煤电机组

%、核电2.3%;各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时、ink"光伏发电0.85元/千瓦时、气电0.5元千瓦时、核电0.38元/千瓦时
省间(含跨区)市场化交易电量合计369亿千瓦时，占其市场化交易电量比重16.1%。上半年，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2

产业集聚区、工业园区热电联产水平。企业自备热电项目应与周边区域热源、热用户和电网相衔接。3.加快现役机组升级改造。积极推进定远华塑等现役煤电机组超低排放与节能改造，改善区域大气环境质量。到2020年
，着力加快新能源和可再生能源发展，积极发展大容量高参数低能耗高效环保机组，逐步实现能源结构的优化和能源供应的多元化，推动绿色循环经济，促进资源节约型和环境友好型社会建设。2.革命引领，创新驱动原则。把

得。在不考虑网络损耗的情况下，按耗量微增率相等的原则来分配多台发电机组的功率时，可使系统总的燃料消耗最小。只要把各个时段的系统耗量微增率(或称系统)乘以单位耗量的燃料价格，以此作为结算价格，甚至都
不需要市场机制，就能得到随负荷波动的时序电价。虽然国外电力现货市场考虑技术约束十分复杂，但却并未脱离这个基本原理，只不过把机组耗量曲线变成自由申报的报价曲线。如果要同时反映电价随时间和位置的不同，也只需

特高压配套调峰火电项目建设。结合全省电力供需形势及各地民生供热需求，严控煤电新增和总量规模，把控核准（在建）煤电机组建设投运时序。到2020年，争取使全省火电装机总规模达到2530万千瓦。全面实施现役
煤电机组超低排放和节能改造工作，全省单机30万千瓦以上公用煤电机组、单机10万千瓦以上自备煤电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，到2020年底前，全省所有具备改造条件的现役燃煤电厂实现超低排放

规模，把控核准（在建）煤电机组建设投运时序。到2020年，争取使全省火电装机总规模达到2530万千瓦。全面实施现役煤电机组超低排放和节能改造工作，全省单机30万千瓦以上公用煤电机组、单机10万千瓦以上

比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2%、核电2.3%;各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时
大型发电集团上网电量比重(即上网电量市场化率)25.8%，大型发电集团省间(含跨区)市场化交易电量合计369亿千瓦时，占其市场化交易电量比重16.1%。 上半年，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占

送，结合受端市场需求能力和外送通道工程进度，有序推进特高压配套调峰火电项目建设。结合全省电力供需形势及各地民生供热需求，严控煤电新增和总量规模，把控核准（在建）煤电机组建设投运时序。到2020年，争取
使全省火电装机总规模达到2530万千瓦。全面实施现役煤电机组超低排放和节能改造工作，全省单机30万千瓦以上公用煤电机组、单机10万千瓦以上自备煤电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，到2020年底前

送，结合受端市场需求能力和外送通道工程进度，有序推进特高压配套调峰火电项目建设。结合全省电力供需形势及各地民生供热需求，严控煤电新增和总量规模，把控核准(在建)煤电机组建设投运时序。到2020年，争取
使全省火电装机总规模达到2530万千瓦。全面实施现役煤电机组超低排放和节能改造工作，全省单机30万千瓦以上公用煤电机组、单机10万千瓦以上自备煤电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，到2020年底前