清洁燃煤
体制越来越难以适应绿色电力的发展。
目前，我国对新能源实行燃煤机组标杆电价+财政补贴的固定上网电价机制，财政补贴部分等效用于支付新能源的环境效益。然而，这套电价补贴政策正在面临越来越大的资金补贴缺口
却没有参与中国绿证购买，原因是对中国的绿证制度尚未建立信任。这些外企对绿证的额外性有非常严格的要求，只有当每购买一张绿证能保证额外的可再生能源电力上网时，才满足他们的采购目标。但过去碳减排领域清洁发展机制
0.7，但电力局跟老百姓说的却只有脱硫燃煤电价，没有补贴，老百姓都说经销商是骗子，叫拆设备退钱。扶贫项目，都是垫资安装的，还拆设备退钱，要人命了。
经济方面的损失，客户方面的压力，特别是很多客户都是
。
所以，有些坐不住的人，已经开始琢磨干点别的了。
在另外一个调研中，大部分人表示，都在琢磨要干点啥。
伏妹也是把大家的答案整理了一下，希望能给更多人启发：
01清洁取暖类
北方地区的
电力用户发用电计划，全电量参与交易，并承担清洁能源配额。
据悉，通知要求认真落实中央经济工作会议和政府工作报告各项部署，继续有序放开发用电计划，加快推进电力市场化交易，完善直接交易机制，深化电力体制
、电力用户和售电企业等市场主体准入标准、准入程序和退出机制，向社会公布。
(三)各地要取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制，鼓励电网企业根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与跨省跨区电力交易，首先
、广东和四川同比分别降低434、73、64和12小时，青海、贵州、广西和湖北同比分别增加475、434、285和15小时;全国火电设备平均利用小时为2126小时(其中，燃煤发电设备平均利用小时2184小时
下降5.5%;核电204亿元，同比增长11.6%;风电190亿元，同比下降7.8%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的69.5%，比上年同期降低0.6个百分点。
1-6月份，全国电网工程完成投资2036亿元，同比下降15.1%。
文章来源：中电联行业发展与环境资源部
为青海格尔木基地0.31元/千瓦时，已低于当地燃煤标杆电价。光伏平价上网或已具备充分理由。
或许，用恰逢其时描述新政出台的时机更为确切。从可再生能源基金收入的角度来看，长期以来，由于自备电厂基金欠收
边界条件有严格把控，中标价格普遍低于同类资源区光伏电站上网标杆电价，青海格尔木基地已实现低于当地燃煤标杆电价，协鑫集团在青海领跑者项目的投资招标中也已报出0.32元/千瓦时的价格;而在海外市场中，由于
千瓦时2.44卢比(约合人民币0.24元)，再创新低。相关人员表示，该项目主要位于拉贾斯坦邦，太阳辐照强烈，土地价格低廉，电价比燃煤发电低30%以上。如果放弃低价清洁的光伏，转而使用高价、高污染的煤电
，加快放开煤电，有序推进水电、风电、太阳能发电、核电、分布式发电参与交易，规范推进燃煤自备电厂参与交易。在用户方面，放开所有符合条件的10千伏及以上电压等级用户，支持放开年用电量超过500万千瓦时以上的
用电侧放开节奏，明确放开各类发电企业、用户进入市场的时间，明确放开比例，完善准入退出机制。鼓励跨省跨区网对网、网对点交易，对有条件的地区，有序支持点对网、点对点交易，支持清洁能源开展交易。进一步完善交易
瓦(截至2016年底统计数据)的自备电厂，对应年可再生能源附加费约为110亿元，这部分经费一直没有收上来。虽然国家发改委办公厅在3月22日下发了《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案(征求意见稿)》，对
全国燃煤自备电厂的建设和运行提出了24条整治意见，但至今正式稿还没有发布。我国光伏发电产业规模以年度翻番的速度扩张。随着上游多晶硅板及其他光伏装备造价的大幅下降，2017年我国光伏电站平均建设成本已降至
两侧入手，提高参与度;二是煤炭、钢铁、有色、建材4个行业成为改革的突破口和着力点，全面放开发用电计划，建立基准电价+浮动机制的价格形成机制;三是抓紧建立清洁能源配额制。
在这则通知的背后，是我国
电力市场化交易;推进规划内的风电、太阳能发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火电发电权交易及跨省跨区现货交易试点等;有序推进燃煤自备电厂自发自用以外电量按交易规则参与交易;鼓励核电机组
要素价格市场化改革。为此，电力市场化交易改革顺势而为，迎难而上。
大幅提高市场化交易电量规模，要计划放开，取消限制。《通知》提出，进一步推动发用电计划放开，发电侧除了清洁能源、调节性电源等优先发电
与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易。
大幅提高市场化交易电量规模，要提高供给侧的参与度，推进各类发电企业进入市场。《通知》要求，2015年《中共中央 国务院关于进一步深化
