燃煤
新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源发电量的47%，市场化平均交易价格大幅下降。据统计，2023年风电项目市场化交易电价较当地燃煤基准价平均降幅14%，光伏发电市场化交易电价平均降幅21%，其中
全球最大燃煤电厂碳捕集装置，到打造百万千瓦级光伏基地，再到率先应用BC二代技术，每一步都彰显着传统能源企业转型的决心。公司相关负责人表示：“我们正从煤电独舞迈向风光领航，未来三年将实现黄沙变绿田，荒漠成
绿证或不核发绿证。对于源网荷储、风光制氢(氨/醇)、燃煤自备电厂可再生能源替代等包含多种发电类型、储能装置的一体化项目，项目业主应委托电网企业或其他法定计量检定机构为其不同的可再生能源发电设施单独装表
计量。其中，风光制氢(氨/醇)、燃煤自备电厂可再生能源替代项目，可再生能源发电电量核发不可交易绿证。配备储能设施的可再生能源发电项目，储能设施放电电量不核发绿证。项目应对储能设施充放电量单独计量
燃煤机组92.04%，同比上升0.31个百分点;燃气轮机组92.30%，同比下降0.6个百分点;水电机组93.78%，同比上升0.4个百分点;核电机组90.79%，同比上升1.44个百分点;风电机组
一座1000万吨大型智能化露天煤矿，按照煤电一体化坑口电厂模式在建2×66万千瓦燃煤电厂，协同发展风电、光伏等新能源电力项目，践行集团公司“两个联营+”发展战略，优化产业结构，提高产业竞争力，实现
火电盈利改善，以及新能源业务规模与效益的同步提升。报告期内，火电业务盈利能力显著修复。尽管燃煤机组利用小时数同比减少103小时，但煤炭采购均价下降8.27%，带动火电机组税前利润增至71.38亿元
资源配置，利用区外丰富的能源储备，保障电力供应的稳定性与经济性。2025年燃煤发电电量原则上全部入市，平价或弃补新能源主要参与绿电，相比2024年可能对不同类型的发电企业参与市场交易的要求和定位有了更明确
，市场参考价为0.463元/千瓦时，年度交易成交均价上限暂定为0.554元/千瓦时，下限暂定为0.372元/千瓦时，与之前一致。在当地燃煤基准电价(0.453元/kWh)的基础上，先设置上下浮动20%的
轮次探索实践，逐步形成适应省情、网情的现货市场体系，在中长期分时交易、分布式新能源入市、提升机组AGC深调能力、代理购电参与市场等方面开展了积极创新尝试。此次连续结算试运行，河北南网全部64台主力燃煤
开放程度达到全国前列。此次连续结算试运行，辽宁电网87台主力燃煤机组、113座光伏电站、162座风电场、6台核电机组，以及全部工商业用户和售电公司参与市场交易。公司将统筹部署，围绕全国统一电力市场
新增产能和加强超低排放改造，加大城市周边电厂余热利用项目建设力度，加快推进主城区燃煤(气)锅炉替代，统筹推进压能、减煤、治企、降尘、控车、增绿等重点任务。开展大气污染防治联合执法，探索交界地带重污染天气协同
可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。实施终端用能清洁化替代，完成种养殖业及农副产品加工业燃煤设施清洁能源替代。推动交通领域燃料替代，实施
个月。项目规划建设6台66万千瓦超超临界燃煤发电机组，并同步建设脱硫、脱硝、除尘等环保设施。相较于传统煤电项目，该项目可有效降低煤耗、水耗以及污染物排放。预计项目建成投产后，年发电量将达到200亿千
