甘肃电网 新能源电价(智能电表计费方式)

智能电表计费方式有阶梯、费率和混合三种模式：

1. 阶梯计费：根据用户用电量，按照阶梯电价计算电费。每个地区的阶梯电价标准不同，一般是将用户用电量分为若干个阶梯段，每个阶梯段的电费不同。

2. 费率计费：根据用户用电量，按照不同费率计算电费。一般用户需要按照指定的费率标准缴纳电费，每个费率标准根据用户的用电情况不同而不同。

3. 混合模式：即阶梯和费率混合使用的情况，可以按照不同时段和用电量的差异，分别计算阶梯电费和费率电费，最终相加得到用户的总电费。

以上计费方式都是基于智能电表进行的，智能电表可以自动记录用户的用电情况，并按照相应的计费标准计算电费。

企业面临电力市场有什么难题？

近期，石家庄市电价涨幅较大，引起了广泛关注和讨论。根据国家能源局发布的数据，石家庄市电价上涨主要是受到以下几个方面的影响：

一、煤价上涨

煤炭作为我国主要的能源来源之一，其价格直接影响到电力行业的成本。近年来，随着环保政策的加强，煤炭供应受到了一定的限制，导致煤价不断上涨。石家庄市电力公司需要购买大量的煤炭作为燃料，因此煤价上涨直接导致了电价的上涨。

二、电力市场化改革

电力市场化改革是我国能源行业的重要改革之一，旨在推动电力市场的竞争和优化资源配置。在这个过程中，电力市场价格的形成机制也发生了变化。石家庄市电力公司需要参与电力市场竞争，而竞争的结果往往也会影响到电价的上涨。

三、电网建设和运维成本上升

电网建设和运维是电力行业的重要环节，也是电价的重要组成部分。近年来，随着电力行业的不断发展，电网建设和运维成本也在不断上升。石家庄市电力公司需要投入更多的资金和人力资源来维护电网的正常运行，这也直接导致了电价的上涨。

四、政策调整

政策调整也是影响电价的一个重要因素。近年来，国家能源局和地方政府陆续出台了一系列关于电力行业的政策，包括限制燃煤发电、鼓励可再生能源等。这些政策的实施往往需要电力公司投入更多的资金和资源，也会直接影响到电价的上涨。

如何降低电费？

对于广大居民和企业来说，如何降低电费是一个关键的问题。以下是一些实用的操作步骤：

1.合理使用电器

合理使用电器是降低电费的重要途径。在使用电器时，应该尽量选择能效比较高的产品，并且注意节约用电。比如，可以选择能够自动断电的插座，避免电器长时间待机。

2.优化用电时间

优化用电时间也是一个有效的降低电费的方法。在电价较高的时段，可以尽量避免使用大功率电器，比如空调、电热水器等。可以选择在夜间或者电价较低的时段使用这些电器，以达到节约用电的目的。

3.选择优惠电费政策

根据不同的居民和企业情况，可以选择适合自己的优惠电费政策。比如，对于一些高耗能企业，可以选择参加能源管理协议，以获得更加优惠的电费政策。

4.使用太阳能等可再生能源

使用太阳能等可再生能源也是降低电费的有效途径。通过安装太阳能热水器、光伏发电等设备，可以减少对传统电力的依赖，从而降低电费。

电力现货市场：六大关键问题待解

2019年我国电力市场建设取得重大进展，但随着电力现货市场推进，一些深层次矛盾和问题逐步浮出水面。2020年，市场建设重点在机制，要通过健全完善市场机制解决六大关键问题。

一是计划与市场双轨运行问题。

我国全面放开经营性用户发用电计划后，发电侧放开规模与用电侧不匹配，影响市场总体推进，在个别省份矛盾尤为突出。发电计划放开后，“保量竞价”机制如何落地、中小经营性电力用户放开后如何参与市场等问题，都需要根据不同省份的实际情况制定具体的机制规则和措施。

面对新要求，需要建立市场运转高效、计划保障有力的全新机制。例如以优先购电规模为基础，确定相应的优先发电规模，确保居民农业保障类用电价格稳定。做好优先发用电计划与输配电价改革的衔接，确保交叉补贴拥有稳定的来源。逐步研究“保量竞价”具体操作方式，细化各类发电主体的放开路径，在确保电网安全和民生保障的同时建立公平竞争的市场机制。

二是省间与省内市场衔接问题。

目前我国省间电力市场运转平稳，中长期交易电量持续提升，省内电力市场逐步完善，现货市场试点取得重大突破，但省间与省内市场的衔接目前还缺乏一套完善的机制。如当前省间、省内市场均有多个交易品种，省内现货市场、区域、省内辅助服务市场、省间富余可再生能源现货市场共同运行，时序衔接复杂，市场运行效率仍有提升空间。

实现省间与省内市场的衔接，首先，要加强电力市场顶层设计方面的研究。在借鉴国际经验的基础上，应充分考虑我国电源结构、电网结构、调度模式等特点，对全国电力市场模式和建设路径进行科学论证和比选。其次，还需要充分尊重省级市场的差异性。各省市场以省情出发制定电力市场具体运行规则。同时在尊重省级市场差异性的基础上，尽量规范省级市场核心规则框架，统一市场技术支持系统技术标准和接口，为推动全国统一电力市场建设奠定基础。

三是中长期交易与现货市场衔接问题。

在现货市场试点的探索中，中长期交易与现货市场已经初步衔接了起来，但还有一些具体问题有待在未来持续探索完善。如在去年试运行期间，出现了现货市场价格普遍偏低的现象，价格发现作用未充分发挥。长期来看，还可能影响用户签订中长期合同的积极性。

建议针对存量中长期合约尽快明确电量的曲线分解方式，在组织签订中长期合约时要求市场主体明确曲线或约定曲线形成方式，并建立中长期合同电力负荷曲线的灵活调整机制。同时，明确中长期与现货市场的关系，通过中长期交易与现货交易的协调运作，共同促进资源高效配置。

四是新能源参与电力市场问题。

目前，各省新能源参与现货市场的方式存在一定差异，甘肃采用“报量报价”方式，山西采用“报量不报价”方式。浙江、山东、四川、福建采用全额保障性收购方式，不参与现货市场。如何根据各省的实际情况设计新能源参与电力市场的机制，实现新能源发电保障性收购与市场交易有序衔接，以实现新能源消纳的目标是我国电力市场建设需要重点解决的难题。

新能源与火电等调峰电源之间也需要合理的协调机制，新能源发电的波动性、市场参与方式对电网和市场运行产生了直接影响，部分省份因为新能源大发，需要省内大量火电机组启停或深度调峰，甚至调用跨省资源调峰，需要建立更加合理的辅助服务市场机制来保障新能源消纳。

五是市场力风险防范问题。

我国发电侧市场结构存在一定不合理现象，需要在市场中设计市场力防范机制。我国部分地区单一发电集团的市场份额占比过高，在一些特殊情况下，如阻塞发生地区、负荷高峰时段等，部分发电企业可能形成垄断优势，不仅影响市场公平竞争，还将推高市场价格，增加用户负担。

市场力的防范需要在事前、事中和事后等全程在监管和规则设计上采取有效的措施。例如在市场设计阶段就对市场集中度进行测算，并采取合理的方式优化市场结构防范市场力。市场运行中采用行为测试方式限制发电企业行使市场力，保证市场平稳有序起步。综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，可由能源监管机构、市场运营机构、市场管理委员会等机构经协商后设置市场申报价格上下限。

六是调峰调频资源参与市场问题。

近年来我国新能源发展迅猛、夏季用电负荷峰值不断攀升、系统高峰期面临平衡压力，迫切需要通过市场化交易机制，充分挖掘常规火电、以及大用户、电动汽车、分布式储能等需求侧调峰调频资源的潜力，为电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供保障。

逐步探索调峰调频资源参与现货市场、辅助服务市场、容量市场等机制，建立引导需求侧响应的合理的峰谷分时电价机制，推动源网荷储实现互动，通过价格信号引导各类调峰调频资源积极参与电力系统的平衡。

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