一年下来，广东继续发挥改革排头兵作用，在大客户直供电中引入售电公司，全国独此一家。
同时，建投能源积极推进烟气余热利用改造，通过加装低温省煤器，实现降低排烟温度、提高脱硫效率、节约引风机耗电率。按照设备寿命周期剩余15年、项目资本金率20%、贷款年利率6.55%、年检修成本为总投资的2.5%、年发电利用小时4000小时、资本金收益率10%来测算，机组超低排放改造的投资及运营成本增加1分/千瓦时左右。
根据国家的有关要求，神华集团将煤电超低排放改造作为一项长久的工作、常态的工作，印发了《神华绿色发电节能环保升级改造行动计划（2016~2020）》。此外，建投能源拥有控股供热公司3家，参股供热公司1家，集中供热面积达2230万平方米。按目前实际排放水平预计，系统内发电企业全年同比可减少氮氧化物排放量5012吨，减少二氧化硫排放量7885吨，减少烟尘排放量639吨。系统实现在兼顾经济运行和环保排放的基础上，指导现场经济运行控制，降低能耗。这是对嘉华发电在社会责任、绿色环保方面突出贡献的肯定。
如何保护改造成果，保证环保设备安全、稳定、高效运行，成为了摆在该公司面前亟待解决的又一重要课题。增产不增污为打造绿色国电，国电江苏公司制订了超低排放改造技术路线、时间节点，采取两步走策略，第一步，实现烟尘和氮氧化物的特别排放限值，第二步实现二氧化硫、氮氧化物、烟尘的超低排放。大概在交易申报结束之后1个小时内即可出结果，这时公布的结果就是最终的本次交易的数据。
跟想象中的各个市场参与方来电力交易中心交易不同，在现场根本没有任何一个交易的参与方，市场中的供应方和需求方都是通过网络登录交易系统直接进行交易价格的申报，一切都网络化。而在交易申报结束后，显示的供应方和需求方各自的已申报总电量基本一致，但是超过了本次允许交易的总电量，本次交易允许的总电量为18亿7千万，而超出的申报电量约4亿多度。本次交易的总允许交易电量为18亿7千万度，供应方为37家，需求方为174家。广东是国家售电改革首批试点之一，截止到6月初，广东已经进行了三次大用户集中竞价交易。
从交易申报的2个小时的时间段的观察来看，供应方的申报行为还是比较积极的，已申报总电量绝大多数时间比需求方的高，仅仅在倒数第30分左右出现需求方大于供应方，不过很快又被供应方反超倒计时到零后立即停止价格申报，转而进入到系统自动撮合阶段，这个阶段很快，由系统完成，几秒即出结果，不过按照程序，撮合结果还要经过交易审核之后才能公布，而交易审核是人工进行的，这就要花费一点时间。
昨日，广东电阳电力销售有限公司项目经理张辉荣走进广东电力交易中心，观摩了广东第四次集中竞价交易的全过程，本文为张辉荣在观摩结束后的手记。跟想象中的各个市场参与方来电力交易中心交易不同，在现场根本没有任何一个交易的参与方，市场中的供应方和需求方都是通过网络登录交易系统直接进行交易价格的申报，一切都网络化。这一数据也显示出目前的交易规模满足不了供应方和需求方的巨大的交易需求。整个交易过程时间很短，从交易申报到最后公布交易结果大概不到3个小。
从供应方和需求方在整个交易申报的时间段内的数据变化分析，可以看出市场中供应方的交易的迫切性十分高，早早的将本次可以交易的总电量申报了，而市场中需求方则更加讲究策略性，同时兼顾价格和交易量，大量的申报量都是集中在交易申报时间段的倒数1个小时到倒数30分钟之间。来到现场的大多是各方调研的领导和初入市场的学习型新人。从交易申报的2个小时的时间段的观察来看，供应方的申报行为还是比较积极的，已申报总电量绝大多数时间比需求方的高，仅仅在倒数第30分左右出现需求方大于供应方，不过很快又被供应方反超。整个交易的主要阶段是交易申报阶段，这个阶段的时间是2个小时，采用倒计时制，从早上9点到早上11点，所有的申报价格都必须在这个时间段内进行申报。
本次交易的总允许交易电量为18亿7千万度，供应方为37家，需求方为174家。6月15日，广东省第四次集中竞价交易在广东电力交易中心拉开帷幕。
而需求方的已申报总电量则在整个交易申报的前1个小时来说都比较温和，且量不大，大概只占本次交易总量的三分之一多点，数据急剧变化的时间段在倒数1个小时到倒数30分钟这个阶段，越接近倒数30分钟，数据越接近本次允许交易的总电量。大概在交易申报结束之后1个小时内即可出结果，这时公布的结果就是最终的本次交易的数据。
广东是国家售电改革首批试点之一，截止到6月初，广东已经进行了三次大用户集中竞价交易。而在交易申报结束后，显示的供应方和需求方各自的已申报总电量基本一致，但是超过了本次允许交易的总电量，本次交易允许的总电量为18亿7千万，而超出的申报电量约4亿多度(四)国家能源局派出机构和省(区、市)能源管理部门要做好试点的组织协调和督促落实工作，支持电储能项目的投资建设。国家能源局关于促进电储能参与三北地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知华北、东北、西北能源监管局，山西、山东、甘肃、新疆能源监管办，北京、天津、河北、山西、山东、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、陕西、甘肃、宁夏、新疆、青海省(自治区、直辖市)发展改革委(能源局)，国家电网公司，华能、大唐、华电、国电、国家电投集团公司，三峡、神华集团公司，国家开发投资公司，内蒙古电力(集团)有限责任公司，有关电力企业:电储能作为一种通过化学或者物理方法将电能存储起来并在需要时以电能形式释放的新兴储能技术和产品(不含抽水蓄能)，近年来在我国可再生能源消纳、分布式发电、微网、电力辅助服务等领域逐步得到运用，并形成了初步的商业发展模式。鼓励各地规划集中式新能源发电基地时配置适当规模的电储能设施，实现电储能设施与新能源、电网的协调优化运行。二、试点内容(一)合理配置电储能设施。
在发电侧建设的电储能设施，可与机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易。(五)全国其他地区需要开展电储能参与电力调频调峰辅助服务补偿(市场)机制试点的，由相关派出机构报国家能源局备案后，参照本通知执行。
国家能源局区域监管局要根据按效果补偿原则尽快调整调峰调频辅助服务计量公式，提高辅助服务补偿力度，保持辅助服务补偿政策的连续性、稳定性。6月17日，国家能源局印发《关于促进电储能参与三北地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，要求在我国三北地区开展电储能参与三北电力辅助服务补偿试点工作。
鼓励在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式电储能设施。电储能设施实时充放电信息应接入电力调度机构。
电储能作为一种通过化学或者物理方法将电能存储起来并在需要时以电能形式释放的新兴储能技术和产品(不含抽水蓄能)，近年来在我国可再生能源消纳、分布式发电、微网、电力辅助服务等领域逐步得到运用，并形成了初步的商业发展模式。其中用户侧电储能设施按照分布式电源相关政策执行。(六)请国土、水利、环境保护、城乡规划等部门对于试点项目给予必要的支持，优先开展相关工作。在用户侧建设的电储能设施，充电电量既可执行目录电价，也可参与电力直接交易自行购买低谷电量，放电电量既可自用，也可视为分布式电源就近向电力用户出售。
三、试点工作要求(一)电网企业要主动为电储能设施接入电网提供服务，积极协助解决试点过程中存在的问题，按规定及时结算辅助服务费用。在保障电力系统安全运行的前提下，充分利用现有政策，发挥电储能技术优势，探索电储能在电力系统运行中的调峰调频作用及商业化应用，推动建立促进可再生能源消纳的长效机制。
用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体或与发电企业联合参与调频、深度调峰和启停调峰等辅助服务。鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施。
为进一步探索发挥电储能技术在电力系统调峰调频方面的作用，推动建立辅助服务共享分担新机制，按照《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件精神和《关于推进互联网+智慧能源发展的指导意见》(发改能源〔2016〕392号)、《关于做好三北地区可再生能源消纳工作的通知》(国能监管〔2016〕39号)的有关要求，决定开展电储能参与三北地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点，挖掘三北地区电力系统接纳可再生能源的潜力，同时满足民生供热需求。(二)电力调度机构负责监测、记录电储能实时充放电状态。
工作中有何问题，请及时报国家能源局。(三)各电储能设施经营运行单位要加强电储能设备运行和维护工作，提高电储能设施的安全可靠性。(二)促进发电侧电储能设施参与调峰调频辅助服务。(三)促进用户侧电储能设施参与调峰调频辅助服务。
其中，作为独立主体参与调峰的电储能设施，充电功率应在10兆瓦及以上、持续充电时间应在4小时及以上。相关派出机构要主动跟踪分析电储能参与电力调峰调频辅助服务补偿(市场)机制试点工作存在的不足，及时总结经验，适时将电储能参与辅助服务转为常态化运行。
经商国家发展改革委价格司，现将有关事项通知如下：一、试点范围和目标三北地区各省(区、市)原则上可选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿(市场)机制试点，已有工作经验的地区可以适当提高试点数量。充电功率10兆瓦及以上以独立市场主体方式参与市场交易的电储能设施，充放电状态应接受电力调度机构统一调度指挥。
电储能放电电量等同于发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算经商国家发展改革委价格司，现将有关事项通知如下：一、试点范围和目标三北地区各省(区、市)原则上可选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿(市场)机制试点，已有工作经验的地区可以适当提高试点数量。