燃煤机组
供需关系。平价上网后，各地以燃煤电价收购的小时数在不断减少，新能源全面参与市场化交易逐渐成为共识。数据显示，2022年全国新能源市场化交易电量占新能源发电量的38%，2024年这一比例已上升至51.8
单个机组市场价格进行差价结算，意味着效率越高、效用越高的机组可获得更高收入。以正泰安能为代表的户用光伏领军企业，正积极顺应电力市场化改革的新趋势，通过持续优化经营管理、推动技术创新，为光伏行业的高质量
原因导致的电量不中标，报量不报价意味着申报的电量原则上是需要出清的。比如报量报价情形下哪怕新能源报的是下限价，也未必能全部中标，出清电量可能需要跟火电里也报下限价格的机组进行等比例分摊;而在报量不报
持仓要求进行约束，新能源可能面临偏差考核风险;如果不约束持仓要求，新能源中长期交易将会接近现货价格，在火电持仓高的情况下，面临较大的低价风险。本质上，中长期交易上下限不能设置围绕燃煤基准价设定，首先应
煤电项目，推动煤电由电量主体电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型。推进现役煤电机组节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，鼓励供热机组通过加装电锅炉、熔盐储热、新型储能等方式“热电解耦
”改造。开展天然气调峰电源项目研究论证，适时启动建设。支持自备电厂主动参与调峰，挖掘自备煤电机组调节能力。(责任单位：省能源局、省发展改革委、省工信厅、国网甘肃省电力公司、甘肃电力交易中心)(五)推动电网
为重要的变化之一。众所周知，按照此前的电价制度，一般来说新能源电站的收益由保障性+市场交易两部分组成。其中市场交易部分由于光伏电站出力同时率过高等因素，往往会远低于燃煤基准价，当前西北部分省份出现的0.1元
越来越高，而新能源投资主体相对火电的分散度，也将进一步促进全国统一电力市场的建设。“新能源甚至会成为部分时段的边际机组，在成交价中掌握话语权”，有专业人士点评道。总体来看，136号文分别从保障、电量、价格
运行机制，深挖煤电深度调峰能力。”国网江苏省电力有限公司电力调控中心副主任崔玉介绍说，目前全省已有125台、7264万千瓦燃煤机组具备深度调峰能力，平均深调能力达31.4%，提升新能源消纳能力1348
改联动”。提高电煤消费比重，大力压减非电力用煤，持续推进燃煤锅炉关停整合、工业窑炉清洁能源替代和散煤治理。在保证电力、热力供应等前提下，推进30万千瓦及以上热电联产机组供热半径15公里范围内的生物质
锅炉(含气化炉)、未完成超低排放改造的燃煤锅炉、未完成超低排放改造的燃煤小热电机组(含自备电厂)关停整合。到2025年底，在保障能源电力供应前提下合理控制珠三角地区煤炭消费量。2.优化油气消费结构。合理
交易的相关要求。根据《电力电量供需平衡方案》文件显示，2025年风电、光伏机组(扶贫光伏除外)优先发电规模计划根据风光机组发电特性，采用相对均衡方式在全年下达。其中，风电项目利用小时暂按400小时(枯水期
支持;扶贫光伏按资源条件对应的发电能力全额安排为优先发电规模计划;竞价项目按竞价文件确定的方式安排。如遇国家政策调整则在实际执行中另行安排。而在2024年风电、光伏机组(扶贫光伏除外)优先发电量中
。集中式风光发电(包括平价、低价和自愿放弃补贴的集中式新能源项目)、统调水电等市场化机组按照省内居民、农业用电采购需求安排优先发电计划，剩余部分进入市场参与市场化交易。燃煤发电上网电量全部进入市场参与
型集中式市场化机组。4.自愿参与市场化交易的公用资源综合利用机组原则上不安排优先发电量计划，自首笔市场化交易合同开始执行起，按市场化机组对待，执行与燃煤发电机组统一的市场规则，取消首笔市场化交易执行起始
范围、更高效率优化配置。三是在煤炭清洁高效利用上加力提速。坚持先立后破、通盘谋划，保持煤电装机规模相对稳定，合理建设大型高效煤电，稳妥退出落后小煤电机组，加快存量煤电机组改造升级，有序推进供暖燃煤锅炉清洁
用电量等比例消纳。燃煤发电市场交易价格在“基准价+上下浮动20%”范围内形成，高耗能企业与燃煤发电市场交易价格不受上浮20%限制。当燃煤发电必开机组及其必发电量市场化交易成交电量不足时，调度安排燃煤
