工负责，6月底前出台相关政策，年内持续推进)加快信用信息共享步伐。(国家发展改革
持续推进)健全防范和化解拖欠中小企业账款长效机制。(工业和信息化部、财政部、国务院国资委牵头，年内持续推进)国家支持平台企业创新发展、增强国际竞争力，同时要依法规范发展，健全数字规则。强化反垄断和防止
管理工作的通知(发改能源〔2016〕1150号)
(五)国家能源局关于印发《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》的通知(国能发监管〔2017〕67号)
(六)国家发展改革委 国家能源局关于印发
费用等收取依据、实际收取情况。
(六)清洁能源参与辅助服务市场情况。包括电网企业是否有效执行电力辅助服务市场运行相关规则;清洁能源发电企业是否公平参与辅助服务市场;辅助服务费用结算是否及时、足额
2020年，河南能源监管办认真落实国家能源局电力辅助服务市场建设工作部署，制定电力辅助服务市场方案，印发电力调峰辅助服务交易规则，加强政策和规则宣贯培训，推进建设技术系统平台，统筹做好与区域辅助服务
44.43亿千瓦时，合计补偿费用6.9亿元，平均挖掘调峰容量320万千瓦以上，相当于减少弃风弃光电量约23亿千瓦时，占同期新能源发电量的比例为7.5%，实现了清洁能源和火电发展的双赢，同时也规范了电力
《价格法》相关规定履行听证会制度，论证其必要性、可行性，并报国家发改委、国家能源局审核。由此给可再生能源企业合法权益造成的损失，应予以补偿。
三是建议逐步将煤电机组转变为调峰电源。建议以新发展理念与
。作为全球电压等级最高、系统规模最大、资源配置能力最强、运行最稳定的电网，中国国家电网完全有能力接入更高比例的可再生能源电力并保持稳定运行，但需进一步提高煤电调峰能力,完善调峰调频辅助服务补偿机制,对
江西省能源局联合印发的《江西电力辅助服务市场运营规则(试行)》要求，国网江西省电力调度控制中心自2021年1月21日起组织统调电厂开展省内辅助服务试运行。根据《规则》，江西电力辅助服务市场设置了深度调峰
江西送电的三峡、葛洲坝两个省外发电企业。
试运行一个月以来，累计通过市场化手段调动调峰资源消纳新能源约1.6亿千瓦时，交易产生补偿费用约3661万元。市场激励效果明显，火电盈利模式得到扩展，促进
电网系统新能源消纳能力具有重要意义，但由于市场主体间信息共 享不充分、新型要素市场规则建设滞后，共享储能市场化运营成效不显著。
2020年12月2日，青海省单日新能源发电量首次突破1亿千瓦时，达到
电量2987万千瓦时，充放电效率达到79.65%，获得补偿费用合计2095万元。平台引导省内335座新能源电站参与储能辅助服务市场交易， 新能源增发电量为3866万千瓦时，实现了多方共赢。
华北电力
行业配额总量和基准值。合理统筹各地区配额分配，审慎核定各省设定的地区供电配额修正系数，用市场机制更好发挥煤电的兜底保供和灵活性调节电源作用。完善交易机制和规则，尽快发布中国核证减排量(CCER)抵消
过渡到顺价模式。总结市场电价结算经验，研究相关措施扩大市场峰谷价差，引入容量补偿机制，促进不同类型机组进入市场，使价格机制满足现货市场要求。
二是加强中长期市场和现货市场的协调。合理确定中长期
期间，我国储能行业缺乏商业模式，储能的多元化价值尚不能充分挖掘，现有机制条件下对储能的多重功用也缺乏合理补偿，这是目前储能行业发展面临的最主要障碍。岳芬对记者表示，目前，共享模式、租赁模式、代理运营商模式
储能与负荷协调优化运行的价值体现。
建议国家层面明确发展路线图
展望十四五，储能如何改变夹缝中求生存的现状，岳芬直言，随着电力市场改革的深入，十三五期间，多地市场规则逐步在储能参与市场交易的身份
实施方案和交易规则有关规定，为更好统筹火电调峰补偿和新能源分摊，经各方协调研究，12月份结算调节系数K值采取分档核定方式进行调整，按照规则统筹从两个细则月度考核资金来源1000万元作为补偿
