火电价格
99.996%左右，电力系统备用率保持在10-15%，天然气储备能力达到20天，燃煤电厂电煤储备能力达到15天。
4.节能环保。到2025年，全市火电机组平均供电煤耗低于290克/千瓦时;电网线损率
改革
按照国家油气体制改革部署，持续优化天然气管网运营机制。在确保天然气供应安全稳定的前提下，积极稳妥推进燃气设施公平开放，完善与管网运营机制相适应的天然气产供储销体系和价格形成机制。
3.加快
/kWh，火电价格因燃料价格波动从0.1-0.4元/kWh不等，基于20年长期煤价平均为0.189元/kWh)。
钙钛矿电池因其转化效率上限更高，度电成本更低，成为目前公认的下一代光伏电池技术。在
)》，晶硅太阳能电池中转换效率最高的 p 型单晶电池已将效率提升至2021年的23.2%，对应组件效率约在20%区间。同时，光伏已实现度电成本趋近或低于火电(2021年光伏最低中标价低至0.1476元
投运发电容量920万千瓦，其中：风电710万千瓦、火电200万千瓦、光伏20万千瓦，累计发电量已突破1500亿千瓦时，实现产值达450亿元。2021年全县在建发电项目422万千瓦，其中：火电200万千
的空白。
调峰火电方面：积极推动常乐电厂二期2100万千瓦项目建设，力争2023年建成投运。
新能源装备制造方面：借助酒湖工程剩余项目启动之机,支持顶松、酒钢塔筒等现有新能源装备制造企业扩大产能
半年以来，光伏产业链价格持续上涨，至今仍位居高位。原本行业预计的随着技术进度，光伏系统价格将随之下降，但当前系统价格一路水涨船高。纵览近期EPC报价，光伏电站建设成本已然超过4元/瓦。 据时璟丽老师介绍
，举步维艰。2015年，用户侧分布式光伏+储能，火电储能联合调频电站，发电侧规模储能成为储能发展的三驾马车，带动了中国储能市场的启动。也正是在这一年，江苏天合储能有限公司正式成立，成为全球光伏
，2021全年规划、投产、在建的独立储能电站总规模超过了17GW/34GWh,涉及20多个省区。
当然，在看到储能巨大发展机遇的同时，我们也注意到储能产业仍存在许多不确定性的风险。
首先是原材料价格
，火电机组年均应回收15.5亿元，折合0.034元/千瓦时，其中光伏电站应承担0.017元/千瓦时。变动成本为估算方便仅计算燃料费用。根据《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，5500千卡动力煤
中长期交易价格为每吨570元至770元(含税)。不考虑运费(火电所在地与煤源重合)的情况下，假设5500千卡动力煤价格为700元/吨(随着碳达峰碳中和工作持续推进，供给端收缩的速度将快于需求端，煤炭
废旧动力电池综合利用骨干企业，推进退役动力电池在储能、备电、充换电等领域规模化梯次利用。推动再制造产品规模化发展。加强工业固废综合利用的技术研发，推动工业副产石膏综合利用产业与火电、化工等上游产业精准
，理顺输配电价结构，健全居民阶梯电价制度和分时电价政策，探索建立分时电价动态调整机制。明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位，建立健全促进可再生能源规模化发展的价格
压力大，风光分摊巨额成本
以2022年2月为例，火电厂承担了所有的调峰任务。获得补偿额22664万元。扣除调峰辅助服务分摊及考核费用，实现净收益18951万元。
一方面，深度调峰给火电带来了收益。但
调峰毕竟是降低出力，减少发电，数据的另一方面，或许也说明河南省火力发电压减出力的压力不小，火电的利用小时数可能一再下降，形势严峻。
调峰补偿的分摊，以2022年2月为例，超过80%的补偿分摊由
。
Sunwiz总经理/澳大利亚清洁能源委员会董事 Warwick Johnston
为了支持澳大利亚从以火电为主快速转型为以可再生能源的分布式电网，储能将是其中的关键增长市场
(针对可再生能源的固定价格回收制度)。2022年开始，在FIT制度的基础上，开始推行与市场关联更大的FIP制度。FIP制度的开始不仅仅意味着FIT制度的结束，同时也为光伏市场带来了新的活力与商机
，新能源装机规模超过火电装机规模，新能源发电量占总发电量比重达到35%以上。到2030年，新能源发电总量力争超过火电发电总量，新能源装机规模占总装机规模比重超过60%，成为电力系统主体电源。
重点任务
百万千瓦级风电基地;以区域电网为支撑，依托已建成跨省区输电通道和火电点对网输电通道，重点布局沙漠、戈壁、荒漠新能源基地;开展光伏治沙示范应用，因地制宜科学选择治沙模式，有序推进风电和光伏发电集中式开发
