储能与电力市场获悉，近日，云南省发展和改革委员会发布了《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》。该实施方案指出：
建立燃煤发电调节容量市场。
先期鼓励未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风电和光伏发电企业（含已建成项目），自行向省内燃煤发电企业购买系统调节服务。
燃煤发电调节容量价格由买卖双方在 220 元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。
未自建新型储能设施、未购买共享储能服务且未购买燃煤发电系统调节服务的新能源项目上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算，结算差额资金纳入电力成本分担机制。
强化新能源落实储能或调节服务责任，并与储能电价政策、分时电价机制改革相协调，实现不同调节方式的成本收益保持相对平衡，共同维护电力系统运行安全。
具体条款如下：
设立燃煤发电调节容量市场。按照各类电源、用户对调节能力和系统容量的不同需求差异化分摊调节容量成本，逐步建立与系统负荷曲线一致性相挂钩的调节容量市场交易机制。先期鼓励未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风电和光伏发电企业（含已建成项目），自行向省内燃煤发电企业购买系统调节服务。燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行期先按烟煤无烟煤额定装机容量的 40%参与燃煤发电调节容量市场交易（褐煤发电企业暂不参与），并根据市场供需变化动态调整。燃煤发电调节容量价格由买卖双方在 220 元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。未自建新型储能设施、未购买共享储能服务且未购买燃煤发电系统调节服务的新能源项目上网电价按清洁能源市场交易均价的 90%结算，结算差额资金纳入电力成本分担机制。风电和光伏发电企业所购容量超出自用部分，可参与调节容量市场进行交易。
支持新能源加快发展。综合考虑风光资源、开发成本，区分存量与增量，认真执行现行政策，坚持市场化改革方向，择机出台新能源价格形成机制相关政策，保障新能源开发合理收益，充分调动各方面积极性，加快建设新能源大省。强化新能源落实储能或调节服务责任，并与储能电价政策、分时电价机制改革相协调，实现不同调节方式的成本收益保持相对平衡，共同维护电力系统运行安全。
本方案自 2023 年 1 月 1 日起试行，方案原文如下：
