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10月12日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，明确了各省推进进度和电力市场框架和制度安排。 在确保有利于电力安全稳定供应的前提下，有序实现电力现货市场全覆盖。2023年底，全国大部分省份/地区具备电力现货试运行条件，“新能源+储能”进入现货市场！ 各省推进的时间节奏 不同的电力交易市场给出了各自的结算时间如下表所示。  部分地区分布式将参与市场！ 根据文件，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。 分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。暂未参与所在地区现货市场的新能源发电主体，应视为价格接受者参与电力现货市场出清，可按原有价格机制进行结算，但须按照规则进行信息披露，并与其他经营主体共同按市场规则公平承担相应的不平衡费用。 “新能源+储能”将参与市场！ 通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。为保证系统安全可靠，参考市场同类主体标准进行运行管理考核。 绿电纳入中长期交易，放宽新能源中长期的比例 考虑新能源难以长周期准确预测的特性，为更好地适应新能源参与现货市场需求，研究对新能源占比较高的省份，适当放宽年度中长期合同签约比例。 绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同电量部分按照市场规则，明确合同要素并按现货价格结算偏差电量。 明确现货市场出清价格上下限 价格上限：应满足鼓励调节电源顶峰需要并与需求侧响应价格相衔接， 价格下限：设置可参考当地新能源平均变动成本。 严格落实燃煤发电上网侧中长期交易价格机制，不得组织专场交易，减少结算环节的行政干预。        |
