购电侧

〕1439号)、《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》(发改办价格〔2021〕809 号)、《国家发展改革委 国家能源局关于印发售电公司管理办法》(发改体改规
售电公司购电)，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电;鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。不需要分别参与交易的用电企业，生产用电及配套辅助生产、办公等用电

核电项目核准建设。 提升电力系统调节能力。加强抽水蓄能等调峰电站建设，推进煤电灵活性改造，推动新型储能发展，优化电网调度运行方式。优化全国电网格局。引导用户侧参与市场化需求侧响应，推动源网荷储
电力市场化交易。深化电力中长期交易，不断扩大市场交易规模。深入推进电力现货市场建设，推动具备条件现货试点转入长周期运行。积极推动辅助服务成本向用户侧疏导，通过市场机制充分挖掘供需两侧的灵活调节能力，有序

政策) 近日，2021年12月各地陆续公布电网企业代理购电价格，数据显示27省市执行最新峰谷电价表、其中14省市尖/高峰低谷电价差已大于0.7元/kWh，为用户储能的商业化踢进了临门一脚
锤炼技术、练好内功，不断提升综合管理水平以达到0安全隐患的目标。而在储能0安全事故记录的保持者中，阳光电源有许多可圈可点之处。 阳光电源采用防、护、消、泄的设计理念，应用行业领先的直流侧安全管理技术

全省电力市场规模约3800亿千瓦时，包括直接参与市场交易和电网企业代理购电。 在市场主体方面，通知明确： 发电侧 符合市场准入条件的燃煤发电机组全部参与电力市场。燃煤发电机组、新能源、独立
的由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加等组成。 售电侧 符合《国家发展改革委 国家能源局关于印发〈售电公司管理办法〉的通知》(发改体改规

电力市场的要求，2022年全省电力市场规模约3800亿千瓦时，包括直接参与市场交易和电网企业代理购电。 二、市场主体 (一)发电侧 符合市场准入条件的燃煤发电机组全部参与电力市场。燃煤发电
;暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加等组成。 (三)售电侧 符合《国家发展改革委 国家能源局关于印发〈售电公司

，按购电价格+输配电价+政府基金附加支付电费; ●对暂未直接从电力市场购电的用户，建立电网代理购电机制; ●居民、农业用电继续执行现行目录销售电价。 目前，各项改革工作正在有序推进，市场反应平稳。 省能源局相关负责人认为 电价改革将有效挖掘需求侧负荷调节能力，保障电力供需平衡和电网安全稳定运行。

实施方案(试行)》。实施方案指出，代理购电价格包含平均上网电价、辅助服务费用、保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益分摊三部分。其中现阶段辅助服务费用主要包括储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等
费用，相关费用由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊。储能、抽水蓄能电站的费用具体按电网企业每月实际发生成本的金额确定，需求侧响应等费用的计算按国家及广东省相关规定执行。如国家或

11月30日，安徽省发改委发布了关于公开征求对《进一步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知(征求意见稿)》意见的公告。 对峰谷电价浮动比例做了调整。在工商业用户用电价格(购电价格+输配电价
:30-21:00;低谷时段21:00-7:00;平时段7:00-9:00、11:30-15:30。 平时段电价按市场交易购电价格或电网代理购电平均上网价格执行，高峰和低谷时段用电价格在平时段电价基础上分别

11月30日，安徽省发改委发布了关于公开征求对《进一步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知(征求意见稿)》意见的公告。 对峰谷电价浮动比例做了调整。在工商业用户用电价格(购电价格+输配电价
:30-21:00;低谷时段21:00-7:00;平时段7:00-9:00、11:30-15:30。 平时段电价按市场交易购电价格或电网代理购电平均上网价格执行，高峰和低谷时段用电价格在平时段电价基础上