安徽能源局關於直接交易電量文件

Ⅰ 電站上網電價為不含稅價，減稅至3%後結算電價如何介定

導讀：發改委:20日起全國非民用電價每度平均提高2.8分發改委20日起上調非民用電價 居民電價暫不調整居民電價改革最快明年推出 用電越多電價越高電價調整 兩大電網明年有望增盈500億金太陽工程補貼力度"加碼" 光伏上網標桿電價預期年內公布電價調整方案出 可明顯受益電價上調的15家火電公司電價調整 電力股將受益（名單）新能源個股一覽 發改委:20日起全國非民用電價每度平均提高2.8分中新網11月19日電 國家發改委宣布，自本月20日起全國非民用電價每度平均提高2.8分錢，暫不調整居民電價，未來居民用電將逐步推行階梯式遞增電價，用電越多，電價越高。（中國新聞網） 發改委20日起上調非民用電價 居民電價暫不調整新華網快訊：國家發改委宣布，自本月20日起全國非民用電價每度平均提高2.8分錢，暫不調整居民電價，未來居民用電將逐步推行階梯式遞增電價，用電越多，電價越高。 （新華網）居民電價改革最快明年推出 用電越多電價越高中新網11月19日電 國家發改委今日宣布，自本月20日起上調非民用電價，暫不調整居民電價，居民階梯電價改革最快明年一季度推出，調價影響有限。國家發改委宣布，自本月20日起全國非民用電價每度平均提高2.8分錢，居民用電此次暫不調整。發改委表示，居民階梯電價改革最快明年一季度推出，調價影響有限，不會產生通貨膨脹。據悉，階梯式電價方案，居民用電將進行分檔定價，用電越多，電價越高，以此促進節約用電。（中國新聞網）電價調整 兩大電網明年有望增盈500億備受關注的電價調整方案的出台,目前已經進入倒計時,其內容也已經大致敲定。據了解,最終出台的銷價上調數額可能高於2.5分,這對於兩大電網是很大的利好。明年兩大電網有望增盈500億。同時,原定上網電價東降西升的方案也有大范圍調整……本報記者獲悉,電價調整方案將在近日出台,一方面,全國平均銷售電價上調數額可能會超過2.5分,不過,西南幾家小電網上市公司難以獲得市場炒作中的所謂利好,新能源發展將從中獲得電價資金補貼,另一方面,原定的上網電價東降西升方案也將擴大范圍。不過,應該理性看待的是,這次銷售電價和上網電價的調整僅為臨時舉措而已,與電力價格市場化改革基本無關,在發改委仍牢牢掌控電力產品定價權的情況下,電價市場化改革意味發改委要交出定價權,盡管《關於加快推進電價改革的若干意見》將出,但是目前來看,電價改革依然長路漫漫,整個發電行業依然難以掌控自身的命運。兩大電網明年有望增盈500億記者了解到,最終出台的銷價上調數額可能高於2.5分,其中近2分用於彌補電網公司的虧損。2008年,國家電網公司售電量為21235億千瓦時,主營業務收入11556億元,利潤總額96.6億元,南方電網公司售電量為4826億千瓦時,營業收入為2855億元。按此計算,電價上調以後,兩大電網公司2010年有望因此增加盈利500億元左右。2008年,國家在7月1日和8月20日兩次對電價進行調整,其中上網電價平均每度提高了4.14分,輸配電價平均每度提高了0.36分,銷售電價平均每度提高了2.61分,不對稱上調導致電網出現虧損。從國家電網公司透露的數據看,由於去年前9個月,國家電網虧損160.5億元,國網30個地方公司中有25個公司虧損。近期,關於電價上調對股市影響屢被媒體炒作,不少人認為西南幾家小電網上市公司會因此大大獲益。但是,一位業內權威人士表示,這明顯是對電力行業不太了解的想法,銷價上調對小水電上市公司意義不大,文山電力(600995)、明星電力(600101)、西昌電力(600505)等一部分電力采購自國家電網公司,另外主要來自境內水電,而水電上網電價並沒有多大變化,政府不會平白無故上調終端銷售電價使其獲得暴利。當然,區域小電網具有公用事業性質,各種原因導致其背負成本上升,可能藉此機會適當提價將成本傳導,但不可能有2.5分那麼多。上網電價東降西升方案將調整上海證券報月初報道了區域上網電價將東降西升的方案,不過,近期為了在各省電廠之間平衡利益,該方案在發改委進行了調整和平衡。記者了解到,調整上網電價的省份將會擴大,而且具體調整額度也有一些變化。本報記者了解到的最新情況是,東部調價范圍或由江浙滬粵擴至福建和遼寧,中西部的陝西、黑龍江也可能上調,上調額度也有一些變化,福建可能降0.8分,江蘇降0.5分,上海下降不到0.5分,浙江或下降0.8分,廣東下降0.8分,中西部,山西由原來升1.2分或降至升1分,甘肅升0.5分,陝西也或升0.5分。此外,四川老水電價格也可能上調,但主要用於庫區補償基金。廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強對本報記者表示,上網電價即使調,幅度也很小,對電廠盈利來說,調整意義不大。中信證券(600030)發布報告認為,即使東部下調2分/度,東部火電上市公司2010年動態市盈率也只有14-16倍,而西部火電即使上調,市盈率也不低。因此,不應對調價過分敏感。新能源發展再受改革扶持可再生能源學會秘書長孟憲淦對本報記者表示,發展新能源的程度根本取決於政府能拿出多大盤子的資金量。而往年兩厘的可再生能源電價附加顯然已經難以滿足新能源迅猛發展的需要。國家發展改革委、國家電監會今年6月印發《關於2008年7-12月可再生能源電價補貼和配額交易方案的通知》,明確了2008年7-12月可再生能源電價附加補貼的項目和金額、電價附加配額交易、電費結算等事項,總共拿出近23億元來補貼去年下半年新能源發展所需的高電價。因此,原有可再生能源附加徵收所積累資金已剩不多。這次調價方案中,大約有0.7分左右是用來解決新能源發展基金、火電脫硫電價以及水電庫區補償的,新能源基金占據重要部分。業內人士預計,上調電價後,或會拿出超過50億元的資金量用來補貼新能源發展之高電價。這會有力保證我國扶持新能源發展的戰略落到實處,具體扶持舉措延續並且加強。孟憲淦認為,政府調控新能源的最高明的手段應該是通過電價和收購電量來調控新能源發展。比如,現在光伏最低招標電價在1.09元,如果政府提高電價,也就是提高補貼,這需要更大的資金量,但是,也就可以鼓勵更大量的項目開建,從而擴大光伏發電規模。高耗能行業成本將上漲數據顯示,2009年前十月,重工業用電量佔全社會用電量比重達到60%,這裡面,化工、黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業、非金屬礦物製品業占據了主要位置。每度電調高2.5分以上必然會提高高耗能行業的生產成本,比如一個中型電解鋁廠,一年用電量為30億度左右,其成本會因此提高7500萬左右。所以,以上化工、鋼鐵、有色等行業的成本必將大幅提高。不過,林伯強認為,應從兩方面看,第一,不少地方的高耗能業在金融危機期間或明或暗都得到了電價優惠,現在經濟復甦,提高2.5分對其行業不會有太大影響。第二,高耗能行業的根本問題不是成本,而是市場,如果下游市場好轉,不怕成本提高,因為其可以向下游傳導,而不像發電企業那樣,成本上升卻難以傳導。電價市場化改革路有多遠？毋庸置疑,這次銷售電價和上網電價的調整僅為臨時舉措而已,與電力價格市場化改革基本無關,在發改委仍牢牢掌控電力產品定價權的情況下,電價市場化改革意味著發改委要交出定價權,盡管《關於加快推進電價改革的若干意見》將出,但是目前來看,電價改革依然長路漫漫,整個發電行業依然難以掌控自身的命運。發改委和電監會文件--《關於加快推進電價改革的若干意見》表示,將改變上網電價行政主導的現狀,提出競價上網、加快核定輸配電價、銷售電價與上網電價聯動的新的上網電價機制。未來假如煤炭價格上漲,上網電價方面可以把上漲成本向下游傳導,可以穩定利潤預期。但是,文件尚未公布,試點目前仍然未啟動。在一些電改專家看來,所謂電價市場化改革,無非是要建立價格由市場決定的機制,無論是實行煤電聯動還是競價上網,以及電監會推動的直購電試點和電力雙邊交易舉措,都是要推動電力價格由市場決定。但是,電力價格市場化何其難!一位電力行業權威人士這樣看待電價改革和發電行業的尷尬境地,"《關於加快推進電價改革的若干意見》中的競價上網要實行,技術問題不是關鍵,關鍵是利益問題。在各類資源價格改革紛紛開展而煤炭價格也不例外時,惟獨電力行業停滯不前,電價仍牢牢掌握在發改委手中,整個行業無法控制自己的命運,而五大發電集團的考核又在國資委,國資委難以插手體制問題,只能考核規模,導致電企紛紛跑馬圈地。但是煤炭行業又基本控制在地方政府手中,地方操控煤價,導致五大集團在各省大量投資電廠卻紛紛虧損,名為央企的五大集團,其實處境十分艱難尷尬。""發改委的電價控制權如何逐步放開是未來電價改革的關鍵。",上述人士認為。（上證） 金太陽工程補貼力度"加碼" 光伏上網標桿電價預期年內公布11月18日，中國證券報記者在18日舉行的2009"金太陽"世界光伏產業峰會上通過多方采訪獲悉，目前光伏發電上網標桿電價的確定已經在走最後的程序，預計可能在年內公布。 近日，財政部、科技部、國家能源局下發了《關於做好"金太陽"示範工程實施工作的通知》，要求加快實施"金太陽"示範工程。一方面是加大對光伏產業的政策補貼，另一方面是光伏發電標桿電價也很快將確定，光伏產業預期已久的政策支持即將變為現實。 分析人士表示，由於"金太陽"工程更多地鼓勵光伏電站在用戶端接入電網實現自發自用，對於另一些准備在發電側並網的光伏電站來說，光伏上網標桿電價的確定才真正關繫到未來的盈利預期。 金太陽補貼力度大增 科技部高新司司長馮記春在會上表示，目前我國的光伏組件大部分用於出口，雖然產能足夠，但內需市場嚴重不足，此次加快推進"金太陽"工程也是出於加速啟動國內光伏市場的考慮。 《通知》顯示，此次共安排294個示範項目，發電裝機總規模為642兆瓦，年發電量約10億千瓦時，初步測算工程總投資近200億元，計劃用2-3年時間完成。 其中，大型工商企業用戶側並網光伏發電項目232個，裝機規模290兆瓦，所發電量由用戶自用；偏遠無電地區獨立光伏發電項目27個，裝機規模46兆瓦，可解決30多萬戶無電居民生活用電；大型並網發電項目35個，裝機規模306兆瓦，所發電量接入電網輸送。 國家發改委能源研究所副研究員胡潤青介紹說，2009-2011年，金太陽示範工程原則上要求各省的總規模不超過20MW，單個項目裝機容量不低於300KW。 分析人士普遍認為，這意味著政府對光伏產業的支持力度進一步加碼，但"金太陽"示範工程與即將出台的光伏上網電價這兩項光伏產業優惠政策中，企業只能享受一個，由於"金太陽"更多地補貼離網電站，因此對於並網電站來說，光伏上網標桿電價的確定更受關注。 事實上，光伏固定電價的地方性實踐已經開始。江蘇省的固定電價政策顯示，其地面電站未來三年的電價分別為2.2元/千瓦時、1.7元/千瓦時、1.4元/千瓦時。 固定上網電價存爭議 中國證券報記者從有關專家了解到，正在討論中的我國光伏上網電價預計落在1.09元/千瓦時到1.2元/千瓦時之間。 在北京市新能源與可再生能源協會副主任魯延武看來，即使按照1.2元/千瓦時的電價來算，大部分光伏企業也難以在短期實現盈利，經過測算，在這一價格下，光伏項目的投資回收周期將在15-20年左右，遠遠超過火電投資。 他介紹說，由於目前義大利、德國等西方國家的光伏上網電價都約合人民幣3元/千瓦時左右，因此如果國內的電價偏低，一部分投資很可能會流失到國外。 在中國可再生能源學會光伏專業委員會副主任吳達成看來，評價光伏上網標桿電價是高還是低需要綜合考慮，對於當地資源豐富、投資及管理成本控制較好的光伏項目來說，獲得預期的盈利難度並不大。 而胡潤青表示，光伏產業的發展需要長期穩定的政策支持，如對並網電站實行分類、合理、優惠的固定上網電價，對離網電站實行初始投資和運行費用補貼，進而實現光伏平價並網，而不是忽高忽低的激勵政策讓行業投資者提心吊膽。(中國證券報)電價調整方案出 可明顯受益電價上調的15家火電公司電價進行結構調整方案呼之欲出，盡管各地區的電價調整方案還不甚明晰，但從大方面看，佔到國內火電上市公司總數五成以上的中西部地區發電企業，以及五家自發電比例較高的電網類企業，受益較為明顯，這類公司股票或將出現一定的交易性機會。 近六成火電公司受益按目前傳出的信息，上網電價將進行結構性調整，中西部的上網電價將有所上調，而東部部分地區的上網電價將有所下調。如此，將對不同地區的發電企業業績產生不同的影響。從所在地區情況看，地方電力公司由於基本是服務於當地，因此其受益程度取決於當地電價調整情況。對投資者來說，依據其所處區位能大致判斷其受益與否。全國性的電力公司則主要看其發電廠所處的地區，如大唐發電和國電電力主要在華北，華電國際主要在山東，華能國際主要在華東，而國投電力主要在中西部。這些公司將依其發電業務所在地價格調整情況而在受益程度上有所差異。據統計，目前27家火電類公司中有8家位於東部沿海地區，主要是在廣東、上海、山東等，另有14家都處於中西部地區(包括東北地區)。因此，如果中西部上網電價適當上調，這14家公司無疑將是主要的受益者，而處於東部沿海地區的7家公司則受益程度較低甚至可能受損。如果加上主要業務分布於中西部地區的國投電力，那麼27家火電公司中將有15家可明顯受惠於電價上調，佔比為56%。值得注意的是，上網電價變化對發電企業的影響是直接的，而決定企業效益的另一重要因素是企業的成本，特別是煤耗的高低。上市公司2008年年報數據顯示，國電電力千瓦時2008年煤耗為336.7克，華電國際為332.25克，大唐發電為332克，而2008年社會平均水平為341克。這表明，大的發電企業特別是單台機組容量大佔比高的企業具有更大優勢。五家電網公司受益明顯目前上市公司中還存在著一部分電網類公司，身兼供電和發電的雙項職能，因此如果上網電價和電網銷售電價同步提高，這類電網公司受益程度將更為明顯。在這部分上市公司中，明星電力、廣安眾愛、桂東電力、三峽水利、西昌電力等公司自發電比例都在50%以上，有望成為上網電價及銷售電價調整的最大受益者。根據2008年年報的數據，自發電比例最高的公司是明星電力，達到近75%，其次是廣安眾愛達到近69%，桂東電力為60%，西昌電力為47%，三峽水利為40%-50%，樂山電力為33%，文山電力為20%，岷江水電為15%等。自發電占電網類公司供電比重大的公司之所以受益更為明顯，是因為上網電價格如果上調，則發電企業受益；如果電網銷售電價同時有進一步的上調，則電網也會受益。作為有自發電業務的電網公司，就會獲得兩方面的收益，盡管二者會存在部分抵消，但相對單獨電力公司或者單獨電網公司而言，其受益程度更大是不言而喻的。盡管本次水電企業上網電價及銷售電價如何調整還是未知數，但從中長期趨勢判斷，水電企業的上網電價及銷售電價適當上調是必然的。加大對水電的支持，不僅可節省資源，而且有利於環保。可以預見的是，水電未來獲得的支持力度將會逐步加大。可明顯受益電價上調的15家火電公司證券代碼 證券簡稱 前三季度 EPS 攤薄ROE（%） 業務所在地凈利潤 （元）（億元）000543 皖能電力 1．30 0．1700 3．21 安徽省000600 建投能源 1．06 0．1200 3．60 河北省000767 漳澤電力 －0．95 －0．0700 －4．46 山西省000875 吉電股份 －0．14 －0．0172 －0．63 吉林省000899 贛能股份 0．69 0．1255 4．65 江西省000966 長源電力 －0．36 －0．0643 －2．58 湖北省001896 豫能控股 －1．40 －0．3250 －54．53 河南省600292 九龍電力 0．33 0．0979 3．95 重慶市600452 涪陵電力 0．09 0．0600 1．92 重慶市600674 川投能源 1．33 0．2075 6．78 四川省600726 華電能源 －2．37 －0．1700 －7．82 黑龍江省600744 華銀電力 －4．48 －0．6295 －31．50 湖南省600780 通寶能源 0．22 0．0257 1．34 山西省600863 內蒙華電 2．33 0．1200 7．19 內蒙古自治區600886 國投電力 1．80 0．1703 4．52 西部省份 （中國證券報） 電價調整，電力股將受益（名單）有關電價調整的消息近期傳出。有報道稱，銷售電價上調和上網電價區域調整方案有望本月出台，電網平均銷售電價將上調2.5分左右，同時燃煤電廠標桿上網電價將進行調整，東部電廠將下調，西部電廠將上調。電價上調可能性大盡管有關電價調整尚沒有官方的說法，但多數機構從通脹、電網虧損等情況判斷，電價調整的傳言並非空穴來風，且調整的可能性較大。東方證券分析師王帥昨發布研究報告認為，近期盛傳的結構性電價調整僅是序幕，預計在目前低通脹有利時點，中西部電廠仍在盈虧邊緣的背景下，煤電聯動將愈行愈近。電價最終放開並充分實現市場化之後，預想未來電力行業大競爭格局將形成真正的寡頭壟斷格局，即形成3-5傢具有引領行業能力尤其是上網電價定價能力的大型發電商，其他小型發電廠的經營模式將採取跟隨策略。國信證券的研究報告也稱，由於上網電價的單邊調整，上半年電網公司整體虧損170億元，如果此次銷售電價上調2.5分，僅按國家電網公司2008年銷售電量2.1萬億度估計，就將增加收入525億元。而根據國家電網投資計劃，2009年-2010年分別投資2600億元和3210億元，創歷史新高，一頭是虧損，一頭是巨額投資，兩者的矛盾也大大提高銷售電價上調的可能性。電企、電力設備股受益如果電價調整能夠實現，部分電力上市公司將有望受益，主要包括輸變電設備、電力生產企業等。宏源證券分析人士表示，鑒於年內銷售電價上調是大概率事件，可關注文山電力、樂山電力等有電網運營的電力企業。王帥則對未來6個月電力股的前景持樂觀態度，他認為，當經濟處於由復甦轉向繁榮的階段，發電量常常超預期，同時作為發電重要成本的煤價因下游需求傳導的滯後效應還未進入快速攀升通道，電力行業發展進入黃金時間差階段；電力股三季報頻頻報喜，電力股整體估值仍低於歷史平均水平，看好華能國際、內蒙華電、國電電力、粵電力A、華電國際等。此外，由於未來十年依然是我國電網投資的高峰期，輸變電行業進入投資的黃金時期，尤其是特高壓電網建設，國信證券認為特變電工、平高電氣、國電南瑞、思源電氣等都是值得長線投資的重要品種。（新聞晨報刊）新能源個股一覽000767漳澤電力風電600482風帆股份電池600795國電電力風電600220江蘇陽光太陽能600509天富熱電煤化工000862銀星能源太陽能 風電600227赤天化煤化工000720魯能泰山風電002080中材科技風電600112長征電氣風電600151航天機電太陽能000690寶新能源風電600089特變電工股權600653申華控股風電002009天奇股份風電600740山西焦化煤化工000049德賽電池電池600416湘電股份風電600795國電電力風電 風能%D%A

Ⅱ 誰有國家能源局 國能電力【2013】 506號 關於做好2014-2015電源規劃的文件。

個地方三個和尚

Ⅲ 電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法

第一章總則第一條為了促進可再生能源並網發電，規范電網企業全額收購可再生能源電量行為，根據《中華人民共和國可再生能源法》、《電力監管條例》和國家有關規定，制定本辦法。第二條本辦法所稱可再生能源發電是指水力發電、風力發電、生物質發電、太陽能發電、海洋能發電和地熱能發電。
前款所稱生物質發電包括農林廢棄物直接燃燒發電、農林廢棄物氣化發電、垃圾焚燒發電、垃圾填埋氣發電、沼氣發電。第三條國家電力監管委員會及其派出機構（以下簡稱電力監管機構）依照本辦法對電網企業全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源並網發電項目上網電量的情況實施監管。第四條電力企業應當依照法律、行政法規和規章的有關規定，從事可再生能源電力的建設、生產和交易，並依法接受電力監管機構的監管。
電網企業全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源並網發電項目上網電量，可再生能源發電企業應當協助、配合。第二章監管職責第五條電力監管機構對電網企業建設可再生能源發電項目接入工程的情況實施監管。
省級以上電網企業應當制訂可再生能源發電配套電網設施建設規劃，經省級人民政府和國務院有關部門批准後，報電力監管機構備案。
電網企業應當按照規劃建設或者改造可再生能源發電配套電網設施，按期完成可再生能源發電項目接入工程的建設、調試、驗收和投入使用，保證可再生能源並網發電機組電力送出的必要網路條件。第六條電力監管機構對可再生能源發電機組與電網並網的情況實施監管。
可再生能源發電機組並網應當符合國家規定的可再生能源電力並網技術標准，並通過電力監管機構組織的並網安全性評價。
電網企業應當與可再生能源發電企業簽訂購售電合同和並網調度協議。國家電力監管委員會根據可再生能源發電的特點，制定並發布可再生能源發電的購售電合同和並網調度協議的示範文本。第七條電力監管機構對電網企業為可再生能源發電及時提供上網服務的情況實施監管。第八條電力監管機構對電力調度機構優先調度可再生能源發電的情況實施監管。
電力調度機構應當按照國家有關規定和保證可再生能源發電全額上網的要求，編制發電調度計劃並組織實施。電力調度機構進行日計劃方式安排和實時調度，除因不可抗力或者有危及電網安全穩定的情形外，不得限制可再生能源發電出力。本辦法所稱危及電網安全穩定的情形，由電力監管機構組織認定。
電力調度機構應當根據國家有關規定，制定符合可再生能源發電機組特性、保證可再生能源發電全額上網的具體操作規則，報電力監管機構備案。跨省跨區電力調度的具體操作規則，應當充分發揮跨流域調節和水火補償錯峰效益，跨省跨區實現可再生能源發電全額上網。第九條電力監管機構對可再生能源並網發電安全運行的情況實施監管。
電網企業應當加強輸電設備和技術支持系統的維護，加強電力可靠性管理，保障設備安全，避免或者減少因設備原因導致可再生能源發電不能全額上網。
電網企業和可再生能源發電企業設備維護和保障設備安全的責任分界點，按照國家有關規定執行；國家有關規定未明確的，由雙方協商確定。第十條電力監管機構對電網企業全額收購可再生能源發電上網電量的情況實施監管。
電網企業應當全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源並網發電項目的上網電量。因不可抗力或者有危及電網安全穩定的情形，可再生能源發電未能全額上網的，電網企業應當及時將未能全額上網的持續時間、估計電量、具體原因等書面通知可再生能源發電企業。電網企業應當將可再生能源發電未能全額上網的情況、原因、改進措施等報電力監管機構，電力監管機構應當監督電網企業落實改進措施。第十一條電力監管機構對可再生能源發電電費結算的情況實施監管。
電網企業應當嚴格按照國家核定的可再生能源發電上網電價、補貼標准和購售電合同，及時、足額結算電費和補貼。可再生能源發電機組上網電價、電費結算按照國家有關規定執行。第十二條電力監管機構對電力企業記載和保存可再生能源發電有關資料的情況實施監管。
電力企業應當真實、完整地記載和保存可再生能源發電的有關資料。第三章監管措施

Ⅳ 安徽電費要調價供電公司回應來了

從安徽省能源局了解到，為挖掘需求側負荷調節能力，保障電力供需平衡和電網安全穩定運行，從2021年12月1日起，對全省工商業用戶試行季節性尖峰電價和需求響應補償電價政策，為期兩年。

【電價為何要改革？】
今年9月以來，我國一些地區出現能源緊張和供電供需緊張現象，煤價持續上漲，電價卻受制於政策不能上漲，導致出現「成本倒掛」，一些燃煤電廠出現虧損，影響了電力交易和電力穩定供應。10月中旬，國家發展改革委印發《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，部署深化燃煤發電上網電價市場化改革，通過有序放開全部燃煤發電電量上網電價等措施，建立起「能跌能漲」的市場化電價機制，保障電力安全穩定供應，服務能源綠色低碳轉型。歸根到底，電價改革是要建立市場化電價機制，既不能「只漲不跌」，又不能「只跌不漲」，而是隨著市場規律和供求關系來正常浮動。

【安徽怎麼改？】
在安徽省發出的通知中提到，落實國家發展改革委的通知要求，深化燃煤發電上網電價市場化改革，自今年10月15日起，燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，在「基準價+上下浮動」范圍內形成上網電價，上下浮動范圍原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。全面取消工商業目錄銷售電價，也是改革的重要措施之一。通知提到，自10月15日起，取消我省工商業目錄銷售電度電價，基本電價、峰谷分時電價等繼續按現行政策執行。建立代理購電機制。通知還提出，取消工商業目錄銷售電價後，工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電。對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電，具體代理購電方案另行制定；已參與市場交易、改為電網企業代理購電的用戶，其價格按電網企業代理其他用戶購電價格的1.5倍執行。

【居民用電價格會不會漲？】
電價改革，老百姓最關注的是：咱生活用電會不會上漲？生活成本會不會增加？通知明確指出，保持居民和農業用電價格穩定。廣大居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶）、農業用電由電網保障供應，繼續執行現行目錄銷售電價。

Ⅳ 新能源發電企業能不能參與電力直接交易

在市場化交易中，發電企業如何實現理智報價，從而獲取更高收益?「國能日新」的電力交易解決方案項目負責人給出三個建議：

1)通過中長期市場提前鎖定收益;

2)優化現貨交易策略實現整體利益最大化;

3)利用專業的交易輔助決策工具。

策略1：通過中長期市場提前鎖定收益

國家發改委日前發布了《關於做好2020年電力中長期合同簽訂工作的通知》，鼓勵市場主體高比例簽約中長期，並且未來的中長期交易採用帶電力負荷曲線交易機制。

當前電力直接交易、集中競價交易、跨區跨省交易為中長期主要交易品種，交易周期覆蓋年度、季度、月度、月內、日前多時間維度。其中，基礎電量、雙邊協商、競價交易、掛牌交易、發電權交易等多種交易模式相互交織、相互影響、相互制約，且每省、每種交易規則都不盡相同，交易模式和交易品種趨向多元化。

新能源發電企業一方面需要通過現貨價格信號，來指導中長期合約簽訂的價格，另一方面需要精準的中長期發電量預測，並核算簽訂中長期合約的比例。中長期合約的價格以及簽約多少電量至關重要，直接影響整體收益。

策略2：優化現貨交易策略實現整體利益最大化

現貨交易的本質是偏差結算，其體系基本顛覆了現有交易和結算模式。

對於新能源發電企業來說，對交易策略的精細化、日前、實時出力預測的准確性以及交易人員的綜合素質都帶來挑戰。

如何通過現貨市場的中長期分解機制、精準的出力預測、合理的報價策略，達到在現貨市場偏差結算中的收益最大化，需要發電企業統籌考慮中長期與現貨兩個市場交易，需要對中長期市場與現貨市場的價格趨勢、電量比例分配有精準的分析、預測與測算。

通過現貨市場的合理策略，能達到交易收益最大化。

策略3：利用交易輔助決策工具分析決策

市場化改革在快速推進，對新能源發電企業的快速響應能力、市場分析能力、決策能力、風險規避能力提出更高要求，大量的數據分析、統計、決策無法人工開展、手動完成，迫切需要專業化的分析工具。

目前大家普遍認為，中長期交易能提前鎖定收益。「並不是簽訂的中長電量量越多，收益越大」 國能日新電力交易項目負責人介紹，「如果價格過低，可以考慮把部分電量放到現貨市場上交易，通過現貨市場獲取更高的收益。」

因此，對於發電企業來說，中長期簽訂價格在多少范圍內，以及簽訂多少電量，需要考慮現貨的整體價格水平以及對自身中長期發電量的預測。新能源發電企業需要精準的交易輔助決策工具來分析市場，對現貨市場的風險進行評估，作出精準決策，達到中長期+現貨市場整體收益最大化。

結語

電力市場改革在不斷嘗試中前進，對於新能源發電企業來說，雖然現狀已打破了原有的計劃保障體制，但在帶來風險挑戰的同時，機遇也增加了。

隨著國家經濟的快速發展，能源已經成為支柱國民經濟的重要產業，而新能源更是未來主體能源，電力交易市場化機制的推行，勢必會刺激電力發電企業和用電企業的積極性。

我們期待著未來市場中會有更多的電量進入現貨交易，到那時，復雜的市場環境、各主體的利益訴求的不同會讓現貨交易更充分的發揮其價格信號，市場主體則可利用自動化、智能化的預測分析工具來更加精準的獲取預測報價方案，最終實現電力交易價值。國能日新電力交易決策支持平台即可為發電企業提供從中長期電量預測到「中長期+現貨」交易決策整體解決方案，實現智能、自動報價決策分析。

Ⅵ 光伏電池的最新政策

國家能源局於2013年11月26日發布有效期為3年的《光伏發電運營監管暫行辦法》，規定電網企業應當全額收購其電網覆蓋范圍內並網光伏電站項目和分布式光伏發電項目的上網電量，明確了能源主管部門及其派出機構對於光伏發電並網運營的各項監管責任，光伏發電項目運營主體和電網企業應當承擔的責任，從而推進光伏發電並網有序進行。正文如下：
《光伏發電運營監管暫行辦法》
第一章 總則
第一條 為加強監管，切實保障光伏發電系統有效運行，優化能源供應方式，促進節能減排，根據《中華人民共和國可再生能源法》、《電力監管條例》等法律法規和國家有關規定，制定本辦法。
第二條 本辦法適用於並網光伏電站項目和分布式光伏發電項目。
第三條 國務院能源主管部門及其派出機構依照本辦法對光伏發電項目的並網、運行、交易、信息披露等進行監管。
任何單位和個人發現違反本辦法和國家有關規定的行為,可以向國務院能源主管部門及其派出機構投訴和舉報，國務院能源主管部門及其派出機構應依法處理。
第四條 光伏發電項目運營主體和電網企業應當遵守電力業務許可制度，依法開展光伏發電相關業務，並接受國務院能源主管部門及其派出機構的監管。
第二章 監管內容
第五條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電項目運營主體和電網企業電力許可制度執行情況實施監管。
除按規定實施電力業務許可豁免的光伏發電項目外，其他並網光伏發電項目運營主體應當申領電力業務許可證。持證經營主體應當保持許可條件，許可事項或登記事項發生變化的，應當按規定辦理變更手續。
第六條 國務院能源主管部門及其派出機構按照有關規定對光伏發電電能質量情況實施監管。
光伏發電並網點的電能質量應符合國家標准，確保電網可靠運行。
第七條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電配套電網建設情況實施監管。
接入公共電網的光伏發電項目，接入系統工程以及接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。接入用戶側的光伏發電項目，接入系統工程由項目運營主體投資建設，接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。
第八條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電並網服務情況實施監管。
電網企業應當按照積極服務、簡潔高效的原則，建立和完善光伏電站項目接網服務流程，並提供並網辦理流程說明、相關政策解釋、並網工作進度查詢以及配合並網調試和驗收等服務。
電網企業應當為分布式光伏發電接入提供便利條件，在並網申請受理、接入系統方案制訂、合同和協議簽署、並網驗收和並網調試全過程服務中，按照「一口對外」的原則，簡化辦理程序。
電網企業對分布式光伏發電項目免收系統備用容量費和相關服務費用。
第九條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電並網環節的時限情況實施監管。
光伏電站項目並網環節時限按照國家能源局有關規定執行。
分布式光伏發電項目，電網企業自受理並網申請之日起25個工作日內向項目業主提供接入系統方案；自項目業主確認接入系統方案起5個工作日內，提供接入電網意見函，項目業主據此開展項目備案和工程設計等後續工作；自受理並網驗收及並網調試申請起10個工作日內完成關口電能計量裝置安裝服務，並與項目業主按照要求簽署購售電合同和並網協議；自關口電能計量裝置安裝完成後10個工作日內組織並網驗收及並網調試，向項目業主提供驗收意見，調試通過後直接轉入並網運行，驗收標准按國家有關規定執行。若驗收不合格，電網企業應向項目業主提出解決方案。
第十條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電項目購售電合同和並網協議簽訂、執行和備案情況實施監管。
電網企業應與光伏電站項目運營主體簽訂購售電合同和並網調度協議，合同和協議簽訂應當符合國家有關規定，並在合同和協議簽訂10個工作日內向國務院能源主管部門派出機構備案。光伏電站購售電合同和並網調度協議範本，國務院能源主管部門將會同國家工商行政管理部門另行制定。
電網企業應按照有關規定及時與分布式光伏發電項目運營主體簽訂並網協議和購售電合同。
第十一條 國務院能源主管部門及其派出機構對電力調度機構優先調度光伏發電的情況實施監管。
電力調度機構應當按照國家有關可再生能源發電上網規定，編制發電調度計劃並組織實施。電力調度機構除因不可抗力或者有危及電網安全穩定的情形外，不得限制光伏發電出力。
本辦法所稱危及電網安全穩定的情形，應由國務院能源主管部門及其派出機構組織認定。
光伏發電項目運營主體應當遵守發電廠並網運行管理有關規定，服從調度指揮、執行調度命令。
第十二條 國務院能源主管部門及其派出機構對電網企業收購光伏發電電量的情況實施監管。
電網企業應當全額收購其電網覆蓋范圍內光伏發電項目的上網電量。因不可抗力或者有危及電網安全穩定的情形，未能全額收購的，電網企業應當及時將未能全額上網的時間、原因等信息書面告知光伏發電項目運營主體，並報國務院能源主管部門派出機構備案。
第十三條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電並網運行維護情況實施監管。
並網光伏電站項目運營主體負責光伏電站場址內集電線路和升壓站的運行、維護和管理，電網企業負責光伏電站配套電力送出工程和公共電網的運行、維護和管理。電網企業安排電網設備檢修應盡量不影響並網光伏電站送出能力，並提前三個月書面通知並網光伏電站項目運營主體。
分布式光伏發電項目運營主體可以在電網企業的指導下，負責光伏發電設備的運行、維護和項目管理。
第十四條 國務院能源主管部門及其派出機構按照有關規定對光伏發電電量和上網電量計量情況實施監管。
光伏電站項目上網電量計量點原則上設置在產權分界點處，對項目上網電量進行計量。電網企業負責定期進行檢測校表，裝置配置和檢測應滿足國家和行業有關電量計量技術標准和規定。
電網企業對分布式光伏發電項目應安裝兩套計量裝置，對全部發電量、上網電量分別計量。
第十五條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電電費結算情況實施監管。
光伏發電項目電費結算按照有關規定執行。以自然人為運營主體的，電網企業應盡量簡化程序，提供便捷的結算服務。
第十六條 國務院能源主管部門及其派出機構對光伏發電補貼發放情況實施監管。
電網企業應按照國家核定的補貼標准，及時、足額轉付補貼資金。
第三章 監管措施
第十七條 國務院能源主管部門派出機構與省級能源主管部門應當加強光伏發電項目管理和監管信息共享，形成有機協作、分工負責的工作機制。
第十八條 電網企業應向所在地區的國務院能源主管部門派出機構按季度報送以下信息：
1．光伏發電項目並網接入情況，包括接入電壓等級、接入容量、並網接入時間等。
2．光伏發電項目並網交易情況，包括發電量、自用電量、上網電量、網購電量等。
3．光伏電站項目並網運行過程中遇到的重要問題等。
並網光伏電站運營主體應根據產業監測和質量監督等相關規定，定期將運行信息上報，並對發生的事故及重要問題及時向所在省（市）的國務院能源主管部門派出機構報告。
國務院能源主管部門及其派出機構根據履行監管職責的需要，可以要求光伏發電運營主體和電網企業報送與監管事項相關的其他文件、資料。
第十九條 國務院能源主管部門及其派出機構可採取下列措施進行現場檢查：
1．進入並網光伏電站和電網企業進行檢查；
2．詢問光伏發電項目和調度機構工作人員，要求其對有關檢查事項作出說明；
3．查閱、復制與檢查事項有關的文件、資料，對可能被轉移、隱匿、損毀的文件、資料予以封存；
4．對檢查中發現的違法行為，有權當場予以糾正或者要求限期改正。
第二十條 光伏發電項目運營主體與電網企業就並網無法達成協議，影響電力交易正常進行的，國務院能源主管部門及其派出機構應當進行協調；經協調仍不能達成協議的，由國務院能源主管部門及其派出機構按照有關規定予以裁決。
電網企業和光伏發電項目運營主體因履行合同等發生爭議，可以向國務院能源主管部門及其派出機構申請調解。
第二十一條 國務院能源主管部門及其派出機構可以向社會公開全國光伏發電運營情況、電力企業對國家有關可再生能源政策、規定的執行情況等。
第二十二條 電網企業和光伏發電項目運營主體違反本辦法規定，國務院能源主管部門及其派出機構可依照《中華人民共和國可再生能源法》和《電力監管條例》等追究其相關責任。
電網企業未按照規定完成收購可再生能源電量，造成光伏發電項目運營主體經濟損失的，應當按照《中華人民共和國可再生能源法》的規定承擔賠償責任。
第四章 附則
第二十三條 本辦法由國家能源局負責解釋，各派出機構可根據本地實際情況擬定監管實施細則。
第二十四條 本辦法自發布之日起施行，有效期為3年。

Ⅶ 在工業園區內車間頂部進行太陽能光伏發電，有扶持政策嗎

2017年全國各地最新光伏補貼，國家補貼政策分布式：
電價補貼標准為每千瓦時0.42元(含稅，下同)，光伏發電項目自投入運營起執行標桿上網電價或電價補貼標准，期限原則上為20年。光伏發電先確定2016年標桿電價，2017年以後的價格另行制定。
2017年我國光伏行業政策

1、加快農業現代化實現小康，光伏扶貧、農光互補爆發，2016年1月27日，黨中央國務院公布了《中共中央國務院關於落實發展新理念加快農業現代化實現全面小康目標的若干意見》文件，《意見》提出大力推進農業現代化，著力構建現代農業產業體系、生產體系、經營體系，實施藏糧於地、藏糧於技戰略，推動糧經飼統籌、農林牧漁結合、種養加一體、一二三產業融合發展，讓農業成為充滿希望的朝陽產業。並著重強調要廣泛動員社會各方面力量積極參與扶貧開發。實行最嚴格的脫貧攻堅考核督查問責。
2、鼓勵廢棄煤礦發展風電、光伏發電和現代農業，2016年2月1日，國務院印發《關於煤炭行業化解過剩產能 實現脫困發展的意見》國發〔2016〕7號文件。文件指出：煤炭是我國主體能源。煤炭產業是國民經濟基礎產業，涉及面廣、從業人員多，關系經濟發展和社會穩定大局。近年來，受經濟增速放緩、能源結構調整等因素影響，煤炭需求大幅下降，供給能力持續過剩，供求關系嚴重失衡，導致企業效益普遍下滑，市場競爭秩序混亂，安全生產隱患加大，對經濟發展、職工就業和社會穩定造成了不利影響。
3、適當增加貧困老區光伏、風電等優勢能源資源開發規模。
2016年2月1日中共中央辦公廳、國務院辦公廳印發了《關於加大脫貧攻堅力度支持革命老區開發建設的指導意見》，意見指出：繼續實施以工代賑、整村推進、產業扶貧等專項扶貧工程，加大對建檔立卡貧困村、貧困戶的扶持力度。統籌使用涉農資金，開展扶貧小額信貸，支持貧困戶發展特色產業，促進有勞動能力的貧困戶增收致富。積極實施光伏扶貧工程，支持老區探索資產收益扶貧。加快實施鄉村旅遊富民工程，積極推進老區貧困村旅遊扶貧試點等措施，對無法依靠產業扶持和就業幫助脫貧的家庭實行政策性保障兜底。
4、推進光伏扶貧工程建設，保障光伏扶貧項目有效措施
2016年5月5日，國家能源局、國務院扶貧辦聯合印發《光伏扶貧實施方案編制大綱的通知》國能綜新能源。此次聯合發文的目的是為了進一步指導地方編制光伏扶貧實施方案，推進光伏扶貧工程建設，保障光伏扶貧項目有效措施。
5、完善光伏、風電等新能源發電並網機制
2016年8月8日，國務院印發《降低實體經濟企業成本工作方案》國發〔2016〕48號文件，意見指出要加快推進能源領域改革，放開競爭性環節價格。加快推進電力、石油、天然氣等領域市場化改革。完善光伏、風電等新能源發電並網機制。2017年基本放開競爭性領域和環節價格管制，形成充分競爭的機制，使能源價格充分反映市場供求變化，提高價格靈活性。
6、光伏扶貧被國務院列入《全國農業現代化規劃(2016—2020年)》
2016年10月17日，國務院印發了《全國農業現代化規劃(2016—2020年)》，國發〔2016〕58號文件。文件指出國務院在扶貧方面責令：農業部、國務院扶貧辦牽頭，國家發展改革委、工業和信息化部、財政部、水利部、國家林業局、國家旅遊局、國家能源局等部門參與，精準幫扶貧困農戶。支持有意願、有實力、帶動能力強的新型經營主體，擴大優勢特色產業發展規模，與貧困戶建立穩定的帶動關系。支持有勞動能力的貧困人口就地轉為護林員等生態保護人員。
7、到2020年光伏裝機力爭達到100GW
2016年10月27日國務院印發《「十三五」控制溫室氣體排放工作方案》，國發 〔2016〕61號文件。方案提出到2020年，單位國內生產總值二氧化碳排放比2015年下降18%。在清潔能源方面，方案提出到2020年：力爭常規水電裝機達到3.4億千瓦，風電裝機達到200GW，光伏裝機達到100GW，核電裝機達到58GW，在建容量達到30GW以上。
8、光伏扶貧是扶貧工作的新途徑
2016年10月22日，國務院印發《激發重點群體活力帶動城鄉居民增收的實施意見》國發〔2016〕56號文件，文件指出：實施貧困村「一村一品」產業推進行動。強化貧困地區農民合作社、龍頭企業與建檔立卡貧困戶的利益聯結機制。深入實施電商、旅遊、光伏扶貧工程。加大對貧困地區農產品品牌推介營銷支持力度。引導和支持貧困地區青年通過發展電子商務增收致富。
9、光伏指標向東北傾斜，鼓勵開展光伏供暖試點
2016年11月1日，國務院印發《關於深入推進實施新一輪東北振興戰略加快推動東北地區經濟企穩向好若乾重要舉措的意見》國發〔2016〕62號文件。《意見》指出，未來將在東北地區研究建設新的特高壓電力外送通道。制定東北地區電力體制改革專項工作方案，切實降低企業用電成本。擴大電能替代試點范圍，全面實施風電清潔供暖工程，在有條件的地區開展光伏暖民示範工程。
10、完善鼓勵分布式能源發展的機制和政策
2016年11月17日，中共中央政治局常委、國務院總理、國家能源委員會主任李克強主持召開國家能源委員會會議，審議通過根據國民經濟和社會發展第十三個五年規劃綱要制定的《能源發展「十三五」規劃》，部署推進相關工作。李克強指出，能源生產既要優存量，把推動煤炭清潔高效開發利用作為能源轉型發展的立足點和首要任務;也要拓增量，加快提升水能、風能、太陽能、生物質能等可再生能源比重，安全高效發展核能，優化能源生產布局。
11、鼓勵分布式光伏與實施農業發展相結合
2016年11月23日國務院印發《「十三五」脫貧攻堅規劃的通知》國發〔2016〕64號文件。通知針對光伏扶貧做出明確指示。並將其列入至組織開展資產收益扶貧工作。具體方式是：鼓勵和引導貧困戶將已確權登記的土地承包經營權入股企業、合作社、家庭農(林)場與新型經營主體形成利益共同體，分享經營收益。積極推進農村集體資產、集體所有的土地等資產資源使用權作價入股，形成集體股權並按比例量化到農村集體經濟組織。財政扶貧資金、相關涉農資金和社會幫扶資金投入設施農業、養殖、光伏、水電、鄉村旅遊等項目形成的資產，可折股量化到農村集體經濟組織，優先保障喪失勞動能力的貧困戶。
12、保護生態環境 推動光伏等新能源廣泛應用
2016年11月24日，國務院印發《「十三五」生態環境保護規劃》國發【2016】65號文件，該文件強調：強化區域環保協作，聯合開展大氣、河流、湖泊等污染治理，加強區域生態屏障建設，共建壩上高原生態防護區、燕山—太行山生態涵養區，推動光伏等新能源廣泛應用。
13、支持光伏精準扶貧、精準脫貧助力農民奔小康
2016年12月6日，國務院印發《國務院辦公廳關於完善支持政策促進農民持續增收的若干意見》國辦發〔2016〕87號文件，意見針對精準扶貧、精準脫貧做出明確指示，並將光伏列入其中。具體意見如下：持續加大扶貧綜合投入力度，通過產業扶持、轉移就業、易地搬遷、教育支持、健康扶貧、社保兜底等措施，因地制宜，分類指導，精準施策，確保如期實現脫貧攻堅目標。將民生項目、惠民政策最大限度地向貧困地區傾斜，廣泛動員社會各方面力量積極參與扶貧開發。實施貧困村一村一品產業推進行動。
14、能源發展「十三五」規劃
2017年1月17日，國家發改委和國家能源局印發《能源發展「十三五」規劃》(下稱《規劃》)。《規劃》要求推進非化石能源可持續發展，包括水電、核電、風電、太陽能等。2020年太陽能發電規模達到1.1億千瓦以上，其中分布式光伏6000萬千瓦、光伏電站4500萬千瓦、光熱發電500萬千瓦。
而國家能源局此前發布的數據顯示：「十二五」期間，我國太陽能發電裝機規模增長168倍，超越所有可再生能源發展速度，提前半年完成「十二五」規劃提出的3500萬千瓦裝機目標。數據顯示，截至2015年底，我國光伏發電累計裝機容量4318萬千瓦，超越德國成為全球光伏發電裝機容量最大的國家。
據中國報告大廳發布的2016-2021年中國太陽能光伏行業市場供需前景預測深度研究報告預測，1.1億千瓦的「十三五」太陽能發電規劃規模，意味著未來幾年間，中國光伏產業仍將保持較高的發展速度和空間。
15、中國光伏行業發展路線圖
《中國光伏行業發展路線圖》(以下簡稱《路線圖》)，於2017年2月16日正式發布。
《路線圖》涵蓋了光伏產業鏈各環節，涉及多晶硅、硅棒/硅錠/矽片、電池、組件、平衡部件、系統等各環節的62項關鍵指標。《路線圖》在編制過程中廣泛徵集了近百家光伏企業、研究機構和各方面意見，經過數輪研討和論證，在此基礎上，根據產業發展實際，預測了2017、2018、2020、2022和2025年的發展目標，體現了產業、技術和市場等方面的發展趨勢，反映了現階段專家學者和企業家對光伏產業未來發展的共識，對行業發展具有一定指導意義。

光伏發電是利用 半導體界面的 光生伏特效應而將 光能直接轉變為電能的一種技術。主要由太陽電池板（組件）、控制器和 逆變器三大部分組成，主要部件由電子元器件構成。
太陽能電池經過 串聯後進行封裝保護可形成大面積的 太陽電池組件，再配合上功率控制器等部件就形成了光伏發電裝置。

Ⅷ 電力市場化交易電量是啥

電力市場化交易電量指對交易意向進行審核、計算、安全校核，得出的月度市場合約電量。含月前調整後的長協交易電量與月度競價交易成交電量。

售電不再是國家壟斷了，進入市場化了，用電戶和供電戶可通過政策參與直接交易。

拓展資料：

中國電力系統主要由五個部分組成：發電廠、輸電線路、變電所、配電系統及用戶。其中發電廠所發出的電能，經過輸電線路送到變電所降壓後送到配電系統，再由配電系統把電能分配到各用戶，構成一個完整的電力系統，涉及主體包括發電系統、輸變配電系統、售電公司及終端用戶。

（一）發電系統
發電系統的主要功能是將自然界的一次能源轉變為電能，按照電源類型劃分為火電、水電、風電、核電、光伏及生物質能發電等。其中，除火電和核電外，其他均屬於可再生能源；此外，狹義的清潔能源即指可再生能源，而廣義的清潔能源還包括核電。
從發電類型來看，目前，電力裝機容量和發電量均以火電為主，其他電源裝機容量及發電量佔比較小，但受近年國家鼓勵發展清潔能源的影響，清潔能源裝機容量及發電量佔比均呈逐年上升趨勢，火電裝機及發電量佔比持續下降。2013~2018年9月末，火電裝機容量佔比從68.46%下降至61.14%，火電發電量佔比從77.67%下降至70.61%。清潔能源中風電和光伏裝機容量和發電量目前佔比較小但增幅顯著，其中光伏裝機佔比從2013年的1.19%提升至2018年9月末的9.13%，發電量佔比從0.16%提升至2.61%；風電裝機佔比從2013年的6.05%提升至2018年9月末的9.75%，發電量佔比2.61%提升至5.21%。未來，清潔能源佔比仍將持續上升。
從各電源類型的區域分布來看，火電區域分布相對廣泛，核電主要分布在東部沿海地區；清潔能源中，水電主要分布在西南地區，風電、光伏主要分布在「三北」地區（即西北、華北、東北）。
（二）輸變配電系統
輸變配電系統主要包括電能傳輸過程中途經的所有變電所和各種不同電壓等級的電力線路，主要包括輸電、變電和配電系統三個方面，也稱作電力網（簡稱「電網」）。目前，全國電網主要由國家電網、南方電網以及一些地方獨立電網組成。其中，南方電網負責我國廣東、廣西、雲南、貴州、海南五省的供電業務，國家電網負責除南方電網管理區域以及部分地方電網之外的全國26個省（市、區）的供電服務；地方獨立電網主要包括一個省級電網（蒙西電網）、13個地級市電網和近400個縣級電網。其中，內蒙古電力有限責任公司負責呼和浩特、鄂爾多斯等內蒙古中西部8個盟市的供電服務。

Ⅸ 電力集中競價交易方式是什麼意思

在產權交易網路競價系統中，集中競價是指組織方依據轉讓方的申請，將標的轉讓信息在公開發行的報刊和交易所網站進行信息發布後，在約定時間段內，通過交易所指定的網路競價系統確定最高有效報價的競價方式。集中競價的組織形式分為多次報價和一次報價，集中競價活動由一個自由競價期和多個限時競價期組成，自由競價期結束自動進入限時競價期。
自由競價期是指，競買人在此時間段內，可以對目標標的多次報價。自由競價期結束後系統自動進入限時競價期。