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落实煤电容量电价，深化新能源上网电价市场化改革，研究完善储能价格机制。严禁对高耗能行业实施电价优惠。强化价格政策与产业政策、环保政策的协同，综合考虑能耗、环保绩效水平，完善高耗能行业阶梯电价制度。
加强煤炭清洁高效利用，推动煤电低碳化改造和建设，推进煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。

制定工业重点领域能效标杆水平和基准水平(2023年版)。加快构建优质高效服务业新体系，深化先进制造业和现代服务业融合试点。二是战略性新兴产业蓬勃发展。
加强可再生能源消纳利用，实施可再生能源替代行动，完善新能源上网电价形成机制，进一步扩大跨省区绿电交易规模，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力，稳步提升可再生能源消费比重。

面对困难，中国光伏企业团结一致共渡难关，一方面是敢于斗争，善于斗争，推动中国政府和欧盟达成了双赢的合作协议，另一方面是推动国家光伏标杆上网电价的形成，促进了国内光伏市场的快速形成。
换句话说，如果我们的光伏现在发电成本降到1毛钱的成本了，我们还是4毛钱的上网电价?

落实国家煤电容量电价机制，探索建立我省气电价格联动的天然气发电上网电价政策，推动已纳规煤电、燃气机组建成投运。(责任单位：省发展改革委、省能源局)(五)保障电网项目建设用地需求。
培育和集聚新型储能标杆企业，布局储能示范及产业化项目，推动新能源+储能产业发展。探索午间谷电，拉大峰谷价差，支持用户侧储能发展。

纳入2021、2022年建设方案并如期并网的光热项目，上网电价按照煤电基准电价执行(青海煤电标杆电价为0.3247元/kWh，风电、光伏执行0.2277元/kWh)。
2)光热项目电价：执行煤电基准价光热项目应单独结算、单独计量纳入2021年、2022年开发建设方案且按期建成的本地消纳项目：光热上网电价按照煤电基准电价执行(青海煤电标杆电价为0.3247元/kWh，风电

建议由价格主管部门根据氢燃料电池的发电成本，尽快厘定上网电价，高于各地标杆电价部分，由国家可再生能源电价附加资金给予补贴。
目前燃料电池并网发电的技术还不成熟，政策尚未出台，燃料电池发电与可再生能源发电、以及传统煤电上网发电存在较大差异，当前技术主要用于车辆等移动场合。现有的新能源并网发电政策也不适用于燃料电池发电。

对于跨省跨区煤电(包括跨省区输电通道配套煤电)，要严格落实国家煤电上网电价“基准价+上下浮动”市场化价格机制相关要求。四、完善市场价格形成机制(一)引导市场交易电价充分反映成本变化。
对于足额签订电力中长期合同的煤电企业，各地应优先协调给予煤炭和运力保障，支撑电力中长期合同足额履约。(二)鼓励签订多年中长期合同。

对于跨省跨区煤电（包括跨省区输电通道配套煤电），要严格落实国家煤电上网电价“基准价+上下浮动”市场化价格机制相关要求。四、完善市场价格形成机制（一）引导市场交易电价充分反映成本变化。
对于足额签订电力中长期合同的煤电企业，各地应优先协调给予煤炭和运力保障，支撑电力中长期合同足额履约。（二）鼓励签订多年中长期合同。

结合我省电力系统运行实际，落实支持灵活性煤电机组、水电、新型储能等调节性电源运行的价格补偿机制和市场化的发电容量成本回收机制。
落实水力、光伏、风力、垃圾焚烧、农林生物质等可再生能源发电上网电价政策，考虑贵州电力系统调峰需求，合理确定抽水蓄能电站建设规模，有序落实抽水蓄能电站容量电价机制，提高系统灵活调节能力，促进新能源和储能产业发展

2、山西省光伏项目参与电力市场化交易压力大作为电力交易试点地区，山西省新能源项目的上网电价是让投资企业心里最没底的因素。山西省煤电基准价为0.332元/kWh。
以山西电力现货市场建设试点为例，它们对于新能源实际出力与短期预测出力的偏差超出50%的部分，按照标杆电价计算超额收益并回收。

推动煤电高效清洁转型。推动煤电行业实施节能降碳改造、灵活性改造和供热改造“三改联动”。有序淘汰煤电落后产能，分类处置符合淘汰关停条件和服役期满的煤电机组。
发挥煤电支撑性和调节性作用。做好电力保供，根据发展需要合理建设先进清洁煤电，加快在建项目投产，确保“十四五”前期新建的5台66万千瓦支撑性煤电机组按期并网。

加强煤电油气运调节，促进电力充足供应。密切跟踪原材料价格上涨对中小微企业造成的影响，推动产业链供应链平稳运行。 (二)着力抓产业促转型，加快建设现代产业体系。
持续推进燃煤发电上网电价市场化和输配电价改革，完善供水、天然气管道运输等价格管理机制，规范教育、垃圾处理、托幼养老等重点领域收费管理。深化国资国企改革。