跨省交易
。中长期交易：充分发挥电力中长期合约“压舱石”作用，售电公司、批发用户全年中长期合约电量原则上不低于实际用电量的80%。年度交易合约电量为购电方扣除政府授权中长期合同电量、跨省区交易电量后的市场电量
年市场化交易电量达3.7万亿千瓦时，但其中清洁能源发电和省间电力交易比重偏低，占比分别仅为3%、18%，市场对于清洁能源配置的促进作用亟待增强。加快构建全国统一电力市场，促进跨区跨省电力交易，将打破省
。2012-2021年，全国非化石能源发电量增量占全部发电量增量的53.8%，非化石能源逐步成为发电供应的增量主体。电网资源优化配置能力和安全运行水平世界领先。跨区跨省输电通道加快推进，全国“西电东送”规模超过
，2013—2021年，电力行业累计减少二氧化碳排放约80.4亿吨。全国碳排放权交易市场第一个履约周期顺利收官，截至2021年底，碳排放配额(CEA)累计成交量达到1.79亿吨，日均交易规模超过125
3.7万亿千瓦时，但其中清洁能源发电和省间电力交易比重偏低，占比分别仅为3%、18%，市场对于清洁能源配置的促进作用亟待增强。加快构建全国统一电力市场，促进跨区跨省电力交易，将打破省间壁垒和市场分割，推动
价格、上网电价、销售电价联动机制，适时推动形成电价与碳价有机融合的价格体系，将真实反映能源价格和供求关系，有效体现能源供应、碳减排和生态环境成本。建立健全调峰等辅助服务补偿和跨省跨区交易机制，科学测定辅助服务成本
。建立健全电力需求侧响应交易平台，引导用户侧可调节资源以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等新兴市场主体参与需求响应示范。4.推动电力系统数字化转型。依托先进量测、5G通信、大数据、物联网等技术
电量入市交易，及时疏导发电成本，推动火电企业可持续发展。推动小水电集中式管理和智能化运维托管，提升负荷高峰时段小水电的顶峰能力。加强全省风电、光伏发电的出力预测管理，开展风电场抗冰改造，提升风电
）加大清洁能源引入力度构建区域性能源综合大受端，加快清洁能源多方汇聚，提升能源基础设施跨省跨区互联互通水平和调入能力。加大区外清洁电力受入能力，推动华中交流特高压环网建成投运、祁韶直流满功率运行、雅江直流
电量送入水平，确保新建跨省跨区输电通道可再生能源电量占比不低于50%。充分发挥国家天然气干线对湘东、湘中和湘南用气负荷中心的支撑作用，加快推进新粤浙广西支干线和省际联络线气源通道建设，大力提升广西海气入
、运行管理机制和可再生能源电力交易机制；完善规模化沼气、生物天然 气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用扶持政策和保障机制。持续深化电价改革，积极配合国家进一步完善省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程
和政策的制定和实施。探索建立省际间 能源安全与发展协调机制，协调开展跨省区电力、天然气等能源 输送通道及储备等基础设施和安全体系建设。按年度建立能源绿色低碳转型和安全保障重大政策实施、重大工程建设
用电集中的区域，大力培育负荷聚合商。鼓励在增量配电网区域开展源网荷储一体化示范。探索建设储能设备、分布式能源、智能用电设备与电网友好互动的虚拟电厂。建立健全电力需求侧响应交易平台，引导用户侧可调节资源
设备消缺。完善政企联动储煤机制，提高电厂储煤积极性，确保迎峰度夏、度冬期间电煤储备水平在30天以上，确保电厂稳发满发。建立煤电价格联动机制，推动火电全电量入市交易，及时疏导发电成本，推动火电企业
发电厂（站）。风电、光伏发电厂（站）在交易时段内纳入分摊的 上网电量为全部上网电量。原文如下：国网华中分部，河南、湖北、湖南、江西省各有关电力企业：为贯彻落实《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国
统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）等文件精神，完善华中区域电力调峰、备用资源跨省共享和调用机制，我局会同国家能源局河南、湖南监管办组织对《华中电力调峰辅助服务市场运营
简称《通知》)，旨在深入推进能源领域“放管服”改革，着力培育和激发市场主体活力。《通知》切实维护公平竞争的市场秩序，深入推进公平竞争实质性审查，鼓励市场主体参与跨省跨区交易。2022年5月
，国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，明确提出要提高电网接纳分布式新能源的能力，稳妥推进新能源参与电力市场交易。2022年6月，国家发展改革委、国家能源局
