跨省跨区中长期电力交易
，长期以来我国电力按省域平衡，光伏等可再生能源以就地消纳为主，缺乏跨省跨区消纳政策和电价机制。目前，完善省际间辅助服务补偿和交易机制，放开用户和售电企业的省外购电权，建立中长期市场+现货市场模式的全国
计划，水电、核电按承担基荷的容量安排计划。供热方式合理、实现在线监测、符合环保要求并达到国家规定热电比的热电联产机组发电，在采暖期按照以热定电原则安排计划。
跨省跨区资源利用保障方面，国家规划内的既有
购电价格。
跨省跨区资源利用保障方面的优先发电价格按照《国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》(发改价格〔2015〕962号)有关精神，由送电、受电市场主体双方在自愿平等
定电原则安排计划。
跨省跨区资源利用保障方面，国家规划内的既有大型水电、核电，按照不低于上年实际水平或多年平均水平安排计划；网对网送电按照地方政府协议安排计划；国家规划内的既有煤电机组，采取点对
，应积极通过参与本地电力市场确定交易价格；未能成交的部分，执行本地区同类型机组市场化形成的平均购电价格。
跨省跨区资源利用保障方面的优先发电价格按照《国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成
、光伏发电企业开展中长期电力交易，实现有关风电、光伏发电项目无需国家补贴的市场化发展。
阳光解读：推行电力市场化交易是电力体制改革的重要方面，2018年国家发展改革委、国家能源局下发《关于积极推进
强制收购义务的情况下，购售电合同（PPA）不能续签的风险较低。本通知规定购售电合同（PPA）期限应不少于20年，能够覆盖新能源项目绝大部分生命周期，有助于外国资本投资的信心增长。
九、结合跨省跨区输电
风电、光伏发电的平价、低价上网项目免去了消纳之忧，为行业进一步发展提供了一个政策环境相对稳定的增量空间。 跨省跨区输电通道的外送功能被再次强调。《通知》指出，鼓励具备跨省跨区输电通道的送端地区
行业进一步发展提供了一个政策环境相对稳定的增量空间。 跨省跨区输电通道的外送功能被再次强调。《通知》指出，鼓励具备跨省跨区输电通道的送端地区优先配置无补贴风电、光伏发电项目，不要求平价、低价上网项目
来讲，真正能够发挥作用的其实主要就是土地、并网消纳以及绿证相关的落实情况。这是第一种类型，本省内的大型地面，包括风电、光伏的全额上网的项目。
第二类就是跨省的基地项目，我们主要考虑到一些特高压配套的
波动是由可再生能源基金来差额补足的，意味着它承担整体的波动，但是现在完全依靠市场化的购售电合同还是需要电网来承担电价波动的问题，跨省基地的项目还牵扯到两端，特别是售端地区的火电电价以及相关的输电通道的
用电负荷较大且持续稳定的工业企业、数据中心和配电网经营企业与风电、光伏发电企业开展中长期电力交易，实现有关风电、光伏发电项目无需国家补贴的市场化发展。
七、降低就近直接交易的输配电价及收费。对纳入国家
电力市场化交易(就近直接交易试点和分布式市场交易除外)。
九、结合跨省跨区输电通道建设推进无补贴风电、光伏发电项目建设。利用跨省跨区输电通道外送消纳的无补贴风电、光伏发电项目，在送受端双方充分衔接落实消纳
可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的承担配额义务的市场主体优先完成可再生能源电力配额相应电力交易。在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担配额义务的市场主体给予提醒。承担配额义务的
峰谷肯定是竞价制，15分钟报价。一个成熟的电力市场，它的中长期能源合同占电量的80%，日前交易的合同应该占15%，实时交易的合同5%，储能在最后的5%，将有比较大的空间。也就是说储能可能会改变跨区
，现在是多种功能，不论是省内的新能源消纳、跨省的新能源消纳、电网的暂态支撑，在一天的曲线中间全部得到了应用，它突破了传统对电网作为资源调配的平台。
我们现在提出电网的聚合效应，起码有一个功能可能是
