火电交易
市场参与主体的实时交易意愿，电力现货市场正式运行后动态形成的海量市场数据，可以有效引导发用电资源调度迅速响应市场价格的波动，形成源网荷储高效友好互动的新局面，也为电源、电网的合理配置提供有效决策依据
。二是电力现货市场正式运行将推动电力市场有序竞争。新能源大发时段，电力现货市场将通过“看不见的手”，推动火电企业压降出力，促进新能源优先消纳，实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳。同时，独立储能
防止大规模弃风弃光，新型电力系统要加快构建，绿电绿证交易要全面推开，新能源装备制造要加力提效、量质齐升。新能源全产业链要力争完成投资3000亿元，新增装机规模4000万千瓦以上，提前一年实现超过火电装机规模的目标，力争新能源装机新增规模、在建规模、总体规模保持全国第1，全国新能源头把交椅不能丢。
个月就要进行全套车间设备置换。同时，全产业链规模化量产，带来成本快速下降。目前，分布式光伏发电项目度电成本已由2010年的1.7元/千瓦时下降至2023年的0.22-0.32元/千瓦时，已明显低于火电
成本，全面进入了平价上网时代。2023年8月，国家发改委、财政部、能源局联合发布了《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，明确分布式光伏上网电量可核发可交易绿证
、高污染火电机组及关停发电机组发电，火电机组不得替代新能源发电。签订价格联动合约电量及电力用户侧竞价交易优先成交电量暂不开展合同置换。(三)交易模式1.协商交易协商交易采用双边协商模式开展，即发电侧、用电侧
32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右;其中，并网风电5.3亿千瓦、并网
2.1千瓦/人。非化石能源发电装机在2023年首次超过火电装机规模，占总装机容量比重在2023年首次超过50%，煤电装机占比首次降至40%以下。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业
(储能、虚拟电网等等)，结合智能运维、功率预测、电力交易等运营能力，逐步形成未来新型电力系统和电力市场环境下的优势开发运营能力以及综合能源管理的核心竞争力。在抵御电价波动影响的同时，亦可以通过储能
、售电业务、主动参与需求侧响应等方式，获得更多增收和发展机会。2023年公司储能业务迎来新突破，新增独立储能项目200+MWh;同时售电业务高速发展，全年交易电量预计突破130亿度，增长约100%。(以上
新型电力系统，更好统筹火电与新能源协调发展，按照国家关于煤电机组容量电价政策要求，结合我省近年来电力运行实践，经征求各方意见，决定对相关规则进行修订完善，具体事项通知如下：一、调整深度调峰交易买方
成员。深度调峰交易买方调整为集中式风电和光伏，省内10(6)千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏(不含扶贫项目)及统调公用燃煤机组。二、调整火电机组(含供热机组)有偿调峰基准。火电机组有偿调峰基准调整
，全力保障能源安全可靠供应一是充分发挥监管体系保供作用。统筹制定17条监管保供措施，建立电力供需“日排查、周报告、月总结”机制，加强安全运行、市场交易、供电服务等环节监管，督促企业落实保供主体责任。提高
保供作用。用足跨省跨区交易、现货、辅助服务等市场化机制，促进电力供需平衡和省间互济。持续监测机组发电能力和一次能源供应情况，加大发电机组非停考核力度，促进机组满发稳发、应发尽发。迎峰度夏期间，机组非停
”能源规划主要目标、重点任务、重大工程等情况开展监管。强化过程监管，持续跟踪跨省跨区输电通道、油气管道、大型风光基地、分布式光伏、煤层气开发等项目推进情况，进一步加强火电规划建设情况监管。保障新能源和
新型主体接入电网。监管电网企业公平无歧视地向新能源项目提供接网服务，开展分布式光伏备案接网推进情况专项监管，重点跟踪分布式光伏备案、并网、交易、结算等情况。指导电网企业进一步优化并网流程、提高并网时效
年交易规模的60倍。下一步，国网新疆电力将全力做好国家第二批、第三批“沙戈荒”项目并网服务，落实“新能源+储能”“新能源+火电灵活性改造”等沙戈荒项目实施路径，增加系统调节能力，最大化促进“沙戈荒”项目新能源消纳，提升新能源利用率。
