image.id,image.ts,image.image_url,dianlishichang.id,dianlishichang.ts,dianlishichang.title,dianlishichang.list_date,dianlishichang.content,dianlishichang.source,dianlishichang.publishing,dianlishichang.author,dianlishichang.date,dianlishichang.suoshupindao,dianlishichang.keywords,dianlishichang.yuanbiaoti
1,"2017-09-17 22:34:09",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091513350373.png,1,"2017-09-17 22:34:08","日本电力市场群雄混战 谁会是最后赢家？",2017-09-15,"北极星输配电网讯: 过去几十年，日本垂直一体化区域电力企业没有遇到过竞争现在，他们面对着400个竞争对手在世界第四大电力市场日本，过去几十年来只有10家电力公司满足该国的用电需求。如今，这些所谓的垂直一体化区域电力公司(每家公司都拥有自己的工程企业甚至设备生产商)面临着日益激烈的竞争。像美国和其他许多发达国家一样，日本十大电力公司服务的电力需求在十年前达到了顶峰。目前日本的电力需求相比2007年减少了15%。需求在2007年就已经见顶：日本垂直一体化区域电力企业需要满足的电力需求电力需求的下降一方面是因为用电效率的提高。另一方面是因为2011年东日本大地震爆发后，日本关闭了多个核电站，对用电量问题非常重视，采取各种措施节约用电。还有个同样重要的原因(也许是更重要的进步)，不同于传统垂直一体化区域电力企业的新电力零售企业进入了日本新近全面放开的电力市场。电力市场自由化2000年，日本启动了电力市场自由化的进程，允许用电需求超过2兆瓦的用户自行采购电力。这类大型商业和工业电力用户的用电量占日本总用电需求的四分之一以上，不过如下图所示，基本电力需求的增长弥补了面向上述大用户电力销售减少造成的损失。2016年4月，日本向所有用户全面放开电力市场并引入竞争，电力市场变得更有生机。在当时，400多家解除管制的电力零售商的电力需求一下子增加了三分之二。非传统电力零售企业的需求持续上升：日本非垂直一体化区域电力企业的需求这些有别于垂直一体化区域电力企业的电力零售商有着不同的企业根基。其中最大的一家ENNET是两家天然气分销商东京燃气公司(Tokyo Gas)和大阪燃气公司(Osaka Gas)与NTT设施公司(NTT Facilities)合资成立的企业，NTT设施公司代表其电信母公司NTT进行可再生能源开发和电力管理。由于持有发电资产，加上能够向那些对成本敏感的商业和工业用户销售电力，ENNET的经营尤其成功。竞争激烈东京燃气公司现在也作为电力零售商参与竞争，并已成为日本第六大电力供应商。东京燃气以优质的客户服务而闻名，其提供的服务包括太阳能和燃料电池。另一家电信公司KDDI是日本第八大电力零售商，凭借其庞大的客户群取得了成功，因为该公司可以把旗下的电力、电话和网络服务捆绑成套餐销售。像航空公司一样，KDDI和其他多家新电力供应商推出积分奖励，KDDI甚至拥有自己的信用卡。从严格意义上来说，有些非公用事业电力零售商其实是住宅供应商。房屋建筑商大东建托(Daito Trust Construction)的子公司大东能源(Daito Energy)以低于垂直一体化区域电力企业5%的价格向住宅租户销售电力，从而降低了租房支付的电费。铁道公司东急电铁(Tokyu Corporation)的子公司东急电源(Tokyu Power Supply)为购买其电力和互联网服务套餐的客户提供双倍的铁路用户积分奖励。资金雄厚的大公司凭借现有的客户关系异军突起，可能表明有别于垂直一体化区域电力企业的零售商市场正在进行整合。但事实并非如此。2013年，非垂直一体化电力企业的公司只能向大用户销售电力时，日本十大电力公司占据80%以上的零售市场份额。截至2017年3月，十大电力公司只拥有55%的市场份额。传统电力供应商的市场份额持续下滑：日本非垂直一体化区域电力企业的市场份额截至2017年4月，非垂直一体化区域电力企业的零售商已经可以满足超过10%的商业电力需求。从2016年完全放开市场竞争开始，这些电力零售商满足的工业用电需求几乎没有变化，但是零售用电需求份额从零增长到了4%。现在，日本近10%的用电量由供电企业以外的公司提供。市场份额逼近10%：日本非垂直一体化区域电力企业的总需求过去几十年，日本垂直一体化区域电力企业没有遇到过竞争。现在，他们面对着400个竞争对手。随着非公用事业电力服务的需求在一年内增长了80%，日本的情况证明了，即使在发展成熟的电力市场，激烈竞争的局面也可以迅速蔓延。 原标题:日本电力市场群雄混战，谁会是最后赢家？",商业周刊,北极星输配电网,,"2017/9/15 13:39:00",电力市场,"电力企业 电力市场 日本",日本电力市场群雄混战，谁会是最后赢家？
2,"2017-09-17 22:34:09",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091513354918.png,1,"2017-09-17 22:34:08","日本电力市场群雄混战 谁会是最后赢家？",2017-09-15,"北极星输配电网讯: 过去几十年，日本垂直一体化区域电力企业没有遇到过竞争现在，他们面对着400个竞争对手在世界第四大电力市场日本，过去几十年来只有10家电力公司满足该国的用电需求。如今，这些所谓的垂直一体化区域电力公司(每家公司都拥有自己的工程企业甚至设备生产商)面临着日益激烈的竞争。像美国和其他许多发达国家一样，日本十大电力公司服务的电力需求在十年前达到了顶峰。目前日本的电力需求相比2007年减少了15%。需求在2007年就已经见顶：日本垂直一体化区域电力企业需要满足的电力需求电力需求的下降一方面是因为用电效率的提高。另一方面是因为2011年东日本大地震爆发后，日本关闭了多个核电站，对用电量问题非常重视，采取各种措施节约用电。还有个同样重要的原因(也许是更重要的进步)，不同于传统垂直一体化区域电力企业的新电力零售企业进入了日本新近全面放开的电力市场。电力市场自由化2000年，日本启动了电力市场自由化的进程，允许用电需求超过2兆瓦的用户自行采购电力。这类大型商业和工业电力用户的用电量占日本总用电需求的四分之一以上，不过如下图所示，基本电力需求的增长弥补了面向上述大用户电力销售减少造成的损失。2016年4月，日本向所有用户全面放开电力市场并引入竞争，电力市场变得更有生机。在当时，400多家解除管制的电力零售商的电力需求一下子增加了三分之二。非传统电力零售企业的需求持续上升：日本非垂直一体化区域电力企业的需求这些有别于垂直一体化区域电力企业的电力零售商有着不同的企业根基。其中最大的一家ENNET是两家天然气分销商东京燃气公司(Tokyo Gas)和大阪燃气公司(Osaka Gas)与NTT设施公司(NTT Facilities)合资成立的企业，NTT设施公司代表其电信母公司NTT进行可再生能源开发和电力管理。由于持有发电资产，加上能够向那些对成本敏感的商业和工业用户销售电力，ENNET的经营尤其成功。竞争激烈东京燃气公司现在也作为电力零售商参与竞争，并已成为日本第六大电力供应商。东京燃气以优质的客户服务而闻名，其提供的服务包括太阳能和燃料电池。另一家电信公司KDDI是日本第八大电力零售商，凭借其庞大的客户群取得了成功，因为该公司可以把旗下的电力、电话和网络服务捆绑成套餐销售。像航空公司一样，KDDI和其他多家新电力供应商推出积分奖励，KDDI甚至拥有自己的信用卡。从严格意义上来说，有些非公用事业电力零售商其实是住宅供应商。房屋建筑商大东建托(Daito Trust Construction)的子公司大东能源(Daito Energy)以低于垂直一体化区域电力企业5%的价格向住宅租户销售电力，从而降低了租房支付的电费。铁道公司东急电铁(Tokyu Corporation)的子公司东急电源(Tokyu Power Supply)为购买其电力和互联网服务套餐的客户提供双倍的铁路用户积分奖励。资金雄厚的大公司凭借现有的客户关系异军突起，可能表明有别于垂直一体化区域电力企业的零售商市场正在进行整合。但事实并非如此。2013年，非垂直一体化电力企业的公司只能向大用户销售电力时，日本十大电力公司占据80%以上的零售市场份额。截至2017年3月，十大电力公司只拥有55%的市场份额。传统电力供应商的市场份额持续下滑：日本非垂直一体化区域电力企业的市场份额截至2017年4月，非垂直一体化区域电力企业的零售商已经可以满足超过10%的商业电力需求。从2016年完全放开市场竞争开始，这些电力零售商满足的工业用电需求几乎没有变化，但是零售用电需求份额从零增长到了4%。现在，日本近10%的用电量由供电企业以外的公司提供。市场份额逼近10%：日本非垂直一体化区域电力企业的总需求过去几十年，日本垂直一体化区域电力企业没有遇到过竞争。现在，他们面对着400个竞争对手。随着非公用事业电力服务的需求在一年内增长了80%，日本的情况证明了，即使在发展成熟的电力市场，激烈竞争的局面也可以迅速蔓延。 原标题:日本电力市场群雄混战，谁会是最后赢家？",商业周刊,北极星输配电网,,"2017/9/15 13:39:00",电力市场,"电力企业 电力市场 日本",日本电力市场群雄混战，谁会是最后赢家？
3,"2017-09-17 22:34:09",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091513361126.png,1,"2017-09-17 22:34:08","日本电力市场群雄混战 谁会是最后赢家？",2017-09-15,"北极星输配电网讯: 过去几十年，日本垂直一体化区域电力企业没有遇到过竞争现在，他们面对着400个竞争对手在世界第四大电力市场日本，过去几十年来只有10家电力公司满足该国的用电需求。如今，这些所谓的垂直一体化区域电力公司(每家公司都拥有自己的工程企业甚至设备生产商)面临着日益激烈的竞争。像美国和其他许多发达国家一样，日本十大电力公司服务的电力需求在十年前达到了顶峰。目前日本的电力需求相比2007年减少了15%。需求在2007年就已经见顶：日本垂直一体化区域电力企业需要满足的电力需求电力需求的下降一方面是因为用电效率的提高。另一方面是因为2011年东日本大地震爆发后，日本关闭了多个核电站，对用电量问题非常重视，采取各种措施节约用电。还有个同样重要的原因(也许是更重要的进步)，不同于传统垂直一体化区域电力企业的新电力零售企业进入了日本新近全面放开的电力市场。电力市场自由化2000年，日本启动了电力市场自由化的进程，允许用电需求超过2兆瓦的用户自行采购电力。这类大型商业和工业电力用户的用电量占日本总用电需求的四分之一以上，不过如下图所示，基本电力需求的增长弥补了面向上述大用户电力销售减少造成的损失。2016年4月，日本向所有用户全面放开电力市场并引入竞争，电力市场变得更有生机。在当时，400多家解除管制的电力零售商的电力需求一下子增加了三分之二。非传统电力零售企业的需求持续上升：日本非垂直一体化区域电力企业的需求这些有别于垂直一体化区域电力企业的电力零售商有着不同的企业根基。其中最大的一家ENNET是两家天然气分销商东京燃气公司(Tokyo Gas)和大阪燃气公司(Osaka Gas)与NTT设施公司(NTT Facilities)合资成立的企业，NTT设施公司代表其电信母公司NTT进行可再生能源开发和电力管理。由于持有发电资产，加上能够向那些对成本敏感的商业和工业用户销售电力，ENNET的经营尤其成功。竞争激烈东京燃气公司现在也作为电力零售商参与竞争，并已成为日本第六大电力供应商。东京燃气以优质的客户服务而闻名，其提供的服务包括太阳能和燃料电池。另一家电信公司KDDI是日本第八大电力零售商，凭借其庞大的客户群取得了成功，因为该公司可以把旗下的电力、电话和网络服务捆绑成套餐销售。像航空公司一样，KDDI和其他多家新电力供应商推出积分奖励，KDDI甚至拥有自己的信用卡。从严格意义上来说，有些非公用事业电力零售商其实是住宅供应商。房屋建筑商大东建托(Daito Trust Construction)的子公司大东能源(Daito Energy)以低于垂直一体化区域电力企业5%的价格向住宅租户销售电力，从而降低了租房支付的电费。铁道公司东急电铁(Tokyu Corporation)的子公司东急电源(Tokyu Power Supply)为购买其电力和互联网服务套餐的客户提供双倍的铁路用户积分奖励。资金雄厚的大公司凭借现有的客户关系异军突起，可能表明有别于垂直一体化区域电力企业的零售商市场正在进行整合。但事实并非如此。2013年，非垂直一体化电力企业的公司只能向大用户销售电力时，日本十大电力公司占据80%以上的零售市场份额。截至2017年3月，十大电力公司只拥有55%的市场份额。传统电力供应商的市场份额持续下滑：日本非垂直一体化区域电力企业的市场份额截至2017年4月，非垂直一体化区域电力企业的零售商已经可以满足超过10%的商业电力需求。从2016年完全放开市场竞争开始，这些电力零售商满足的工业用电需求几乎没有变化，但是零售用电需求份额从零增长到了4%。现在，日本近10%的用电量由供电企业以外的公司提供。市场份额逼近10%：日本非垂直一体化区域电力企业的总需求过去几十年，日本垂直一体化区域电力企业没有遇到过竞争。现在，他们面对着400个竞争对手。随着非公用事业电力服务的需求在一年内增长了80%，日本的情况证明了，即使在发展成熟的电力市场，激烈竞争的局面也可以迅速蔓延。 原标题:日本电力市场群雄混战，谁会是最后赢家？",商业周刊,北极星输配电网,,"2017/9/15 13:39:00",电力市场,"电力企业 电力市场 日本",日本电力市场群雄混战，谁会是最后赢家？
4,"2017-09-17 22:34:09",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091513362850.jpg,1,"2017-09-17 22:34:08","日本电力市场群雄混战 谁会是最后赢家？",2017-09-15,"北极星输配电网讯: 过去几十年，日本垂直一体化区域电力企业没有遇到过竞争现在，他们面对着400个竞争对手在世界第四大电力市场日本，过去几十年来只有10家电力公司满足该国的用电需求。如今，这些所谓的垂直一体化区域电力公司(每家公司都拥有自己的工程企业甚至设备生产商)面临着日益激烈的竞争。像美国和其他许多发达国家一样，日本十大电力公司服务的电力需求在十年前达到了顶峰。目前日本的电力需求相比2007年减少了15%。需求在2007年就已经见顶：日本垂直一体化区域电力企业需要满足的电力需求电力需求的下降一方面是因为用电效率的提高。另一方面是因为2011年东日本大地震爆发后，日本关闭了多个核电站，对用电量问题非常重视，采取各种措施节约用电。还有个同样重要的原因(也许是更重要的进步)，不同于传统垂直一体化区域电力企业的新电力零售企业进入了日本新近全面放开的电力市场。电力市场自由化2000年，日本启动了电力市场自由化的进程，允许用电需求超过2兆瓦的用户自行采购电力。这类大型商业和工业电力用户的用电量占日本总用电需求的四分之一以上，不过如下图所示，基本电力需求的增长弥补了面向上述大用户电力销售减少造成的损失。2016年4月，日本向所有用户全面放开电力市场并引入竞争，电力市场变得更有生机。在当时，400多家解除管制的电力零售商的电力需求一下子增加了三分之二。非传统电力零售企业的需求持续上升：日本非垂直一体化区域电力企业的需求这些有别于垂直一体化区域电力企业的电力零售商有着不同的企业根基。其中最大的一家ENNET是两家天然气分销商东京燃气公司(Tokyo Gas)和大阪燃气公司(Osaka Gas)与NTT设施公司(NTT Facilities)合资成立的企业，NTT设施公司代表其电信母公司NTT进行可再生能源开发和电力管理。由于持有发电资产，加上能够向那些对成本敏感的商业和工业用户销售电力，ENNET的经营尤其成功。竞争激烈东京燃气公司现在也作为电力零售商参与竞争，并已成为日本第六大电力供应商。东京燃气以优质的客户服务而闻名，其提供的服务包括太阳能和燃料电池。另一家电信公司KDDI是日本第八大电力零售商，凭借其庞大的客户群取得了成功，因为该公司可以把旗下的电力、电话和网络服务捆绑成套餐销售。像航空公司一样，KDDI和其他多家新电力供应商推出积分奖励，KDDI甚至拥有自己的信用卡。从严格意义上来说，有些非公用事业电力零售商其实是住宅供应商。房屋建筑商大东建托(Daito Trust Construction)的子公司大东能源(Daito Energy)以低于垂直一体化区域电力企业5%的价格向住宅租户销售电力，从而降低了租房支付的电费。铁道公司东急电铁(Tokyu Corporation)的子公司东急电源(Tokyu Power Supply)为购买其电力和互联网服务套餐的客户提供双倍的铁路用户积分奖励。资金雄厚的大公司凭借现有的客户关系异军突起，可能表明有别于垂直一体化区域电力企业的零售商市场正在进行整合。但事实并非如此。2013年，非垂直一体化电力企业的公司只能向大用户销售电力时，日本十大电力公司占据80%以上的零售市场份额。截至2017年3月，十大电力公司只拥有55%的市场份额。传统电力供应商的市场份额持续下滑：日本非垂直一体化区域电力企业的市场份额截至2017年4月，非垂直一体化区域电力企业的零售商已经可以满足超过10%的商业电力需求。从2016年完全放开市场竞争开始，这些电力零售商满足的工业用电需求几乎没有变化，但是零售用电需求份额从零增长到了4%。现在，日本近10%的用电量由供电企业以外的公司提供。市场份额逼近10%：日本非垂直一体化区域电力企业的总需求过去几十年，日本垂直一体化区域电力企业没有遇到过竞争。现在，他们面对着400个竞争对手。随着非公用事业电力服务的需求在一年内增长了80%，日本的情况证明了，即使在发展成熟的电力市场，激烈竞争的局面也可以迅速蔓延。 原标题:日本电力市场群雄混战，谁会是最后赢家？",商业周刊,北极星输配电网,,"2017/9/15 13:39:00",电力市场,"电力企业 电力市场 日本",日本电力市场群雄混战，谁会是最后赢家？
5,"2017-09-17 22:34:09",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091513373417.jpg,1,"2017-09-17 22:34:08","日本电力市场群雄混战 谁会是最后赢家？",2017-09-15,"北极星输配电网讯: 过去几十年，日本垂直一体化区域电力企业没有遇到过竞争现在，他们面对着400个竞争对手在世界第四大电力市场日本，过去几十年来只有10家电力公司满足该国的用电需求。如今，这些所谓的垂直一体化区域电力公司(每家公司都拥有自己的工程企业甚至设备生产商)面临着日益激烈的竞争。像美国和其他许多发达国家一样，日本十大电力公司服务的电力需求在十年前达到了顶峰。目前日本的电力需求相比2007年减少了15%。需求在2007年就已经见顶：日本垂直一体化区域电力企业需要满足的电力需求电力需求的下降一方面是因为用电效率的提高。另一方面是因为2011年东日本大地震爆发后，日本关闭了多个核电站，对用电量问题非常重视，采取各种措施节约用电。还有个同样重要的原因(也许是更重要的进步)，不同于传统垂直一体化区域电力企业的新电力零售企业进入了日本新近全面放开的电力市场。电力市场自由化2000年，日本启动了电力市场自由化的进程，允许用电需求超过2兆瓦的用户自行采购电力。这类大型商业和工业电力用户的用电量占日本总用电需求的四分之一以上，不过如下图所示，基本电力需求的增长弥补了面向上述大用户电力销售减少造成的损失。2016年4月，日本向所有用户全面放开电力市场并引入竞争，电力市场变得更有生机。在当时，400多家解除管制的电力零售商的电力需求一下子增加了三分之二。非传统电力零售企业的需求持续上升：日本非垂直一体化区域电力企业的需求这些有别于垂直一体化区域电力企业的电力零售商有着不同的企业根基。其中最大的一家ENNET是两家天然气分销商东京燃气公司(Tokyo Gas)和大阪燃气公司(Osaka Gas)与NTT设施公司(NTT Facilities)合资成立的企业，NTT设施公司代表其电信母公司NTT进行可再生能源开发和电力管理。由于持有发电资产，加上能够向那些对成本敏感的商业和工业用户销售电力，ENNET的经营尤其成功。竞争激烈东京燃气公司现在也作为电力零售商参与竞争，并已成为日本第六大电力供应商。东京燃气以优质的客户服务而闻名，其提供的服务包括太阳能和燃料电池。另一家电信公司KDDI是日本第八大电力零售商，凭借其庞大的客户群取得了成功，因为该公司可以把旗下的电力、电话和网络服务捆绑成套餐销售。像航空公司一样，KDDI和其他多家新电力供应商推出积分奖励，KDDI甚至拥有自己的信用卡。从严格意义上来说，有些非公用事业电力零售商其实是住宅供应商。房屋建筑商大东建托(Daito Trust Construction)的子公司大东能源(Daito Energy)以低于垂直一体化区域电力企业5%的价格向住宅租户销售电力，从而降低了租房支付的电费。铁道公司东急电铁(Tokyu Corporation)的子公司东急电源(Tokyu Power Supply)为购买其电力和互联网服务套餐的客户提供双倍的铁路用户积分奖励。资金雄厚的大公司凭借现有的客户关系异军突起，可能表明有别于垂直一体化区域电力企业的零售商市场正在进行整合。但事实并非如此。2013年，非垂直一体化电力企业的公司只能向大用户销售电力时，日本十大电力公司占据80%以上的零售市场份额。截至2017年3月，十大电力公司只拥有55%的市场份额。传统电力供应商的市场份额持续下滑：日本非垂直一体化区域电力企业的市场份额截至2017年4月，非垂直一体化区域电力企业的零售商已经可以满足超过10%的商业电力需求。从2016年完全放开市场竞争开始，这些电力零售商满足的工业用电需求几乎没有变化，但是零售用电需求份额从零增长到了4%。现在，日本近10%的用电量由供电企业以外的公司提供。市场份额逼近10%：日本非垂直一体化区域电力企业的总需求过去几十年，日本垂直一体化区域电力企业没有遇到过竞争。现在，他们面对着400个竞争对手。随着非公用事业电力服务的需求在一年内增长了80%，日本的情况证明了，即使在发展成熟的电力市场，激烈竞争的局面也可以迅速蔓延。 原标题:日本电力市场群雄混战，谁会是最后赢家？",商业周刊,北极星输配电网,,"2017/9/15 13:39:00",电力市场,"电力企业 电力市场 日本",日本电力市场群雄混战，谁会是最后赢家？
6,"2017-09-17 22:34:10",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091510272378.jpg,2,"2017-09-17 22:34:10",发改委：加快推进区域电网输电价格改革,2017-09-15,"北极星输配电网讯: 9月15日，国家发改委举行9月份定时新闻发布会。会上，对8月份电力运行情况、价格运行和监管情况、经济体制改革工作进展情况、信用体系建设情况等方面进行了发布。深化价格改革，强化价格监管，重点聚焦在五个方面：电力方面，国家层面将加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革。地方层面将积极开展地方电网和增量配电网的配电价格改革，实现对电网监管的全覆盖。同时，根据电力市场建设进程，有序放开竞争性环节的发售电价格，逐步扩大市场形成电价的范围和程度。天然气方面，2018年底前，各地将建立起输配环节定价办法、成本监审办法，重新核定省内短途管道运输价格，制定独立配气价格，降低偏高输配价格。铁路客运方面，全面开展铁路普通旅客列车运输成本监审，2017年底完成成本监审工作。水资源方面，在总体不增加农民负担的前提下，扎实有序推进农业水价综合改革。同时，还将研究制定推进城镇非居民用水超定额累进加价制度的指导意见。公用事业方面，适时完善城市供水供电供热阶梯价格制度，合理调整分档用量及价格。详情如下：孟玮:各位记者朋友：大家上午好!欢迎参加国家发改委9月份定时定主题新闻发布会。今天，重点向大家介绍6个方面情况，之后，回答大家关心的问题。第一方面，关于电力运行情况从用电情况看，8月份，全社会用电量在去年同期增长8.3%的基础上，同比仍增长6.4%，环比7月份回落3.5个百分点。二产用电量同比增长2.6%，环比7月份下降10.8%，主要是有色、钢铁、电力生产和供应业等行业用电量环比减少。1—8月，全社会用电量同比增长6.8%，增速较去年同期提高2.6个百分点。其中，一产、二产用电量同比分别增长8.5%和6.1%，增速分别提高3.4和4.1个百分点;三产和居民生活用电量同比分别增长10.4%和6.8%，增速分别回落0.6和2.9个百分点。二产用电对全社会用电增长的贡献率为63.4%，拉动全社会用电量增长4.3个百分点，其中制造业用电同比增长6.7%。信息传输、计算机服务和软件业等三产用电继续保持较快增长，高于全社会用电增速8.0个百分点。从发电情况看，8月，全国水电延续上月正增长态势，当月发电量同比增长6.4%，增速较7月份提高6.2个百分点。1—8月，全国发电量同比增长7.4%，火电、核电发电量同比分别增长7.5%和18.3%，由于上半年来水较枯，水电发电量累计同比下降2.5%，但降幅收窄。2017-09-15 09:30:56第二方面，关于固定资产投资和易地扶贫搬迁进展情况关于固定资产投资。8月份，我委共审批核准固定资产投资项目8个，总投资107.6亿元。这些项目主要集中在水利、高技术等领域。截至今年7月底，13大类重大工程包已累计完成投资10.2万亿元，开工56个专项、599个项目。关于易地扶贫搬迁最新进展。截至8月底，全国累计开工2017年度易地扶贫搬迁项目1.4万多个，项目开工率达95%，累计竣工项目4000多个，项目竣工率28%。其中，河北、山西、安徽、福建、河南、湖北、重庆、四川、贵州、西藏、陕西、青海、宁夏等13个省份的开工率达到100%。易地扶贫搬迁各渠道资金迅速下达，22个有易地扶贫搬迁任务的省份累计承接2016、2017年易地扶贫搬迁资金约2914.6亿元。其中，中央预算内投资393.6亿元，地方政府债约821亿元，专项建设基金约441亿元，中央财政贴息贷款约1259亿元。各地按照“搬迁是手段、脱贫是目的”的要求，不断加大产业扶持和就业帮扶力度。初步统计，各地已为纳入2017年搬迁计划的159万建档立卡贫困人口谋划或落实了帮扶措施，户均帮扶1人以上。2017-09-15 09:32:29第三方面，关于价格运行和监管情况价格运行方面，从部分商品价格监测情况看，8月份，食品价格总体小幅上涨;猪粮、猪料比价有所上升;钢材价格继续大幅上涨;成品油批发价格上涨。相关数据已经印发给大家。价格监管方面，重点通报两方面情况：一是全国12358价格监管平台运行情况。从价格监管平台反映情况看，8月，全国12358价格监管平台运行平稳，受理价格举报、投诉、咨询共计61595件，与去年同期相比下降1.38%，比上月下降11.1%，主要是因为网络购物行业举报、投诉受理量减少，这也是网络购物类举报自2016年7月以来首次没有进入举报热点前五名。停车收费、商品零售、交通运输、物业管理等行业群众关注度较高。7月底以来，我国东北、西南局部地区出现多轮强降雨天气，部分地区发生严重洪涝灾害。根据全国12358价格监管平台数据分析，洪涝灾区民生商品价格水平稳定，受灾地区未出现囤积居奇、哄抬价格等价格违法行为。下一步，价格主管部门将重点关注两个领域：第一，教育收费问题。9月，大中小学陆续开学，各级价格主管部门将重点加强教育收费监管工作，严肃查处超标准收取学费、强制购买教辅材料等各类违法违规收费问题。第二，取消手机长途漫游费执行情况。自9月1日起，各大运营商全面取消手机国内长途漫游费。各级价格主管部门将密切关注政策落实情况，及时发现苗头性问题。二是部署两节期间市场价格监管工作。国庆、中秋假期临近，为做好节假日期间的市场价格监管工作，我委近日下发通知，要求各级价格主管部门采取切实有效措施，规范节日市场价格秩序，优化节日市场消费环境。通知要求，要密切关注粮油、肉、禽、蛋、菜、奶、食盐等食品市场和价格动态，一旦发现市场波动的倾向和苗头，及时采取措施有效化解。要进一步健全节日期间应急监管预案和工作机制，完善全国12358价格监管平台应急响应机制，妥善快速处理各类价格突发事件。要加强重点领域价格检查，针对国庆中秋期间群众旅游、出行、购物活动密集的特点，加强对旅游、交通、零售、房地产等领域的监管。广大消费者在两节期间遇到价格违法行为,欢迎拨打价格举报电话12358，各级价格主管部门将及时处置，切实维护消费者合法权益。也欢迎各位记者关注假日期间的价格违法行为，及时曝光价格违法典型案件，我们将及时组织核查，确保两节价格秩序良好。2017-09-15 09:34:51",国家发改委,北极星输配电网,,"2017/9/15 12:26:26",电力市场,"输配电价改革 增量配电网 配电价格改革",
7,"2017-09-17 22:34:13",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090813564380.jpg,3,"2017-09-17 22:34:13",【小科普】云南电力市场面面观,2017-09-15,"北极星输配电网讯:在本轮电力体制改革过程中，云南省是一个典型案例，据说是创下了五个“全国第一”：全国第一个放开程度最高、参与市场化交易主体数量最多的电力市场; 全国第一个搭建交易平台，建立较为完善交易规则的电力市场; 全国第一家通过市场化交易机制消纳富余电量; 全国第一个开展日前增量交易试点，合同履约率超过96%;全国第一个交易规则被国家发改委推荐在全国范围内学习借鉴。今天小编就为您梳理总结下云南电力市场化的一些特点，希望能对各位了解云南电改有所帮助。1 云南是水电大省，清洁能源占比达84%，火电长期备用云南水力资源居全国第3位，占全国水力资源总量的1/7。截至 2017 年 6 月底，云南省发电装机8514 万千瓦。其中以水电为主的清洁能源装机 7130 万千瓦，占比 83.7%;火电装机 1385 万千瓦，占比 16.3%，火电处于长期备用状态。 云南省发电装机(万千瓦)来源：昆明电力交易中心2 云南是“西电东送”的重要基地，外送电量超过省内售电量2016年云南全省送广东、广西的西电东送电量1100.5亿千瓦时，省内售电量1096.6亿千瓦时，西电东送电量首超省内售电量。云南省内已建成“三横两纵一中心”500千伏主网架，省间建成远距离、大容量送电通道，通过6回直流及1个直流背靠背工程与南方四省区电网异步联网运行，云电外送通道能力提升到2017年的2615万千瓦。3 云南电力市场化从2014年开始，市场模式逐渐成熟2014年云南省在全国率先启动了电力企业与大用户直接交易;2015年扩大市场化交易范围，成交电量达460亿千瓦时，被列为首批电改综合试点之一;2016年在全国首次尝试日前交易，保证了较高的合同履约率;2017年的交易规则更加完善、品种更加齐全。云南电力市场模式在全国范围起到了示范引领作用。4 云南电力市场特点为 “中长期交易为主，日前交易为补充”云南电力市场的交易品种分为年度、月度、日前三个时间范畴，年度为双边交易，月度按照双边-撮合-挂牌的顺序依次进行，而工作日的每天都有日前增量交易。2017年上半年云南电力市场化交易总计成交电量 322.37 亿千瓦时，其中年度、月度、日前交易电量比例为 33.94%、60.51%、 5.55%，市场结构进一步优化，呈现出明显的“以中长期交易为主，日前交易为补充”的特点。 2017云南电力市场交易时序图来源：昆明电力交易中心5 云南电力市场化后电价有明显下降，汛期更明显云南自开展电力市场化交易以来，累计为用电企业降低成本超过180亿元，全省平均电价水平由交易前的全国倒数第5位下降至2016年的全国倒数第2位。 2017年上半年电厂侧平均成交电价为0.214元/千瓦时，从6月份进入汛期后水电发电能力大幅增加，电价下降到0.186元/千瓦时(6月-10月为汛期)。 2016年、2017 年上半年云南电力市场化交易售方成交电价来源：昆明电力交易中心6 云南售电公司增长迅速，成交电量超过市场电量的一半2017年上半年，共50家售电公司完成市场准入程序，缴纳了保证金的售电公司共有22家，共完成电力用户委托服务授权2055户， 售电公司每月成交电量稳步上升，6月份成交电量占市场电量的比例首次过半;售电公司平均成交价较市场平均价每千瓦时低 1.7 分。 2017年上半年售电公司成交量与市场电量对比来源：昆明电力交易中心7 云南首创售电公司信用评价机制，评价等级高的可以退还保证金云南是全国首个依据信用评价指标体系开展信用体系建设工作的省份。目前已经公布了前两个季度售电公司信用评价结果和分析报告，实现了评价等级与保证金的挂钩关系，评价等级处于AA-及以上的售电公司可以参照保证金调整系数，选择申请退还保证金。同时建立了黑名单和负面准入制度，未注册即开展业务直接评级为C，评级为D的售电公司强制退市、纳入黑名单。8 昆明电力交易中心发布日前交易K线图，提供价格引导今年8月1日起昆明电力交易中心每日更新日前交易K线图(K线图多用于股市、期货市场)，包含昨日均价、今日均价、今日最高价、今日最低价等信息，利于市场主体发掘市场规律、制定报价策略。 2017.8.31交易K线图来源：昆明电力交易中心9 云南在全国首次组织年度双边合同互保交易，帮助市场主体防控风险双边合同互保协议是在发电企业之间以及电力用户之间签订的互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，在确保电网安全的条件下可由另一方代为履约。2017年6月20日，昆明电力交易中心组织开展了全国首次年度双边合同互保交易，共有15家市场主体申报且全部为电力用户，最终8家用户成交了2437万千瓦时的电量。10 西电东送协议外，云南送广东电量较小在西电东送框架协议外，为了促进云南水电的消纳，广州交易中心组织了多次云南送广东交易，包括发电合同转让和增量挂牌两种形式。6月20日进行的南方区域首次跨省发电权交易，最终云南与广东的电厂只有1对成交，而8、9月份的发电合同转让由于双方申报价差较大，成交电量均为0。在增量挂牌方面，4、5月成交量较小，分别为95万、20万千瓦时，价格在202元/千千瓦时左右，而进入汛期后水电消纳问题突出，7、8月的挂牌成交量分别为5.35亿、1亿千瓦时，价格也跌到了160元/千千瓦时。期间引起了大家对于省间壁垒、输配电价不合理等讨论，但总体来看在还是朝着好的方向发展。 原标题:小科普| 云南电力市场面面观",一只小电驴,北极星输配电网,,"2017/9/15 9:34:00",电力市场,"电力体制改革 电力市场化 电力市场化交易","小科普| 云南电力市场面面观"
8,"2017-09-17 22:34:13",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090813574169.jpg,3,"2017-09-17 22:34:13",【小科普】云南电力市场面面观,2017-09-15,"北极星输配电网讯:在本轮电力体制改革过程中，云南省是一个典型案例，据说是创下了五个“全国第一”：全国第一个放开程度最高、参与市场化交易主体数量最多的电力市场; 全国第一个搭建交易平台，建立较为完善交易规则的电力市场; 全国第一家通过市场化交易机制消纳富余电量; 全国第一个开展日前增量交易试点，合同履约率超过96%;全国第一个交易规则被国家发改委推荐在全国范围内学习借鉴。今天小编就为您梳理总结下云南电力市场化的一些特点，希望能对各位了解云南电改有所帮助。1 云南是水电大省，清洁能源占比达84%，火电长期备用云南水力资源居全国第3位，占全国水力资源总量的1/7。截至 2017 年 6 月底，云南省发电装机8514 万千瓦。其中以水电为主的清洁能源装机 7130 万千瓦，占比 83.7%;火电装机 1385 万千瓦，占比 16.3%，火电处于长期备用状态。 云南省发电装机(万千瓦)来源：昆明电力交易中心2 云南是“西电东送”的重要基地，外送电量超过省内售电量2016年云南全省送广东、广西的西电东送电量1100.5亿千瓦时，省内售电量1096.6亿千瓦时，西电东送电量首超省内售电量。云南省内已建成“三横两纵一中心”500千伏主网架，省间建成远距离、大容量送电通道，通过6回直流及1个直流背靠背工程与南方四省区电网异步联网运行，云电外送通道能力提升到2017年的2615万千瓦。3 云南电力市场化从2014年开始，市场模式逐渐成熟2014年云南省在全国率先启动了电力企业与大用户直接交易;2015年扩大市场化交易范围，成交电量达460亿千瓦时，被列为首批电改综合试点之一;2016年在全国首次尝试日前交易，保证了较高的合同履约率;2017年的交易规则更加完善、品种更加齐全。云南电力市场模式在全国范围起到了示范引领作用。4 云南电力市场特点为 “中长期交易为主，日前交易为补充”云南电力市场的交易品种分为年度、月度、日前三个时间范畴，年度为双边交易，月度按照双边-撮合-挂牌的顺序依次进行，而工作日的每天都有日前增量交易。2017年上半年云南电力市场化交易总计成交电量 322.37 亿千瓦时，其中年度、月度、日前交易电量比例为 33.94%、60.51%、 5.55%，市场结构进一步优化，呈现出明显的“以中长期交易为主，日前交易为补充”的特点。 2017云南电力市场交易时序图来源：昆明电力交易中心5 云南电力市场化后电价有明显下降，汛期更明显云南自开展电力市场化交易以来，累计为用电企业降低成本超过180亿元，全省平均电价水平由交易前的全国倒数第5位下降至2016年的全国倒数第2位。 2017年上半年电厂侧平均成交电价为0.214元/千瓦时，从6月份进入汛期后水电发电能力大幅增加，电价下降到0.186元/千瓦时(6月-10月为汛期)。 2016年、2017 年上半年云南电力市场化交易售方成交电价来源：昆明电力交易中心6 云南售电公司增长迅速，成交电量超过市场电量的一半2017年上半年，共50家售电公司完成市场准入程序，缴纳了保证金的售电公司共有22家，共完成电力用户委托服务授权2055户， 售电公司每月成交电量稳步上升，6月份成交电量占市场电量的比例首次过半;售电公司平均成交价较市场平均价每千瓦时低 1.7 分。 2017年上半年售电公司成交量与市场电量对比来源：昆明电力交易中心7 云南首创售电公司信用评价机制，评价等级高的可以退还保证金云南是全国首个依据信用评价指标体系开展信用体系建设工作的省份。目前已经公布了前两个季度售电公司信用评价结果和分析报告，实现了评价等级与保证金的挂钩关系，评价等级处于AA-及以上的售电公司可以参照保证金调整系数，选择申请退还保证金。同时建立了黑名单和负面准入制度，未注册即开展业务直接评级为C，评级为D的售电公司强制退市、纳入黑名单。8 昆明电力交易中心发布日前交易K线图，提供价格引导今年8月1日起昆明电力交易中心每日更新日前交易K线图(K线图多用于股市、期货市场)，包含昨日均价、今日均价、今日最高价、今日最低价等信息，利于市场主体发掘市场规律、制定报价策略。 2017.8.31交易K线图来源：昆明电力交易中心9 云南在全国首次组织年度双边合同互保交易，帮助市场主体防控风险双边合同互保协议是在发电企业之间以及电力用户之间签订的互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，在确保电网安全的条件下可由另一方代为履约。2017年6月20日，昆明电力交易中心组织开展了全国首次年度双边合同互保交易，共有15家市场主体申报且全部为电力用户，最终8家用户成交了2437万千瓦时的电量。10 西电东送协议外，云南送广东电量较小在西电东送框架协议外，为了促进云南水电的消纳，广州交易中心组织了多次云南送广东交易，包括发电合同转让和增量挂牌两种形式。6月20日进行的南方区域首次跨省发电权交易，最终云南与广东的电厂只有1对成交，而8、9月份的发电合同转让由于双方申报价差较大，成交电量均为0。在增量挂牌方面，4、5月成交量较小，分别为95万、20万千瓦时，价格在202元/千千瓦时左右，而进入汛期后水电消纳问题突出，7、8月的挂牌成交量分别为5.35亿、1亿千瓦时，价格也跌到了160元/千千瓦时。期间引起了大家对于省间壁垒、输配电价不合理等讨论，但总体来看在还是朝着好的方向发展。 原标题:小科普| 云南电力市场面面观",一只小电驴,北极星输配电网,,"2017/9/15 9:34:00",电力市场,"电力体制改革 电力市场化 电力市场化交易","小科普| 云南电力市场面面观"
9,"2017-09-17 22:34:13",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090813580379.jpg,3,"2017-09-17 22:34:13",【小科普】云南电力市场面面观,2017-09-15,"北极星输配电网讯:在本轮电力体制改革过程中，云南省是一个典型案例，据说是创下了五个“全国第一”：全国第一个放开程度最高、参与市场化交易主体数量最多的电力市场; 全国第一个搭建交易平台，建立较为完善交易规则的电力市场; 全国第一家通过市场化交易机制消纳富余电量; 全国第一个开展日前增量交易试点，合同履约率超过96%;全国第一个交易规则被国家发改委推荐在全国范围内学习借鉴。今天小编就为您梳理总结下云南电力市场化的一些特点，希望能对各位了解云南电改有所帮助。1 云南是水电大省，清洁能源占比达84%，火电长期备用云南水力资源居全国第3位，占全国水力资源总量的1/7。截至 2017 年 6 月底，云南省发电装机8514 万千瓦。其中以水电为主的清洁能源装机 7130 万千瓦，占比 83.7%;火电装机 1385 万千瓦，占比 16.3%，火电处于长期备用状态。 云南省发电装机(万千瓦)来源：昆明电力交易中心2 云南是“西电东送”的重要基地，外送电量超过省内售电量2016年云南全省送广东、广西的西电东送电量1100.5亿千瓦时，省内售电量1096.6亿千瓦时，西电东送电量首超省内售电量。云南省内已建成“三横两纵一中心”500千伏主网架，省间建成远距离、大容量送电通道，通过6回直流及1个直流背靠背工程与南方四省区电网异步联网运行，云电外送通道能力提升到2017年的2615万千瓦。3 云南电力市场化从2014年开始，市场模式逐渐成熟2014年云南省在全国率先启动了电力企业与大用户直接交易;2015年扩大市场化交易范围，成交电量达460亿千瓦时，被列为首批电改综合试点之一;2016年在全国首次尝试日前交易，保证了较高的合同履约率;2017年的交易规则更加完善、品种更加齐全。云南电力市场模式在全国范围起到了示范引领作用。4 云南电力市场特点为 “中长期交易为主，日前交易为补充”云南电力市场的交易品种分为年度、月度、日前三个时间范畴，年度为双边交易，月度按照双边-撮合-挂牌的顺序依次进行，而工作日的每天都有日前增量交易。2017年上半年云南电力市场化交易总计成交电量 322.37 亿千瓦时，其中年度、月度、日前交易电量比例为 33.94%、60.51%、 5.55%，市场结构进一步优化，呈现出明显的“以中长期交易为主，日前交易为补充”的特点。 2017云南电力市场交易时序图来源：昆明电力交易中心5 云南电力市场化后电价有明显下降，汛期更明显云南自开展电力市场化交易以来，累计为用电企业降低成本超过180亿元，全省平均电价水平由交易前的全国倒数第5位下降至2016年的全国倒数第2位。 2017年上半年电厂侧平均成交电价为0.214元/千瓦时，从6月份进入汛期后水电发电能力大幅增加，电价下降到0.186元/千瓦时(6月-10月为汛期)。 2016年、2017 年上半年云南电力市场化交易售方成交电价来源：昆明电力交易中心6 云南售电公司增长迅速，成交电量超过市场电量的一半2017年上半年，共50家售电公司完成市场准入程序，缴纳了保证金的售电公司共有22家，共完成电力用户委托服务授权2055户， 售电公司每月成交电量稳步上升，6月份成交电量占市场电量的比例首次过半;售电公司平均成交价较市场平均价每千瓦时低 1.7 分。 2017年上半年售电公司成交量与市场电量对比来源：昆明电力交易中心7 云南首创售电公司信用评价机制，评价等级高的可以退还保证金云南是全国首个依据信用评价指标体系开展信用体系建设工作的省份。目前已经公布了前两个季度售电公司信用评价结果和分析报告，实现了评价等级与保证金的挂钩关系，评价等级处于AA-及以上的售电公司可以参照保证金调整系数，选择申请退还保证金。同时建立了黑名单和负面准入制度，未注册即开展业务直接评级为C，评级为D的售电公司强制退市、纳入黑名单。8 昆明电力交易中心发布日前交易K线图，提供价格引导今年8月1日起昆明电力交易中心每日更新日前交易K线图(K线图多用于股市、期货市场)，包含昨日均价、今日均价、今日最高价、今日最低价等信息，利于市场主体发掘市场规律、制定报价策略。 2017.8.31交易K线图来源：昆明电力交易中心9 云南在全国首次组织年度双边合同互保交易，帮助市场主体防控风险双边合同互保协议是在发电企业之间以及电力用户之间签订的互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，在确保电网安全的条件下可由另一方代为履约。2017年6月20日，昆明电力交易中心组织开展了全国首次年度双边合同互保交易，共有15家市场主体申报且全部为电力用户，最终8家用户成交了2437万千瓦时的电量。10 西电东送协议外，云南送广东电量较小在西电东送框架协议外，为了促进云南水电的消纳，广州交易中心组织了多次云南送广东交易，包括发电合同转让和增量挂牌两种形式。6月20日进行的南方区域首次跨省发电权交易，最终云南与广东的电厂只有1对成交，而8、9月份的发电合同转让由于双方申报价差较大，成交电量均为0。在增量挂牌方面，4、5月成交量较小，分别为95万、20万千瓦时，价格在202元/千千瓦时左右，而进入汛期后水电消纳问题突出，7、8月的挂牌成交量分别为5.35亿、1亿千瓦时，价格也跌到了160元/千千瓦时。期间引起了大家对于省间壁垒、输配电价不合理等讨论，但总体来看在还是朝着好的方向发展。 原标题:小科普| 云南电力市场面面观",一只小电驴,北极星输配电网,,"2017/9/15 9:34:00",电力市场,"电力体制改革 电力市场化 电力市场化交易","小科普| 云南电力市场面面观"
10,"2017-09-17 22:34:13",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090813582486.jpg,3,"2017-09-17 22:34:13",【小科普】云南电力市场面面观,2017-09-15,"北极星输配电网讯:在本轮电力体制改革过程中，云南省是一个典型案例，据说是创下了五个“全国第一”：全国第一个放开程度最高、参与市场化交易主体数量最多的电力市场; 全国第一个搭建交易平台，建立较为完善交易规则的电力市场; 全国第一家通过市场化交易机制消纳富余电量; 全国第一个开展日前增量交易试点，合同履约率超过96%;全国第一个交易规则被国家发改委推荐在全国范围内学习借鉴。今天小编就为您梳理总结下云南电力市场化的一些特点，希望能对各位了解云南电改有所帮助。1 云南是水电大省，清洁能源占比达84%，火电长期备用云南水力资源居全国第3位，占全国水力资源总量的1/7。截至 2017 年 6 月底，云南省发电装机8514 万千瓦。其中以水电为主的清洁能源装机 7130 万千瓦，占比 83.7%;火电装机 1385 万千瓦，占比 16.3%，火电处于长期备用状态。 云南省发电装机(万千瓦)来源：昆明电力交易中心2 云南是“西电东送”的重要基地，外送电量超过省内售电量2016年云南全省送广东、广西的西电东送电量1100.5亿千瓦时，省内售电量1096.6亿千瓦时，西电东送电量首超省内售电量。云南省内已建成“三横两纵一中心”500千伏主网架，省间建成远距离、大容量送电通道，通过6回直流及1个直流背靠背工程与南方四省区电网异步联网运行，云电外送通道能力提升到2017年的2615万千瓦。3 云南电力市场化从2014年开始，市场模式逐渐成熟2014年云南省在全国率先启动了电力企业与大用户直接交易;2015年扩大市场化交易范围，成交电量达460亿千瓦时，被列为首批电改综合试点之一;2016年在全国首次尝试日前交易，保证了较高的合同履约率;2017年的交易规则更加完善、品种更加齐全。云南电力市场模式在全国范围起到了示范引领作用。4 云南电力市场特点为 “中长期交易为主，日前交易为补充”云南电力市场的交易品种分为年度、月度、日前三个时间范畴，年度为双边交易，月度按照双边-撮合-挂牌的顺序依次进行，而工作日的每天都有日前增量交易。2017年上半年云南电力市场化交易总计成交电量 322.37 亿千瓦时，其中年度、月度、日前交易电量比例为 33.94%、60.51%、 5.55%，市场结构进一步优化，呈现出明显的“以中长期交易为主，日前交易为补充”的特点。 2017云南电力市场交易时序图来源：昆明电力交易中心5 云南电力市场化后电价有明显下降，汛期更明显云南自开展电力市场化交易以来，累计为用电企业降低成本超过180亿元，全省平均电价水平由交易前的全国倒数第5位下降至2016年的全国倒数第2位。 2017年上半年电厂侧平均成交电价为0.214元/千瓦时，从6月份进入汛期后水电发电能力大幅增加，电价下降到0.186元/千瓦时(6月-10月为汛期)。 2016年、2017 年上半年云南电力市场化交易售方成交电价来源：昆明电力交易中心6 云南售电公司增长迅速，成交电量超过市场电量的一半2017年上半年，共50家售电公司完成市场准入程序，缴纳了保证金的售电公司共有22家，共完成电力用户委托服务授权2055户， 售电公司每月成交电量稳步上升，6月份成交电量占市场电量的比例首次过半;售电公司平均成交价较市场平均价每千瓦时低 1.7 分。 2017年上半年售电公司成交量与市场电量对比来源：昆明电力交易中心7 云南首创售电公司信用评价机制，评价等级高的可以退还保证金云南是全国首个依据信用评价指标体系开展信用体系建设工作的省份。目前已经公布了前两个季度售电公司信用评价结果和分析报告，实现了评价等级与保证金的挂钩关系，评价等级处于AA-及以上的售电公司可以参照保证金调整系数，选择申请退还保证金。同时建立了黑名单和负面准入制度，未注册即开展业务直接评级为C，评级为D的售电公司强制退市、纳入黑名单。8 昆明电力交易中心发布日前交易K线图，提供价格引导今年8月1日起昆明电力交易中心每日更新日前交易K线图(K线图多用于股市、期货市场)，包含昨日均价、今日均价、今日最高价、今日最低价等信息，利于市场主体发掘市场规律、制定报价策略。 2017.8.31交易K线图来源：昆明电力交易中心9 云南在全国首次组织年度双边合同互保交易，帮助市场主体防控风险双边合同互保协议是在发电企业之间以及电力用户之间签订的互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，在确保电网安全的条件下可由另一方代为履约。2017年6月20日，昆明电力交易中心组织开展了全国首次年度双边合同互保交易，共有15家市场主体申报且全部为电力用户，最终8家用户成交了2437万千瓦时的电量。10 西电东送协议外，云南送广东电量较小在西电东送框架协议外，为了促进云南水电的消纳，广州交易中心组织了多次云南送广东交易，包括发电合同转让和增量挂牌两种形式。6月20日进行的南方区域首次跨省发电权交易，最终云南与广东的电厂只有1对成交，而8、9月份的发电合同转让由于双方申报价差较大，成交电量均为0。在增量挂牌方面，4、5月成交量较小，分别为95万、20万千瓦时，价格在202元/千千瓦时左右，而进入汛期后水电消纳问题突出，7、8月的挂牌成交量分别为5.35亿、1亿千瓦时，价格也跌到了160元/千千瓦时。期间引起了大家对于省间壁垒、输配电价不合理等讨论，但总体来看在还是朝着好的方向发展。 原标题:小科普| 云南电力市场面面观",一只小电驴,北极星输配电网,,"2017/9/15 9:34:00",电力市场,"电力体制改革 电力市场化 电力市场化交易","小科普| 云南电力市场面面观"
11,"2017-09-17 22:34:13",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090813585025.jpg,3,"2017-09-17 22:34:13",【小科普】云南电力市场面面观,2017-09-15,"北极星输配电网讯:在本轮电力体制改革过程中，云南省是一个典型案例，据说是创下了五个“全国第一”：全国第一个放开程度最高、参与市场化交易主体数量最多的电力市场; 全国第一个搭建交易平台，建立较为完善交易规则的电力市场; 全国第一家通过市场化交易机制消纳富余电量; 全国第一个开展日前增量交易试点，合同履约率超过96%;全国第一个交易规则被国家发改委推荐在全国范围内学习借鉴。今天小编就为您梳理总结下云南电力市场化的一些特点，希望能对各位了解云南电改有所帮助。1 云南是水电大省，清洁能源占比达84%，火电长期备用云南水力资源居全国第3位，占全国水力资源总量的1/7。截至 2017 年 6 月底，云南省发电装机8514 万千瓦。其中以水电为主的清洁能源装机 7130 万千瓦，占比 83.7%;火电装机 1385 万千瓦，占比 16.3%，火电处于长期备用状态。 云南省发电装机(万千瓦)来源：昆明电力交易中心2 云南是“西电东送”的重要基地，外送电量超过省内售电量2016年云南全省送广东、广西的西电东送电量1100.5亿千瓦时，省内售电量1096.6亿千瓦时，西电东送电量首超省内售电量。云南省内已建成“三横两纵一中心”500千伏主网架，省间建成远距离、大容量送电通道，通过6回直流及1个直流背靠背工程与南方四省区电网异步联网运行，云电外送通道能力提升到2017年的2615万千瓦。3 云南电力市场化从2014年开始，市场模式逐渐成熟2014年云南省在全国率先启动了电力企业与大用户直接交易;2015年扩大市场化交易范围，成交电量达460亿千瓦时，被列为首批电改综合试点之一;2016年在全国首次尝试日前交易，保证了较高的合同履约率;2017年的交易规则更加完善、品种更加齐全。云南电力市场模式在全国范围起到了示范引领作用。4 云南电力市场特点为 “中长期交易为主，日前交易为补充”云南电力市场的交易品种分为年度、月度、日前三个时间范畴，年度为双边交易，月度按照双边-撮合-挂牌的顺序依次进行，而工作日的每天都有日前增量交易。2017年上半年云南电力市场化交易总计成交电量 322.37 亿千瓦时，其中年度、月度、日前交易电量比例为 33.94%、60.51%、 5.55%，市场结构进一步优化，呈现出明显的“以中长期交易为主，日前交易为补充”的特点。 2017云南电力市场交易时序图来源：昆明电力交易中心5 云南电力市场化后电价有明显下降，汛期更明显云南自开展电力市场化交易以来，累计为用电企业降低成本超过180亿元，全省平均电价水平由交易前的全国倒数第5位下降至2016年的全国倒数第2位。 2017年上半年电厂侧平均成交电价为0.214元/千瓦时，从6月份进入汛期后水电发电能力大幅增加，电价下降到0.186元/千瓦时(6月-10月为汛期)。 2016年、2017 年上半年云南电力市场化交易售方成交电价来源：昆明电力交易中心6 云南售电公司增长迅速，成交电量超过市场电量的一半2017年上半年，共50家售电公司完成市场准入程序，缴纳了保证金的售电公司共有22家，共完成电力用户委托服务授权2055户， 售电公司每月成交电量稳步上升，6月份成交电量占市场电量的比例首次过半;售电公司平均成交价较市场平均价每千瓦时低 1.7 分。 2017年上半年售电公司成交量与市场电量对比来源：昆明电力交易中心7 云南首创售电公司信用评价机制，评价等级高的可以退还保证金云南是全国首个依据信用评价指标体系开展信用体系建设工作的省份。目前已经公布了前两个季度售电公司信用评价结果和分析报告，实现了评价等级与保证金的挂钩关系，评价等级处于AA-及以上的售电公司可以参照保证金调整系数，选择申请退还保证金。同时建立了黑名单和负面准入制度，未注册即开展业务直接评级为C，评级为D的售电公司强制退市、纳入黑名单。8 昆明电力交易中心发布日前交易K线图，提供价格引导今年8月1日起昆明电力交易中心每日更新日前交易K线图(K线图多用于股市、期货市场)，包含昨日均价、今日均价、今日最高价、今日最低价等信息，利于市场主体发掘市场规律、制定报价策略。 2017.8.31交易K线图来源：昆明电力交易中心9 云南在全国首次组织年度双边合同互保交易，帮助市场主体防控风险双边合同互保协议是在发电企业之间以及电力用户之间签订的互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，在确保电网安全的条件下可由另一方代为履约。2017年6月20日，昆明电力交易中心组织开展了全国首次年度双边合同互保交易，共有15家市场主体申报且全部为电力用户，最终8家用户成交了2437万千瓦时的电量。10 西电东送协议外，云南送广东电量较小在西电东送框架协议外，为了促进云南水电的消纳，广州交易中心组织了多次云南送广东交易，包括发电合同转让和增量挂牌两种形式。6月20日进行的南方区域首次跨省发电权交易，最终云南与广东的电厂只有1对成交，而8、9月份的发电合同转让由于双方申报价差较大，成交电量均为0。在增量挂牌方面，4、5月成交量较小，分别为95万、20万千瓦时，价格在202元/千千瓦时左右，而进入汛期后水电消纳问题突出，7、8月的挂牌成交量分别为5.35亿、1亿千瓦时，价格也跌到了160元/千千瓦时。期间引起了大家对于省间壁垒、输配电价不合理等讨论，但总体来看在还是朝着好的方向发展。 原标题:小科普| 云南电力市场面面观",一只小电驴,北极星输配电网,,"2017/9/15 9:34:00",电力市场,"电力体制改革 电力市场化 电力市场化交易","小科普| 云南电力市场面面观"
12,"2017-09-17 22:34:13",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091509310099.jpg,3,"2017-09-17 22:34:13",【小科普】云南电力市场面面观,2017-09-15,"北极星输配电网讯:在本轮电力体制改革过程中，云南省是一个典型案例，据说是创下了五个“全国第一”：全国第一个放开程度最高、参与市场化交易主体数量最多的电力市场; 全国第一个搭建交易平台，建立较为完善交易规则的电力市场; 全国第一家通过市场化交易机制消纳富余电量; 全国第一个开展日前增量交易试点，合同履约率超过96%;全国第一个交易规则被国家发改委推荐在全国范围内学习借鉴。今天小编就为您梳理总结下云南电力市场化的一些特点，希望能对各位了解云南电改有所帮助。1 云南是水电大省，清洁能源占比达84%，火电长期备用云南水力资源居全国第3位，占全国水力资源总量的1/7。截至 2017 年 6 月底，云南省发电装机8514 万千瓦。其中以水电为主的清洁能源装机 7130 万千瓦，占比 83.7%;火电装机 1385 万千瓦，占比 16.3%，火电处于长期备用状态。 云南省发电装机(万千瓦)来源：昆明电力交易中心2 云南是“西电东送”的重要基地，外送电量超过省内售电量2016年云南全省送广东、广西的西电东送电量1100.5亿千瓦时，省内售电量1096.6亿千瓦时，西电东送电量首超省内售电量。云南省内已建成“三横两纵一中心”500千伏主网架，省间建成远距离、大容量送电通道，通过6回直流及1个直流背靠背工程与南方四省区电网异步联网运行，云电外送通道能力提升到2017年的2615万千瓦。3 云南电力市场化从2014年开始，市场模式逐渐成熟2014年云南省在全国率先启动了电力企业与大用户直接交易;2015年扩大市场化交易范围，成交电量达460亿千瓦时，被列为首批电改综合试点之一;2016年在全国首次尝试日前交易，保证了较高的合同履约率;2017年的交易规则更加完善、品种更加齐全。云南电力市场模式在全国范围起到了示范引领作用。4 云南电力市场特点为 “中长期交易为主，日前交易为补充”云南电力市场的交易品种分为年度、月度、日前三个时间范畴，年度为双边交易，月度按照双边-撮合-挂牌的顺序依次进行，而工作日的每天都有日前增量交易。2017年上半年云南电力市场化交易总计成交电量 322.37 亿千瓦时，其中年度、月度、日前交易电量比例为 33.94%、60.51%、 5.55%，市场结构进一步优化，呈现出明显的“以中长期交易为主，日前交易为补充”的特点。 2017云南电力市场交易时序图来源：昆明电力交易中心5 云南电力市场化后电价有明显下降，汛期更明显云南自开展电力市场化交易以来，累计为用电企业降低成本超过180亿元，全省平均电价水平由交易前的全国倒数第5位下降至2016年的全国倒数第2位。 2017年上半年电厂侧平均成交电价为0.214元/千瓦时，从6月份进入汛期后水电发电能力大幅增加，电价下降到0.186元/千瓦时(6月-10月为汛期)。 2016年、2017 年上半年云南电力市场化交易售方成交电价来源：昆明电力交易中心6 云南售电公司增长迅速，成交电量超过市场电量的一半2017年上半年，共50家售电公司完成市场准入程序，缴纳了保证金的售电公司共有22家，共完成电力用户委托服务授权2055户， 售电公司每月成交电量稳步上升，6月份成交电量占市场电量的比例首次过半;售电公司平均成交价较市场平均价每千瓦时低 1.7 分。 2017年上半年售电公司成交量与市场电量对比来源：昆明电力交易中心7 云南首创售电公司信用评价机制，评价等级高的可以退还保证金云南是全国首个依据信用评价指标体系开展信用体系建设工作的省份。目前已经公布了前两个季度售电公司信用评价结果和分析报告，实现了评价等级与保证金的挂钩关系，评价等级处于AA-及以上的售电公司可以参照保证金调整系数，选择申请退还保证金。同时建立了黑名单和负面准入制度，未注册即开展业务直接评级为C，评级为D的售电公司强制退市、纳入黑名单。8 昆明电力交易中心发布日前交易K线图，提供价格引导今年8月1日起昆明电力交易中心每日更新日前交易K线图(K线图多用于股市、期货市场)，包含昨日均价、今日均价、今日最高价、今日最低价等信息，利于市场主体发掘市场规律、制定报价策略。 2017.8.31交易K线图来源：昆明电力交易中心9 云南在全国首次组织年度双边合同互保交易，帮助市场主体防控风险双边合同互保协议是在发电企业之间以及电力用户之间签订的互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，在确保电网安全的条件下可由另一方代为履约。2017年6月20日，昆明电力交易中心组织开展了全国首次年度双边合同互保交易，共有15家市场主体申报且全部为电力用户，最终8家用户成交了2437万千瓦时的电量。10 西电东送协议外，云南送广东电量较小在西电东送框架协议外，为了促进云南水电的消纳，广州交易中心组织了多次云南送广东交易，包括发电合同转让和增量挂牌两种形式。6月20日进行的南方区域首次跨省发电权交易，最终云南与广东的电厂只有1对成交，而8、9月份的发电合同转让由于双方申报价差较大，成交电量均为0。在增量挂牌方面，4、5月成交量较小，分别为95万、20万千瓦时，价格在202元/千千瓦时左右，而进入汛期后水电消纳问题突出，7、8月的挂牌成交量分别为5.35亿、1亿千瓦时，价格也跌到了160元/千千瓦时。期间引起了大家对于省间壁垒、输配电价不合理等讨论，但总体来看在还是朝着好的方向发展。 原标题:小科普| 云南电力市场面面观",一只小电驴,北极星输配电网,,"2017/9/15 9:34:00",电力市场,"电力体制改革 电力市场化 电力市场化交易","小科普| 云南电力市场面面观"
13,"2017-09-17 22:34:27",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091408402257.jpg,5,"2017-09-17 22:34:27",电力直接交易拉开山东省电改大幕,2017-09-14,"北极星输配电网讯:综合预测，2017年我市电力直接交易用户企业直接交易电量约60.7亿kwh，占去年全市工业用电量(95.6亿kwh)的63.4%，直接交易电量比去年多13.2亿kwh，可节约电费支出约3.1亿元，电费支出比去年多节约5000万元。所谓电力直接交易，是指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业则按规定提供输配电服务。由于电力直接交易主要是针对大用户而言，因此大部分时候也被表述为“大用户直购电”。其实，这不是个新鲜事物。早在2002年上一轮电改启动时，电改方案就提出开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局。显然，通过直购电模式，可以形成多卖家多买家的局面，有利于资源优化配置和市场竞争。大用户直购电是公认的电力市场化的一个方向。但经过十几年的探索与博弈，这项工作推进一直步履蹒跚，效果也不尽如人意，甚至曾因高耗能企业盲目发展而被叫停。直到2013年，国务院批转发改委《关于2013年深化经济体制改革重点工作意见的通知》指出，推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点，才又将其重新启动。从2014年上半年开始，安徽、江苏、江西、山东等10多个省重启“直购电”试点。这项工作推进缓慢的根源还是在利益。对电厂来说，给大客户供电是希望把价格定得高一些，但实际上直接交易的价格往往比上网电价还要低，但由于这部分电量是在基数之外，电厂可多发电赚些利润。对电网公司而言，它当然希望把优质客户抓在自己手上。目前对此事积极性比较高的是用电企业，因为可以拿到比较便宜的电价，经营成本就可以降下来。“但也存在优惠幅度不能固定下来的问题。去年电厂每度电给我们优惠5分钱，今年只优惠2分钱。”福泉橡胶公司财务科科长鞠宇说。其实对用电企业来说，如果优惠幅度过小，那就成了鸡肋，因为双方电价谈判不仅费时费力，而且电厂的供电保障能力毕竟不及电网。但大用户直购电终究是电价改革的突破口。今年7月26日，国家发改委就输配电价改革及价格市场化程度测算有关情况举行发布会。价格司巡视员张满英表示，今年6月底前已全面完成了全国省级电网输配电价改革。下一步将研究制定电网和新增的配电网的价格形成机制。据介绍，今年上半年，通过国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的电力直接交易规模达5000亿千瓦时，占电网企业销售电量的比重已经达到22%，同比增长了50%。根据发改委预测，预计2017年年底，全国包括电力直接交易、发电权交易、跨省送电交易等在内的电力市场化规模将达到2万亿千瓦时，占电网销售电量的35%。而从我省来看，随着电力市场建设工作的有序推进，截至目前，全省共有358家省内售电公司通过注册程序成为合格的市场主体，另有98家省外售电公司通过北京交易中心公示。其中，65家(含省外3家)售电公司与省内电力用户确定代理关系，共完成年度双边、月度双边、月度竞价、特高压集中竞价等6批次省内电力直接交易，达成交易电量659.47亿千瓦时，平均降价2.18分/千瓦时，预计减少用户成本约14.34亿元。电改大幕已经开启，这对我市企业降成本提效益、加快转型升级无疑是个难得机遇。据介绍，今年上半年，通过国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的电力直接交易规模达5000亿千瓦时，占电网企业销售电量的比重已经达到22%，同比增长了50%。预计2017年年底，全国包括电力直接交易、发电权交易、跨省送电交易等在内的电力市场化规模将达到2万亿千瓦时，占电网销售电量的35%。我市27家企业用上直购便宜电，“我们公司是省经信委批准的2015年第二批电力直接交易试点用户。2016年，公司直接交易电量4000万度，每度便宜5分钱，共节约电费支出200万元，有效降低了我们的生产成本。”福泉橡胶公司财务科科长鞠宇说。公司主要利用废橡胶生产各种再生橡胶、橡胶粉，并进行深加工利用，产量居全国前列，是山东省内最大的废橡胶循环利用企业。记者从市经信委获悉，今年我市争取电力直接交易用户再获新突破。近日，省经信委对2017年第二批电力直接交易用户名单进行了公示，莱芜市在2017年第一批入围6家企业的基础上，又有温岭精锻、汇锋传动、海阔实业、泰丰纺织等7家企业入围，至此，今年莱芜市新增电力直接交易用户企业13家，预计新增直接交易电量4.52亿kwh，可节约电费支出约900万元。截至目前，莱芜市电力直接交易用户达27家，其中老用户14家，14家中有3家(山钢莱芜分公司、泰山不锈钢、富伦钢铁)参与跨省区交易，预计直接交易电量42.3亿kwh，其中山钢莱芜分公司、富伦钢铁参与锡盟特高压交易，有10个月优惠达0.07458元/kwh，2个月省内交易优惠0.02元/kwh，直接交易电量达32.7亿kwh，年可节约电费支出约2.58亿元；泰山不锈钢参与银东直流直接交易，直接交易电量约2.6亿kwh，电价优惠分别为0.035元/kwh、0.05元/kwh、0.063元/kwh，预计全年可节约电费支出1300万元。11家企业参与省内交易，预计直接交易电量13.8亿kwh，平均优惠达0.02元/kwh，年可节约电费支出约2760万元。综合预测，2017年莱芜市电力直接交易用户企业直接交易电量约60.7亿kwh，占去年全市工业用电量(95.6亿kwh)的63.4%，直接交易电量比去年多13.2亿kwh，可节约电费支出约3.1亿元，电费支出比去年多节约5000万元。小知识电力直接交易分别要满足哪些条件?各省对准许直购电大用户的定义不尽相同，基本都会规定的“具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任”、“大用电量和高用电等级”等硬性指标。此外，还有“符合产业政策”、“符合节能环保要求”、“无自备电厂”、“能耗指标先进”等特殊规定。具体到山东，依据《关于提报2016年电力直接交易试点用户的通知》，试点用户要具备以下条件：一是用电负荷稳定，全年用电量在1000万千瓦时及以上；二是电压等级在35千伏及以上；三是生产技术工艺应不属于《产业结构调整指导目录》中淘汰类及限制类。 原标题:电力直接交易拉开电改大幕",莱芜新闻网,北极星输配电网,,"2017/9/14 8:41:14",电力市场,"电力直接交易 大用户直购电 电力市场化",电力直接交易拉开电改大幕
14,"2017-09-17 22:34:39",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091309440139.jpg,6,"2017-09-17 22:34:39","【央企改革报告】国家电网:两项改革 比翼齐飞",2017-09-13,"北极星输配电网讯:据中国之声《新闻和报纸摘要》报道，国家电网在努力提供优质服务的同时，统筹电力体制改革和国资国企改革，主动服务国家战略，促进能源转型升级，积极支持实体经济发展。2017-9-13 新闻和报纸摘要全文>>>在刚刚发布的“中国企业500强”榜单上，国家电网凭借2.09万亿元的营业收入，排名第一。这个“巨无霸”一方面努力“瘦身”，希望增加活力“轻盈起舞”，另一方面也在争取为用户提供更好的服务。目前国家电网已经建立了国家级电力交易中心和27家省级电力交易中心，注册各类市场主体近4.5万家，其中包括1700家售电公司。国家电网财务资产部副主任曹培东表示，改革是为了有效降低用户成本。曹培东：输配电价改革后，我们同步降低了终端用户的价格，主要是工商用户。在直接交易方面，以前是我们直买直卖，现在是由市场来撮合，用户的成本也降低了。数据显示，今年1-8月，各交易中心完成市场化交易电量7034亿千瓦时，同比增长51%。在输配电价改革方面，取消了多项附加费，2017年全年预计可减少用户支出700亿。其中最大的受益者无疑是制造业，这将有效的支持实体经济的发展。国家电网新闻发言人王延芳：一方面是国资国企改革，减少管理层级压缩，瘦身健体、提质增效;另外一方面是电力体制改革，要优化资源配置，提升自身的运作效率，把更多的红利释放给社会、释放给用户。截至今年8月，国家电网各级存量法人户数共计减少437户。建成了京哈、京港澳、京沪、沪蓉、沪渝、环首都、环杭州湾“六纵六横两环”高速公路快速充电网络，覆盖高速公路1.6万公里、121个城市;建成全球规模最大的智慧车联网平台，为100万辆电动汽车提供充电服务。王延芳表示，未来智慧车联网的布局会更加广泛：到2020年我们在城区里面要达到一公里充电圈，环城区是三公里充电圈，城郊区是五公里充电圈，覆盖全国200多个城市，在京津冀、长三角等重点区域实现全覆盖。 原标题:【砥砺奋进的五年·央企改革报告】国家电网——两项改革，比翼齐飞",央广网,北极星输配电网,刘楠,"2017/9/13 9:48:42",电力市场,"国家电网 电力交易中心 电力体制改革",【砥砺奋进的五年·央企改革报告】国家电网——两项改革，比翼齐飞
15,"2017-09-17 22:34:42",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091309384690.jpg,7,"2017-09-17 22:34:42",乌审旗工业促进中心积极做好电力需求侧管理项目申报工作,2017-09-13,"北极星输配电网讯:为了扎实做好电力需求侧管理工作，提高电能管理水平和用电效率，优化电力资源配置。根据《关于做好2017年度自治区电力需求侧管理专项资金项目申报工作的通知》(内径信电力字〔2017〕302号)文件要求,我中心积极组织辖区内符合申报条件的园区、企业进行申报，申报范围为工业园区智能用电平台项目、用电企业需符合国家相关产业政策的水泥、电石、铁合金、电解铝等行业用电企业电能在线监测系统建设项目，企业电能在线监测系统应于2017年11月30日前建设完成，并在电能在线监测数据实现及时采集和准确上传。截止目前,内蒙古鄂尔多斯苏里格经济技术开发区、中天合创能源有限责任公司2家符合申报条件，我中心已联合财政局共同行文上报市经信委进行复审。相关阅读：国家发改委肯定南网电力需求侧管理工作内蒙古乌兰察布市开展2017年度电力需求侧管理专项资金申报 原标题:乌审旗工业促进中心积极做好电力需求侧管理项目申报工作",乌审旗经济和信息化局,北极星输配电网,悉吉尔,"2017/9/13 9:38:53",电力市场,"电力需求侧管理 电能管理水平 电力资源配置",乌审旗工业促进中心积极做好电力需求侧管理项目申报工作
16,"2017-09-17 22:34:46",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091308425681.jpg,8,"2017-09-17 22:34:46",让电改释放“真红利”,2017-09-13,北极星输配电网讯:取消电铁还贷电价让利52亿元；改革后的输配电价为用户节省年电费支出超过178亿元；年度直接交易电量规模扩大，预计降低用户用能成本180亿元以上；取消电价中城市公用事业附加费，年降低工商业用户电费280亿元；……相较于一般国企，国家电网公司除了积极施行国资国企改革，还肩负着新一轮电力体制改革的重任。党的十八大以来，国家电网通过一系列“真刀真枪”的改革，不仅起到瘦身健体、提高经营效率效益的作用，更让广大市场主体享受到了真真切切的实惠。“我们坚持市场化改革方向，已全面建成国家级的北京电力交易平台和27家省级电力交易平台，多买方、多卖方有效竞争的市场格局加快形成。通过降价降费和市场化交易，预计今年全年降低客户用能成本超过700亿元。”国家电网公司董事长舒印彪说。深化电力改革优化能源配置当前，我国电网规模和发电能力均已位列世界第一，电力行业是关系国家能源安全、经济发展和社会稳定的基础产业。“新一轮电力体制改革的重点是建设统一开放、竞争有序的电力市场体系，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，激活我国能源资源高效可靠配置。”国家电网公司专职新闻发言人王延芳说，公司坚持市场化改革方向，取得了重要阶段性成果。电力交易平台是电力市场的重要组成部分。“进行电力交易必须要有平台和场所，否则电力市场化改革很难落地。对于电力用户和发电企业来说，交易中心提供自由交易的平台，对于盘活社会资本，促进供给侧结构性改革有推动作用。”国网能源研究院企业战略研究所所长马莉表示。按照国家发改委和地方政府批复，目前，国家电网范围内已全面建成国家级电力交易中心和27家省级电力交易中心，撤销内设交易部门，实现交易机构公司化相对独立运作。市场主体注册全面实现“一地注册、信息共享”，目前已注册各类市场主体近4.5万家，其中注册售电公司1700家。在此基础上，电力市场化交易规模实现大幅提升。国家电网公司营销部副主任杜蜀薇透露，电力交易中心定期开市的常态化市场运营机制基本建立。2017年1至8月，共完成市场化交易电量7034亿千瓦时，同比增长51%，其中省内市场交易电量5531亿千瓦时，同比增长56%，省间市场交易电量1503亿千瓦时，同比增长超过37%，有效促进了能源资源大范围优化配置。“通过严格执行批复的省级输配电价和国家价费政策，电改有效降低了用户用能成本，促进了实体经济发展。”王延芳说。推动能源转型解决“三弃”问题当前，向清洁能源转型已经成为全球共识，我国也不断加大发展清洁能源的力度。作为能源领域的标志性央企，国家电网坚持在改革中引领清洁转型步伐。2017年6月17至23日，青海电网开展了连续7天全清洁能源供电测试，实现了168小时100%依靠太阳能发电、风电和水电供电，创造了新的世界纪录。用实践验证了国家电网公司消纳清洁能源措施的针对性和有效性，受到国际社会高度评价。随着我国清洁能源的高速发展，弃风、弃光、弃水问题一直未能得到有效解决，成为清洁发展道路上的“拦路虎”。王延芳表示，为促进清洁能源消纳，解决“三弃”问题，发挥电网企业在能源供给侧结构性改革中的平台作用，国家电网先后制定了消纳新能源20条措施，开展可再生能源跨区现货交易，启动东北辅助服务市场，探索通过市场化机制挖掘电网调峰潜力，促进新能源大范围配置和消纳。数据显示，今年1至8月，国家电网公司经营区域内共消纳风电、光伏等新能源发电2098亿千瓦时，同比增长38%。弃风电量同比减少65亿千瓦时，弃风率同比下降6.7个百分点，实现“双降”；弃光电量实现“零增长”，弃光率同比下降4.4个百分点。国家电网还不断加大跨区域送电力度，大力促进新能源外送消纳。2017年1至8月，累计向京津冀、长三角等负荷中心输送清洁能源1449亿千瓦时，减少当地标煤燃烧4636万吨，减少当地二氧化碳排放1.16亿吨，为大气污染防治和雾霾治理作出了重要贡献。发展新兴业务培育新增长点随着新电改的深入推进，国家电网的盈利模式正在发生重大变革，由过去简单在购售电差额中赚取利润，到只能收取国家核定的输配电价，日子似乎变得不太好过了。为了落实国家关于推动中央企业结构调整与重组“创新发展一批”的改革要求，寻求新的增长点，近年来，国家电网开始积极开拓新兴业务。打造智慧车联网平台就是国家电网重点发展的业务之一。近日，国家电网宣布，其下属车联网平台已实现与普天新能源、特来电、星星充电等17家充电运营商互联互通，接入的充电桩总数超过16.7万个，实现了全国绝大部分充电桩的统一接入和统一支付，日充电量超过100万千瓦时。这意味着国家电网建成了目前全球覆盖范围最广、接入设备最多、技术水平最高的智慧车联网。同时，平台已实现574个私人充电桩对外共享服务，提高充电设施资源利用效率，方便用户。家住北京丰台区的肖勇是第一批参与私人充电桩对外共享服务的人，自2016年12月3日起，肖勇将自家充电桩接入车联网平台以来，累计收入了6700多元（含成本），用电1万多千瓦时。其中，18%的电量是自用，82%是租桩人使用，扣除自己消耗的电费、车位费等，整体算下来有大约2000多元的利润。“共享充电桩既扩大了电动汽车充电网络，方便了周围小区车主，又为自己创造了额外的收入，真是一举多得。”肖勇说。数据显示，2006年以来，国家电网建设充换电站5526座、充电桩4万余个，建成“六纵六横两环”高速公路快充网络，覆盖16个省份、121个城市。其中，高速公路快充站平均间距不超过50公里。公司主导制定的我国电动汽车充换电标准体系，与美国、德国、日本的标准并列为世界四大标准体系。王延芳透露，到2020年，国家电网将建成充电桩12万个，城际快充网络覆盖京津冀鲁、长三角地区所有城市和其他地区主要城市202个、高速公路3.6万公里，做到郊区县服务半径不超过5公里、环城区服务半径不超过3公里、城区服务半径不超过1公里。相关阅读：全国电改汇总之重庆【深度】一文带你看懂自备电厂在新电改中涅??重生,经济日报,北极星输配电网,王轶辰,"2017/9/13 8:43:06",,"电力体制改革 输配电价 电力交易",让电改释放“真红利”
17,"2017-09-17 22:34:49",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091308391167.jpg,9,"2017-09-17 22:34:49","国家电网体制改革 为用户减少电费支出七百亿",2017-09-13,"北极星输配电网讯: 华为技术服务有限公司是位于河北省廊坊市的一家高科技企业，自今年7月起，他们参加京津唐电力直接交易，通过售电公司代理，与京津唐域外发电企业直接交易。截至8月底，累计交易电量985万千瓦时，平均每千瓦时比以前降低约5.5分，一下子就节约了54万元左右的电费。这家企业是享受到电力体制改革红利的千千万万家企业中的一个。党的十八大以来，国家电网公司作为电力行业的龙头企业，认真落实党中央、国务院关于电力体制改革的决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，还原电力的商品属性，努力打造一个统一开放、竞争有序的电力市场体系，这一市场化改革措施已经取得了阶段性成果。据国家电网公司负责同志介绍，国家电网公司已经全面建成国家级电力交易中心和27家省级电力交易中心，交易机构实现公司化相对独立运作。目前各大交易平台上已注册各类市场主体近4.5万家，其中注册的完全市场化的售电公司就超过1700家。在电力交易平台上，发电厂和大用户可以直接对接，商谈电价，而不再像过去一样，由电网企业一家说了算。据统计， 今年1—8月，交易平台完成市场化交易电量7034亿千瓦时，同比增长51%。其中省内市场交易电量5531亿千瓦时，同比增长56%，省间市场交易电量1503亿千瓦时，同比增长超过37%，有效促进能源资源大范围优化配置。电力市场化改革释放出的改革红利相当可观，据国家电网公司测算， 2017年全年预计可为电力用户减少电费支出700亿元左右。电力体制改革最大的受益者无疑是实体经济，特别是制造业的用电大户，而很大程度上电网企业是这一轮改革的让利方。对此，国家电网公司的态度很明确：电力体制改革通过优化配置社会资源，提高的是全社会的效率。看起来电网的盈利被压缩，但是通过这轮市场化改革，会倒逼电网企业的内部改革，从而激发公司的活力和竞争力，因此，从长远看，电力体制改革恰恰是公司发展的难得机遇。近年来，国家电网公司正是以电力体制改革为契机，努力推进公司内部治理结构改革和供给侧结构性改革，取得了良好效果。在公司内部治理结构改革方面，国家电网公司坚持集约化、扁平化、专业化方向，深化内部重组整合，全力推进瘦身健体。截至今年8月，已经完成390家县公司“子改分”，各级存量法人户数共计减少437户。电网业务基本实现两级法人、三级管理，为进一步完善公司治理结构、转变公司发展方式奠定坚实基础。经测算，这些改革措施为公司带来的综合收益约49亿元。2016年，公司的负债率也降低到55.9%，在世界500强同业中处于最优水平。在供给侧结构性改革方面，国家电网公司大力发展新业务，为公司今后的发展壮大找到了更加光明的出路。瞄准未来电动汽车这一发展方向，提早布局，着力打造智慧车联网平台，目前已经建成“六纵六横两环”高速公路快速充电网络，覆盖高速公路1.6万公里和16个省份的121个城市。在京沪高速上，平均每50公里就有一个充电站，密度和普通加油站完全一样，可以很好保障电动汽车的长途出行。值得一提的是，国家电网公司在推进充电桩建设上也一改过去一家独建的思路，推出了“互联网+充电设施”的建设模式，吸引社会资本甚至个人资本共同投入建设。目前，国家电网这一平台上累计建设的充电桩已经超过16.7万个，占全国公共充电桩数量的80%，其中12万多个是社会资本建设。 原标题:国家电网体制改革 为用户减少电费支出七百亿",新华网,北极星输配电网,,"2017/9/13 8:38:24",电力市场,"国家电网公司 车联网 充电桩","国家电网体制改革 为用户减少电费支出七百亿"
18,"2017-09-17 22:34:57",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091211034520.jpg,10,"2017-09-17 22:34:57",数据调查丨积极推进跨省跨区输电价格核定,2017-09-12,"北极星输配电网讯:按照“管住中间、放开两头”电改总体思路，电力的上下游市场正在变得活跃起来，但输配环节的改革一直是难点，其中，跨省跨区和区域电网输配电价核定又是其中的难点之一。如今，跨省跨区的输配电改革迈出了重要一步。近日，国家发改委印发《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》（以下简称《通知》），决定在省级电网输配电价改革实现全覆盖基础上，开展跨省跨区输电价格核定工作，促进跨省跨区电力市场交易。深化电力体制改革和电价机制改革，是供给侧结构性改革的重要组成部分。2014年12月，输配电价改革首先在深圳电网和蒙西电网“破冰”。截至今年6月底，我国省级电网已经全部进行输配电价改革。在省级电网输配电价核定基础上，全面推进跨省跨区输电价格改革工作是建立独立输配电价体系的重要组成部分，是促进包括清洁可再生能源在内的电力资源在更大范围内自由流通的重要保障措施。《通知》提出，我国将在完成华北区域电网输配电成本监审基础上，于今年10月底前完成华北区域电网输电价格核定工作；并在华北区域电网输电价格改革试点基础上，组织开展华东、华中、东北、西北区域电网输电价格核定工作，于今年12月底前完成区域电网输电价格核定工作。在全面推进区域电网输电价格改革的同时，跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制也将进一步完善。近日，中国电力新闻网以及中电传媒微博、微信、论坛发起关于“如何落实跨省跨区输电价格改革工作”的话题征集活动。调查结果如图所示。大部分受访者认为，落实跨省跨区输电价格改革工作要先完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制；推进区域电网输电价格改革、做好跨省跨区输电价格测算工作、加强组织保障落实三个选项受访人群几乎同比例。国家发展改革委有关负责人表示，我国将加快组织开展新投产跨省跨区专项输电工程输电价格测算工作，逐项核定。其中，新投产的宁绍直流、酒湖直流和已投产暂未核定输电价格的海南联网工程等3项跨省跨区专项输电工程，今年12月底前完成核价工作。同时，考虑到电量等因素波动，为及时反映真实、合理输电价格，决定定期对已核价的跨省跨区专项输电工程进行成本监审并复核电价，周期暂定为三年。该负责人表示，鉴于跨省跨区专项输电工程数量较多，决定分批推进，力争2018年底前完成所有已核价跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。第一批对西电东送、哈郑、向上、宾金、宁东等5项专项输电工程输电价格进行复核，今年10月底前完成成本监审，11月底前完成测算、上报，12月底前国家发展改革委会同国家能源局完成核价工作。专家指出，在进一步厘清区域电网与省级电网之间关系的基础上合理核定区域电网输配电价水平，将进一步推动输配电价改革向纵深推进。甘肃大唐国际连城发电有限责任公司王新俊认为，由于地区差异，各地电力生产的成本、上网电价，差异很大。就以甘肃和陕西为例进行比较，同样的发电机组，甘肃的发电成本高，而上网电价底，这就造成了甘肃火电企业的大面积亏损。而对火电企业而言，电价、煤价等关键因素的调整，受限于各省、各地区的地方政策。因此，完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制，推进区域电网输电价格改革，做好跨省跨区输电价格测算工作，是跨省跨区电网输电价格改革的关键。南方电网超高压输电公司内训师陈云亭认为，加强组织保障落实，是推进区域电网输电价格改革的首要条件。当前要注重快节奏地开展工作，同时又必须立足长远，稳扎稳打，做好跨省跨区输电价格的测算工作，在此过程中，又要积极总结经验，不断完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制，不断深入推动做好跨省跨区输电价格改革工作。 原标题:数据调查丨积极推进跨省跨区输电价格核定",中国电力新闻网,北极星输配电网,王萍,"2017/9/12 11:01:09",电力市场,"输配电价 输电价格 电力体制改革",数据调查丨积极推进跨省跨区输电价格核定
19,"2017-09-17 22:34:57",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091211005050.jpg,10,"2017-09-17 22:34:57",数据调查丨积极推进跨省跨区输电价格核定,2017-09-12,"北极星输配电网讯:按照“管住中间、放开两头”电改总体思路，电力的上下游市场正在变得活跃起来，但输配环节的改革一直是难点，其中，跨省跨区和区域电网输配电价核定又是其中的难点之一。如今，跨省跨区的输配电改革迈出了重要一步。近日，国家发改委印发《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》（以下简称《通知》），决定在省级电网输配电价改革实现全覆盖基础上，开展跨省跨区输电价格核定工作，促进跨省跨区电力市场交易。深化电力体制改革和电价机制改革，是供给侧结构性改革的重要组成部分。2014年12月，输配电价改革首先在深圳电网和蒙西电网“破冰”。截至今年6月底，我国省级电网已经全部进行输配电价改革。在省级电网输配电价核定基础上，全面推进跨省跨区输电价格改革工作是建立独立输配电价体系的重要组成部分，是促进包括清洁可再生能源在内的电力资源在更大范围内自由流通的重要保障措施。《通知》提出，我国将在完成华北区域电网输配电成本监审基础上，于今年10月底前完成华北区域电网输电价格核定工作；并在华北区域电网输电价格改革试点基础上，组织开展华东、华中、东北、西北区域电网输电价格核定工作，于今年12月底前完成区域电网输电价格核定工作。在全面推进区域电网输电价格改革的同时，跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制也将进一步完善。近日，中国电力新闻网以及中电传媒微博、微信、论坛发起关于“如何落实跨省跨区输电价格改革工作”的话题征集活动。调查结果如图所示。大部分受访者认为，落实跨省跨区输电价格改革工作要先完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制；推进区域电网输电价格改革、做好跨省跨区输电价格测算工作、加强组织保障落实三个选项受访人群几乎同比例。国家发展改革委有关负责人表示，我国将加快组织开展新投产跨省跨区专项输电工程输电价格测算工作，逐项核定。其中，新投产的宁绍直流、酒湖直流和已投产暂未核定输电价格的海南联网工程等3项跨省跨区专项输电工程，今年12月底前完成核价工作。同时，考虑到电量等因素波动，为及时反映真实、合理输电价格，决定定期对已核价的跨省跨区专项输电工程进行成本监审并复核电价，周期暂定为三年。该负责人表示，鉴于跨省跨区专项输电工程数量较多，决定分批推进，力争2018年底前完成所有已核价跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。第一批对西电东送、哈郑、向上、宾金、宁东等5项专项输电工程输电价格进行复核，今年10月底前完成成本监审，11月底前完成测算、上报，12月底前国家发展改革委会同国家能源局完成核价工作。专家指出，在进一步厘清区域电网与省级电网之间关系的基础上合理核定区域电网输配电价水平，将进一步推动输配电价改革向纵深推进。甘肃大唐国际连城发电有限责任公司王新俊认为，由于地区差异，各地电力生产的成本、上网电价，差异很大。就以甘肃和陕西为例进行比较，同样的发电机组，甘肃的发电成本高，而上网电价底，这就造成了甘肃火电企业的大面积亏损。而对火电企业而言，电价、煤价等关键因素的调整，受限于各省、各地区的地方政策。因此，完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制，推进区域电网输电价格改革，做好跨省跨区输电价格测算工作，是跨省跨区电网输电价格改革的关键。南方电网超高压输电公司内训师陈云亭认为，加强组织保障落实，是推进区域电网输电价格改革的首要条件。当前要注重快节奏地开展工作，同时又必须立足长远，稳扎稳打，做好跨省跨区输电价格的测算工作，在此过程中，又要积极总结经验，不断完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制，不断深入推动做好跨省跨区输电价格改革工作。 原标题:数据调查丨积极推进跨省跨区输电价格核定",中国电力新闻网,北极星输配电网,王萍,"2017/9/12 11:01:09",电力市场,"输配电价 输电价格 电力体制改革",数据调查丨积极推进跨省跨区输电价格核定
20,"2017-09-17 22:34:57",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091210172351.jpg,11,"2017-09-17 22:34:57",发改委：支持行业协会协同开展电力行业信用体系建设,2017-09-12,"北极星输配电网讯:据国家发改委网站消息，发改委表示，积极支持行业协会协同开展电力行业信用体系建设工作。国家发展改革委办公厅关于委托中国电力企业联合会开展电力行业信用体系建设有关工作的复函发改办运行〔2017〕1492号中国电力企业联合会：报来《关于开展电力行业信用体系建设有关工作的请示》(中电联评询〔2017〕141号)收悉。经商国家能源局，现函复如下。一、积极支持行业协会协同开展电力行业信用体系建设工作。行业协会作为自律自治性组织，是推动行业信用体系建设的重要力量。中国电力企业联合会(以下简称中电联)在电力行业信用体系建设方面开展了大量工作，取得了一定的工作成效，具有较好的工作基 N椅将按照“政府推动，社会共建”的社会信用体系建设原则，充分发挥中电联的工作优势，协同政府部门加快推进电力行业信用体系建设工作。二、同意中电联作为电力行业市场主体相关备案信息共享单位。为加强电力行业市场主体备案工作，加大对备案信息的核查力度，促进电力市场规范运行，在不增加市场主体负担的基础上，同意中电联作为电力行业市场主体相关备案信息共享单位，各级电力交易机构和市场主体应配合做好有关工作。中电联、第三方征信机构要加强备案信息管理，按照“互不排斥、互相支持”的原则加快推进电力行业信用信息平台建设，做好各自信用信息平台与全国信用信息共享平台的信息归集，同时加强对市场主体信息安全的保护。三、配合政府部门加强守信联合激励对象和失信联合惩戒对象名单管理。中电联要积极配合政府部门，建立守信联合激励对象和失信联合惩戒对象名单制度，完善名单归集和发布的标准，规范工作程序。我委将充分发挥中电联的作用，初期可由中电联负责名单归集和发布工作。四、推动行业标准出台规范电力行业信用评价工作。为推动电力行业信用评价工作规范有序开展，通过实施信用评价增强信用约束成效，支持电力行业信用评价标准纳入行业标准统一发布。中电联等有关单位要按照电力体制改革精神和政府部门关于信用评价工作的有关规定和要求，充分征求电力行业市场主体的意见，推动电力行业信用评价标准出台。中电联作为行业协会，开展信用评价工作时不应收取费用。五、依规扎实推进工作。对受托事项，中电联要加大投入，加强组织，按照有关规定和要求推进工作，促进电力行业信用体系建设不断完善;要注重与有关单位的协同配合，做到优势互补，形成工作合力。工作开展中的情况和问题，要及时向我委报告。特此函复。国家发展改革委办公厅2017年9月6日 原标题:发改委：支持行业协会协同开展电力行业信用体系建设",中国网财经,北极星输配电网,,"2017/9/12 10:18:55",电力市场,"发改委 电力行业信用体系建设 中国电力企业联合会",发改委：支持行业协会协同开展电力行业信用体系建设
21,"2017-09-17 22:34:57",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091116192751.jpg,12,"2017-09-17 22:34:57","深评|8地将试点电力现货交易 市场“价格发现”功能重启",2017-09-11,"北极星输配电网讯:“没有现货、没有商品、没有交割，这能算真正的市场吗?”当国家电网、南方电网两大企业搭建的国家级电力中心和30余家省级电力中心挂牌后，一位电力从业者直指现货电力交易缺失弊端，并认为各电力交易中心的中长期交易本质上仍是一种“计划交易”。在电力业内，一直有“无现货，不市场”一说。随着电改的推进，电力现货交易也终于要来了。9月5日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，要在 2018年底前启动电力现货市场试运行，同时，积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。据了解，在第一批试点完成后，全国较大范围的电力现货市场建设，将不再采取试点的方式。电力现货市场和具有金融属性的中远期市场共同组成一个成熟的电力交易市场。但现行的电力中长期交易很难起到对冲风险的金融属性，同时现货市场也要求更高的监管、金融以及法律法规等配套机制。可以预见，随着未来推行的现货电力交易，将对电力市场各方的利益格局以及电力定价机制产生深远影响。试点8地各具代表性现货市场通常指的是商品即时物理交割的市场。由于电力的特殊物理属性，电力现货市场不仅包括了实时电能交易，还有日前、日内交易以及备用、调频等辅助服务交易。现实中，电力的需求和供给在不同的时间都存在较大差异，不同电源之间也有成本差异。但是，现行的电力中长期交易是一种计划调度，对于需求和供给都是计划的，交易价格也缺乏弹性。正因如此，电力现货交易也被赋予价格发现和资源优化配置的作用。但是在2002年中国开始电力市场化改革之初，对于是否要建立现货市场，业内一直存在争议，争议的焦点主要集中在中长期交易所占比例高，现货市场是否有必要性。这个局面直到2015年新一轮电力改革重启。2015年底出台的电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。今年7月，国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新正在发改委举行的电改吹风会上提出，研究建立以中长期交易规避风险、现货交易发现价格的电力电量平衡机制。电力现货市场建设的信号进一步明确。随着国家发改委以特急文件发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，电力现货的建设时间表也正式付出水面。根据安排，南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个试点地区应加快制定现货市场方案和运营规则、建设技术支持系统，2018年底前启动电力现货市场试运行;同时，应积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。原则上，电力现货市场建设试点应按现有电力调度控制区(考虑跨省跨区送受电)组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。那么，第一批试点为什么要选择在上述8个地方起步呢?“这八个试点地方多具有很强的代表性。”能源基金会清洁电力项目主任、原龙源电力集团副总工程师陆一川在接受《中国经营报》记者采访时认为，以广东为例，其电力体制改革走在全国最前端，而且广东的电力中长期交易很多，在电力交易“试错”上走得远。蒙西电网是一个独立运营的省级电网企业，是华北电网重要的送电端，而且区域内存在大量煤电、风电基地，内部电量分配矛盾突出、电力外送需求较大。再比如浙江，其内部电和外部电的比例都比较高，电价水平在全国也较高，企业对于电价的承受能力和市场意识也较高，是东部发达地区的一个典型。陆一川表示，甘肃是现在新能源、传统能源负荷、电网之间矛盾最突出、最困难的省份之一，通过建立市场化的现货交易，能否理顺甘肃的电力矛盾，这也将为其他电力富余省份探索出新路径。按照要求，第一批试点的南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等地，已经在9月8日前，将电力现货市场建设试点第一责任单位及联系人、试点实施工作牵头单位及联系人，反馈国家能源局。现货交易将促电价机制改革近期，陕西省物价局发布通知称，实行“一户一表”居民用户(不含居民合表用户)和执行居民电价的非居民用户，可以自愿选择选择执行居民峰谷分时电价政策。根据价格政策，居民生活用电峰段为每日8时至22时，用电价格在现行对应标准基础上每千瓦时加价0.05元，居民生活用电谷段为每日22时至次日8时，用电价格在现行对应标准基础上每千瓦时降低0.2元。另外，每年11月1日至次年3月31日，选择峰谷分时电价的用电量不再执行居民阶梯电价政策。此前，河北、江苏、山西、山东等地其实都已经先后实行了居民峰谷电价政策，但由于多是自愿原则，参与的电力用户不仅非常少，而且多数用户根本不知道这项政策存在。但在很多发达国家，峰谷分时电价已经较为成熟。从零售端开启分时点电价的试行，进一步为电力现货交易打开了市场。“未来电力现货交易扩大，其价格信号也就更强。”华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣告诉记者，有了真正的电力市场交易，电力商品在不同时间、不同空间的价值将体现出来，未来分时电价、节点电价也将成为趋势。除了发现价格外，电力现货市场的出现也被赋予了新能源消纳的重任。清华大学电机工程与应用电子技术系副教授陈启鑫曾撰文称，现货市场或是促进新能源消纳的终极良方。因为现货市场将形成分时的电价信号， 自然就激励发电企业调峰的信号，即：白天多发电，晚上少发电，因而在深夜风电大发时就主动释放出了新能源消纳的空间。而通过给予发电机组启停调峰的合理补偿成本，更可进一步激励其启停调峰，形成了常规火电与风电的“双赢”局面。不仅如此，现货市场还将激励用户侧在低电价时多用电、多用新能源发出的电。从2001年起，截至2016年底，我国风电累计并网装机容量1.49亿千瓦，占全部发电装机容量的9%。但2013年以来，我国弃风率从10.7%上升到2016年的17%左右，2016年全国弃风量达到497亿千瓦。“电力市场改革的目的，就是让电力回归其商品属性。” 陆一川认为，现货市场已经存在了20多年，而新能源消纳难题是近10年来才产生的。近5~6年来仅在中国产生并显得很突出。新能源消纳问题的改善可以看做电力市场化产生的好结果之一。“经济环保调度”就是让边际成本更低、更环保的电力先发、先上网。在现货市场条件下，上述目标和市场规则所基于的资源配置的理论基础是一致的。未来电价的升降终将交给市场。现货交易需配套机制然而，电力现货市场的建设并非易事，同时风险不小。清华大学电机工程与应用电子技术系团队曾在2014年的一篇论文中提到，由于电力商品的物理特性，现货市场价格信号会随着不同时间、不同区域供需关系的剧烈变化而频繁变动。上述团队认为，这就需要市场提供适度的金融手段，以规避风险、锁定收益。在成熟的市场，成员可以参与的金融工具除了现货外，还应该包括期货、期权、远期合约、金融输电权、差价合约等。而这些金融工具，国内现在还几乎没有。在陆一川看来，当前的电力中长期交易并不是一种真正意义上市场化交易，而是计划经济的变种：将原来人为计划分配的一部分电量通过竞价的方式，重新竞价的手段重新分配。但基于计划电量分配的运行体系并没有根本变化。南网科研院能源经济研究所副所长、高级工程师陈政也曾指出，现在中国电力计划与市场双轨制运行。一旦随着发用电计划进一步放开，中长期物理合同刚性执行力度必然受到挑战，阻塞问题会日益突出，月度平衡压力将会扩大。在本次通知中也提到，电力现货试点方案应充分考虑相关配套机制，包括但不限于：与现货交易机制配套的电力中长期交易机制、输配电价机制、优先发电和购电制度落实机制、可再生能源保障性收购机制、发电企业市场力防范机制、财务信用风险规避机制及市场应急预案等。在陆一川看来，在电力现货市场的建设步骤上，还应考虑大幅缩减计划电比例，在电力现货试点的同时“试错”，在正式运行之前，还应当进行模拟运行以及试运行，降低电力系统风险以及企业运营风险。 原标题:8地将试点电力现货交易 市场“价格发现”功能重启",中国经营报,北极星输配电网,王力凝,"2017/9/11 17:04:30",电力市场,"电力现货市场 电力现货交易 电价机制改革","8地将试点电力现货交易 市场“价格发现”功能重启"
22,"2017-09-17 22:34:57",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091109362122.jpg,13,"2017-09-17 22:34:57",四川电改将释放年度红利27.8亿元,2017-09-11,"北极星输配电网讯:从四川省发改委获悉，四川省研究制定的“1+5”电力体制改革制度运行后成效显著。按静态测算，输配电价改革将释放年度改革红利27.8亿元。为建立健全电改工作领导和协调机制，四川省研究制定了“1+5”电力体制改革制度安排。“1”就是全省电力综合改革试点方案，“5”就是输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建和规范运行、发用电计划有序放开和售电侧改革等5个专项改革方案。今年7月，国家已正式核定四川电网2017年-2019年大工业、一般工商业分电压等级输配电价，输配电价新的形成机制在四川省基本实现。按静态测算，输配电价改革将释放年度改革红利27.8亿元。与同步推出的取消、降低部分政府性基金及附加等政策叠加后，四川电网平均销售电价可降低1.81分/千瓦时。截至今年7月，全省电力交易市场主体数量达到1558家，其中用户1270家，发电企业288家。2017年1-6月已交易电量370亿千瓦时，预计全年交易电量将突破600亿千瓦时。据悉，四川省还对直购电、藏区留存电量和丰水期富余电量等政策进行调整完善。2017年提出并实施了电力价格改革十项措施，全年有望降低社会用电成本100亿元以上，为实体经济释放更多的红利。转载于：电缆网相关阅读：电力行业：电改各项工作即将加速贵州电改参与者：活用机制推进售电侧改革 原标题:四川电改将释放年度红利27.8亿元",电缆网,北极星输配电网,,"2017/9/11 9:36:59",电力市场,"电力体制改革 输配电价改革 电力市场建设",四川电改将释放年度红利27.8亿元
23,"2017-09-17 22:35:02",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091109012242.jpg,14,"2017-09-17 22:35:02",能否平价上网是判断新能源发展前景的唯一标尺,2017-09-11,"北极星输配电网讯:电力同质性决定成本领先战略优先我国现存的新能源发电技术包括风电、光伏、生物质能等，核电也被归类于新能源，目前风电、光伏和核电的发展规模较大。新能源发电位于电力系统发电、输电、配电、售(送)电四个环节中的发电侧，其产品同火电、水电等传统电力具备极高的同质性，仅在电压、频率等方面有少许区别。对于绝大多数用户而言，不同电力产品仅存在价格区分，这意味着在不考虑其他因素的条件下，成本领先战略是发电企业必然也是唯一可行的竞争战略。新能源发电行业由于产业发展初期成本较高，必须依赖政策补贴才能维持一定的发展规模，此时新能源在能源结构中作为补充性能源，而补贴规模的大小决定了新能源空间的上限。只有当新能源发电成本与传统能源(主要为火电)具备可比性，也就是实现并网侧的平价上网，才能在市场竞争中扩大份额，并逐渐在能源结构中由补充性能源变为替代性能源，市场竞争力取代产业政策成为行业发展的核心驱动力，其发展上限也由补贴规模变为能源总需求。新能源在能源结构中的份额提升意味着能源结构的优化。我国已经充分意识到推动新能源发电并网侧平价上网的重要性：国家“十三五”规划明确提出光伏并网侧、用户侧平价上网的目标，并要求发电侧成本进一步下降30%、40%;同时要求到2020年风电实现并网侧平价上网。平价上网含义及标准设定通常所说的电价是指电力销售价格，其成本组成包括发电厂的发电成本、输配电成本等。我国的销售电价分为三类：工商业电价，一般在1元/kWh左右;大工业电价，一般在0.6~0.9元/kWh之间;居民和农业售电电价，由于享受国家的交叉补贴，价格较低。主要的几种新能源技术，风电目前的标杆电价为0.40~0.57元/kWh，集中式光伏为0.65~0.85元/kWh，分布式光伏0.7~0.9元/kWh左右，核电约为0.43元/kWh，低于大多数电力售价，初步具备用户侧平价上网的条件。判断新能源能否在发电侧与火电上网电价相竞争的方法是比较新能源发电度电成本与火电成本，衡量度电成本最为常用的指标是平准化电力成本(levelized cost of energy, LCOE)，LCOE=电站生命周期内的成本现值/电站生命周期内发电量贴现。目前的新能源应用中，除分布式光伏之外，风电、集中式光伏及核电设备距离负荷中心距离较远，实现用户侧平价上网意义不大，真正能够促进产业发展的是实现发电侧平价上网，即在发电侧能够与火电的上网电价相竞争。目前国内不同地区脱硫煤电价格在0.26~0.5元/kWh，由于不同地区脱硫煤电价格差距较大，新能源不要任何补贴、实现全面的平价上网并不现实。我们认为在高电价地区，平价上网标准可以设置为脱硫煤电价格，而在低电价地区，考虑到新能源发电的正向外部性和煤电的负外部性，将平价标准设定为0.43元/kWh较为合理(2016年煤电的加权平均价格约为0.40元/kWh，加上碳交易3分/kWh的成本)。内化外部成本，新能源已初具竞争力新能源从起步到如今已经历了几十年，如果仅考虑发电的商业成本，新能源发展还需要政策扶植。对不同能源项目的商业成本核算一般包含其建设成本及运营成本。就当前情况而言，如果仅考虑新能源发电的商业成本，在短时间内实现全面的并网侧平价上网并不现实，在新能源发电技术商业成本优势欠缺的情况下，国家适当对新能源电价采取补贴政策相当必要。而如果将外部成本内化，新能源发电成本已初具竞争力。我国的电力结构以火电(主要是燃煤)为主，火电具有商业成本低、能量密度高等优点，但也是造成大气污染的罪魁，并且排放大量的温室气体，目前的火电价格中并未考虑上述负外部作用。新能源的清洁特性使其具有较好的环境正外部性，同时，如果内化火电的环境负外部性，其成本优势将被削弱。煤电企业要想达到国家规定超低排放标准，脱硫脱硝效率需从80%上升至95%和90%，火电度电成本约增加0.4分/kWh。同时，2017年我国计划全面推行碳交易机制，为碳排放定价。2011年10月，国家发改委决定在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳市设立7个线上碳交易试点，并于2014年全部启动。截止2017年5月，碳交易市场共纳入排放企业超过1900家，累计成交碳配额接近1.6亿吨，交易额37亿元，预计2017年我国有望全面推行碳交易市场。如果将2017年启动的碳交易因素纳入考虑范围，火电度电成本将继续增加约4分/kWh。未来伴随着超低排放标准及碳交易等政策的限制，火电成本竞争优势将显著下降。同时，“绿证”等新政策的开展将有效引入市场机制，补偿新能源的正外部性，加之新能源成本的逐渐下降，新能源发电将逐渐实现平价上网。 原标题:能否平价上网是判断新能源发展前景的唯一标尺",东方证券,北极星输配电网,,"2017/9/11 9:02:19",电力市场,"平价上网 新能源发电行业 替代性能源",能否平价上网是判断新能源发展前景的唯一标尺
24,"2017-09-17 22:35:02",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017091108531894.png,15,"2017-09-17 22:35:02","8地将试点电力现货交易 市场“价格发现”功能重启",2017-09-11,"北极星售电网讯:“没有现货、没有商品、没有交割，这能算真正的市场吗?”当国家电网、南方电网两大企业搭建的国家级电力中心和30余家省级电力中心挂牌后，一位电力从业者直指现货电力交易缺失弊端，并认为各电力交易中心的中长期交易本质上仍是一种“计划交易”。在电力业内，一直有“无现货，不市场”一说。随着电改的推进，电力现货交易也终于要来了。9月5日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，要在 2018年底前启动电力现货市场试运行，同时，积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。据了解，在第一批试点完成后，全国较大范围的电力现货市场建设，将不再采取试点的方式。电力现货市场和具有金融属性的中远期市场共同组成一个成熟的电力交易市场。但现行的电力中长期交易很难起到对冲风险的金融属性，同时现货市场也要求更高的监管、金融以及法律法规等配套机制。可以预见，随着未来推行的现货电力交易，将对电力市场各方的利益格局以及电力定价机制产生深远影响。试点8地各具代表性现货市场通常指的是商品即时物理交割的市场。由于电力的特殊物理属性，电力现货市场不仅包括了实时电能交易，还有日前、日内交易以及备用、调频等辅助服务交易。现实中，电力的需求和供给在不同的时间都存在较大差异，不同电源之间也有成本差异。但是，现行的电力中长期交易是一种计划调度，对于需求和供给都是计划的，交易价格也缺乏弹性。正因如此，电力现货交易也被赋予价格发现和资源优化配置的作用。但是在2002年中国开始电力市场化改革之初，对于是否要建立现货市场，业内一直存在争议，争议的焦点主要集中在中长期交易所占比例高，现货市场是否有必要性。这个局面直到2015年新一轮电力改革重启。2015年底出台的电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。今年7月，国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新正在发改委举行的电改吹风会上提出，研究建立以中长期交易规避风险、现货交易发现价格的电力电量平衡机制。电力现货市场建设的信号进一步明确。随着国家发改委以特急文件发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，电力现货的建设时间表也正式付出水面。根据安排，南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个试点地区应加快制定现货市场方案和运营规则、建设技术支持系统，2018年底前启动电力现货市场试运行;同时，应积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。原则上，电力现货市场建设试点应按现有电力调度控制区(考虑跨省跨区送受电)组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。那么，第一批试点为什么要选择在上述8个地方起步呢?“这八个试点地方多具有很强的代表性。”能源基金会清洁电力项目主任、原龙源电力集团副总工程师陆一川在接受《中国经营报》记者采访时认为，以广东为例，其电力体制改革走在全国最前端，而且广东的电力中长期交易很多，在电力交易“试错”上走得远。蒙西电网是一个独立运营的省级电网企业，是华北电网重要的送电端，而且区域内存在大量煤电、风电基地，内部电量分配矛盾突出、电力外送需求较大。再比如浙江，其内部电和外部电的比例都比较高，电价水平在全国也较高，企业对于电价的承受能力和市场意识也较高，是东部发达地区的一个典型。陆一川表示，甘肃是现在新能源、传统能源负荷、电网之间矛盾最突出、最困难的省份之一，通过建立市场化的现货交易，能否理顺甘肃的电力矛盾，这也将为其他电力富余省份探索出新路径。按照要求，第一批试点的南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等地，已经在9月8日前，将电力现货市场建设试点第一责任单位及联系人、试点实施工作牵头单位及联系人，反馈国家能源局。现货交易将促电价机制改革近期，陕西省物价局发布通知称，实行“一户一表”居民用户(不含居民合表用户)和执行居民电价的非居民用户，可以自愿选择选择执行居民峰谷分时电价政策。根据价格政策，居民生活用电峰段为每日8时至22时，用电价格在现行对应标准基础上每千瓦时加价0.05元，居民生活用电谷段为每日22时至次日8时，用电价格在现行对应标准基础上每千瓦时降低0.2元。另外，每年11月1日至次年3月31日，选择峰谷分时电价的用电量不再执行居民阶梯电价政策。此前，河北、江苏、山西、山东等地其实都已经先后实行了居民峰谷电价政策，但由于多是自愿原则，参与的电力用户不仅非常少，而且多数用户根本不知道这项政策存在。但在很多发达国家，峰谷分时电价已经较为成熟。从零售端开启分时点电价的试行，进一步为电力现货交易打开了市场。“未来电力现货交易扩大，其价格信号也就更强。”华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣告诉记者，有了真正的电力市场交易，电力商品在不同时间、不同空间的价值将体现出来，未来分时电价、节点电价也将成为趋势。除了发现价格外，电力现货市场的出现也被赋予了新能源消纳的重任。清华大学电机工程与应用电子技术系副教授陈启鑫曾撰文称，现货市场或是促进新能源消纳的终极良方。因为现货市场将形成分时的电价信号， 自然就激励发电企业调峰的信号，即：白天多发电，晚上少发电，因而在深夜风电大发时就主动释放出了新能源消纳的空间。而通过给予发电机组启停调峰的合理补偿成本，更可进一步激励其启停调峰，形成了常规火电与风电的“双赢”局面。不仅如此，现货市场还将激励用户侧在低电价时多用电、多用新能源发出的电。从2001年起，截至2016年底，我国风电累计并网装机容量1.49亿千瓦，占全部发电装机容量的9%。但2013年以来，我国弃风率从10.7%上升到2016年的17%左右，2016年全国弃风量达到497亿千瓦。“电力市场改革的目的，就是让电力回归其商品属性。” 陆一川认为，现货市场已经存在了20多年，而新能源消纳难题是近10年来才产生的。近5~6年来仅在中国产生并显得很突出。新能源消纳问题的改善可以看做电力市场化产生的好结果之一。“经济环保调度”就是让边际成本更低、更环保的电力先发、先上网。在现货市场条件下，上述目标和市场规则所基于的资源配置的理论基础是一致的。未来电价的升降终将交给市场。现货交易需配套机制然而，电力现货市场的建设并非易事，同时风险不小。清华大学电机工程与应用电子技术系团队曾在2014年的一篇论文中提到，由于电力商品的物理特性，现货市场价格信号会随着不同时间、不同区域供需关系的剧烈变化而频繁变动。上述团队认为，这就需要市场提供适度的金融手段，以规避风险、锁定收益。在成熟的市场，成员可以参与的金融工具除了现货外，还应该包括期货、期权、远期合约、金融输电权、差价合约等。而这些金融工具，国内现在还几乎没有。在陆一川看来，当前的电力中长期交易并不是一种真正意义上市场化交易，而是计划经济的变种：将原来人为计划分配的一部分电量通过竞价的方式，重新竞价的手段重新分配。但基于计划电量分配的运行体系并没有根本变化。南网科研院能源经济研究所副所长、高级工程师陈政也曾指出，现在中国电力计划与市场双轨制运行。一旦随着发用电计划进一步放开，中长期物理合同刚性执行力度必然受到挑战，阻塞问题会日益突出，月度平衡压力将会扩大。在本次通知中也提到，电力现货试点方案应充分考虑相关配套机制，包括但不限于：与现货交易机制配套的电力中长期交易机制、输配电价机制、优先发电和购电制度落实机制、可再生能源保障性收购机制、发电企业市场力防范机制、财务信用风险规避机制及市场应急预案等。在陆一川看来，在电力现货市场的建设步骤上，还应考虑大幅缩减计划电比例，在电力现货试点的同时“试错”，在正式运行之前，还应当进行模拟运行以及试运行，降低电力系统风险以及企业运营风险。 原标题:8地将试点电力现货交易 市场“价格发现”功能重启",中国经营报,北极星售电网,王力凝,"2017/9/11 8:53:22",电力交易,"电力现货市场 电力交易中心 电力市场化改革","8地将试点电力现货交易 市场“价格发现”功能重启"
25,"2017-09-17 22:35:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090816144380.jpg,17,"2017-09-17 22:35:12","上海将启动电力直接交易 今年放开10%明年30%",2017-09-08,"北极星输配电网讯:上海将启动电力用户与发电企业直接交易，今年将开放10%的全市发用电计划，明年则扩大到30%。9月8日，上海市政府官网发布《上海市电力体制改革工作方案》(下称《工作方案》)，称将以有序放开发用电计划为手段，释放市场空间。除政府保留公益性、调节性发用电计划之外，其余电量逐步进市场。根据《工作方案》，上海电力体制改革分三个阶段。其中2017年是试点起步阶段，全市发用电计划放开幅度控制在10%，重点完成输配电价核定、交易机构改制方案，启动发电侧部分领域市场改革试点和电力用户直接交易。2018~2019年是有序推进阶段，实现发用电计划初步放开，启动售电侧改革，促进供需直接衔接，发用电计划放开幅度控制在30%左右。2020年及以后则是整体推进阶段，这个阶段将完成电力市场体系、配售电市场体系设计。实现除公益性、调节性以外的发用电计划全部放开。今年8月发布的《2017年上海市电力用户与发电企业直接交易试点工作方案》称，2017年上海全社会用电量按1488亿~1500亿千瓦时预计，再综合考虑其他市场化交易开展情况，直接交易电量原则上按不低于25亿千瓦时安排，政府调节电量如有余量，用于安排上海规划内机组参与直接交易。《工作方案》称，根据上海发用电市场主体结构与需求，在直接交易方案制订中，把降成本、保安全、调结构放在同等位置，发电企业交易申报限额与机组供电煤耗排序、机组环保排放排序、信用考核相结合，适时推进分时(峰谷平)电量交易。截至2015年底，上海市内发电装机合计2325万千瓦，主要分布在外高桥、石洞口、漕泾、临港、吴泾闵行五个发电基地，除宝钢、金山石化、高化3个自备电厂外，主要电厂基本由申能、华能、上海电力股份三家投资建设。上海电力市场的一大特点是外来电比重高，2015年达到1510万千瓦，市外电源主要为西南水电和安徽火电，还有华东电网内的核电与水电。在交易中，上海提出要突出市场化原则，以上海电力交易中心为平台，开展竞价交易，减少行政干预。此前上海市经信委、上海市发改委发布的通知称，将委托上海电力交易中心有限公司通过交易平台在2017年9月~12月开展直接交易试点工作。上海电力交易中心有限公司是上海地区电力市场的运营主体，上海电力交易中心于2016年5月18日正式挂牌。截至去年底，上海电力交易中心已组织开展包括抽水电量集中竞价交易、燃机代发电量招标交易、省间发电权交易在内的各类市场化交易，共计完成交易电量68.4亿千瓦时。未来，上海的电力市场要形成以“一个平台、两层交易、三类市场、四方主体”为主要特征的格局。一个平台，指交易通过上海电力交易中心开展。两层交易，指两层交易模式。第一层市场参与主体为上海本市规划内电源，可与上海本市电力用户、售电公司、电网企业开展各类电力交易。第二层交易为以发电权(合同)转让为代表的交易后转让市场。三类市场，包括保障公益性、调节性发用电计划实施的公益性市场，以长协合同为主要特征的调节性市场，以直接交易、现货交易等为主要交易品种的竞争性市场。四方主体，包括接受上海市调调度的机组、不接受上海市调调度的机组、售电公司、电力用户。作为此次上海电力体制改革的一个重点任务，上海还要加快上海电力交易中心股份制改制。《工作方案》称，2017年完成方案研究并视情况组织实施。 原标题:上海将启动电力直接交易 今年放开10%明年30%",第一财经,北极星输配电网,胥会云,"2017/9/8 16:15:17",电力市场,"电力交易 电力市场 上海","上海将启动电力直接交易 今年放开10%明年30%"
26,"2017-09-17 22:35:22",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090813232878.jpg,19,"2017-09-17 22:35:22",电力行业：电改各项工作即将加速,2017-09-08,"北极星输配电网讯:2017年8月22日，发改委印发了《电力体制改革专题会议纪要》(发改办经体[2017]1435)。根据纪要显示，会上国家发改委、能源局领导听取了发改委体改司、运行司、价格司，能源局电力司、法改司，工信部运行局等部门和单位汇报，最终议定重要事项并安排了电力体制改革的下一步重点工作。主要内容：自电力体制改革9号文发布后，国家发改委、能源局颁布系列文件推进电力体制改革进程。本次会议研讨了目前改革进程中亟待解决的焦点、难点问题，简单总结主要针对“自备电厂、现货市场、增量配网、弃风弃光”四大方面。一是自备电厂专项治理。自备电厂整治是控制煤电装机的重要内容。下一步将主要从项目备案、发电许可、补缴政府性基金和备用费、满足环保要求、承担交叉补贴、明确调峰责任、淘汰落后产能、促进能源综合利用等方面着手开展自备电厂管理工作。二是加快启动电力现货市场试点。区域和省级层面选取试点开展，较大范围区域则由电网公司主导，充分发挥调度、交易两个机构的作用。三是推进增量配网试点。采取招标方式确定业主；规定第一批项目中电网企业参、控股项目不能超过50%(53项)；同时规定不得依托自备电厂开展增量配网建设等。四是评估清洁能源发电，解决弃风弃光弃水弃核。分析并找到清洁能源消纳存在的实质问题，在通道送出、出力调节、经济政策等方面深入分析，与跨区电力市场(包括长期交易和现货市场)建设有效结合。本次会议明确了电力体制改革的发展重点和阶段目标在第二轮电力体制改革推进的第三个年头上，召开的本次专题会议及形成的会议纪要意义重大。会议解决了目前掣肘电力体制改革的几个较为突出的矛盾，同时明确了电力体制改革近期的发展重点和阶段目标，释放了国家发改委、能源局决心推进电力体制改革的强烈信号。部分矛盾的解决必将导致电力体制改革各环节的工作的提速。相关阅读：贵州电改参与者：活用机制推进售电侧改革深评电改|计划的归计划 市场的归市场新电改放开万亿市场 独立售电公司直呼钱难挣 原标题:电改专题会议召开，各项工作即将加速",光大研究S,北极星输配电网,王威,"2017/9/8 13:23:35",电力市场,"电力体制改革 电力体制改革进程 增量配网",电改专题会议召开，各项工作即将加速
27,"2017-09-17 22:35:27",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090813141379.jpg,20,"2017-09-17 22:35:27","河南电力工商“联姻” 绘电力市场大数据全景画像",2017-09-08,"北极星输配电网讯:河南工商部门和电力部门就信息资源共享进行战略合作，双方把各自掌握的信息集中起来，绘就了电力市场的大数据全景画像，实现了强强联合。这也标志着河南工商部门建立信息采集、共享和合作机制，形成工商信与社会涉企信息交互融合的大数据资源进入新的阶段。 9月5日，河南省工商行政管理局与国网河南电力公司就信息资源共享达成战略合作协议。河南省工商局副局长李建国表示，省工商局与国网河南省电力公司签署的信息资源共享应用战略合作协议，既是深化“放管服”改革、拓宽信息归集渠道的重要举措，也是强化部门协同、加强联合惩戒的具体行动。据了解，国网河南省电力公司掌握着河南省3740多万客户的用电信息。工商部门作为企业登记注册和市场监管的政府职能部门，掌握着全省474万多家市场主体的基本信息、监管信息和信用信息。签约双方把各自掌握的信息集中起来，就是电力市场的大数据全景画像，就能为全面加强电力市场信用监管、协同监管奠定坚实的基础。此次签订的信息资源共享应用战略合作协议，是工商和电力部门发挥各自职能、实现优势互补、强化信用监管，消除电力市场监管盲点、破解电力市场监管难题的具体行动，也是探索推动国有公用企业信息共享应用的创新举措。协议的签订，不仅是建立一个双方合作的平台，更重要的是实现强强联合，把电力市场监管推向了信用监管、协同监管、大数据监管、现代化监管的新阶段。根据双方签署的战略合作协议，国网河南电力公司向工商部门提供电费滞纳、违约用电、窃电等数据信息，工商部门将会及时归集到企业名下。下一步，省工商局还将进一步完善大数据采集和开放制度，积极与水电气公用企业、金融、电子商务平台等涉企信息量大的单位，建立信息采集、共享和合作机制，形成工商信息与社会涉企信息交互融合的大数据资源，充分放大企业信用信息的社会价值，共同推动诚信社会建设。国网河南电力公司副总经理畅刚致辞表示，本次省工商局与国网河南电力公司签订战略合作框架协议，是跨领域“守信联合激励、失信联合惩戒”长效机制的重要举措，必将保障和促进双方全面深化协同合作，实现信息资源高度共享和深度应用，有力推动和谐、诚信社会建设。国网河南电力公司也将以这次框架协议签订为契机，积极营造规范有序的市场经营秩序和发展环境，实现工商与电网系统的合作共赢、协同发展。 原标题:河南工商电力“联姻” 绘电力市场大数据全景画像",中国新闻网,北极星输配电网,,"2017/9/8 13:22:42",电力市场,"电力市场 信息资源共享 国网河南电力公司","河南工商电力“联姻” 绘电力市场大数据全景画像"
28,"2017-09-17 22:35:29",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090813034277.jpg,21,"2017-09-17 22:35:29",2019年上海将放开30%发用电计划,2017-09-08,"北极星输配电网讯:近日，上海市印发《上海市电力体制改革工作方案》（以下简称《方案》）。《方案》要求，上海电力体制改革把特大型城市供电安全放在首位，坚持电力的统一调度；同时应逐步引入竞争机制，增强市场对资源配置的引导作用，完善市场化交易机制。《方案》明确，制定输配电价改革方案、加快电力交易中心改制、制订发用电计划放开方案、制订电力市场建设方案、制订配售电侧改革方案五大改革重点任务。其中，考虑上海市产业布局多样化等特点上海市结合实际，合理预测电网新增投资和电量增长，科学测算上海市电网输配电价总水平、分电压等级输配电价和交叉补贴；研究建立电网企业输配电成本规制制度、运营效率和服务质量考核制度等。考虑上海特大城市的特殊性，《方案》明确，建立多层次市场，保障不同风险偏好用户合理用电需求，妥善处理交叉补贴，对居民、农业和重要公益事业等优先用电，通过政府定价予以保障。同时，切实发挥政府在电力规划、统筹协调、市场监管和保障民生中的作用，市场规则设计需兼顾市场公平竞争与绿色能源优先消纳两方面因素，有效保障电力公共服务。在发用电计划方面，《方案》明确，更多发挥市场机制作用，遵循三权并重的原则，确定一、二类优先发电的保障机制与调整机制。界定一、二类优先购电权具体范围，调查统计上海电网优先购电权的规模，明确优先购电权的保障机制与调整机制。以常态化、精细化、市场化手段做好有序用电工作，主动减少高峰用电负荷。其中，明确上海市煤机调峰调频电量按照供电煤耗、环保水平差别化保障。《方案》计划2017年上海市发用电计划放开幅度控制在10%，重点完成输配电价核定、交易机构改制方案，启动发电侧部分领域市场改革试点和电力用户直接交易。2018年~2019年，发用电计划放开幅度控制在30%左右，实现发用电计划初步放开，启动售电侧改革，促进供需直接衔接。2020年以后完成电力市场体系、配售电市场体系设计，整体推进电力市场改革。 原标题:电改冲击波|2019年上海将放开30%发用电计划",中电新闻网,北极星输配电网,谢文川,"2017/9/8 13:04:44",电力市场,"电力体制改革 输配电价改革 电力交易中心",电改冲击波|2019年上海将放开30%发用电计划
29,"2017-09-17 22:35:30",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090809055812.jpg,22,"2017-09-17 22:35:30","深评电改|计划的归计划 市场的归市场",2017-09-08,"北极星输配电网讯:本次的电力体制改革，延续了我国改革开放取得成功的经验——一是分类改革，一段时间内实行计划电量和市场电量得力“双轨制”，二是明确增量改革，“老人老办法、新人新办法”，三是鼓励各地根据实际情况，在大框架下进行一定程度的探索和创新，算是半“摸着石头过河”。本文重点谈谈对第一个“双轨制”的理解。中发9号文中提出“推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用”，其中用电计划在之前电力供应充足情况下，提的不多，行政管理上用的也一般是“有序用电”，更多的计划是在发电侧，也就是对基础电量的分配，在体现“三公”的基础上，进行一定的政策和产业引导，比如多给高参数大容量机组和进行超低排放改造机组利用小时等。在配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》中，进一步详细阐述为“建立优先购电制度”和“建立优先发电制度”，对优先发用电的内容、适用范围、保障措施进行了细化明确。其中用电侧(优先购电)因为基本属于一个“新事物”，且基本都是三产用电(占比不大)和义务，大家关注度不高;发电侧(优先发电)明确了一类和二类优先保障类型，与9号文中只有“确保维护电网调峰调频和安全运行，确保可再生能源发电依照规划保障性收购”不同，一类优先发电将“以热定电”热电联产机组也纳入了，二类优先发电包括的就更多了，甚至包括“超低排放燃煤机组”，等火电全部实现超低排放后基本就都是“优先发电”了，笔者认为到那时候都优先也就是都不优先了，也就连累了同是二类优先发电的外送、水、核、余热余压余气发电，都不怎么优先了，有点好心办坏事了的意思……优先发用电制度的建立，一方面体现了电改中我国社会主义市场经济特性，通过一定的行政规定来保障民生和产业政策，减少了改革过程中的顾虑和反对声音，有利于市场化改革的推进;另一方面也相当于画了界限——“计划的是计划，市场的是市场”，明确了那些是计划保护的——新能源、供热、电网安全，那些是市场竞争的——以上其他的以及新投产机组，各管各的，各负其责——计划是体现公平、民生、产业政策和安全，市场是体现优胜劣汰、还原电力的商品属性、体现供求关系和配置电力资源——也就是计划的归计划，市场的归市场。其中有一个问题，就是优先发用电不匹配的问题。各省的优先发用电计划由各省制定，而各省的电源结构和用电结构差异较大，在不考虑跨省区电力的情况下，有的省份是优先用电量大于(一类)优先发电量(比如部分东南部沿海地区)，当然大多数省份是优先发电量大于优先用电量，这跟上面说到的优先发电范围更广有关，也跟当前优先发电标杆电价“过高”有关(要是市场化电量电价高了，可能情况又相反了)。这就存在了一定的结构矛盾——市场化发用电量是匹配的，就决定了优先发用电谁的电量大，谁来确定放开计划(也就是市场电量)的电量上限。但是发用双方又是各自决策的，也就是在当前市场化电量电价低于标杆上网电价的时候，符合条件用户有动力来参与市场交易，而同样情况下，发电侧是没有太大动力主动进入市场交易的，都想享受标杆优先发电权，当然，若是等市场价格高于标杆上网电价时，发用双方参与市场的意愿又会倒转——这就是计划电和市场电“双轨制”天生带来的不平衡和矛盾。上述矛盾在三北地区表现的特别明显：发电侧，三北地区风电装机占比大，且冬季都需要供热机组“以热定电”，都是强的一类优先发电。用电侧，三北地区居民等三产优先用电比例特别低，而二产中高耗能产业占比极大，当前都有强烈进入市场交易的意愿，而地方政府为了支持当地高耗能企业发展，也有强烈的动机来放开市场。三北地区的市场化直接交易电量绝对值可能不是最大的(低于广东、江苏、山东等地)，但是占当地全社会用电相对值一定是名列前茅的(内蒙、山西)。而这种矛盾又造成发用双方对市场化交易的“不满”——发电侧说我是风电、我要供热、我是电网电源支撑点保障电网安全，我要优先发电，我不参与市场;用户侧说我不属于优先购电范围，国家要每年放大市场化交易电量占比，我要参与市场。在省内用电市场基本固定的情况下，三北地区只能努力争取电力外送，而电力外送又是另外一个大的课题，本文就不在这细述了。从这个角度看，应该继续、更大量放开发电计划的应该是东南部地区，虽然市场化电量已经是千亿级别的了，但是其优先购电和优先发电(这里主要说一类优先)占比的约束较少，还有很大空间可以继续放开计划。要不就成了计划多了，计划的多了就容易干市场应该干的事情——分配发电量和用电量资源——不是通过市场竞争而是行政命令来分配电量计划，众多发用电企业中谁能更多的参与市场化交易，行政的手总有乱摸的动力，也容易存在寻租。也就是要变“计划的归计划，市场的还是归计划”为“计划的归计划，市场的归市场”。同样的，而部分市场化交易电量占比较大(已经超过一类优先发电限制)的三北地区除非继续深化改革，学习国外电力现货市场的先进经验，用市场的办法来解决部分计划“应该”干的事情(公平、民生、产业政策和安全)，变计划电和市场电的“双轨制”为市场的单轨制，用市场的办法来保障优先购电、可再生能源消纳、民生供热、电网调峰调频和电网支撑点安全。要不，必然是在双轨制基础上的修修补补，要通过控制各类发电企业最多、最少(个别电厂参与多了被认为多吃多占了，个别电厂优先供热电量不够，或是电网支撑点要求必须从市场中购买电量)参与市场化交易电量，多买不让，少买了也不行，都通过各种规定来进行限制或者惩罚，这样下去，矛盾必然越积越大，直到“双轨制”推行不下去。也就是要不全部取消计划，进行大改，变“市场的归市场，计划的还归市场”为“全部市场化”，要不就再退回双轨制，变“市场的归市场，计划的还归市场”为“计划的归计划，市场的归市场”。 原标题:叶岷 | 计划的归计划，市场的归市场",电力市场研究,北极星输配电网,叶岷,"2017/9/8 9:07:40",电力市场,"电力体制改革 市场化交易电量 标杆上网电价","叶岷 | 计划的归计划，市场的归市场"
30,"2017-09-17 22:35:40",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090617100218.png,23,"2017-09-17 22:35:40",山东聊城63家企业成为山东省2017年电力直接交易新增用户,2017-09-06,"北极星售电网讯:记者从山东聊城市经信委了解到，根据要求，聊城积极开展全省电力直接交易用户申报工作，共组织了两批次电力直接交易新增用户申报工作，经过多次争取，全市共有63家企业成为山东省2017年电力直接交易新增用户，加上去年的25家老用户，我市目前共有88家电力直接交易用户，预计总交易电量57亿千瓦时。依据省经信委要求，市经信委共组织了两批次电力直接交易新增用户申报工作。经过多次积极争取，我市共有63家企业成为山东省2017年电力直接交易新增用户。加上去年的25家老用户，我市目前共有88家电力直接交易用户，预计总交易电量57亿千瓦时。今年，我市争取到跨省交易用户1家，年交易电量1.23亿千瓦时；确定替代发电2家，年替代发电9.9亿千瓦时。根据全省电力市场交易工作安排，市经信委及时督促新增电力直接交易市场用户在山东电力交易中心进行注册。截止8月10日，我市所有电力直接交易新增用户已完成注册工作。9月份，各电力直接交易用户将陆续开展具体业务。2017年，由于我市信发集团不参加省内电力直接交易，五大发电集团抱团取暖，省内交易电价优惠幅度仅有每千瓦时0.02元，我市参加省内直接交易电量约20亿千瓦时，为企业节约资金约4000万元。参加跨区交易降价幅度约为每千瓦时0.05元，为企业节约资金约500万元。阳谷祥光铜业有限公司替代发电每千瓦时约降低0.2元，昌润金热电有限公司出售计划电量每千瓦时约0.1元，合计替代发电为企业降本增效1.87亿元，总计电力直接交易将为我市企业降本增效2.32亿元。 原标题:聊城63家企业成为山东省2017年电力直接交易新增用户",齐鲁晚报,北极星售电网,,"2017/9/6 17:10:57",,"电力市场 电力直接交易 交易电量",聊城63家企业成为山东省2017年电力直接交易新增用户
31,"2017-09-17 22:35:40",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090617054477.png,24,"2017-09-17 22:35:40",华电湖北公司赢得下半年直接交易电量近十亿千瓦时,2017-09-06,"北极星售电网讯:近日，湖北省2017年下半年电力直接交易落下帷幕，华电湖北发电有限公司足额完成交易电量9.85亿千瓦时，成交均价比市场平均水平高2.4元/兆瓦时，量、价均高于市场平均水平，圆满完成年度目标。与此同时，湖北省电力公司对2017年上半年湖北电网外送交易电量进行了打包竞标，湖北公司60万等级机组全部中标，成功竞得交易电量7268万千瓦时，占该等级总交易量的56.94%，高于容量占比23个百分点。今年以来，面对电力市场化改革的不断深入，湖北公司紧盯效益核心，不断拓宽电量营销思路、创新营销方法、丰富营销载体，通过电量直接交易、外送电量等多种题材努力提升电量水平。公司不断完善和优化市场营销决策系统，及时掌握市场动态，准确分析市场竞争态势，精准制定竞争策略，着力增强企业核心优势，增强市场竞争力；加紧构建区域一体化营销体系，实现区域市场营销组织、协调、竞争、分配“四统一”，各发电企业主动出击，争取效益最大化，增强了湖北公司整体战斗力；不断加强用户管理，按照“行业最优、用量最大”的原则，紧紧抓住武钢、武铁、宜化、金盛兰等用电量居全省前列、行业内领先的优质用户，构建长期、稳定的合作关系。目前，湖北公司共完成直接交易电量71.9亿千瓦时，量、价均高于全省火电平均水平。卓有成效的电量营销工作，为湖北公司不断推进利用小时“三同”对标，打赢年度提质增效攻坚战奠定了坚实基石。 原标题:湖北公司赢得下半年直接交易电量近十亿千瓦时",中国华电集团公司,北极星售电网,,"2017/9/6 16:35:44",,"交易电量 电力直接交易 湖北",湖北公司赢得下半年直接交易电量近十亿千瓦时
32,"2017-09-17 22:35:47",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090613562216.jpg,25,"2017-09-17 22:35:47",北京电力交易中心发布京津唐地区2017年上半年电力交易信息,2017-09-06,"北极星输配电网讯:2017年7月27日，北京电力交易中心在京召开京津唐地区2017年上半年电力交易信息发布会，发布了京津唐地区2017年上半年电力交易信息，专题介绍了京津唐电力供需形势、电网运行和市场交易情况，并对第三季度电力供需形势进行了分析预测。华北能监局，华能、大唐、国电、华电、国华、京能等12家发电集团及53家发电企业，国网华北调控分中心，首都、天津、冀北电力交易中心的代表参加了会议。截至6月底，京津唐地区统调装机容量7791万千瓦，最大负荷5351万千瓦，同比增长8.9%。7月份，北京电力交易中心首次组织开展了有售电公司参与的京津唐地区电力直接交易，143家售电公司、44家发电企业参加，成交电量7.2亿千瓦时，约占本次总成交电量的24%。上半年，华北地区省间交易电量完成809亿千瓦时，同比增长11.3%。其中,市场化交易电量大幅度增长，完成电量150亿千瓦时，同比增长149.8%。 原标题:北京电力交易中心发布京津唐地区2017年上半年电力交易信息",北京电力交易中心,北极星输配电网,,"2017/9/6 13:57:31",电力市场,"交易电量 国网华北 售电公司",北京电力交易中心发布京津唐地区2017年上半年电力交易信息
33,"2017-09-17 22:35:50",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090613513148.jpg,26,"2017-09-17 22:35:50",北京电力交易中心发布2017年上半年电力市场交易信息,2017-09-06,"北极星输配电网讯:2017年7月26日，北京电力交易中心在京召开2017年上半年电力市场交易信息发布会，发布了2017年上半年电力市场交易信息，专题介绍了电力供需形势。北京电力交易中心大力开展省间市场化交易，更大范围优化配置能源资源。上半年，北京电力交易中心共组织省间市场交易140笔，主要包括汛期西南水电集中外送交易、新投产雁淮、祁韶直流交易、“三北”新能源外送和发电权交易、“电力援疆”交易等市场化交易。交易电量完成3799亿千瓦时，同比增长7.3%。其中，市场交易电量完成939亿千瓦时，同比增长41.0%，占省间交易电量的24.7%。今年以来，北京电力交易中心认真贯彻落实国家新能源消纳政策要求，在开展新能源省内消纳的同时，积极组织省间新能源外送交易、替代交易和置换交易，充分利用特高压等省间输电通道，实现新能源消纳大幅度提高。上半年，省间新能源外送电量258亿千瓦时，同比增长37.8%。国家发改委、国家能源局相关领导，华能、大唐、华电、国电、国家电投及三峡集团、国华、神华国能、国投、京能、雅砻江水电等发电企业，以及阳城、锦界、府谷、南湖、花园、绿洲、银星直调电厂的代表，国家电网公司总部有关部门相关同志参加会议。 原标题:北京电力交易中心发布2017年上半年电力市场交易信息",北京电力交易中心,北极星输配电网,,"2017/9/6 13:52:54",电力市场,"电力市场 交易电量 市场交易电量",北京电力交易中心发布2017年上半年电力市场交易信息
34,"2017-09-17 22:35:51",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090610432268.jpg,28,"2017-09-17 22:35:51",电力市场设计系列—中国,2017-09-06,"北极星输配电网讯:本报告为全球电力市场设计与政策案例分析系列报告中的第二篇。此前，我们曾对德国电力市场进行了类似的案例分析，目前正在进行针对丹麦和日本的分析。本研究报告探讨了中国当下和未来的电力市场设计，并概述了可再生能源增长面临的主要挑战。我们将从“平价性”、“清洁性”和“可靠性”三个方面，分析中国电力系统的“能源三难困境”，并评估中国可再生能源电力目标的实现情况。经过分析，我们认为中国电力系统的“清洁性”得分较低。尽管中国的可再生能源装机量非常庞大，但由于对煤电容量的依赖性强且可再生能源电力限电问题严重使中国的碳排放水平居高不下。经过分析，我们认为中国电力系统的“可靠性”处于全球中间水平。由于电力需求增长放缓和新增容量规模庞大等原因，中国电力预留容量充裕。然而，中国电力系统的电力平衡通常以省级电网为单位进行，这也会给本地电力系统带来一定短缺风险。此外，在一些可再生能源发电容量比例较高的地区，间歇性电力大量接入产出也会给一些薄弱电网带来严重挑战。经过分析，我们认为中国电力系统的“平价性”处于全球中间水平。与其他国家相比，中国的电价相对较低。然而，如果缺乏竞争性电力市场的支持，中国的电力产出无法得到有效调度，也拉高整体电价水平。最近中国正在进行电力市场改革，旨在通过建设一个自由化的批发和零售电力市场，以提高效率。不过，目前的电改仍处于初级阶段，效果仍尚不得知。以下是几组数据：$82/MWh2016年，中国居民电价的平均水平17%2016年，中国风电容量的平均弃风率5%2016年，风电和光伏在中国电力总产出中的比例 原标题:电力市场设计系列—中国",彭博新能源财经,北极星输配电网,,"2017/9/6 10:45:12",电力市场,"电力市场 电力系统 电力需求",电力市场设计系列—中国
35,"2017-09-17 22:35:54",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090514030820.jpg,29,"2017-09-17 22:35:54",云南电改“模式”全国“领跑”,2017-09-05,"北极星输配电网讯:云南电力市场化改革持续推进，创造多个全国第一促进全省超过95%的大工业电量主动选择参与电力市场化交易并共享改革红利;促进云南省主要行业开工率由年初的42%上升至65.5%;通过电力市场化交易，2017年1～8月，西电东送计划外增送电量达184.4亿千瓦时……这是昆明电力交易中心成立一周年交出的一份成绩单。云南电力市场改革认真贯彻落实党中央各项决策部署，以敢为天下先的智慧和魄力，担当新一轮电力体制改革的“促进派”和“实干家”，勇于先行先试，大力探索创新，持续推进电力市场建设，持续提升自身服务能力水平，各项工作取得显著成效。国家发改委、能源局对云南电力市场化交易工作多次给予了肯定和赞扬，云南省委省政府主要领导表示，云南电力市场化交易工作取得可喜可贺的成绩。先行先试开拓进取创造五个全国“第一”从2014年6月起，云南省委省政府和南方电网公司决定在全国率先探索开展电力市场化交易以来，经过3年多创新实践，创造了五个全国第一：全国第一个放开程度最高、参与市场化交易主体数量最多的电力市场;全国第一个搭建交易平台，建立较为完善交易规则的电力市场;全国第一家通过市场化交易机制消纳富余电量;全国第一个开展日前增量交易试点，合同履约率超过96%;全国第一个交易规则被国家发改委推荐在全国范围内学习借鉴。云南电力市场建设以中发9号文及配套文件精神为指引，并结合云南电力工业实际，在充分消纳云南绿色清洁能源的同时，努力平衡电网、电厂和用户的利益，实现多方共赢。同时，为新一轮电力体制改革的推进积累了重要经验，云南电力交易模式在全国范围起到了示范引领作用。降低企业用电成本，打造电力市场化交易“升级版”2016年8月25日昆明电力交易中心成立后，在全国首推电力市场主体管理标准，规范了入市与退市的流程和方式，界定了市场主体的权利、责任和义务，保障市场公平公正。严格把关主体入市资质，及时提示市场风险，主动维护各方利益。率先启动售电公司信用评价体系建设，建立黑名单和负面准入制度，惩戒售电公司违规参与市场行为，引导售电公司健康成长，有效规范市场秩序。全面建成了基于“互联网+”的电力交易系统，实现与电网企业调度、营销、银行、税务等系统互联互通，满足了各类市场主体的业务需求，全面提升了电力交易服务水平。昆明电力交易中心深入了解全省各大行业用电需求，不断完善交易规则、丰富交易品种，推动市场更加开放、活跃、多样、规范，设计了涵盖年、月、日前3个交易周期的9个交易品种，紧密贴合实体经济，较好地满足了市场主体需求。引导市场主体按“基准价格+浮动机制”签订中长期双边合同，推动年度双边合同互保交易，引入售电公司打包参与交易，充分满足了市场的多样化需求。云南电力市场“电量稳步增长，电价趋于合理”的态势日益显现。促进全省超过95%的大工业电量主动选择参与电力市场化交易并共享改革红利。2016年省内市场化交易电量达590亿千瓦时，占全部售电量的54%。2017年1～8月，省内市场化交易电量达439.1亿千瓦时，同比增长21.8%，省内售电量777.3亿千瓦时，同比增长10.9%。目前，云南省主要行业开工率由年初的42%上升至65.5%，同比增长10.1个百分点。云南自开展电力市场化交易以来，累计为用电企业降低成本超过180亿元，全省平均电价水平由交易前的全国倒数第5位下降至2016年的全国倒数第2位，有效降低了企业用电成本，落实了供给侧结构性改革降成本要求，促进了全省经济稳增长。依托南网大平台全力消纳云南清洁能源云南电力市场化交易始终坚持市场化改革方向，以价值为导向，以清洁能源消纳为重点，积极发挥信息归集和专业优势，为国家推动消纳云南富余水电建言献策，促进云南富余水电在南方电网大平台上通过市场化方式消纳，弥补了省内电价降低带来的电力工业增速放缓，稳固了云南电力支柱产业地位。同时，积极配合广州电力交易中心开展跨省区电力市场化交易。2016年，通过电力市场化交易，西电东送计划外增送电量达134.5亿千瓦时，2017年1～8月，西电东送计划外增送电量达184.4亿千瓦时，促进1-7月电力工业增加值同比增长23.3%，拉动规模以上工业增速3.8个百分点，成为全省工业经济增长的重要动力。同时，云南电力市场以市场化采购方式为全省居民降低用电成本约10亿元，鼓励居民扩大电力消费，减少柴薪和煤炭等一次能源消耗，促进全省生态文明建设，并且以市场化采购方式落实全省公共照明和旅游景观亮化工程要求，预计全年减少电费支出5000万元。下一步，云南电力市场化改革将按照“深化改革创新，不断取得新成效”的要求，充分发挥电力交易平台作用，全力消纳云南绿色电力，同时，深入落实供给侧改革降成本要求，全力服务云南跨越发展。（刘思捷 张茂林 王宇马莎）延伸阅读：【深度观察】电改加速推进 取得重要进展 原标题:云南“模式”全国“领跑”",云南电网,北极星输配电网,,"2017/9/5 14:03:55",电力市场,"电力体制改革 电力市场化交易 电力市场改革",云南“模式”全国“领跑”
36,"2017-09-17 22:36:09",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090509024386.jpg,32,"2017-09-17 22:36:09",甘肃省将通过电价叠加扶持等措施稳定工业用电,2017-09-05,"北极星输配电网讯:针对当前工业持续下行势头，甘肃省政府办公厅近日印发《关于进一步降低企业用电成本支持工业发展的意见》。根据《意见》，我省将在已有直购电政策基础上，通过输配电价改革和综合电价扶持资金支持，对全年直购电准入范围内的电解铝、铁合金、电石、碳化硅等行业企业再给予电价叠加扶持，通过电价叠加扶持等措施稳定工业用电，使我省能源资源优势真正转化为经济优势。年底，省政府将对《意见》落实情况进行督查。对电解铝等行业企业再给予电价叠加扶持甘肃工业“两高一资”结构特征明显，“用不起电”和“发不出电”矛盾突出。今年以来，我省虽然继续实施了大用户直购电政策，但由于煤价涨幅较大、居高不下，导致今年直购电让利幅度较去年明显缩小，企业实际到户电价仍然偏高，缺乏竞争优势。为此，《意见》提出，我省将对现有存量用电企业在直购电政策基础上，通过电价叠加扶持等措施稳定工业用电，争取电解铝、铁合金、电石、碳化硅四个行业企业(与直购电政策准入范围一致)到户电价实现0.34—0.35元/千瓦时；对新建新增用电负荷，通过在园区试点增量负荷供用电体制改革突破电价瓶颈，争取重点区域、重点行业、重点企业增量负荷实际用电价格不超过0.33元/千瓦时。《意见》明确，我省在已有直购电政策基础上，通过输配电价改革和综合电价扶持资金支持，对全年直购电准入范围内的电解铝、铁合金、电石、碳化硅等行业企业再给予电价叠加扶持。具体是：电解铝通过铝电联动实现到户电价按基准价12500元/吨对应0.30元/千瓦时，吨铝价格上涨(下调)100元电价上调(下调)0.3分/千瓦时；当产品价格低于12500元/吨不再扶持。铁合金、电石、碳化硅实现到户电价0.35元/千瓦时。酒泉、兰州等地率先推广清洁供暖示范工程根据《意见》，我省还将开展嘉酒地区多能互补试点，提高能源供需协调能力，推动能源清洁生产和就近消纳，建成兼具甘肃特色和示范引领作用的全国新能源综合示范区。《意见》明确，我省将率先在敦煌市创建高比例新能源示范城市，探索在一个城市整体实现城市能源转型，形成以局域智能电网为基础，风电光电互补、光伏光热协同、多种能源融合发展的能源产消格局，建成安全、清洁、高效、可持续的100%可再生能源电力城市、可再生能源供热城市、可再生能源公共交通城市。同时，我省还将在酒泉、张掖、金昌、武威、兰州、兰州新区、白银、定西等具备条件的地区，率先推广清洁供暖示范工程。 原标题:甘肃省将通过电价叠加扶持等措施稳定工业用电",兰州晚报,北极星输配电网,方言,"2017/9/5 8:29:54",电力市场,"输配电 输配电价改革 工业用电",甘肃省将通过电价叠加扶持等措施稳定工业用电
37,"2017-09-17 22:36:47",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090410020428.jpg,37,"2017-09-17 22:36:47",增量配电改革中的"大象""机器猫"和"小强",2017-09-04,"北极星输配电网讯:距离第一批增量配电改革试点业主确定的最后期限还有不到一个月的时间，在没有硝烟的改革“战场”上，各方资本激战正酣。对业主和准业主而言，如何找准自身在市场中的定位，如何制定相适应的经营策略，是当下值得思考的问题。增量配电项目业主必须要有清晰的自身定位，在这里可以将业主在市场中的角色定位归纳为“大象”、“机器猫”和“小强”。大象，代表体量大、实力强、有协商能力的业主，例如大型工矿区内的配网业主、在地方有话语权的大型配网业主等。这类业主或者其控股方在地方经济中有较大影响力，在配网经营中遇到问题时，有主导谈判的能力。其经营策略可相对的大胆，可同时拓展多种业务和经营，尽快建立成熟、完备、可复制的经营管理模式，以本地配网业务为立足点，逐步实现资本和领域的扩张。机器猫，代表以技术、创新为特色的配网业主，他们是配网技术革新的提倡者和践行者，希望实现区域内的多能互补、智慧能源、能源一体化等。这类业主致力于未来技术，有强烈的革新诉求，只要能作出自己的特色，并得到地方政府的认可，市场中必有其生存空间。其经营策略偏向于新技术的运用和全新的客户体验，通过多渠道的资源整合，引导配网发展的新趋势。小强，代表有强大生命力的配网业主。自2002年厂网分开后，就存在一部分不属于国网、南网、蒙网的小型地方电网，他们在恶劣的环境中生存了下来，并且越活越好，他们是“小强”的典型代表，也是目前多数业主学习的榜样。这类业主能灵活应对市场变化，迎合市场需求，实现自身发展。这类业主的经营策略应“小”而“活”，立足本地，制定“接地气儿”的营销策略，一方面降低标准过高而造成的过大投资，另一方面给用户提供相应可靠性的低价电力，在保证基本电力供应的前提下，实现买卖双方共赢。在当前的配网改革中，参与者一定要有战略定力，不要被眼前一时的困难吓倒，敢于坚持，敢于借力，敢于隐忍。抓住难得的改革机遇，用战略眼光看待改革，合理介入和布局。同时，要有清醒的收益预期，一定要明白“配网不是赚快钱的”。对号入座，您到底是大象、机器猫还是小强呢？延伸阅读：哪里的增量配电网可能有钱赚？ 原标题:增量配电改革中的""大象""""机器猫""和""小强""",中小配电企业联盟,北极星输配电网,,"2017/9/4 10:06:10",电力市场,"增量配电 增量配电改革 配网技术","增量配电改革中的""大象""""机器猫""和""小强"""
38,"2017-09-17 22:36:47",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090410022585.jpg,37,"2017-09-17 22:36:47",增量配电改革中的"大象""机器猫"和"小强",2017-09-04,"北极星输配电网讯:距离第一批增量配电改革试点业主确定的最后期限还有不到一个月的时间，在没有硝烟的改革“战场”上，各方资本激战正酣。对业主和准业主而言，如何找准自身在市场中的定位，如何制定相适应的经营策略，是当下值得思考的问题。增量配电项目业主必须要有清晰的自身定位，在这里可以将业主在市场中的角色定位归纳为“大象”、“机器猫”和“小强”。大象，代表体量大、实力强、有协商能力的业主，例如大型工矿区内的配网业主、在地方有话语权的大型配网业主等。这类业主或者其控股方在地方经济中有较大影响力，在配网经营中遇到问题时，有主导谈判的能力。其经营策略可相对的大胆，可同时拓展多种业务和经营，尽快建立成熟、完备、可复制的经营管理模式，以本地配网业务为立足点，逐步实现资本和领域的扩张。机器猫，代表以技术、创新为特色的配网业主，他们是配网技术革新的提倡者和践行者，希望实现区域内的多能互补、智慧能源、能源一体化等。这类业主致力于未来技术，有强烈的革新诉求，只要能作出自己的特色，并得到地方政府的认可，市场中必有其生存空间。其经营策略偏向于新技术的运用和全新的客户体验，通过多渠道的资源整合，引导配网发展的新趋势。小强，代表有强大生命力的配网业主。自2002年厂网分开后，就存在一部分不属于国网、南网、蒙网的小型地方电网，他们在恶劣的环境中生存了下来，并且越活越好，他们是“小强”的典型代表，也是目前多数业主学习的榜样。这类业主能灵活应对市场变化，迎合市场需求，实现自身发展。这类业主的经营策略应“小”而“活”，立足本地，制定“接地气儿”的营销策略，一方面降低标准过高而造成的过大投资，另一方面给用户提供相应可靠性的低价电力，在保证基本电力供应的前提下，实现买卖双方共赢。在当前的配网改革中，参与者一定要有战略定力，不要被眼前一时的困难吓倒，敢于坚持，敢于借力，敢于隐忍。抓住难得的改革机遇，用战略眼光看待改革，合理介入和布局。同时，要有清醒的收益预期，一定要明白“配网不是赚快钱的”。对号入座，您到底是大象、机器猫还是小强呢？延伸阅读：哪里的增量配电网可能有钱赚？ 原标题:增量配电改革中的""大象""""机器猫""和""小强""",中小配电企业联盟,北极星输配电网,,"2017/9/4 10:06:10",电力市场,"增量配电 增量配电改革 配网技术","增量配电改革中的""大象""""机器猫""和""小强"""
39,"2017-09-17 22:36:47",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090410024832.jpg,37,"2017-09-17 22:36:47",增量配电改革中的"大象""机器猫"和"小强",2017-09-04,"北极星输配电网讯:距离第一批增量配电改革试点业主确定的最后期限还有不到一个月的时间，在没有硝烟的改革“战场”上，各方资本激战正酣。对业主和准业主而言，如何找准自身在市场中的定位，如何制定相适应的经营策略，是当下值得思考的问题。增量配电项目业主必须要有清晰的自身定位，在这里可以将业主在市场中的角色定位归纳为“大象”、“机器猫”和“小强”。大象，代表体量大、实力强、有协商能力的业主，例如大型工矿区内的配网业主、在地方有话语权的大型配网业主等。这类业主或者其控股方在地方经济中有较大影响力，在配网经营中遇到问题时，有主导谈判的能力。其经营策略可相对的大胆，可同时拓展多种业务和经营，尽快建立成熟、完备、可复制的经营管理模式，以本地配网业务为立足点，逐步实现资本和领域的扩张。机器猫，代表以技术、创新为特色的配网业主，他们是配网技术革新的提倡者和践行者，希望实现区域内的多能互补、智慧能源、能源一体化等。这类业主致力于未来技术，有强烈的革新诉求，只要能作出自己的特色，并得到地方政府的认可，市场中必有其生存空间。其经营策略偏向于新技术的运用和全新的客户体验，通过多渠道的资源整合，引导配网发展的新趋势。小强，代表有强大生命力的配网业主。自2002年厂网分开后，就存在一部分不属于国网、南网、蒙网的小型地方电网，他们在恶劣的环境中生存了下来，并且越活越好，他们是“小强”的典型代表，也是目前多数业主学习的榜样。这类业主能灵活应对市场变化，迎合市场需求，实现自身发展。这类业主的经营策略应“小”而“活”，立足本地，制定“接地气儿”的营销策略，一方面降低标准过高而造成的过大投资，另一方面给用户提供相应可靠性的低价电力，在保证基本电力供应的前提下，实现买卖双方共赢。在当前的配网改革中，参与者一定要有战略定力，不要被眼前一时的困难吓倒，敢于坚持，敢于借力，敢于隐忍。抓住难得的改革机遇，用战略眼光看待改革，合理介入和布局。同时，要有清醒的收益预期，一定要明白“配网不是赚快钱的”。对号入座，您到底是大象、机器猫还是小强呢？延伸阅读：哪里的增量配电网可能有钱赚？ 原标题:增量配电改革中的""大象""""机器猫""和""小强""",中小配电企业联盟,北极星输配电网,,"2017/9/4 10:06:10",电力市场,"增量配电 增量配电改革 配网技术","增量配电改革中的""大象""""机器猫""和""小强"""
40,"2017-09-17 22:36:47",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090410031837.jpg,37,"2017-09-17 22:36:47",增量配电改革中的"大象""机器猫"和"小强",2017-09-04,"北极星输配电网讯:距离第一批增量配电改革试点业主确定的最后期限还有不到一个月的时间，在没有硝烟的改革“战场”上，各方资本激战正酣。对业主和准业主而言，如何找准自身在市场中的定位，如何制定相适应的经营策略，是当下值得思考的问题。增量配电项目业主必须要有清晰的自身定位，在这里可以将业主在市场中的角色定位归纳为“大象”、“机器猫”和“小强”。大象，代表体量大、实力强、有协商能力的业主，例如大型工矿区内的配网业主、在地方有话语权的大型配网业主等。这类业主或者其控股方在地方经济中有较大影响力，在配网经营中遇到问题时，有主导谈判的能力。其经营策略可相对的大胆，可同时拓展多种业务和经营，尽快建立成熟、完备、可复制的经营管理模式，以本地配网业务为立足点，逐步实现资本和领域的扩张。机器猫，代表以技术、创新为特色的配网业主，他们是配网技术革新的提倡者和践行者，希望实现区域内的多能互补、智慧能源、能源一体化等。这类业主致力于未来技术，有强烈的革新诉求，只要能作出自己的特色，并得到地方政府的认可，市场中必有其生存空间。其经营策略偏向于新技术的运用和全新的客户体验，通过多渠道的资源整合，引导配网发展的新趋势。小强，代表有强大生命力的配网业主。自2002年厂网分开后，就存在一部分不属于国网、南网、蒙网的小型地方电网，他们在恶劣的环境中生存了下来，并且越活越好，他们是“小强”的典型代表，也是目前多数业主学习的榜样。这类业主能灵活应对市场变化，迎合市场需求，实现自身发展。这类业主的经营策略应“小”而“活”，立足本地，制定“接地气儿”的营销策略，一方面降低标准过高而造成的过大投资，另一方面给用户提供相应可靠性的低价电力，在保证基本电力供应的前提下，实现买卖双方共赢。在当前的配网改革中，参与者一定要有战略定力，不要被眼前一时的困难吓倒，敢于坚持，敢于借力，敢于隐忍。抓住难得的改革机遇，用战略眼光看待改革，合理介入和布局。同时，要有清醒的收益预期，一定要明白“配网不是赚快钱的”。对号入座，您到底是大象、机器猫还是小强呢？延伸阅读：哪里的增量配电网可能有钱赚？ 原标题:增量配电改革中的""大象""""机器猫""和""小强""",中小配电企业联盟,北极星输配电网,,"2017/9/4 10:06:10",电力市场,"增量配电 增量配电改革 配网技术","增量配电改革中的""大象""""机器猫""和""小强"""
41,"2017-09-17 22:36:47",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090410044931.jpg,37,"2017-09-17 22:36:47",增量配电改革中的"大象""机器猫"和"小强",2017-09-04,"北极星输配电网讯:距离第一批增量配电改革试点业主确定的最后期限还有不到一个月的时间，在没有硝烟的改革“战场”上，各方资本激战正酣。对业主和准业主而言，如何找准自身在市场中的定位，如何制定相适应的经营策略，是当下值得思考的问题。增量配电项目业主必须要有清晰的自身定位，在这里可以将业主在市场中的角色定位归纳为“大象”、“机器猫”和“小强”。大象，代表体量大、实力强、有协商能力的业主，例如大型工矿区内的配网业主、在地方有话语权的大型配网业主等。这类业主或者其控股方在地方经济中有较大影响力，在配网经营中遇到问题时，有主导谈判的能力。其经营策略可相对的大胆，可同时拓展多种业务和经营，尽快建立成熟、完备、可复制的经营管理模式，以本地配网业务为立足点，逐步实现资本和领域的扩张。机器猫，代表以技术、创新为特色的配网业主，他们是配网技术革新的提倡者和践行者，希望实现区域内的多能互补、智慧能源、能源一体化等。这类业主致力于未来技术，有强烈的革新诉求，只要能作出自己的特色，并得到地方政府的认可，市场中必有其生存空间。其经营策略偏向于新技术的运用和全新的客户体验，通过多渠道的资源整合，引导配网发展的新趋势。小强，代表有强大生命力的配网业主。自2002年厂网分开后，就存在一部分不属于国网、南网、蒙网的小型地方电网，他们在恶劣的环境中生存了下来，并且越活越好，他们是“小强”的典型代表，也是目前多数业主学习的榜样。这类业主能灵活应对市场变化，迎合市场需求，实现自身发展。这类业主的经营策略应“小”而“活”，立足本地，制定“接地气儿”的营销策略，一方面降低标准过高而造成的过大投资，另一方面给用户提供相应可靠性的低价电力，在保证基本电力供应的前提下，实现买卖双方共赢。在当前的配网改革中，参与者一定要有战略定力，不要被眼前一时的困难吓倒，敢于坚持，敢于借力，敢于隐忍。抓住难得的改革机遇，用战略眼光看待改革，合理介入和布局。同时，要有清醒的收益预期，一定要明白“配网不是赚快钱的”。对号入座，您到底是大象、机器猫还是小强呢？延伸阅读：哪里的增量配电网可能有钱赚？ 原标题:增量配电改革中的""大象""""机器猫""和""小强""",中小配电企业联盟,北极星输配电网,,"2017/9/4 10:06:10",电力市场,"增量配电 增量配电改革 配网技术","增量配电改革中的""大象""""机器猫""和""小强"""
42,"2017-09-17 22:36:54",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090409425911.jpg,38,"2017-09-17 22:36:54",淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知,2017-09-04,"北极星输配电网讯:2017年08月31日，山东省淄博市物价局转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》，淄博市将按照要求贯彻执行。根据通知，山东电网工商业销售电价每千万时平均降低0.0219元（含税，下同）。同时，调整燃煤发电机组上网电价，山东省燃煤发电机组上网电价每千瓦时平均提高0.0188元。各区县物价局，高新区经发局，文昌湖区审计物价局，淄博供电公司：现将省物价局《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》（鲁价格一发〔2017〕60号）转发给你们，请认真贯彻执行。淄博市物价局2017年7月27日山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知鲁价格一发〔2017〕60号各市物价局,国网山东省电力公司,有关发电企业：为贯彻落实国家取消城市公用事业附加和工业企业结构调整专项资金，降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金，合理调整电价结构的决定，以及省政府暂停征收中小水库移民后期扶持基金、淘汰煤电落后产能的意见，根据国家发展改革委统一部署，结合我省输配电价改革进程，决定调整销售电价和燃煤发电标杆上网电价。现就有关事项通知如下：一、降低我省工商业销售电价山东电网工商业销售电价每千瓦时平均降低0.0219元（含税，下同）。其中，一般工商业及其它用电价格累计降低0.0114元；大工业用电价格累计平均降低0.026元并实现全省大工业用电同网同价。具体调整时间、标准详见附件1。二、调整燃煤发电机组上网电价我省燃煤发电机组上网电价每千瓦时平均提高0.0188元。为进一步推进发电侧电价改革，发电企业上网电价通过差别调整逐步向标杆上网电价归并，减少机组间电价差距。（一）省内燃煤发电机组。执行燃煤机组标杆上网电价的机组每千瓦时提高0.022元；其它非标杆电价机组上网电价实行差别调整。我省燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）调整为0.3949元。发电机组进入商业运营前调试运行期上网电价和企业自备机组自用有余上网电价调整为0.3159元。（二）“外电入鲁”发电机组。宁东“点对网”燃煤发电机组上网电价每千瓦时提高0.0078元，落地电价同步调整为0.3883元（含脱硝、除尘、超低电价）。调整后10万千瓦及以上公用机组、“外电入鲁”发电机组上网电价详见附件2。10万千瓦以下公用机组上网电价另行公布。三、其他事项上述电价调整自2017年7月1日起执行。其中，取消城市公用事业附加自４月１日起执行，停征中小水库移民后期扶持基金自６月１日起执行，请国网山东省电力公司及时做好清算、退费工作。附件：1.山东省电网销售电价表2.山东省发电企业上网电价表山东省物价局2017年6月30日 原标题:淄价字〔2017〕90号 淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知",淄博市物价局,北极星输配电网,,"2017/9/4 9:45:19",电力市场,"电价结构 销售电价 山东","淄价字〔2017〕90号 淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知"
43,"2017-09-17 22:36:54",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090409432768.jpg,38,"2017-09-17 22:36:54",淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知,2017-09-04,"北极星输配电网讯:2017年08月31日，山东省淄博市物价局转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》，淄博市将按照要求贯彻执行。根据通知，山东电网工商业销售电价每千万时平均降低0.0219元（含税，下同）。同时，调整燃煤发电机组上网电价，山东省燃煤发电机组上网电价每千瓦时平均提高0.0188元。各区县物价局，高新区经发局，文昌湖区审计物价局，淄博供电公司：现将省物价局《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》（鲁价格一发〔2017〕60号）转发给你们，请认真贯彻执行。淄博市物价局2017年7月27日山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知鲁价格一发〔2017〕60号各市物价局,国网山东省电力公司,有关发电企业：为贯彻落实国家取消城市公用事业附加和工业企业结构调整专项资金，降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金，合理调整电价结构的决定，以及省政府暂停征收中小水库移民后期扶持基金、淘汰煤电落后产能的意见，根据国家发展改革委统一部署，结合我省输配电价改革进程，决定调整销售电价和燃煤发电标杆上网电价。现就有关事项通知如下：一、降低我省工商业销售电价山东电网工商业销售电价每千瓦时平均降低0.0219元（含税，下同）。其中，一般工商业及其它用电价格累计降低0.0114元；大工业用电价格累计平均降低0.026元并实现全省大工业用电同网同价。具体调整时间、标准详见附件1。二、调整燃煤发电机组上网电价我省燃煤发电机组上网电价每千瓦时平均提高0.0188元。为进一步推进发电侧电价改革，发电企业上网电价通过差别调整逐步向标杆上网电价归并，减少机组间电价差距。（一）省内燃煤发电机组。执行燃煤机组标杆上网电价的机组每千瓦时提高0.022元；其它非标杆电价机组上网电价实行差别调整。我省燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）调整为0.3949元。发电机组进入商业运营前调试运行期上网电价和企业自备机组自用有余上网电价调整为0.3159元。（二）“外电入鲁”发电机组。宁东“点对网”燃煤发电机组上网电价每千瓦时提高0.0078元，落地电价同步调整为0.3883元（含脱硝、除尘、超低电价）。调整后10万千瓦及以上公用机组、“外电入鲁”发电机组上网电价详见附件2。10万千瓦以下公用机组上网电价另行公布。三、其他事项上述电价调整自2017年7月1日起执行。其中，取消城市公用事业附加自４月１日起执行，停征中小水库移民后期扶持基金自６月１日起执行，请国网山东省电力公司及时做好清算、退费工作。附件：1.山东省电网销售电价表2.山东省发电企业上网电价表山东省物价局2017年6月30日 原标题:淄价字〔2017〕90号 淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知",淄博市物价局,北极星输配电网,,"2017/9/4 9:45:19",电力市场,"电价结构 销售电价 山东","淄价字〔2017〕90号 淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知"
44,"2017-09-17 22:36:54",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090409434837.jpg,38,"2017-09-17 22:36:54",淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知,2017-09-04,"北极星输配电网讯:2017年08月31日，山东省淄博市物价局转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》，淄博市将按照要求贯彻执行。根据通知，山东电网工商业销售电价每千万时平均降低0.0219元（含税，下同）。同时，调整燃煤发电机组上网电价，山东省燃煤发电机组上网电价每千瓦时平均提高0.0188元。各区县物价局，高新区经发局，文昌湖区审计物价局，淄博供电公司：现将省物价局《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》（鲁价格一发〔2017〕60号）转发给你们，请认真贯彻执行。淄博市物价局2017年7月27日山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知鲁价格一发〔2017〕60号各市物价局,国网山东省电力公司,有关发电企业：为贯彻落实国家取消城市公用事业附加和工业企业结构调整专项资金，降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金，合理调整电价结构的决定，以及省政府暂停征收中小水库移民后期扶持基金、淘汰煤电落后产能的意见，根据国家发展改革委统一部署，结合我省输配电价改革进程，决定调整销售电价和燃煤发电标杆上网电价。现就有关事项通知如下：一、降低我省工商业销售电价山东电网工商业销售电价每千瓦时平均降低0.0219元（含税，下同）。其中，一般工商业及其它用电价格累计降低0.0114元；大工业用电价格累计平均降低0.026元并实现全省大工业用电同网同价。具体调整时间、标准详见附件1。二、调整燃煤发电机组上网电价我省燃煤发电机组上网电价每千瓦时平均提高0.0188元。为进一步推进发电侧电价改革，发电企业上网电价通过差别调整逐步向标杆上网电价归并，减少机组间电价差距。（一）省内燃煤发电机组。执行燃煤机组标杆上网电价的机组每千瓦时提高0.022元；其它非标杆电价机组上网电价实行差别调整。我省燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）调整为0.3949元。发电机组进入商业运营前调试运行期上网电价和企业自备机组自用有余上网电价调整为0.3159元。（二）“外电入鲁”发电机组。宁东“点对网”燃煤发电机组上网电价每千瓦时提高0.0078元，落地电价同步调整为0.3883元（含脱硝、除尘、超低电价）。调整后10万千瓦及以上公用机组、“外电入鲁”发电机组上网电价详见附件2。10万千瓦以下公用机组上网电价另行公布。三、其他事项上述电价调整自2017年7月1日起执行。其中，取消城市公用事业附加自４月１日起执行，停征中小水库移民后期扶持基金自６月１日起执行，请国网山东省电力公司及时做好清算、退费工作。附件：1.山东省电网销售电价表2.山东省发电企业上网电价表山东省物价局2017年6月30日 原标题:淄价字〔2017〕90号 淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知",淄博市物价局,北极星输配电网,,"2017/9/4 9:45:19",电力市场,"电价结构 销售电价 山东","淄价字〔2017〕90号 淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知"
45,"2017-09-17 22:36:54",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090409440467.jpg,38,"2017-09-17 22:36:54",淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知,2017-09-04,"北极星输配电网讯:2017年08月31日，山东省淄博市物价局转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》，淄博市将按照要求贯彻执行。根据通知，山东电网工商业销售电价每千万时平均降低0.0219元（含税，下同）。同时，调整燃煤发电机组上网电价，山东省燃煤发电机组上网电价每千瓦时平均提高0.0188元。各区县物价局，高新区经发局，文昌湖区审计物价局，淄博供电公司：现将省物价局《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》（鲁价格一发〔2017〕60号）转发给你们，请认真贯彻执行。淄博市物价局2017年7月27日山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知鲁价格一发〔2017〕60号各市物价局,国网山东省电力公司,有关发电企业：为贯彻落实国家取消城市公用事业附加和工业企业结构调整专项资金，降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金，合理调整电价结构的决定，以及省政府暂停征收中小水库移民后期扶持基金、淘汰煤电落后产能的意见，根据国家发展改革委统一部署，结合我省输配电价改革进程，决定调整销售电价和燃煤发电标杆上网电价。现就有关事项通知如下：一、降低我省工商业销售电价山东电网工商业销售电价每千瓦时平均降低0.0219元（含税，下同）。其中，一般工商业及其它用电价格累计降低0.0114元；大工业用电价格累计平均降低0.026元并实现全省大工业用电同网同价。具体调整时间、标准详见附件1。二、调整燃煤发电机组上网电价我省燃煤发电机组上网电价每千瓦时平均提高0.0188元。为进一步推进发电侧电价改革，发电企业上网电价通过差别调整逐步向标杆上网电价归并，减少机组间电价差距。（一）省内燃煤发电机组。执行燃煤机组标杆上网电价的机组每千瓦时提高0.022元；其它非标杆电价机组上网电价实行差别调整。我省燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）调整为0.3949元。发电机组进入商业运营前调试运行期上网电价和企业自备机组自用有余上网电价调整为0.3159元。（二）“外电入鲁”发电机组。宁东“点对网”燃煤发电机组上网电价每千瓦时提高0.0078元，落地电价同步调整为0.3883元（含脱硝、除尘、超低电价）。调整后10万千瓦及以上公用机组、“外电入鲁”发电机组上网电价详见附件2。10万千瓦以下公用机组上网电价另行公布。三、其他事项上述电价调整自2017年7月1日起执行。其中，取消城市公用事业附加自４月１日起执行，停征中小水库移民后期扶持基金自６月１日起执行，请国网山东省电力公司及时做好清算、退费工作。附件：1.山东省电网销售电价表2.山东省发电企业上网电价表山东省物价局2017年6月30日 原标题:淄价字〔2017〕90号 淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知",淄博市物价局,北极星输配电网,,"2017/9/4 9:45:19",电力市场,"电价结构 销售电价 山东","淄价字〔2017〕90号 淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知"
46,"2017-09-17 22:36:54",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090410244218.jpg,38,"2017-09-17 22:36:54",淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知,2017-09-04,"北极星输配电网讯:2017年08月31日，山东省淄博市物价局转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》，淄博市将按照要求贯彻执行。根据通知，山东电网工商业销售电价每千万时平均降低0.0219元（含税，下同）。同时，调整燃煤发电机组上网电价，山东省燃煤发电机组上网电价每千瓦时平均提高0.0188元。各区县物价局，高新区经发局，文昌湖区审计物价局，淄博供电公司：现将省物价局《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》（鲁价格一发〔2017〕60号）转发给你们，请认真贯彻执行。淄博市物价局2017年7月27日山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知鲁价格一发〔2017〕60号各市物价局,国网山东省电力公司,有关发电企业：为贯彻落实国家取消城市公用事业附加和工业企业结构调整专项资金，降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金，合理调整电价结构的决定，以及省政府暂停征收中小水库移民后期扶持基金、淘汰煤电落后产能的意见，根据国家发展改革委统一部署，结合我省输配电价改革进程，决定调整销售电价和燃煤发电标杆上网电价。现就有关事项通知如下：一、降低我省工商业销售电价山东电网工商业销售电价每千瓦时平均降低0.0219元（含税，下同）。其中，一般工商业及其它用电价格累计降低0.0114元；大工业用电价格累计平均降低0.026元并实现全省大工业用电同网同价。具体调整时间、标准详见附件1。二、调整燃煤发电机组上网电价我省燃煤发电机组上网电价每千瓦时平均提高0.0188元。为进一步推进发电侧电价改革，发电企业上网电价通过差别调整逐步向标杆上网电价归并，减少机组间电价差距。（一）省内燃煤发电机组。执行燃煤机组标杆上网电价的机组每千瓦时提高0.022元；其它非标杆电价机组上网电价实行差别调整。我省燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）调整为0.3949元。发电机组进入商业运营前调试运行期上网电价和企业自备机组自用有余上网电价调整为0.3159元。（二）“外电入鲁”发电机组。宁东“点对网”燃煤发电机组上网电价每千瓦时提高0.0078元，落地电价同步调整为0.3883元（含脱硝、除尘、超低电价）。调整后10万千瓦及以上公用机组、“外电入鲁”发电机组上网电价详见附件2。10万千瓦以下公用机组上网电价另行公布。三、其他事项上述电价调整自2017年7月1日起执行。其中，取消城市公用事业附加自４月１日起执行，停征中小水库移民后期扶持基金自６月１日起执行，请国网山东省电力公司及时做好清算、退费工作。附件：1.山东省电网销售电价表2.山东省发电企业上网电价表山东省物价局2017年6月30日 原标题:淄价字〔2017〕90号 淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知",淄博市物价局,北极星输配电网,,"2017/9/4 9:45:19",电力市场,"电价结构 销售电价 山东","淄价字〔2017〕90号 淄博市物价局关于转发《山东省物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》的通知"
47,"2017-09-17 22:37:01",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090409363423.jpg,39,"2017-09-17 22:37:01","碳市场渐近煤电承压 专家建议碳市场与电改联动",2017-09-04,"北极星输配电网讯:全国碳市场渐行渐近，作为碳排放大户的电力行业无疑是重要主体。在9月2日举办的“碳市场与电力市场衔接”研讨会上，《经济参考报》记者了解到，全国碳市场初期不会对煤电行业整体形成较大的成本压力，但对碳强度显著高于基准的落后机组将有一定的成本压力。与会专家认为，电力碳市场存在着电力供应的不稳定性等潜在风险，建议碳市场要与电力市场改革联动。2011年10月，国家发改委批准在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳开展碳排放权交易试点工作。“北京、上海、广东、深圳碳市场发育比较好，这些地区都是市场化条件比较好、对市场尊重的地区。”昆山杜克大学环境研究中心主任张俊杰介绍说。在此基础上，作为2017年深化经济体制改革重点工作之一，今年将启动全国碳排放权交易市场，电力行业无疑是重要主体。“电力在减碳中具有双重作用，不过目前电力减排的空间在不断缩小。”中国电力企业联合会副理事长王志轩认为，煤电技术改造的空间越来越小，水电的减排作用到一定程度也将趋于弱化，而核电、风电、太阳能等则越来越大。据透露，全国碳交易市场的配额分配方案总体思路是基准线法+预分配，其中电力行业根据压力、机组容量和燃料类型等划分了11个基准线。在华北电力大学经济与管理学教授袁家海看来，全国碳市场近期不会对煤电行业整体形成较大的成本压力，对具体煤炭企业的影响则取决于其所在分组和效率水平的分布，碳强度显著高于基准的机组将有一定的成本压力，这是在以市场化的方式去产能。张俊杰认为，全国碳市场目标设置需要给行业发展预留空间，既满足实际的电力需求增长，又激励企业采取节能降碳措施。同时，碳配额的分配需充分考虑资源禀赋和能源布局的差异。值得注意的是，当前电力碳市场存在着一些潜在的风险，首先是电力供应的不确定性。全国碳市场的启动将增大企业的减排压力，而电力价格管控导致市场失灵，碳管制成本无法通过电价转移，影响企业的供电决策，对企业减排的激励较弱。其次，由于区域电力贸易的存在，基于“生产”计算的电力排放因子无法表征各地区真实的电力消费排放因子。此外，还有碳市场与电力体制改革、绿证交易、用能权交易、超低排放以及其他环境与能源政策的协调性问题。王志轩认为，电力市场化改革和碳市场总体上不矛盾而是互相协调，建议两者寻求最大公约数。同时，要考虑碳市场机制在电力市场上的要求，正确处理强制性手段与市场手段的关系，充分发挥市场作用，与时间和各种政策手段“赛跑”，尽一切可能减少交易成本，坚持大范围优化配置资源和碳交易。此外，碳市场的相关处罚要与电力市场相衔接。 原标题:全国碳市场渐近 初期煤电承压小 专家建议碳市场与电改联动",经济参考报,北极星输配电网,王璐,"2017/9/4 9:39:11",电力市场,"电改 电力价格管控 电力市场改革","全国碳市场渐近 初期煤电承压小 专家建议碳市场与电改联动"
48,"2017-09-17 22:37:01",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090409365236.jpg,39,"2017-09-17 22:37:01","碳市场渐近煤电承压 专家建议碳市场与电改联动",2017-09-04,"北极星输配电网讯:全国碳市场渐行渐近，作为碳排放大户的电力行业无疑是重要主体。在9月2日举办的“碳市场与电力市场衔接”研讨会上，《经济参考报》记者了解到，全国碳市场初期不会对煤电行业整体形成较大的成本压力，但对碳强度显著高于基准的落后机组将有一定的成本压力。与会专家认为，电力碳市场存在着电力供应的不稳定性等潜在风险，建议碳市场要与电力市场改革联动。2011年10月，国家发改委批准在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳开展碳排放权交易试点工作。“北京、上海、广东、深圳碳市场发育比较好，这些地区都是市场化条件比较好、对市场尊重的地区。”昆山杜克大学环境研究中心主任张俊杰介绍说。在此基础上，作为2017年深化经济体制改革重点工作之一，今年将启动全国碳排放权交易市场，电力行业无疑是重要主体。“电力在减碳中具有双重作用，不过目前电力减排的空间在不断缩小。”中国电力企业联合会副理事长王志轩认为，煤电技术改造的空间越来越小，水电的减排作用到一定程度也将趋于弱化，而核电、风电、太阳能等则越来越大。据透露，全国碳交易市场的配额分配方案总体思路是基准线法+预分配，其中电力行业根据压力、机组容量和燃料类型等划分了11个基准线。在华北电力大学经济与管理学教授袁家海看来，全国碳市场近期不会对煤电行业整体形成较大的成本压力，对具体煤炭企业的影响则取决于其所在分组和效率水平的分布，碳强度显著高于基准的机组将有一定的成本压力，这是在以市场化的方式去产能。张俊杰认为，全国碳市场目标设置需要给行业发展预留空间，既满足实际的电力需求增长，又激励企业采取节能降碳措施。同时，碳配额的分配需充分考虑资源禀赋和能源布局的差异。值得注意的是，当前电力碳市场存在着一些潜在的风险，首先是电力供应的不确定性。全国碳市场的启动将增大企业的减排压力，而电力价格管控导致市场失灵，碳管制成本无法通过电价转移，影响企业的供电决策，对企业减排的激励较弱。其次，由于区域电力贸易的存在，基于“生产”计算的电力排放因子无法表征各地区真实的电力消费排放因子。此外，还有碳市场与电力体制改革、绿证交易、用能权交易、超低排放以及其他环境与能源政策的协调性问题。王志轩认为，电力市场化改革和碳市场总体上不矛盾而是互相协调，建议两者寻求最大公约数。同时，要考虑碳市场机制在电力市场上的要求，正确处理强制性手段与市场手段的关系，充分发挥市场作用，与时间和各种政策手段“赛跑”，尽一切可能减少交易成本，坚持大范围优化配置资源和碳交易。此外，碳市场的相关处罚要与电力市场相衔接。 原标题:全国碳市场渐近 初期煤电承压小 专家建议碳市场与电改联动",经济参考报,北极星输配电网,王璐,"2017/9/4 9:39:11",电力市场,"电改 电力价格管控 电力市场改革","全国碳市场渐近 初期煤电承压小 专家建议碳市场与电改联动"
49,"2017-09-17 22:37:25",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090113443157.jpg,44,"2017-09-17 22:37:25","国家发改委：加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革 力争2018年完成",2017-09-01,"北极星输配电网讯:据国家发展改革委网站消息，近日，国家发改委发布《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》，国家将加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革，力争2018年完成。垄断行业是由一个或少数经营主体拥有市场支配地位的行业，主要指因存在资源稀缺性、规模经济效益而由一个或少数企业经营的网络型自然垄断环节和重要公用事业、公益性服务行业，主要包括输配电、天然气管道运输、铁路运输等基础性行业以及居民供水供气供热等公用事业。这些行业主要提供基础性、公益性产品和服务，与国计民生密切相关，对促进经济社会发展、保障人民群众生活具有重要作用。由于具有资本投入量大、市场支配地位明显、关乎民生、难以形成有效竞争等特点，为保障公共利益，根据国际惯例，需要政府对这些行业的价格进行有效监管。党的十八大以来，按照党中央国务院决策部署，各级价格主管部门加快推进垄断行业定价制度建设，先后出台了输配电、天然气管道运输、铁路客运等重点行业定价办法或成本监审办法，初步建立起以“准许成本+合理收益”为核心的垄断行业定价制度框架，严格成本监审，强化价格监管，有效约束了垄断行业成本，惠及实体经济和广大人民群众。目前，已全面完成省级电网输配电价改革，核减成本比例达14.5%；已基本完成天然气管道运输定价成本监审；一些城市也开展了供水定价成本监审，为进一步深化价格监管积累了宝贵经验。但是，当前我国垄断行业经营成本不够透明、价格形成不够合理的现象还比较突出，成本监审制度不够完善、覆盖面还需扩大，监管能力有待进一步提升，监管的科学化、精细化水平还需提高，迫切需要在总结价格监管实践基础上，借鉴国际先进经验，进一步完善机制、强化监管，建立健全科学定价方式，实质性降低偏高价格和收费水平，这既有利于合理降低企业成本和社会负担，也有利于提高垄断行业生产经营效率，是深化供给侧结构性改革的重要内容，是健全现代市场体系的有效举措，是保障社会公共利益的必然要求。《意见》指出近期重点工作是围绕电力、天然气、铁路客运、居民供水供气供热等重点领域，加快建立健全成本监审办法和价格形成机制，从细从严开展成本监审和定价工作，规范垄断行业收费，降低企业成本，提高企业效率。其中，关于输配电价格。《意见》要求严格执行并适时完善省级电网输配电价制度。加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革，力争2018年完成。研究核定增量配电网和地方电网配电价格，加快形成完整的输配电价监管体系。研究制定输配电成本和价格信息公开办法以及分电压等级成本核算、归集、分配办法。研究建立电力普遍服务、保底服务的成本回收机制，妥善处理并逐步减少政策性交叉补贴。 原标题:国家发展改革委关于进一步加强 垄断行业价格监管的意见",国家发改委,北极星输配电网,,"2017/9/1 13:55:38",电力市场,"输配电价 输配电价改革 增量配电网","国家发展改革委关于进一步加强 垄断行业价格监管的意见"
50,"2017-09-17 22:37:25",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090113445346.jpg,44,"2017-09-17 22:37:25","国家发改委：加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革 力争2018年完成",2017-09-01,"北极星输配电网讯:据国家发展改革委网站消息，近日，国家发改委发布《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》，国家将加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革，力争2018年完成。垄断行业是由一个或少数经营主体拥有市场支配地位的行业，主要指因存在资源稀缺性、规模经济效益而由一个或少数企业经营的网络型自然垄断环节和重要公用事业、公益性服务行业，主要包括输配电、天然气管道运输、铁路运输等基础性行业以及居民供水供气供热等公用事业。这些行业主要提供基础性、公益性产品和服务，与国计民生密切相关，对促进经济社会发展、保障人民群众生活具有重要作用。由于具有资本投入量大、市场支配地位明显、关乎民生、难以形成有效竞争等特点，为保障公共利益，根据国际惯例，需要政府对这些行业的价格进行有效监管。党的十八大以来，按照党中央国务院决策部署，各级价格主管部门加快推进垄断行业定价制度建设，先后出台了输配电、天然气管道运输、铁路客运等重点行业定价办法或成本监审办法，初步建立起以“准许成本+合理收益”为核心的垄断行业定价制度框架，严格成本监审，强化价格监管，有效约束了垄断行业成本，惠及实体经济和广大人民群众。目前，已全面完成省级电网输配电价改革，核减成本比例达14.5%；已基本完成天然气管道运输定价成本监审；一些城市也开展了供水定价成本监审，为进一步深化价格监管积累了宝贵经验。但是，当前我国垄断行业经营成本不够透明、价格形成不够合理的现象还比较突出，成本监审制度不够完善、覆盖面还需扩大，监管能力有待进一步提升，监管的科学化、精细化水平还需提高，迫切需要在总结价格监管实践基础上，借鉴国际先进经验，进一步完善机制、强化监管，建立健全科学定价方式，实质性降低偏高价格和收费水平，这既有利于合理降低企业成本和社会负担，也有利于提高垄断行业生产经营效率，是深化供给侧结构性改革的重要内容，是健全现代市场体系的有效举措，是保障社会公共利益的必然要求。《意见》指出近期重点工作是围绕电力、天然气、铁路客运、居民供水供气供热等重点领域，加快建立健全成本监审办法和价格形成机制，从细从严开展成本监审和定价工作，规范垄断行业收费，降低企业成本，提高企业效率。其中，关于输配电价格。《意见》要求严格执行并适时完善省级电网输配电价制度。加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革，力争2018年完成。研究核定增量配电网和地方电网配电价格，加快形成完整的输配电价监管体系。研究制定输配电成本和价格信息公开办法以及分电压等级成本核算、归集、分配办法。研究建立电力普遍服务、保底服务的成本回收机制，妥善处理并逐步减少政策性交叉补贴。 原标题:国家发展改革委关于进一步加强 垄断行业价格监管的意见",国家发改委,北极星输配电网,,"2017/9/1 13:55:38",电力市场,"输配电价 输配电价改革 增量配电网","国家发展改革委关于进一步加强 垄断行业价格监管的意见"
51,"2017-09-17 22:37:29",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090110224852.jpg,45,"2017-09-17 22:37:29",贵州电力市场化交易稳步推进,2017-09-01,"北极星输配电网讯:在总结2016年电力体制改革工作的基础上，2017年贵州电力市场化交易稳步推进，交易规则持续完善、交易平台功能丰富、市场活力被有效激发。1~7月份，贵州省内市场交易共完成电量197.77亿千瓦时，促进省内售电量同比增长16%，用户用电成本降低22.39亿元。交易规则持续完善。按照国家能源局及贵州省进一步深化电力体制改革联席会议办公室有关要求，对照国家发展改革委、国家能源局印发的《电力中长期交易基本规则（暂行）》，贵州能源监管办牵头对《贵州省电力市场交易规则（试行）》进行修订。系统规划各类交易品种，全流程设计电力交易，引导市场化交易用户全电量参与交易，采用预挂牌偏差调整方式，为市场主体提供了丰富的合同避险手段，鼓励带发用电曲线交易。贵州电力市场化交易规则的进一步修订完善，使交易主体的权利义务更加明确，交易流程更加清晰，违约考核更加到位，推进了交易秩序不断规范。交易平台功能丰富。贵州电力交易系统是贵州电力市场交易的信息化平台，该系统配置了市场成员管理、交易管理、合同管理等功能模块，为电力交易提供全过程支持，实时服务各市场主体并发布电力交易指数，实现了电力交易高效、精准、可追溯。2017年1~7月份，贵州电力交易平台组织开展各类交易12次，交易电量219.31亿千瓦时（省内交易电量197.77亿千瓦时，周边跨省交易电量21.54亿千瓦时）。贵州能源监管办不断强化监管，紧跟电力体制改革的推进步伐，将现场监管和非现场监管相结合，加强交易过程监管，及时掌握交易动态。监管人员可根据需要实时查看相关信息，运用信息化手段开展“互联网+”监管。通过强化对交易平台的在线监管，促进了监管效率的提高，维护了市场成员合法权益和交易秩序。市场活力有效激发。贵州通过有序扩大市场交易范围、不断丰富交易方式、试点工业园区打捆交易等政策措施，进一步稳定和降低工业企业用电成本。随着交易系统功能不断升级，星级信用评价标准适时推出，合同电量转让办法印发实施，市场交易培训及时开展，交易合同履约率稳步提升，贵州电力市场活力稳步释放。1~7月完成省内交易电量197.77亿千瓦时，拉动大工业用电量98.9亿千瓦时，降低用电成本22.39亿元，在一定程度上实现了发电、用户、电网之间的多赢。 原标题:电改冲击波丨贵州电力市场化交易稳步推进",中国电力报,北极星输配电网,喻皓泽,"2017/9/1 10:23:03",电力市场,"电力体制改革 电力市场化交易 电力中长期交易",电改冲击波丨贵州电力市场化交易稳步推进
52,"2017-09-17 22:37:31",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090109530977.jpg,46,"2017-09-17 22:37:31",低电价：台当局不敢说的秘密,2017-09-01,"北极星输配电网讯:8月15日，一场18年来最严重的全台大停电，让台湾缺电的真相暴露无遗。岛内各界质疑，台湾长期以来工厂外移、投资低迷，为什么还会越来越缺电？广受诟病的低电价，真的就是缺电的“真凶”吗？人均耗电量亚洲第一不看数据可能不敢相信，小小台湾，人均耗电量居然是亚洲第一。根据世界能源署统计，2012年台湾人均年耗电量已经达到约10800千瓦时，超过日本、韩国，成为亚洲非产油国家和地区人均耗电量之最。而2014年中国大陆的人均年耗电量才4740千瓦时，不到台湾的一半。为了节能，台湾不是连公务员都吹不上空调了吗，怎么还会用这么多电？记者细细一查才发现，总耗电量数据中，有一半以上是工业用电，民众生活用电“被平均”。难怪“电价太低，浪费成习”的论调一出来，岛内民众纷纷跳出来反对：普通家庭省电省钱都来不及，谁会浪费？一位林姓台北市民说：“去年我家每人每年用电才3200度（千瓦时），不要把台积电、中钢用的电都算在我头上。”根据2011年的数据，电脑通信及电子产业、化学材料、金属和钢铁工业三个领域的企业年耗电总量占全台总用电量的33.1%，而且每年还会增加30亿千瓦时以上，确实是用电大户。有一种说法，台积电一座5纳米芯片厂开工，用电量就超过台湾东部56万人口用电总和。基于此，岛内大部分民众都觉得缺电责任不在自己头上，家庭用电已经很省，“电价不能涨”成主流民意。有网友在社交媒体上留言说，台湾地狭人稠、天气炎热，再不开冷气就“活不下去”，除非大家都搬到玉山（台湾最高山峰）上住。保持低电价“是人民幸福的保证，也是当局的责任”。台电公司亏损逾千亿元有这样“汹涌”的民意横在眼前，台湾无论是哪个政党上台，都不敢涨电价。根据国际能源总署2016年8月发布的最新统计资料显示，2015年台湾工业电价为全球第8低，居民电价更是全球第3低。可是，众所周知，台湾要水没水，要油没油，能源99%靠进口。支撑这样的福利，恐怕是早已力不从心。要知道同样处境的日本，工业电价是台湾的近2倍，居民电价则是台湾的近3倍。既要维持相当规模的发电量，又不能涨电价，经济高效的核电还被民进党贴上“政治不正确”的标签，台湾的供电公司——台电就如同被施了诅咒，从曾经的美国《财富》全球前500强一落千丈为台湾欠债最多的企业。根据台电公司日前公布的数据，今年上半年亏损近71亿元（新台币，下同），累计亏损达1010亿元，再加上各种长短期债务，账上欠债高达1.06万亿元，可建造19座101大楼或2个台湾高铁，负债比率达85%。“电价必须市场化”是业界和学界的一致观点。台湾“中央研究院”经济研究所研究员萧代基分析指出，目前台湾电价计算只考虑能源价格，隐形的治污排碳成本等都没有计算在内，这其实就是补贴，补贴就会鼓励多用，推升需求。“低电价问题是当局不敢说的秘密。”台湾中华经济研究院研究员温丽琪说，长期低电价的结果是，台湾用电越来越紧张，甚至走向“黑暗”。是时候开始“截流”了其实大企业都不怕电涨价，只怕电没了。台湾最引以为傲的半导体业，最承受不起不稳定的供电环境。以台积电为例，芯片生产过程中，一旦发生断电，就意味着生产线上所有的晶圆全部报废，光一台光刻机生产线断电、恢复、重启所需的设备代价就得以千万美元计。“台湾用电是民生补贴工业。其实，供给和需求应该用价格来调整，用电量越高的人支付越高的单价。”用电大户、面板大厂友达董事长彭双浪在缺电恐慌与涨电价的天平上，选择了后者。“我们不怕贵，是怕不稳定”，8月15日大停电后，高科技产业企业家们喊出心声。通过工业用电涨价，淘汰那些产值不高却耗用台湾便宜人力物力的企业，成了岛内有识之士的一致诉求。“很多台湾小企业主不求上进，宁可用廉价的成本、不符环保规定的生产方式存活，也不愿跟大厂合作研发，提升竞争力。”台湾经济研究院副院长邱俊荣说，这种C咖的小企业，应该用合理的市场机制淘汰掉。是时候开始在能源方面“截流”了。然而年轻人担忧，台湾招商的一个优势就是能源便宜，这样一来不知会有多少厂商被赶了出去，但愿这些不是就业人口多的产业，不然今后更加不好找工作了。有岛内专家指出，现在才讲产业转型，已是临渴掘井。什么时候该谈产业转型、技术研发？一定是有充分资源的时候。等到情况不利了才谈改革创新，等到资源危急了再讲产业转型，就是难上加难。如果当局真的有见地，根本不会让自己陷入如此困境。 原标题:低电价：台当局不敢说的秘密",人民日报海外版,北极星输配电网,汪灵犀,"2017/9/1 10:00:13",电力市场,"供电公司 工业电价 台电公司",低电价：台当局不敢说的秘密
53,"2017-09-17 22:37:31",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090111281645.jpg,46,"2017-09-17 22:37:31",低电价：台当局不敢说的秘密,2017-09-01,"北极星输配电网讯:8月15日，一场18年来最严重的全台大停电，让台湾缺电的真相暴露无遗。岛内各界质疑，台湾长期以来工厂外移、投资低迷，为什么还会越来越缺电？广受诟病的低电价，真的就是缺电的“真凶”吗？人均耗电量亚洲第一不看数据可能不敢相信，小小台湾，人均耗电量居然是亚洲第一。根据世界能源署统计，2012年台湾人均年耗电量已经达到约10800千瓦时，超过日本、韩国，成为亚洲非产油国家和地区人均耗电量之最。而2014年中国大陆的人均年耗电量才4740千瓦时，不到台湾的一半。为了节能，台湾不是连公务员都吹不上空调了吗，怎么还会用这么多电？记者细细一查才发现，总耗电量数据中，有一半以上是工业用电，民众生活用电“被平均”。难怪“电价太低，浪费成习”的论调一出来，岛内民众纷纷跳出来反对：普通家庭省电省钱都来不及，谁会浪费？一位林姓台北市民说：“去年我家每人每年用电才3200度（千瓦时），不要把台积电、中钢用的电都算在我头上。”根据2011年的数据，电脑通信及电子产业、化学材料、金属和钢铁工业三个领域的企业年耗电总量占全台总用电量的33.1%，而且每年还会增加30亿千瓦时以上，确实是用电大户。有一种说法，台积电一座5纳米芯片厂开工，用电量就超过台湾东部56万人口用电总和。基于此，岛内大部分民众都觉得缺电责任不在自己头上，家庭用电已经很省，“电价不能涨”成主流民意。有网友在社交媒体上留言说，台湾地狭人稠、天气炎热，再不开冷气就“活不下去”，除非大家都搬到玉山（台湾最高山峰）上住。保持低电价“是人民幸福的保证，也是当局的责任”。台电公司亏损逾千亿元有这样“汹涌”的民意横在眼前，台湾无论是哪个政党上台，都不敢涨电价。根据国际能源总署2016年8月发布的最新统计资料显示，2015年台湾工业电价为全球第8低，居民电价更是全球第3低。可是，众所周知，台湾要水没水，要油没油，能源99%靠进口。支撑这样的福利，恐怕是早已力不从心。要知道同样处境的日本，工业电价是台湾的近2倍，居民电价则是台湾的近3倍。既要维持相当规模的发电量，又不能涨电价，经济高效的核电还被民进党贴上“政治不正确”的标签，台湾的供电公司——台电就如同被施了诅咒，从曾经的美国《财富》全球前500强一落千丈为台湾欠债最多的企业。根据台电公司日前公布的数据，今年上半年亏损近71亿元（新台币，下同），累计亏损达1010亿元，再加上各种长短期债务，账上欠债高达1.06万亿元，可建造19座101大楼或2个台湾高铁，负债比率达85%。“电价必须市场化”是业界和学界的一致观点。台湾“中央研究院”经济研究所研究员萧代基分析指出，目前台湾电价计算只考虑能源价格，隐形的治污排碳成本等都没有计算在内，这其实就是补贴，补贴就会鼓励多用，推升需求。“低电价问题是当局不敢说的秘密。”台湾中华经济研究院研究员温丽琪说，长期低电价的结果是，台湾用电越来越紧张，甚至走向“黑暗”。是时候开始“截流”了其实大企业都不怕电涨价，只怕电没了。台湾最引以为傲的半导体业，最承受不起不稳定的供电环境。以台积电为例，芯片生产过程中，一旦发生断电，就意味着生产线上所有的晶圆全部报废，光一台光刻机生产线断电、恢复、重启所需的设备代价就得以千万美元计。“台湾用电是民生补贴工业。其实，供给和需求应该用价格来调整，用电量越高的人支付越高的单价。”用电大户、面板大厂友达董事长彭双浪在缺电恐慌与涨电价的天平上，选择了后者。“我们不怕贵，是怕不稳定”，8月15日大停电后，高科技产业企业家们喊出心声。通过工业用电涨价，淘汰那些产值不高却耗用台湾便宜人力物力的企业，成了岛内有识之士的一致诉求。“很多台湾小企业主不求上进，宁可用廉价的成本、不符环保规定的生产方式存活，也不愿跟大厂合作研发，提升竞争力。”台湾经济研究院副院长邱俊荣说，这种C咖的小企业，应该用合理的市场机制淘汰掉。是时候开始在能源方面“截流”了。然而年轻人担忧，台湾招商的一个优势就是能源便宜，这样一来不知会有多少厂商被赶了出去，但愿这些不是就业人口多的产业，不然今后更加不好找工作了。有岛内专家指出，现在才讲产业转型，已是临渴掘井。什么时候该谈产业转型、技术研发？一定是有充分资源的时候。等到情况不利了才谈改革创新，等到资源危急了再讲产业转型，就是难上加难。如果当局真的有见地，根本不会让自己陷入如此困境。 原标题:低电价：台当局不敢说的秘密",人民日报海外版,北极星输配电网,汪灵犀,"2017/9/1 10:00:13",电力市场,"供电公司 工业电价 台电公司",低电价：台当局不敢说的秘密
54,"2017-09-17 22:37:43",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083109591187.jpg,97,"2017-09-17 22:37:43","广西：深化价格改革 降低水电气成本",2017-08-31,"北极星输配电网讯:电、水、气等生产要素是企业发展的刚性需求。对于不少企业来说，资源型产品价格“坚挺”，挤压生存空间，影响企业发展的成本竞争优势。“新28条”从深化价格改革入手，精准发力，为企业降低用水、用电、用气成本。扩大电力市场交易规模今年，广西将进一步扩大电力市场化交易规模，在2016年基础上，2017年电力市场化交易规模扩大一倍。同时，降低电力用户准入门槛，供电电压等级35千伏及以上的，不受用电量限制，均可按自愿原则全电量参与2017年电力市场化交易；电力市场化交易将采取年度交易和月度竞价交易两种方式。截至目前，全区已有近400家电力用户签约参与电力市场化交易，预计全年能为企业减负18.32亿元。此外，探索以园区为单位开展电力市场化交易试点工作。目前已确定梧州陶瓷产业园、河池宜州经济开发区列入2017年广西电力市场化第一批试点园区。自治区鼓励有条件的设区市以工业园区为依托建立区域电网，充分发挥电解铝、铁合金等高耗能产业优势，与电力发展有机结合，进一步降低企业用电成本，加速产业链的形成；鼓励和推动大电网与区域电网有机结合，采取投资参股、合作经营等方式方法，推动广西优势特色产业转型发展。针对部分企业优化调整生产结构，短期内出现了企业开工不足，基本电费支出占比较大的现象，广西将完善基本电价执行方式，对企业减产停产期间基本电费计费方式进行改进。一方面放宽基本电价计费方式变更周期限制，基本电价按变压器容量或按最大需量计费；另一方面放宽减容（暂停）期限限制。对新投产大工业用户，在达产前基本电费按实际运行容量收取，减容（暂停）后执行最大需量计量方式的，合同最大需量按照减容（暂停）后总容量申报。完善天然气价格形成机制近年来，随着国家结构调整的总要求和环保要求提高，同时天然气作为能源供应更加稳定，模式更加成熟，广西企业用气需求增强。但是，广西天然气非居民用气价格高于周边省份。2017年6月，自治区物价局印发了《广西壮族自治区天然气管道运输价格管理办法（试行）》，对天然气管道运输价格制定的原则、方法和定价程序，以及收益率和经营期等作出了明确规定，规范管道运输价格管理行为，提高定价科学性、合理性和透明度。下一步，自治区价格部门将按照文件要求，组织开展成本监审，降低偏高的管道运输价格和合理核定配气价格，促进天然气行业健康发展。同时，对区内短途管输价格和配气价格超过国家规定价格的予以降低，进一步降低实体经济的用气成本。合理设定用水量标准根据国务院《水污染防治行动计划》规定，到2020年底前，将全面实行非居民用水超定额、超计划累进加价制度。对此，新“28条”提出合理设定超计划（定额）用水量标准，各市根据各自实际自行制定实施方案和标准，鼓励对节水工艺先进、节水技术进步或通过技术改造达到节水型企业标准的企业提高非居民用水户超计划（定额）用水量设定标准，引导企业满负荷全力生产。对新开工工业项目，在接水时予以接管费用减半优惠；支持工业节水先进技术的推广和应用，通过价格机制引导鼓励企业提高中水回收利用率，进一步降低企业投资、用水成本。 原标题:深化价格改革 降低水电气成本",广西日报,北极星输配电网,骆万丽,"2017/8/31 9:55:30",电力市场,"电力市场 电价 广西","深化价格改革 降低水电气成本"
55,"2017-09-17 22:37:56",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083108221420.jpg,99,"2017-09-17 22:37:56",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析,2017-08-31,"北极星输配电网讯:全国电力市场电力交易数据共享平台是由中电联牵头、相关电网企业及大型发电集团参与共同搭建的，旨在建立全国电力交易信息的采集、分析和共享机制，为各级有关部门监管、各类市场主体生产经营并参与电力市场交易提供决策参考。2017年上半年进入电力交易数据共享平台的企业为国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司和10家大型发电集团（以下简称大型发电集团），大型发电集团包括：华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、国电投集团、神华集团、三峡集团、浙能集团、粤电集团和中核集团。电网公司共享的是所属电网区域的销售电量（统调发受电量）及其市场交易数据，其中跨区、跨省交易电量计入受端省份；大型发电集团共享的是发电企业上网电量及其市场交易电量、电价数据，其中跨区、跨省交易电量计入上网侧（送端）省份。一、总体情况上半年，全国市场化交易电量6442亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到21.7%。跨省、跨区交易电量1733亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重26.9%。二、分区域、分省电力交易情况上半年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合计为29642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6442亿千瓦时，销售电量市场化率达到21.7%，其中，各省内市场交易电量4708亿千瓦时，省间（含跨区）市场交易电量合计1733亿千瓦时。分区域来看，南方、西北、华北、华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了20%，其中南方区域达到了30%；华中区域低于全国水平只有10%，但是重庆超过30%。上半年六大电网区域市场化交易电量见图1。图1上半年六大电网区域市场化交易电量图分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份依序为广东、江苏、山东，分别为1189亿千瓦时、678亿千瓦时、537亿千瓦时；外受电市场交易电量排序前三名的省份是广东、山东、浙江，分别为702亿千瓦时、197亿千瓦时、135亿千瓦时，显然这三个省份的跨省受电交易活跃，带动当地市场交易电量大幅提高，其中广东跨省受入（主要受入云南、贵州电量）交易电量占当地交易电量比重达到了59%。全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、蒙西、广东，分别为57.3%、39.3%、37.2%。上半年交易电量及销售电量市场化率分省情况见图2。图2上半年分省交易电量及销售电量市场化率图三、大型发电集团参与市场化电力交易情况上半年，大型发电集团合计市场化交易电量3707亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重57.5%，占大型发电集团上网电量比重（即上网电量市场化率）25.8%，大型发电集团省间（含跨区）市场化交易电量合计369亿千瓦时，占其市场化交易电量比重16.1%。上半年，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2%、核电2.3%；各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时、光伏发电0.85元/千瓦时、气电0.5元千瓦时、核电0.38元/千瓦时。（一）煤电上半年，大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%；市场化交易电量2936亿千瓦时，其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时。煤电上网电量平均电价（计划与市场电量综合平均电价，以下同）为0.347元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省送出交易）平均电价0.315元/千瓦时。二季度，上网电量5093亿千瓦时，环比增长12.8%。市场化交易电量为1761亿千瓦时，环比增长47%上半年大型发电集团煤电上网发电量市场化率达到27.9%。上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况见图3。图3上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况图分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省，达到了98.8%，其次是甘肃、青海、宁夏、重庆，分别为83%、61.5%、55.3%和55.1%。从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易电价为0.24元/千瓦时，降幅0.1元/千瓦时，其次为江西和广东，降幅分别为0.09元/千瓦时、0.08元/千瓦时。和一季度相比，二季度煤电交易价格环比提高幅度较大的省份为吉林、福建，涨幅约为0.06元/千瓦时，其次为山东、辽宁、山西，环比涨幅约为0.02元/千瓦时。环比降幅较大的省份为宁夏、重庆、上海、黑龙江、江西，降幅均在0.03元/千瓦时左右。上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较情况见图4。图4上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较图（二）气电上半年，大型发电集团气电机组累计上网电量300亿千瓦时，占其总上网电量的2%。二季度上网电量163亿千瓦时，环比增长19%。目前气电机组参与市场交易的只有广东省，上半年累计交易规模为6.63亿千瓦时，平均交易电价为0.5元/千瓦时，按照广东省已核准气电机组标杆电价0.745元/千瓦时计算，降幅为0.245元/千瓦时。（三）水电上半年，大型发电集团水电机组累计上网电量2339亿千瓦时，占其总上网电量的16.3%；市场交易电量527亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量为243.亿千瓦时。上半年大型发电集团水电上网电量市场化率达到22.5%。二季度上网电量1337亿千瓦时，环比增长39.4%；市场化交易电量为169亿千瓦时，受计划电量需求增加的影响，环比减少52%。云南省和四川省作为水电大省，上网电量和市场交易电量规模均领先其他省份。上半年，大型发电集团在云南省和四川省水电上网（含跨区、跨省）电量分别为542亿千瓦时、303亿千瓦时，平均上网电价分别为0.21元/千瓦时、0.31元/千瓦时；上半年大型发电集团在云南、四川的水电上网市场化交易电量规模分别达到了433.64和83.38亿千瓦时，其中省间（含跨区）交易电量占比分别达到了48%和40.5%。云南、四川的大型发电集团水电上网电量市场化率较高，已分别达到了80%和28%，平均交易电价分别为0.22元/千瓦时、0.24元/千瓦时。上半年大型发电集团水电市场交易分省情况见图5。图52017年上半年大型发电集团水电市场交易分省情况图（四）风电上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量708亿千瓦时，占其总上网电量的5%；市场化交易电量132亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量54.58亿千瓦时。二季度上网电量388亿千瓦时，环比增长21.3%；市场交易电量为79亿千瓦时，环比增长49%。上半年大型发电集团风电上网电量市场化率达到18.6%。分省来看，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有13个，其中交易电量最多的三个省份是新疆、云南和内蒙古，分别为33.2亿千瓦时、26.6亿千瓦时和21.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.44元/千瓦时、0.38元/千瓦时和0.34元/千瓦时。上半年大型发电集团风电分省市场交易情况见图6。图6上半年大型发电集团风电分省市场交易情况图上半年，大型发电集团风电上网电量市场化率达到30%以上的省份有5个，分别为青海、新疆、云南、甘肃和宁夏，市场化率分别达到了100%、50.5%、47.6%、38.4%和31.8%。（五）光伏发电上半年，大型发电集团光伏发电累计上网电量80亿千瓦时，占其总上网电量的0.6%；市场交易电量18.1亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量4.4亿千瓦时。二季度上网电量47.12亿千瓦时，环比增长44%；市场化交易电量为10.6亿千瓦时，环比增长40%。上半年大型发电集团光伏上网电量市场化率达到22.6%。分省来看，大型发电集团参加光伏发电市场化交易的省份一共有8个，其中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为8.25亿千瓦时、4.79亿千瓦时和2.13亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.93元/千瓦时、0.77元/千瓦时和0.84元/千瓦时。光伏发电上网电量市场化率达到20%以上的省份有5个，分别为云南、青海、新疆、甘肃和宁夏，市场化程度分别达到了86%、84%、48%、46%和22%。上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况见图7。图72017年上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况图 原标题:2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析",中电联行业发展与环境资源部,北极星输配电网,,"2017/8/31 8:26:46",电力市场,"电力市场 电力交易 电网企业",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析
56,"2017-09-17 22:37:56",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083108230550.jpg,99,"2017-09-17 22:37:56",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析,2017-08-31,"北极星输配电网讯:全国电力市场电力交易数据共享平台是由中电联牵头、相关电网企业及大型发电集团参与共同搭建的，旨在建立全国电力交易信息的采集、分析和共享机制，为各级有关部门监管、各类市场主体生产经营并参与电力市场交易提供决策参考。2017年上半年进入电力交易数据共享平台的企业为国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司和10家大型发电集团（以下简称大型发电集团），大型发电集团包括：华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、国电投集团、神华集团、三峡集团、浙能集团、粤电集团和中核集团。电网公司共享的是所属电网区域的销售电量（统调发受电量）及其市场交易数据，其中跨区、跨省交易电量计入受端省份；大型发电集团共享的是发电企业上网电量及其市场交易电量、电价数据，其中跨区、跨省交易电量计入上网侧（送端）省份。一、总体情况上半年，全国市场化交易电量6442亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到21.7%。跨省、跨区交易电量1733亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重26.9%。二、分区域、分省电力交易情况上半年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合计为29642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6442亿千瓦时，销售电量市场化率达到21.7%，其中，各省内市场交易电量4708亿千瓦时，省间（含跨区）市场交易电量合计1733亿千瓦时。分区域来看，南方、西北、华北、华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了20%，其中南方区域达到了30%；华中区域低于全国水平只有10%，但是重庆超过30%。上半年六大电网区域市场化交易电量见图1。图1上半年六大电网区域市场化交易电量图分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份依序为广东、江苏、山东，分别为1189亿千瓦时、678亿千瓦时、537亿千瓦时；外受电市场交易电量排序前三名的省份是广东、山东、浙江，分别为702亿千瓦时、197亿千瓦时、135亿千瓦时，显然这三个省份的跨省受电交易活跃，带动当地市场交易电量大幅提高，其中广东跨省受入（主要受入云南、贵州电量）交易电量占当地交易电量比重达到了59%。全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、蒙西、广东，分别为57.3%、39.3%、37.2%。上半年交易电量及销售电量市场化率分省情况见图2。图2上半年分省交易电量及销售电量市场化率图三、大型发电集团参与市场化电力交易情况上半年，大型发电集团合计市场化交易电量3707亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重57.5%，占大型发电集团上网电量比重（即上网电量市场化率）25.8%，大型发电集团省间（含跨区）市场化交易电量合计369亿千瓦时，占其市场化交易电量比重16.1%。上半年，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2%、核电2.3%；各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时、光伏发电0.85元/千瓦时、气电0.5元千瓦时、核电0.38元/千瓦时。（一）煤电上半年，大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%；市场化交易电量2936亿千瓦时，其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时。煤电上网电量平均电价（计划与市场电量综合平均电价，以下同）为0.347元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省送出交易）平均电价0.315元/千瓦时。二季度，上网电量5093亿千瓦时，环比增长12.8%。市场化交易电量为1761亿千瓦时，环比增长47%上半年大型发电集团煤电上网发电量市场化率达到27.9%。上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况见图3。图3上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况图分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省，达到了98.8%，其次是甘肃、青海、宁夏、重庆，分别为83%、61.5%、55.3%和55.1%。从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易电价为0.24元/千瓦时，降幅0.1元/千瓦时，其次为江西和广东，降幅分别为0.09元/千瓦时、0.08元/千瓦时。和一季度相比，二季度煤电交易价格环比提高幅度较大的省份为吉林、福建，涨幅约为0.06元/千瓦时，其次为山东、辽宁、山西，环比涨幅约为0.02元/千瓦时。环比降幅较大的省份为宁夏、重庆、上海、黑龙江、江西，降幅均在0.03元/千瓦时左右。上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较情况见图4。图4上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较图（二）气电上半年，大型发电集团气电机组累计上网电量300亿千瓦时，占其总上网电量的2%。二季度上网电量163亿千瓦时，环比增长19%。目前气电机组参与市场交易的只有广东省，上半年累计交易规模为6.63亿千瓦时，平均交易电价为0.5元/千瓦时，按照广东省已核准气电机组标杆电价0.745元/千瓦时计算，降幅为0.245元/千瓦时。（三）水电上半年，大型发电集团水电机组累计上网电量2339亿千瓦时，占其总上网电量的16.3%；市场交易电量527亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量为243.亿千瓦时。上半年大型发电集团水电上网电量市场化率达到22.5%。二季度上网电量1337亿千瓦时，环比增长39.4%；市场化交易电量为169亿千瓦时，受计划电量需求增加的影响，环比减少52%。云南省和四川省作为水电大省，上网电量和市场交易电量规模均领先其他省份。上半年，大型发电集团在云南省和四川省水电上网（含跨区、跨省）电量分别为542亿千瓦时、303亿千瓦时，平均上网电价分别为0.21元/千瓦时、0.31元/千瓦时；上半年大型发电集团在云南、四川的水电上网市场化交易电量规模分别达到了433.64和83.38亿千瓦时，其中省间（含跨区）交易电量占比分别达到了48%和40.5%。云南、四川的大型发电集团水电上网电量市场化率较高，已分别达到了80%和28%，平均交易电价分别为0.22元/千瓦时、0.24元/千瓦时。上半年大型发电集团水电市场交易分省情况见图5。图52017年上半年大型发电集团水电市场交易分省情况图（四）风电上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量708亿千瓦时，占其总上网电量的5%；市场化交易电量132亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量54.58亿千瓦时。二季度上网电量388亿千瓦时，环比增长21.3%；市场交易电量为79亿千瓦时，环比增长49%。上半年大型发电集团风电上网电量市场化率达到18.6%。分省来看，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有13个，其中交易电量最多的三个省份是新疆、云南和内蒙古，分别为33.2亿千瓦时、26.6亿千瓦时和21.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.44元/千瓦时、0.38元/千瓦时和0.34元/千瓦时。上半年大型发电集团风电分省市场交易情况见图6。图6上半年大型发电集团风电分省市场交易情况图上半年，大型发电集团风电上网电量市场化率达到30%以上的省份有5个，分别为青海、新疆、云南、甘肃和宁夏，市场化率分别达到了100%、50.5%、47.6%、38.4%和31.8%。（五）光伏发电上半年，大型发电集团光伏发电累计上网电量80亿千瓦时，占其总上网电量的0.6%；市场交易电量18.1亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量4.4亿千瓦时。二季度上网电量47.12亿千瓦时，环比增长44%；市场化交易电量为10.6亿千瓦时，环比增长40%。上半年大型发电集团光伏上网电量市场化率达到22.6%。分省来看，大型发电集团参加光伏发电市场化交易的省份一共有8个，其中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为8.25亿千瓦时、4.79亿千瓦时和2.13亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.93元/千瓦时、0.77元/千瓦时和0.84元/千瓦时。光伏发电上网电量市场化率达到20%以上的省份有5个，分别为云南、青海、新疆、甘肃和宁夏，市场化程度分别达到了86%、84%、48%、46%和22%。上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况见图7。图72017年上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况图 原标题:2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析",中电联行业发展与环境资源部,北极星输配电网,,"2017/8/31 8:26:46",电力市场,"电力市场 电力交易 电网企业",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析
57,"2017-09-17 22:37:56",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083108240643.jpg,99,"2017-09-17 22:37:56",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析,2017-08-31,"北极星输配电网讯:全国电力市场电力交易数据共享平台是由中电联牵头、相关电网企业及大型发电集团参与共同搭建的，旨在建立全国电力交易信息的采集、分析和共享机制，为各级有关部门监管、各类市场主体生产经营并参与电力市场交易提供决策参考。2017年上半年进入电力交易数据共享平台的企业为国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司和10家大型发电集团（以下简称大型发电集团），大型发电集团包括：华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、国电投集团、神华集团、三峡集团、浙能集团、粤电集团和中核集团。电网公司共享的是所属电网区域的销售电量（统调发受电量）及其市场交易数据，其中跨区、跨省交易电量计入受端省份；大型发电集团共享的是发电企业上网电量及其市场交易电量、电价数据，其中跨区、跨省交易电量计入上网侧（送端）省份。一、总体情况上半年，全国市场化交易电量6442亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到21.7%。跨省、跨区交易电量1733亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重26.9%。二、分区域、分省电力交易情况上半年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合计为29642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6442亿千瓦时，销售电量市场化率达到21.7%，其中，各省内市场交易电量4708亿千瓦时，省间（含跨区）市场交易电量合计1733亿千瓦时。分区域来看，南方、西北、华北、华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了20%，其中南方区域达到了30%；华中区域低于全国水平只有10%，但是重庆超过30%。上半年六大电网区域市场化交易电量见图1。图1上半年六大电网区域市场化交易电量图分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份依序为广东、江苏、山东，分别为1189亿千瓦时、678亿千瓦时、537亿千瓦时；外受电市场交易电量排序前三名的省份是广东、山东、浙江，分别为702亿千瓦时、197亿千瓦时、135亿千瓦时，显然这三个省份的跨省受电交易活跃，带动当地市场交易电量大幅提高，其中广东跨省受入（主要受入云南、贵州电量）交易电量占当地交易电量比重达到了59%。全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、蒙西、广东，分别为57.3%、39.3%、37.2%。上半年交易电量及销售电量市场化率分省情况见图2。图2上半年分省交易电量及销售电量市场化率图三、大型发电集团参与市场化电力交易情况上半年，大型发电集团合计市场化交易电量3707亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重57.5%，占大型发电集团上网电量比重（即上网电量市场化率）25.8%，大型发电集团省间（含跨区）市场化交易电量合计369亿千瓦时，占其市场化交易电量比重16.1%。上半年，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2%、核电2.3%；各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时、光伏发电0.85元/千瓦时、气电0.5元千瓦时、核电0.38元/千瓦时。（一）煤电上半年，大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%；市场化交易电量2936亿千瓦时，其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时。煤电上网电量平均电价（计划与市场电量综合平均电价，以下同）为0.347元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省送出交易）平均电价0.315元/千瓦时。二季度，上网电量5093亿千瓦时，环比增长12.8%。市场化交易电量为1761亿千瓦时，环比增长47%上半年大型发电集团煤电上网发电量市场化率达到27.9%。上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况见图3。图3上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况图分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省，达到了98.8%，其次是甘肃、青海、宁夏、重庆，分别为83%、61.5%、55.3%和55.1%。从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易电价为0.24元/千瓦时，降幅0.1元/千瓦时，其次为江西和广东，降幅分别为0.09元/千瓦时、0.08元/千瓦时。和一季度相比，二季度煤电交易价格环比提高幅度较大的省份为吉林、福建，涨幅约为0.06元/千瓦时，其次为山东、辽宁、山西，环比涨幅约为0.02元/千瓦时。环比降幅较大的省份为宁夏、重庆、上海、黑龙江、江西，降幅均在0.03元/千瓦时左右。上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较情况见图4。图4上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较图（二）气电上半年，大型发电集团气电机组累计上网电量300亿千瓦时，占其总上网电量的2%。二季度上网电量163亿千瓦时，环比增长19%。目前气电机组参与市场交易的只有广东省，上半年累计交易规模为6.63亿千瓦时，平均交易电价为0.5元/千瓦时，按照广东省已核准气电机组标杆电价0.745元/千瓦时计算，降幅为0.245元/千瓦时。（三）水电上半年，大型发电集团水电机组累计上网电量2339亿千瓦时，占其总上网电量的16.3%；市场交易电量527亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量为243.亿千瓦时。上半年大型发电集团水电上网电量市场化率达到22.5%。二季度上网电量1337亿千瓦时，环比增长39.4%；市场化交易电量为169亿千瓦时，受计划电量需求增加的影响，环比减少52%。云南省和四川省作为水电大省，上网电量和市场交易电量规模均领先其他省份。上半年，大型发电集团在云南省和四川省水电上网（含跨区、跨省）电量分别为542亿千瓦时、303亿千瓦时，平均上网电价分别为0.21元/千瓦时、0.31元/千瓦时；上半年大型发电集团在云南、四川的水电上网市场化交易电量规模分别达到了433.64和83.38亿千瓦时，其中省间（含跨区）交易电量占比分别达到了48%和40.5%。云南、四川的大型发电集团水电上网电量市场化率较高，已分别达到了80%和28%，平均交易电价分别为0.22元/千瓦时、0.24元/千瓦时。上半年大型发电集团水电市场交易分省情况见图5。图52017年上半年大型发电集团水电市场交易分省情况图（四）风电上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量708亿千瓦时，占其总上网电量的5%；市场化交易电量132亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量54.58亿千瓦时。二季度上网电量388亿千瓦时，环比增长21.3%；市场交易电量为79亿千瓦时，环比增长49%。上半年大型发电集团风电上网电量市场化率达到18.6%。分省来看，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有13个，其中交易电量最多的三个省份是新疆、云南和内蒙古，分别为33.2亿千瓦时、26.6亿千瓦时和21.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.44元/千瓦时、0.38元/千瓦时和0.34元/千瓦时。上半年大型发电集团风电分省市场交易情况见图6。图6上半年大型发电集团风电分省市场交易情况图上半年，大型发电集团风电上网电量市场化率达到30%以上的省份有5个，分别为青海、新疆、云南、甘肃和宁夏，市场化率分别达到了100%、50.5%、47.6%、38.4%和31.8%。（五）光伏发电上半年，大型发电集团光伏发电累计上网电量80亿千瓦时，占其总上网电量的0.6%；市场交易电量18.1亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量4.4亿千瓦时。二季度上网电量47.12亿千瓦时，环比增长44%；市场化交易电量为10.6亿千瓦时，环比增长40%。上半年大型发电集团光伏上网电量市场化率达到22.6%。分省来看，大型发电集团参加光伏发电市场化交易的省份一共有8个，其中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为8.25亿千瓦时、4.79亿千瓦时和2.13亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.93元/千瓦时、0.77元/千瓦时和0.84元/千瓦时。光伏发电上网电量市场化率达到20%以上的省份有5个，分别为云南、青海、新疆、甘肃和宁夏，市场化程度分别达到了86%、84%、48%、46%和22%。上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况见图7。图72017年上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况图 原标题:2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析",中电联行业发展与环境资源部,北极星输配电网,,"2017/8/31 8:26:46",电力市场,"电力市场 电力交易 电网企业",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析
58,"2017-09-17 22:37:56",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083108243560.jpg,99,"2017-09-17 22:37:56",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析,2017-08-31,"北极星输配电网讯:全国电力市场电力交易数据共享平台是由中电联牵头、相关电网企业及大型发电集团参与共同搭建的，旨在建立全国电力交易信息的采集、分析和共享机制，为各级有关部门监管、各类市场主体生产经营并参与电力市场交易提供决策参考。2017年上半年进入电力交易数据共享平台的企业为国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司和10家大型发电集团（以下简称大型发电集团），大型发电集团包括：华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、国电投集团、神华集团、三峡集团、浙能集团、粤电集团和中核集团。电网公司共享的是所属电网区域的销售电量（统调发受电量）及其市场交易数据，其中跨区、跨省交易电量计入受端省份；大型发电集团共享的是发电企业上网电量及其市场交易电量、电价数据，其中跨区、跨省交易电量计入上网侧（送端）省份。一、总体情况上半年，全国市场化交易电量6442亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到21.7%。跨省、跨区交易电量1733亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重26.9%。二、分区域、分省电力交易情况上半年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合计为29642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6442亿千瓦时，销售电量市场化率达到21.7%，其中，各省内市场交易电量4708亿千瓦时，省间（含跨区）市场交易电量合计1733亿千瓦时。分区域来看，南方、西北、华北、华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了20%，其中南方区域达到了30%；华中区域低于全国水平只有10%，但是重庆超过30%。上半年六大电网区域市场化交易电量见图1。图1上半年六大电网区域市场化交易电量图分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份依序为广东、江苏、山东，分别为1189亿千瓦时、678亿千瓦时、537亿千瓦时；外受电市场交易电量排序前三名的省份是广东、山东、浙江，分别为702亿千瓦时、197亿千瓦时、135亿千瓦时，显然这三个省份的跨省受电交易活跃，带动当地市场交易电量大幅提高，其中广东跨省受入（主要受入云南、贵州电量）交易电量占当地交易电量比重达到了59%。全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、蒙西、广东，分别为57.3%、39.3%、37.2%。上半年交易电量及销售电量市场化率分省情况见图2。图2上半年分省交易电量及销售电量市场化率图三、大型发电集团参与市场化电力交易情况上半年，大型发电集团合计市场化交易电量3707亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重57.5%，占大型发电集团上网电量比重（即上网电量市场化率）25.8%，大型发电集团省间（含跨区）市场化交易电量合计369亿千瓦时，占其市场化交易电量比重16.1%。上半年，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2%、核电2.3%；各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时、光伏发电0.85元/千瓦时、气电0.5元千瓦时、核电0.38元/千瓦时。（一）煤电上半年，大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%；市场化交易电量2936亿千瓦时，其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时。煤电上网电量平均电价（计划与市场电量综合平均电价，以下同）为0.347元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省送出交易）平均电价0.315元/千瓦时。二季度，上网电量5093亿千瓦时，环比增长12.8%。市场化交易电量为1761亿千瓦时，环比增长47%上半年大型发电集团煤电上网发电量市场化率达到27.9%。上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况见图3。图3上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况图分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省，达到了98.8%，其次是甘肃、青海、宁夏、重庆，分别为83%、61.5%、55.3%和55.1%。从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易电价为0.24元/千瓦时，降幅0.1元/千瓦时，其次为江西和广东，降幅分别为0.09元/千瓦时、0.08元/千瓦时。和一季度相比，二季度煤电交易价格环比提高幅度较大的省份为吉林、福建，涨幅约为0.06元/千瓦时，其次为山东、辽宁、山西，环比涨幅约为0.02元/千瓦时。环比降幅较大的省份为宁夏、重庆、上海、黑龙江、江西，降幅均在0.03元/千瓦时左右。上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较情况见图4。图4上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较图（二）气电上半年，大型发电集团气电机组累计上网电量300亿千瓦时，占其总上网电量的2%。二季度上网电量163亿千瓦时，环比增长19%。目前气电机组参与市场交易的只有广东省，上半年累计交易规模为6.63亿千瓦时，平均交易电价为0.5元/千瓦时，按照广东省已核准气电机组标杆电价0.745元/千瓦时计算，降幅为0.245元/千瓦时。（三）水电上半年，大型发电集团水电机组累计上网电量2339亿千瓦时，占其总上网电量的16.3%；市场交易电量527亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量为243.亿千瓦时。上半年大型发电集团水电上网电量市场化率达到22.5%。二季度上网电量1337亿千瓦时，环比增长39.4%；市场化交易电量为169亿千瓦时，受计划电量需求增加的影响，环比减少52%。云南省和四川省作为水电大省，上网电量和市场交易电量规模均领先其他省份。上半年，大型发电集团在云南省和四川省水电上网（含跨区、跨省）电量分别为542亿千瓦时、303亿千瓦时，平均上网电价分别为0.21元/千瓦时、0.31元/千瓦时；上半年大型发电集团在云南、四川的水电上网市场化交易电量规模分别达到了433.64和83.38亿千瓦时，其中省间（含跨区）交易电量占比分别达到了48%和40.5%。云南、四川的大型发电集团水电上网电量市场化率较高，已分别达到了80%和28%，平均交易电价分别为0.22元/千瓦时、0.24元/千瓦时。上半年大型发电集团水电市场交易分省情况见图5。图52017年上半年大型发电集团水电市场交易分省情况图（四）风电上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量708亿千瓦时，占其总上网电量的5%；市场化交易电量132亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量54.58亿千瓦时。二季度上网电量388亿千瓦时，环比增长21.3%；市场交易电量为79亿千瓦时，环比增长49%。上半年大型发电集团风电上网电量市场化率达到18.6%。分省来看，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有13个，其中交易电量最多的三个省份是新疆、云南和内蒙古，分别为33.2亿千瓦时、26.6亿千瓦时和21.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.44元/千瓦时、0.38元/千瓦时和0.34元/千瓦时。上半年大型发电集团风电分省市场交易情况见图6。图6上半年大型发电集团风电分省市场交易情况图上半年，大型发电集团风电上网电量市场化率达到30%以上的省份有5个，分别为青海、新疆、云南、甘肃和宁夏，市场化率分别达到了100%、50.5%、47.6%、38.4%和31.8%。（五）光伏发电上半年，大型发电集团光伏发电累计上网电量80亿千瓦时，占其总上网电量的0.6%；市场交易电量18.1亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量4.4亿千瓦时。二季度上网电量47.12亿千瓦时，环比增长44%；市场化交易电量为10.6亿千瓦时，环比增长40%。上半年大型发电集团光伏上网电量市场化率达到22.6%。分省来看，大型发电集团参加光伏发电市场化交易的省份一共有8个，其中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为8.25亿千瓦时、4.79亿千瓦时和2.13亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.93元/千瓦时、0.77元/千瓦时和0.84元/千瓦时。光伏发电上网电量市场化率达到20%以上的省份有5个，分别为云南、青海、新疆、甘肃和宁夏，市场化程度分别达到了86%、84%、48%、46%和22%。上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况见图7。图72017年上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况图 原标题:2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析",中电联行业发展与环境资源部,北极星输配电网,,"2017/8/31 8:26:46",电力市场,"电力市场 电力交易 电网企业",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析
59,"2017-09-17 22:37:56",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083108252477.jpg,99,"2017-09-17 22:37:56",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析,2017-08-31,"北极星输配电网讯:全国电力市场电力交易数据共享平台是由中电联牵头、相关电网企业及大型发电集团参与共同搭建的，旨在建立全国电力交易信息的采集、分析和共享机制，为各级有关部门监管、各类市场主体生产经营并参与电力市场交易提供决策参考。2017年上半年进入电力交易数据共享平台的企业为国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司和10家大型发电集团（以下简称大型发电集团），大型发电集团包括：华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、国电投集团、神华集团、三峡集团、浙能集团、粤电集团和中核集团。电网公司共享的是所属电网区域的销售电量（统调发受电量）及其市场交易数据，其中跨区、跨省交易电量计入受端省份；大型发电集团共享的是发电企业上网电量及其市场交易电量、电价数据，其中跨区、跨省交易电量计入上网侧（送端）省份。一、总体情况上半年，全国市场化交易电量6442亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到21.7%。跨省、跨区交易电量1733亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重26.9%。二、分区域、分省电力交易情况上半年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合计为29642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6442亿千瓦时，销售电量市场化率达到21.7%，其中，各省内市场交易电量4708亿千瓦时，省间（含跨区）市场交易电量合计1733亿千瓦时。分区域来看，南方、西北、华北、华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了20%，其中南方区域达到了30%；华中区域低于全国水平只有10%，但是重庆超过30%。上半年六大电网区域市场化交易电量见图1。图1上半年六大电网区域市场化交易电量图分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份依序为广东、江苏、山东，分别为1189亿千瓦时、678亿千瓦时、537亿千瓦时；外受电市场交易电量排序前三名的省份是广东、山东、浙江，分别为702亿千瓦时、197亿千瓦时、135亿千瓦时，显然这三个省份的跨省受电交易活跃，带动当地市场交易电量大幅提高，其中广东跨省受入（主要受入云南、贵州电量）交易电量占当地交易电量比重达到了59%。全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、蒙西、广东，分别为57.3%、39.3%、37.2%。上半年交易电量及销售电量市场化率分省情况见图2。图2上半年分省交易电量及销售电量市场化率图三、大型发电集团参与市场化电力交易情况上半年，大型发电集团合计市场化交易电量3707亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重57.5%，占大型发电集团上网电量比重（即上网电量市场化率）25.8%，大型发电集团省间（含跨区）市场化交易电量合计369亿千瓦时，占其市场化交易电量比重16.1%。上半年，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2%、核电2.3%；各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时、光伏发电0.85元/千瓦时、气电0.5元千瓦时、核电0.38元/千瓦时。（一）煤电上半年，大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%；市场化交易电量2936亿千瓦时，其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时。煤电上网电量平均电价（计划与市场电量综合平均电价，以下同）为0.347元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省送出交易）平均电价0.315元/千瓦时。二季度，上网电量5093亿千瓦时，环比增长12.8%。市场化交易电量为1761亿千瓦时，环比增长47%上半年大型发电集团煤电上网发电量市场化率达到27.9%。上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况见图3。图3上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况图分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省，达到了98.8%，其次是甘肃、青海、宁夏、重庆，分别为83%、61.5%、55.3%和55.1%。从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易电价为0.24元/千瓦时，降幅0.1元/千瓦时，其次为江西和广东，降幅分别为0.09元/千瓦时、0.08元/千瓦时。和一季度相比，二季度煤电交易价格环比提高幅度较大的省份为吉林、福建，涨幅约为0.06元/千瓦时，其次为山东、辽宁、山西，环比涨幅约为0.02元/千瓦时。环比降幅较大的省份为宁夏、重庆、上海、黑龙江、江西，降幅均在0.03元/千瓦时左右。上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较情况见图4。图4上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较图（二）气电上半年，大型发电集团气电机组累计上网电量300亿千瓦时，占其总上网电量的2%。二季度上网电量163亿千瓦时，环比增长19%。目前气电机组参与市场交易的只有广东省，上半年累计交易规模为6.63亿千瓦时，平均交易电价为0.5元/千瓦时，按照广东省已核准气电机组标杆电价0.745元/千瓦时计算，降幅为0.245元/千瓦时。（三）水电上半年，大型发电集团水电机组累计上网电量2339亿千瓦时，占其总上网电量的16.3%；市场交易电量527亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量为243.亿千瓦时。上半年大型发电集团水电上网电量市场化率达到22.5%。二季度上网电量1337亿千瓦时，环比增长39.4%；市场化交易电量为169亿千瓦时，受计划电量需求增加的影响，环比减少52%。云南省和四川省作为水电大省，上网电量和市场交易电量规模均领先其他省份。上半年，大型发电集团在云南省和四川省水电上网（含跨区、跨省）电量分别为542亿千瓦时、303亿千瓦时，平均上网电价分别为0.21元/千瓦时、0.31元/千瓦时；上半年大型发电集团在云南、四川的水电上网市场化交易电量规模分别达到了433.64和83.38亿千瓦时，其中省间（含跨区）交易电量占比分别达到了48%和40.5%。云南、四川的大型发电集团水电上网电量市场化率较高，已分别达到了80%和28%，平均交易电价分别为0.22元/千瓦时、0.24元/千瓦时。上半年大型发电集团水电市场交易分省情况见图5。图52017年上半年大型发电集团水电市场交易分省情况图（四）风电上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量708亿千瓦时，占其总上网电量的5%；市场化交易电量132亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量54.58亿千瓦时。二季度上网电量388亿千瓦时，环比增长21.3%；市场交易电量为79亿千瓦时，环比增长49%。上半年大型发电集团风电上网电量市场化率达到18.6%。分省来看，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有13个，其中交易电量最多的三个省份是新疆、云南和内蒙古，分别为33.2亿千瓦时、26.6亿千瓦时和21.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.44元/千瓦时、0.38元/千瓦时和0.34元/千瓦时。上半年大型发电集团风电分省市场交易情况见图6。图6上半年大型发电集团风电分省市场交易情况图上半年，大型发电集团风电上网电量市场化率达到30%以上的省份有5个，分别为青海、新疆、云南、甘肃和宁夏，市场化率分别达到了100%、50.5%、47.6%、38.4%和31.8%。（五）光伏发电上半年，大型发电集团光伏发电累计上网电量80亿千瓦时，占其总上网电量的0.6%；市场交易电量18.1亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量4.4亿千瓦时。二季度上网电量47.12亿千瓦时，环比增长44%；市场化交易电量为10.6亿千瓦时，环比增长40%。上半年大型发电集团光伏上网电量市场化率达到22.6%。分省来看，大型发电集团参加光伏发电市场化交易的省份一共有8个，其中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为8.25亿千瓦时、4.79亿千瓦时和2.13亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.93元/千瓦时、0.77元/千瓦时和0.84元/千瓦时。光伏发电上网电量市场化率达到20%以上的省份有5个，分别为云南、青海、新疆、甘肃和宁夏，市场化程度分别达到了86%、84%、48%、46%和22%。上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况见图7。图72017年上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况图 原标题:2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析",中电联行业发展与环境资源部,北极星输配电网,,"2017/8/31 8:26:46",电力市场,"电力市场 电力交易 电网企业",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析
60,"2017-09-17 22:37:56",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083108255526.jpg,99,"2017-09-17 22:37:56",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析,2017-08-31,"北极星输配电网讯:全国电力市场电力交易数据共享平台是由中电联牵头、相关电网企业及大型发电集团参与共同搭建的，旨在建立全国电力交易信息的采集、分析和共享机制，为各级有关部门监管、各类市场主体生产经营并参与电力市场交易提供决策参考。2017年上半年进入电力交易数据共享平台的企业为国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司和10家大型发电集团（以下简称大型发电集团），大型发电集团包括：华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、国电投集团、神华集团、三峡集团、浙能集团、粤电集团和中核集团。电网公司共享的是所属电网区域的销售电量（统调发受电量）及其市场交易数据，其中跨区、跨省交易电量计入受端省份；大型发电集团共享的是发电企业上网电量及其市场交易电量、电价数据，其中跨区、跨省交易电量计入上网侧（送端）省份。一、总体情况上半年，全国市场化交易电量6442亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到21.7%。跨省、跨区交易电量1733亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重26.9%。二、分区域、分省电力交易情况上半年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合计为29642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6442亿千瓦时，销售电量市场化率达到21.7%，其中，各省内市场交易电量4708亿千瓦时，省间（含跨区）市场交易电量合计1733亿千瓦时。分区域来看，南方、西北、华北、华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了20%，其中南方区域达到了30%；华中区域低于全国水平只有10%，但是重庆超过30%。上半年六大电网区域市场化交易电量见图1。图1上半年六大电网区域市场化交易电量图分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份依序为广东、江苏、山东，分别为1189亿千瓦时、678亿千瓦时、537亿千瓦时；外受电市场交易电量排序前三名的省份是广东、山东、浙江，分别为702亿千瓦时、197亿千瓦时、135亿千瓦时，显然这三个省份的跨省受电交易活跃，带动当地市场交易电量大幅提高，其中广东跨省受入（主要受入云南、贵州电量）交易电量占当地交易电量比重达到了59%。全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、蒙西、广东，分别为57.3%、39.3%、37.2%。上半年交易电量及销售电量市场化率分省情况见图2。图2上半年分省交易电量及销售电量市场化率图三、大型发电集团参与市场化电力交易情况上半年，大型发电集团合计市场化交易电量3707亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重57.5%，占大型发电集团上网电量比重（即上网电量市场化率）25.8%，大型发电集团省间（含跨区）市场化交易电量合计369亿千瓦时，占其市场化交易电量比重16.1%。上半年，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2%、核电2.3%；各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时、光伏发电0.85元/千瓦时、气电0.5元千瓦时、核电0.38元/千瓦时。（一）煤电上半年，大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%；市场化交易电量2936亿千瓦时，其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时。煤电上网电量平均电价（计划与市场电量综合平均电价，以下同）为0.347元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省送出交易）平均电价0.315元/千瓦时。二季度，上网电量5093亿千瓦时，环比增长12.8%。市场化交易电量为1761亿千瓦时，环比增长47%上半年大型发电集团煤电上网发电量市场化率达到27.9%。上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况见图3。图3上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况图分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省，达到了98.8%，其次是甘肃、青海、宁夏、重庆，分别为83%、61.5%、55.3%和55.1%。从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易电价为0.24元/千瓦时，降幅0.1元/千瓦时，其次为江西和广东，降幅分别为0.09元/千瓦时、0.08元/千瓦时。和一季度相比，二季度煤电交易价格环比提高幅度较大的省份为吉林、福建，涨幅约为0.06元/千瓦时，其次为山东、辽宁、山西，环比涨幅约为0.02元/千瓦时。环比降幅较大的省份为宁夏、重庆、上海、黑龙江、江西，降幅均在0.03元/千瓦时左右。上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较情况见图4。图4上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较图（二）气电上半年，大型发电集团气电机组累计上网电量300亿千瓦时，占其总上网电量的2%。二季度上网电量163亿千瓦时，环比增长19%。目前气电机组参与市场交易的只有广东省，上半年累计交易规模为6.63亿千瓦时，平均交易电价为0.5元/千瓦时，按照广东省已核准气电机组标杆电价0.745元/千瓦时计算，降幅为0.245元/千瓦时。（三）水电上半年，大型发电集团水电机组累计上网电量2339亿千瓦时，占其总上网电量的16.3%；市场交易电量527亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量为243.亿千瓦时。上半年大型发电集团水电上网电量市场化率达到22.5%。二季度上网电量1337亿千瓦时，环比增长39.4%；市场化交易电量为169亿千瓦时，受计划电量需求增加的影响，环比减少52%。云南省和四川省作为水电大省，上网电量和市场交易电量规模均领先其他省份。上半年，大型发电集团在云南省和四川省水电上网（含跨区、跨省）电量分别为542亿千瓦时、303亿千瓦时，平均上网电价分别为0.21元/千瓦时、0.31元/千瓦时；上半年大型发电集团在云南、四川的水电上网市场化交易电量规模分别达到了433.64和83.38亿千瓦时，其中省间（含跨区）交易电量占比分别达到了48%和40.5%。云南、四川的大型发电集团水电上网电量市场化率较高，已分别达到了80%和28%，平均交易电价分别为0.22元/千瓦时、0.24元/千瓦时。上半年大型发电集团水电市场交易分省情况见图5。图52017年上半年大型发电集团水电市场交易分省情况图（四）风电上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量708亿千瓦时，占其总上网电量的5%；市场化交易电量132亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量54.58亿千瓦时。二季度上网电量388亿千瓦时，环比增长21.3%；市场交易电量为79亿千瓦时，环比增长49%。上半年大型发电集团风电上网电量市场化率达到18.6%。分省来看，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有13个，其中交易电量最多的三个省份是新疆、云南和内蒙古，分别为33.2亿千瓦时、26.6亿千瓦时和21.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.44元/千瓦时、0.38元/千瓦时和0.34元/千瓦时。上半年大型发电集团风电分省市场交易情况见图6。图6上半年大型发电集团风电分省市场交易情况图上半年，大型发电集团风电上网电量市场化率达到30%以上的省份有5个，分别为青海、新疆、云南、甘肃和宁夏，市场化率分别达到了100%、50.5%、47.6%、38.4%和31.8%。（五）光伏发电上半年，大型发电集团光伏发电累计上网电量80亿千瓦时，占其总上网电量的0.6%；市场交易电量18.1亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量4.4亿千瓦时。二季度上网电量47.12亿千瓦时，环比增长44%；市场化交易电量为10.6亿千瓦时，环比增长40%。上半年大型发电集团光伏上网电量市场化率达到22.6%。分省来看，大型发电集团参加光伏发电市场化交易的省份一共有8个，其中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为8.25亿千瓦时、4.79亿千瓦时和2.13亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.93元/千瓦时、0.77元/千瓦时和0.84元/千瓦时。光伏发电上网电量市场化率达到20%以上的省份有5个，分别为云南、青海、新疆、甘肃和宁夏，市场化程度分别达到了86%、84%、48%、46%和22%。上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况见图7。图72017年上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况图 原标题:2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析",中电联行业发展与环境资源部,北极星输配电网,,"2017/8/31 8:26:46",电力市场,"电力市场 电力交易 电网企业",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析
61,"2017-09-17 22:37:56",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083108292096.jpg,99,"2017-09-17 22:37:56",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析,2017-08-31,"北极星输配电网讯:全国电力市场电力交易数据共享平台是由中电联牵头、相关电网企业及大型发电集团参与共同搭建的，旨在建立全国电力交易信息的采集、分析和共享机制，为各级有关部门监管、各类市场主体生产经营并参与电力市场交易提供决策参考。2017年上半年进入电力交易数据共享平台的企业为国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司和10家大型发电集团（以下简称大型发电集团），大型发电集团包括：华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、国电投集团、神华集团、三峡集团、浙能集团、粤电集团和中核集团。电网公司共享的是所属电网区域的销售电量（统调发受电量）及其市场交易数据，其中跨区、跨省交易电量计入受端省份；大型发电集团共享的是发电企业上网电量及其市场交易电量、电价数据，其中跨区、跨省交易电量计入上网侧（送端）省份。一、总体情况上半年，全国市场化交易电量6442亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到21.7%。跨省、跨区交易电量1733亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重26.9%。二、分区域、分省电力交易情况上半年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合计为29642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6442亿千瓦时，销售电量市场化率达到21.7%，其中，各省内市场交易电量4708亿千瓦时，省间（含跨区）市场交易电量合计1733亿千瓦时。分区域来看，南方、西北、华北、华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了20%，其中南方区域达到了30%；华中区域低于全国水平只有10%，但是重庆超过30%。上半年六大电网区域市场化交易电量见图1。图1上半年六大电网区域市场化交易电量图分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份依序为广东、江苏、山东，分别为1189亿千瓦时、678亿千瓦时、537亿千瓦时；外受电市场交易电量排序前三名的省份是广东、山东、浙江，分别为702亿千瓦时、197亿千瓦时、135亿千瓦时，显然这三个省份的跨省受电交易活跃，带动当地市场交易电量大幅提高，其中广东跨省受入（主要受入云南、贵州电量）交易电量占当地交易电量比重达到了59%。全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、蒙西、广东，分别为57.3%、39.3%、37.2%。上半年交易电量及销售电量市场化率分省情况见图2。图2上半年分省交易电量及销售电量市场化率图三、大型发电集团参与市场化电力交易情况上半年，大型发电集团合计市场化交易电量3707亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重57.5%，占大型发电集团上网电量比重（即上网电量市场化率）25.8%，大型发电集团省间（含跨区）市场化交易电量合计369亿千瓦时，占其市场化交易电量比重16.1%。上半年，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2%、核电2.3%；各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时、光伏发电0.85元/千瓦时、气电0.5元千瓦时、核电0.38元/千瓦时。（一）煤电上半年，大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%；市场化交易电量2936亿千瓦时，其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时。煤电上网电量平均电价（计划与市场电量综合平均电价，以下同）为0.347元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省送出交易）平均电价0.315元/千瓦时。二季度，上网电量5093亿千瓦时，环比增长12.8%。市场化交易电量为1761亿千瓦时，环比增长47%上半年大型发电集团煤电上网发电量市场化率达到27.9%。上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况见图3。图3上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况图分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省，达到了98.8%，其次是甘肃、青海、宁夏、重庆，分别为83%、61.5%、55.3%和55.1%。从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易电价为0.24元/千瓦时，降幅0.1元/千瓦时，其次为江西和广东，降幅分别为0.09元/千瓦时、0.08元/千瓦时。和一季度相比，二季度煤电交易价格环比提高幅度较大的省份为吉林、福建，涨幅约为0.06元/千瓦时，其次为山东、辽宁、山西，环比涨幅约为0.02元/千瓦时。环比降幅较大的省份为宁夏、重庆、上海、黑龙江、江西，降幅均在0.03元/千瓦时左右。上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较情况见图4。图4上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较图（二）气电上半年，大型发电集团气电机组累计上网电量300亿千瓦时，占其总上网电量的2%。二季度上网电量163亿千瓦时，环比增长19%。目前气电机组参与市场交易的只有广东省，上半年累计交易规模为6.63亿千瓦时，平均交易电价为0.5元/千瓦时，按照广东省已核准气电机组标杆电价0.745元/千瓦时计算，降幅为0.245元/千瓦时。（三）水电上半年，大型发电集团水电机组累计上网电量2339亿千瓦时，占其总上网电量的16.3%；市场交易电量527亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量为243.亿千瓦时。上半年大型发电集团水电上网电量市场化率达到22.5%。二季度上网电量1337亿千瓦时，环比增长39.4%；市场化交易电量为169亿千瓦时，受计划电量需求增加的影响，环比减少52%。云南省和四川省作为水电大省，上网电量和市场交易电量规模均领先其他省份。上半年，大型发电集团在云南省和四川省水电上网（含跨区、跨省）电量分别为542亿千瓦时、303亿千瓦时，平均上网电价分别为0.21元/千瓦时、0.31元/千瓦时；上半年大型发电集团在云南、四川的水电上网市场化交易电量规模分别达到了433.64和83.38亿千瓦时，其中省间（含跨区）交易电量占比分别达到了48%和40.5%。云南、四川的大型发电集团水电上网电量市场化率较高，已分别达到了80%和28%，平均交易电价分别为0.22元/千瓦时、0.24元/千瓦时。上半年大型发电集团水电市场交易分省情况见图5。图52017年上半年大型发电集团水电市场交易分省情况图（四）风电上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量708亿千瓦时，占其总上网电量的5%；市场化交易电量132亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量54.58亿千瓦时。二季度上网电量388亿千瓦时，环比增长21.3%；市场交易电量为79亿千瓦时，环比增长49%。上半年大型发电集团风电上网电量市场化率达到18.6%。分省来看，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有13个，其中交易电量最多的三个省份是新疆、云南和内蒙古，分别为33.2亿千瓦时、26.6亿千瓦时和21.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.44元/千瓦时、0.38元/千瓦时和0.34元/千瓦时。上半年大型发电集团风电分省市场交易情况见图6。图6上半年大型发电集团风电分省市场交易情况图上半年，大型发电集团风电上网电量市场化率达到30%以上的省份有5个，分别为青海、新疆、云南、甘肃和宁夏，市场化率分别达到了100%、50.5%、47.6%、38.4%和31.8%。（五）光伏发电上半年，大型发电集团光伏发电累计上网电量80亿千瓦时，占其总上网电量的0.6%；市场交易电量18.1亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量4.4亿千瓦时。二季度上网电量47.12亿千瓦时，环比增长44%；市场化交易电量为10.6亿千瓦时，环比增长40%。上半年大型发电集团光伏上网电量市场化率达到22.6%。分省来看，大型发电集团参加光伏发电市场化交易的省份一共有8个，其中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为8.25亿千瓦时、4.79亿千瓦时和2.13亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.93元/千瓦时、0.77元/千瓦时和0.84元/千瓦时。光伏发电上网电量市场化率达到20%以上的省份有5个，分别为云南、青海、新疆、甘肃和宁夏，市场化程度分别达到了86%、84%、48%、46%和22%。上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况见图7。图72017年上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况图 原标题:2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析",中电联行业发展与环境资源部,北极星输配电网,,"2017/8/31 8:26:46",电力市场,"电力市场 电力交易 电网企业",2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析
62,"2017-09-17 22:37:59",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083008465096.png,100,"2017-09-17 22:37:59",《山东电网2017-2019年输配电价》发布,2017-08-30,"北极星输配电网讯:本网日前从山东省物价局获悉，山东电网2017-2019年输配电价有关事项已经发布，通知中对山东电网输配电价标准、输配电价监管、配套改革措施等有关事项进行了公布。详情如下：山东省物价局关于山东电网2017-2019年输配电价有关事项的通知鲁价格一发〔2017〕80号各市物价局、国网山东省电力公司，山东电力交易中心：为加快推进电价市场化改革，建立科学合理的输配电价形成机制，根据国家发展改革委《关于核定河南等12个省级电网2017-2019年输配电价的通知》(发改价格?2017?1261号)规定，现就国网山东省电力公司(以下简称“山东电网”)2017-2019年输配电价有关事项通知如下：一、输配电价标准山东电网2017-2019年输配电价标准详见附件。国家核定我省输配电价后腾出的电价空间，主要用于推进全省大工业用电同价，降低工商用电负担，具体调整标准按照《山东省物价局关于调整电价结构有关事项的通知》(鲁价格一发?2017?60 号)有关规定执行。二、输配电价监管研究制定科学、规范、透明的输配电价监管制度，建立健全以电网企业有效资产为基础，对其投资、收入、成本、价格等情况进行全方位监管的新模式。具体监管措施根据《山东省输配电价改革实施方案》另行制定。三、配套改革措施(一)推进发电侧和销售侧电价市场化改革。自2017年7月1日起，参与市场交易的发电企业上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定,山东电网按照本《通知》公布的输配电价标准收取过网费用。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)和政府性基金及附加组成。未参与电力市场交易的用户,执行政府规定的电价。原《山东省物价局关于公布发电企业电力直接交易基准价格的通知》(鲁价格一函〔2017〕28号)同时废止。(二)推进电价交叉补贴改革。结合我省电价改革进程，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。请山东电网于2017年12月31日前申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经我局审核后报国家发展改革委。(三)明确燃煤发电机组参与电力市场交易环保电价政策。经我局核定执行脱硫、脱硝、除尘电价的燃煤发电机组参与电力市场交易，通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定的上网电价，均包含脱硫、脱硝、除尘电价，并根据有关规定进行考核;核定执行超低排放电价的机组，在市场价格基础上，由山东电网根据现行超低排放电价政策另行结算超低排放补贴电费。上述环保电价政策根据国家有关规定适时调整。四、其他事项(一)输配电价核定后，为加快我省可再生能源发电领域科技创新和新旧动能转换，根据省委、省政府《关于推进价格机制改革的实施意见》(鲁发?2016?20号)实施“精准补贴”要求和《山东省新能源和可再生能源中长期发展规划(2016-2030年)》建立可再生能源价格补贴退出机制意见，自2017年7月1日起，对具有技术示范性、引领性的可再生能源发电项目实施“精准补贴”，一般性项目电价补贴政策同时停止。具体“精准补贴”意见另行确定。(二)各级价格主管部门要加强监管，确保相关价格政策落实到位。执行中遇到的问题，请及时报告。附件：2017-2019年山东电网输配电价表点击下载.pdf山东省物价局2017年8月25日",北极星输配电网,北极星输配电网,,"2017/8/30 14:37:42",电力市场,"输配电价 输配电价改革 山东",
63,"2017-09-17 22:39:09",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082913281467.png,114,"2017-09-17 22:39:09",2017年中国电力市场中期数据报告之供需形势,2017-08-29,"北极星输配电网讯:今年上半年，我国全社会用电量29508亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高3.7个百分点。总体上看，我国电力供需形势总体表现平稳，局部地区发电侧产能过剩现象较为突出。中电传媒电力传媒数据研发中心跟踪数据显示，从需求侧上看，上半年，我国各区域全社会用电量增长强劲。全社会用电量增长超过10%省份高达14个，且主要集中在西北、华北地区，那南方、华东、东北地区全社会用电量增速相对较低；从供给侧上看，我国发电量超过10%的省份为7个，主要集中在西北、南方地区，但是也有5个省（自治区、直辖市）发电量出现了一定的下滑，分别为北京、上海、重庆、广西、贵州。中电传媒电力传媒数据研发中心分析显示，我国用电负荷“东南高西北低”的现状短期内难以改变，但是随着我国产业结构调整的加速，西部、北部区域正在成为我国经济增长的重要推动力，这直接带动西北、华北地区用电负荷增长率的大幅度攀升。预计，“西北高东南低”的格局或将成为我国全社会用电量增速主要趋势而延续更长时间。西北地区全社会用电量增速领跑全国从我国主要用电负荷分布上看，东部地区依然是我国主要负荷区域。今年上半年，全社会用电量高于2000亿千瓦时的省份均处于该区域，分别为山东、江苏、广东，用电量分别达到2737亿千瓦时、2664亿千瓦时、2682亿千瓦时。我国全社会用电量介于1000-2000亿千瓦时的省份有6个，东部地区同样占3个，分别为辽宁、河北、浙江，用电量分别达到1008亿千瓦时、1658亿千瓦时、1880亿千瓦时。我国北部、中部地区占据3个，分别为内蒙古、河南、四川，用电量分别为达到1991亿千瓦时、1514亿千瓦时、1030亿千瓦时。与去年同期相比，今年上半年，我国西北地区全社会用电量增速相对较高，其中西北6省（自治区）中，增速超过10%，达到4个，分别为陕西、宁夏、新疆、西藏。特别是西藏增速高达21.94%，成为我国增长最快的地区。其次为华北区域的山西、内蒙古、以及南方区域的贵州，增速同样超过了10%中电传媒电力传媒数据研发中心预计，随着我国经济结构的调整，华东、南方地区产业升级加速，产业结构趋于合理，逐步摆脱对高载能产业的依赖，这是我国华东、南方地区全社会用电量增速平稳的主要原因。西北、华北区域是我国主要的重工业聚集区域，受到宏观经济回暖影响，采矿、冶金、化工产业向好，从而拉动地区全社会用电量增速大幅度上升。我国电力供应较为宽松受到全社会用电量大幅度增长拉动，今年上半年，我国全社会发电量也出现了大幅度增长，数据显示，上半年，全国规模以上电厂发电量29598亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高5.3个百分点。虽然我国全社会用电量大幅提升，但是我国电力供应空间依然较为宽松。从发电总量上看，我国发电超过2000亿千瓦时的省份有3个，分别为山东、江苏、广东，发电量分别为2592亿千瓦时、2361亿千瓦时、2121亿千瓦时。发电量介于1000-2000亿千瓦时的省份为10个，其中华北区域3个，分别为河北、山西、内蒙古；华中区域3个分别为河南、湖北、四川；华东区域2个，分别为安徽、浙江；南方和西北区域各有1个，分别为云南、新疆。与去年同期相比，我国发电量增速超过10%的省份达到6个，分别为天津、江西、云南、广东、西藏、宁夏，其中宁夏同比增长26%，成为全国增长最快的地区。值得指出的，今年上半年，受到环保政策、以及当地经济结构调整影响，我国有5省份发电量出现了下滑，分别是北京、重庆、上海、广西、贵州，幅度分别为-6.9%、-0.7%、-0.5%、-1.4%、1.9%。中电传媒电力传媒数据研发中心分析显示，上半年，我国电力供应总体较为宽松，局部地区发电侧冗余现象较为明显，这也为我国电力体制改革提供了较为宽松的环境。预计，未来，我国发电侧产业结构优化步伐或将逐步加快，清洁电力比重将会得到大幅度提升，我国的发电侧产业结构也将更加健康、合理。 原标题:2017年中国电力市场中期数据报告之供需形势",中电传媒电力传媒数据研发中心,北极星输配电网,,"2017/8/29 13:29:20",电力市场,"全社会用电量 电力供应 用电负荷",2017年中国电力市场中期数据报告之供需形势
64,"2017-09-17 22:39:09",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082913284580.png,114,"2017-09-17 22:39:09",2017年中国电力市场中期数据报告之供需形势,2017-08-29,"北极星输配电网讯:今年上半年，我国全社会用电量29508亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高3.7个百分点。总体上看，我国电力供需形势总体表现平稳，局部地区发电侧产能过剩现象较为突出。中电传媒电力传媒数据研发中心跟踪数据显示，从需求侧上看，上半年，我国各区域全社会用电量增长强劲。全社会用电量增长超过10%省份高达14个，且主要集中在西北、华北地区，那南方、华东、东北地区全社会用电量增速相对较低；从供给侧上看，我国发电量超过10%的省份为7个，主要集中在西北、南方地区，但是也有5个省（自治区、直辖市）发电量出现了一定的下滑，分别为北京、上海、重庆、广西、贵州。中电传媒电力传媒数据研发中心分析显示，我国用电负荷“东南高西北低”的现状短期内难以改变，但是随着我国产业结构调整的加速，西部、北部区域正在成为我国经济增长的重要推动力，这直接带动西北、华北地区用电负荷增长率的大幅度攀升。预计，“西北高东南低”的格局或将成为我国全社会用电量增速主要趋势而延续更长时间。西北地区全社会用电量增速领跑全国从我国主要用电负荷分布上看，东部地区依然是我国主要负荷区域。今年上半年，全社会用电量高于2000亿千瓦时的省份均处于该区域，分别为山东、江苏、广东，用电量分别达到2737亿千瓦时、2664亿千瓦时、2682亿千瓦时。我国全社会用电量介于1000-2000亿千瓦时的省份有6个，东部地区同样占3个，分别为辽宁、河北、浙江，用电量分别达到1008亿千瓦时、1658亿千瓦时、1880亿千瓦时。我国北部、中部地区占据3个，分别为内蒙古、河南、四川，用电量分别为达到1991亿千瓦时、1514亿千瓦时、1030亿千瓦时。与去年同期相比，今年上半年，我国西北地区全社会用电量增速相对较高，其中西北6省（自治区）中，增速超过10%，达到4个，分别为陕西、宁夏、新疆、西藏。特别是西藏增速高达21.94%，成为我国增长最快的地区。其次为华北区域的山西、内蒙古、以及南方区域的贵州，增速同样超过了10%中电传媒电力传媒数据研发中心预计，随着我国经济结构的调整，华东、南方地区产业升级加速，产业结构趋于合理，逐步摆脱对高载能产业的依赖，这是我国华东、南方地区全社会用电量增速平稳的主要原因。西北、华北区域是我国主要的重工业聚集区域，受到宏观经济回暖影响，采矿、冶金、化工产业向好，从而拉动地区全社会用电量增速大幅度上升。我国电力供应较为宽松受到全社会用电量大幅度增长拉动，今年上半年，我国全社会发电量也出现了大幅度增长，数据显示，上半年，全国规模以上电厂发电量29598亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高5.3个百分点。虽然我国全社会用电量大幅提升，但是我国电力供应空间依然较为宽松。从发电总量上看，我国发电超过2000亿千瓦时的省份有3个，分别为山东、江苏、广东，发电量分别为2592亿千瓦时、2361亿千瓦时、2121亿千瓦时。发电量介于1000-2000亿千瓦时的省份为10个，其中华北区域3个，分别为河北、山西、内蒙古；华中区域3个分别为河南、湖北、四川；华东区域2个，分别为安徽、浙江；南方和西北区域各有1个，分别为云南、新疆。与去年同期相比，我国发电量增速超过10%的省份达到6个，分别为天津、江西、云南、广东、西藏、宁夏，其中宁夏同比增长26%，成为全国增长最快的地区。值得指出的，今年上半年，受到环保政策、以及当地经济结构调整影响，我国有5省份发电量出现了下滑，分别是北京、重庆、上海、广西、贵州，幅度分别为-6.9%、-0.7%、-0.5%、-1.4%、1.9%。中电传媒电力传媒数据研发中心分析显示，上半年，我国电力供应总体较为宽松，局部地区发电侧冗余现象较为明显，这也为我国电力体制改革提供了较为宽松的环境。预计，未来，我国发电侧产业结构优化步伐或将逐步加快，清洁电力比重将会得到大幅度提升，我国的发电侧产业结构也将更加健康、合理。 原标题:2017年中国电力市场中期数据报告之供需形势",中电传媒电力传媒数据研发中心,北极星输配电网,,"2017/8/29 13:29:20",电力市场,"全社会用电量 电力供应 用电负荷",2017年中国电力市场中期数据报告之供需形势
65,"2017-09-17 22:39:13",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082911024622.jpg,115,"2017-09-17 22:39:13",首轮输配电价格改革试点全面完成,2017-08-29,"北极星输配电网讯:首轮输配电价格改革试点全面完成——今年用电成本将下降1000亿元国家发展改革委7月26日举行新闻发布会，介绍输配电价改革和价格市场化程度测算有关情况。据介绍，截至目前，首轮输配电价改革试点已经全面完成，经各省级人民政府和国家发展改革委审核后的输配电价已陆续向社会公布。通过实施输配电价改革等措施，预计今年仅电价降价方面就可降成本1000亿元。电价改革“建机制、降成本、推市场”国家发改委新闻发言人孟玮表示，国家发改委高度重视电力价格改革工作，将输配电价改革试点作为突破口和重要抓手，按照“管住中间、放开两头”的要求，全面推进试点工作，为实现市场化交易创造有利条件。自2014年12月输配电价改革首先在深圳电网和蒙西电网“破冰”后，输配电价改革由点及面逐步扩大，到今年6月底，省级电网全部进行了输配电价改革，实现了全国的覆盖。输配电价改革被称为整个电力体制改革中“硬骨头”中的“硬骨头”，推进面临着制定依据、电量增长和投资之间的匹配、成本监审等问题和挑战。国家发改委价格司巡视员张满英表示，输配电价改革亮点可概括为“建机制、降成本、推市场”。首先，着力建机制。《省级电网输配电价定价办法》《输配电定价成本监审办法》先后制定出台，标志着我国初步建立了科学、规范、透明的输配电价监管体系。该体系具有两个特点：一是独立的输配电价的监管体系，将“准许成本加上合理收益”作为主要原则；二是引入现代激励性监管的理念，建立约束机制和利益分享机制，激励监管对象电网企业压缩投资，减少投资冲动，控制成本。其次，合理降成本。对电网企业涉及与输配电价不相关的资产，不合理的成本、费用支出，要加以剔除，进行严格的成本监审。从统计数据看，不相关的资产或不合理的成本金额为1180亿元，所占比例为14.5%。输配电价改革后，平均输配电价比现行购销价差，平均每千瓦时减少将近1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元。其中，2015年、2016年完成的输配电价改革，降价100亿元，今年是输配电价改革力度最大的一年，完成降价380亿元。再次，推进市场化进程。输配电价改革目的之一，是促进市场发育和市场交易。2016年，我国电力市场化交易比例已达22.25%。预计今年年底，全国包括电力直接交易、发电权交易、跨省送电交易等在内的电力市场化规模将达2万亿千瓦时，占电网销售电量的35%，同比增长50%。为实体经济减轻负担深化电力体制改革和电价机制改革，合理降低电力价格，是供给侧结构性改革的重要组成部分。“今年国务院确定的1万亿元的降成本任务和目标中，作为电价方面，预计降价贡献是1000亿元。”张满英表示，为减轻实体经济负担，今年国家发改委在电价方面采取了很多措施，除了输配电价改革外，还有“两降低、三取消”。“两降低”，就是降低通过电价征收的政府性基金及附加，一个是重大水利工程建设基金，一个是大中型水库移民后期扶持资金。征收标准降25%，降价金额为160亿元；“三取消”，包括取消通过电价征收的城市公共事业附加、取消电气化铁路还贷电价、取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金。城市公用事业附加涉及的降价金额是350亿元，电气化铁路还贷电价是60亿元，工业企业结构调整专项资金是390亿元。这些措施降低了实体经济的用能成本。据介绍，电价降价1000亿元包括：取消城市公共事业附加，涉及金额350亿元；取消电气化铁路还贷电价，涉及金额60亿元；输配电价改革，今年完成的降价是380亿元。此外，通过各省电力市场化交易也会直接降价，预计新增降低电价逾180亿元。 原标题:首轮输配电价格改革试点全面完成",经济日报,北极星输配电网,周雷,"2017/8/29 11:37:35",电力市场,"输配电价 输配电价改革 电力体制改革",首轮输配电价格改革试点全面完成
66,"2017-09-17 22:39:25",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082910390343.jpg,118,"2017-09-17 22:39:25",【行业分析】探索供给侧与需求侧良性互动,2017-08-29,"北极星输配电网讯:近日，国家发展改革委公布关于张家港保税区推进电力需求侧管理试点的复函，制定江苏省张家港保税区智慧用电示范园区实施方案。随着国家电力体制改革的不断推进，电力资源已逐步回归其商品属性。与此同时，互联网在能源领域掀起新一轮的技术与产业革命，新形势下加快能源生产与消费领域的新型市场机制探索和新技术综合利用是亟待开展的一项重要工作。为此，在张家港保税区开展智慧用电示范园区建设工作，以园区为单位深化需求侧管理，提高用能精细化和智能化管理水平，以“电”带面，水、电、气多能互联，挖掘系统性节能潜力，并建设虚拟调峰调频电厂，探索供给侧与需求侧的良性互动机制，既有利于促进资源优化配置和节能减排，又有利于提升工业企业生产的智能化水平，降低实体经济用能成本，提升企业竞争力。本次张家港园区建设方案提出在园区内建设虚拟电厂、云平台两项设施。虚拟电厂是指运用控制、计量、通信等技术，将各类分布式发电资源（分布式光伏发电、电动汽车充换电站、余热发电等）整合在一起形成的集成电厂。本次在园区内将建成虚拟电厂，并具备200兆瓦调峰调频能力，实现对园区内最大负荷的有效控制，保障园区内最大网供负荷增速显著低于园区GDP增速，提高园区内资源综合利用效率。云平台可对接园区内发、输、配、售、用电及其他多种能源消耗数据，进行数据积累，着力数据分析挖掘，提供数据支撑服务，为电力用户提供需求侧管理。全面整合需求侧管理技术，智能用电解决方案崭露头角。包括云平台和虚拟电厂在内的智慧园区解决方案将广泛运用到能源互联网及智能配用电软硬件，全面整合需求侧管理技术。具体技术包括：控制技术、智能计量技术与信息通信技术。控制技术可有效调度各类分布式能源，保障电网安全稳定运行；智能计量技术可自动测量和读取用户侧的能源消耗量，作为需求侧管理的数据基础；信息通信技术可实现控制终端与设备终端的双向通信，接收各个单元的状态信息，并向控制目标发送控制信号。张家港保税区拟尝试以PPP模式结合财政和社会资金建设区域用能在线监测平台，坚持平台资产国有性、服务公益性、运营透明性的原则，通过园区统一指导与实施，以园区为基础打通能源服务产业链，形成完整的商业生态，建立能源服务的长效机制，PPP模式下由园区政府财政和民间资本共同出资成立公司，SPV公司的组建和业务运营受张家港市发展改革委、园区管委会监管。本次园区管理平台采用的PPP模式与增量配网PPP模式有相通之处。此次江苏省需求侧管理的试点经验，将为全国性需求侧管理政策出台提供参考，进一步激发需求侧管理相关配套政策。PPP模式的推广也有望使得智慧能源管理系统在增量配网园区中得到广泛应用。 原标题:行业分析丨探索供给侧与需求侧良性互动",中国电力报,北极星输配电网,王若曦,"2017/8/29 10:40:32",电力市场,"电力体制改革 需求侧管理 增量配网",行业分析丨探索供给侧与需求侧良性互动
67,"2017-09-17 22:39:25",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082910392139.jpg,118,"2017-09-17 22:39:25",【行业分析】探索供给侧与需求侧良性互动,2017-08-29,"北极星输配电网讯:近日，国家发展改革委公布关于张家港保税区推进电力需求侧管理试点的复函，制定江苏省张家港保税区智慧用电示范园区实施方案。随着国家电力体制改革的不断推进，电力资源已逐步回归其商品属性。与此同时，互联网在能源领域掀起新一轮的技术与产业革命，新形势下加快能源生产与消费领域的新型市场机制探索和新技术综合利用是亟待开展的一项重要工作。为此，在张家港保税区开展智慧用电示范园区建设工作，以园区为单位深化需求侧管理，提高用能精细化和智能化管理水平，以“电”带面，水、电、气多能互联，挖掘系统性节能潜力，并建设虚拟调峰调频电厂，探索供给侧与需求侧的良性互动机制，既有利于促进资源优化配置和节能减排，又有利于提升工业企业生产的智能化水平，降低实体经济用能成本，提升企业竞争力。本次张家港园区建设方案提出在园区内建设虚拟电厂、云平台两项设施。虚拟电厂是指运用控制、计量、通信等技术，将各类分布式发电资源（分布式光伏发电、电动汽车充换电站、余热发电等）整合在一起形成的集成电厂。本次在园区内将建成虚拟电厂，并具备200兆瓦调峰调频能力，实现对园区内最大负荷的有效控制，保障园区内最大网供负荷增速显著低于园区GDP增速，提高园区内资源综合利用效率。云平台可对接园区内发、输、配、售、用电及其他多种能源消耗数据，进行数据积累，着力数据分析挖掘，提供数据支撑服务，为电力用户提供需求侧管理。全面整合需求侧管理技术，智能用电解决方案崭露头角。包括云平台和虚拟电厂在内的智慧园区解决方案将广泛运用到能源互联网及智能配用电软硬件，全面整合需求侧管理技术。具体技术包括：控制技术、智能计量技术与信息通信技术。控制技术可有效调度各类分布式能源，保障电网安全稳定运行；智能计量技术可自动测量和读取用户侧的能源消耗量，作为需求侧管理的数据基础；信息通信技术可实现控制终端与设备终端的双向通信，接收各个单元的状态信息，并向控制目标发送控制信号。张家港保税区拟尝试以PPP模式结合财政和社会资金建设区域用能在线监测平台，坚持平台资产国有性、服务公益性、运营透明性的原则，通过园区统一指导与实施，以园区为基础打通能源服务产业链，形成完整的商业生态，建立能源服务的长效机制，PPP模式下由园区政府财政和民间资本共同出资成立公司，SPV公司的组建和业务运营受张家港市发展改革委、园区管委会监管。本次园区管理平台采用的PPP模式与增量配网PPP模式有相通之处。此次江苏省需求侧管理的试点经验，将为全国性需求侧管理政策出台提供参考，进一步激发需求侧管理相关配套政策。PPP模式的推广也有望使得智慧能源管理系统在增量配网园区中得到广泛应用。 原标题:行业分析丨探索供给侧与需求侧良性互动",中国电力报,北极星输配电网,王若曦,"2017/8/29 10:40:32",电力市场,"电力体制改革 需求侧管理 增量配网",行业分析丨探索供给侧与需求侧良性互动
68,"2017-09-17 22:39:38",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082810195558.png,122,"2017-09-17 22:39:38",湖南省关于进一步规范电力用户进入电力市场准入注册工作的通知,2017-08-28,"北极星输配电网讯:关于进一步规范电力用户进入电力市场准入注册工作的通知湘经信能源[2017]593号各市州经信委，湖南电力交易中心有限公司：根据中共中央、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）及国家发改委、国家能源局批复湖南省的《湖南省电力体制改革综合试点实施方案》，我省积极推动电力市场化改革工作。其中，参与市场的电力用户的准入由我委组织各级经信部门办理，市场主体的注册工作由湖南电力交易中心有限公司办理。为进一步规范电力用户进入电力市场准入、注册工作，现就有关事项通知如下：1、坚持市场自主原则。坚持市场化改革是电力体制改革确定的基本原则之一。各级经信部门、湖南电力交易中心有限公司在办理准入、注册工作过程中，应严格按照市场自主原则，充分尊重市场主体意愿，积极引导各类市场主体按照市场原则参与电力市场，自主选择合作对象。不得强迫用电企业进入市场，不得拒绝符合条件的用电企业的准入、注册申请，不得以任何形式为用电企业指定合作对象（包括发电企业、售电公司等）。2、强化服务意识。各级经信部门、湖南电力交易中心有限公司要进一步强化服务意识，积极为用电企业解读政策、解答疑问，进一步简化办理流程，提高办理时效，及时为企业办理准入、注册等相关手续。3、防范廉政风险。各级经信部门、湖南电力交易中心有限公司要切实加强廉政建设，强化廉政意识，严格防范工作过程中可能出现的廉政风险。湖南省经济和信息化委员会 2017年8月24日",湖南省经济和信息化委员会,北极星输配电网,,"2017/8/28 10:22:24",电力市场,"电力体制改革 电力市场 电力用户",
69,"2017-09-17 22:39:38",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082810201583.png,122,"2017-09-17 22:39:38",湖南省关于进一步规范电力用户进入电力市场准入注册工作的通知,2017-08-28,"北极星输配电网讯:关于进一步规范电力用户进入电力市场准入注册工作的通知湘经信能源[2017]593号各市州经信委，湖南电力交易中心有限公司：根据中共中央、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）及国家发改委、国家能源局批复湖南省的《湖南省电力体制改革综合试点实施方案》，我省积极推动电力市场化改革工作。其中，参与市场的电力用户的准入由我委组织各级经信部门办理，市场主体的注册工作由湖南电力交易中心有限公司办理。为进一步规范电力用户进入电力市场准入、注册工作，现就有关事项通知如下：1、坚持市场自主原则。坚持市场化改革是电力体制改革确定的基本原则之一。各级经信部门、湖南电力交易中心有限公司在办理准入、注册工作过程中，应严格按照市场自主原则，充分尊重市场主体意愿，积极引导各类市场主体按照市场原则参与电力市场，自主选择合作对象。不得强迫用电企业进入市场，不得拒绝符合条件的用电企业的准入、注册申请，不得以任何形式为用电企业指定合作对象（包括发电企业、售电公司等）。2、强化服务意识。各级经信部门、湖南电力交易中心有限公司要进一步强化服务意识，积极为用电企业解读政策、解答疑问，进一步简化办理流程，提高办理时效，及时为企业办理准入、注册等相关手续。3、防范廉政风险。各级经信部门、湖南电力交易中心有限公司要切实加强廉政建设，强化廉政意识，严格防范工作过程中可能出现的廉政风险。湖南省经济和信息化委员会 2017年8月24日",湖南省经济和信息化委员会,北极星输配电网,,"2017/8/28 10:22:24",电力市场,"电力体制改革 电力市场 电力用户",
70,"2017-09-17 22:39:50",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082808540277.jpg,125,"2017-09-17 22:39:50","电力政策重点转向: 加强中国电力行业改革",2017-08-28,"北极星输配电网讯:过去几年间，中国对可再生能源发电行业的投资及其发电装机容量位居全球首位。事实上，2010年至2015年间， 中国对该行业的投资高达3770亿美元，大于位居二、三位的两国美国和德国的投资总和。当前，中国风电装机容量为150GW，太阳能光伏发电装机容量为77GW，大于诸如美国等国的这两个数字(分别为80GW和35GW)。在世界银行的RISE研究中，中国的表现远优于全球平均水平，成为东亚地区的领跑者，在很多方面即便未超过经合组织国家，也与这些国家不相上下。经合组织国家中，很多国家的投资和装机容量大大低于中国，但它们在多项可再生能源指标上的得分却高于中国。那么，为何存在这一差异呢?世行的可持续能源监管指标(RISE)研究成果可部分揭示个中原因。RISE研究成果于2017年2月发布，它实际上是一个在广度和深度上均未见先例的政策打分体系，从能源可及性、能效和可再生能源三方面对111个国家打分。该体系侧重这些国家的法规框架以及政策制定者直接责任范围内采取的措施。打分结果依据2015年底向指标体系团队提供的数据得出，同时经过了充分、严密的验证。RISE研究发现，中国面临的难题部分是能源政策无法控制和解释的。中国是世界第二大经济体，其大幅增长的电力需求创造了各类机会。大量技能型劳动力和大型供应链为当地建设经济有效的风电场和太阳能电厂创造了条件。此外，中国政府还采取了重要举措，吸引社会投资参与各行各业建设。政策框架的部分内容如果能得到强化，则有可能使中国的可再生资源得到进一步利用。2016年，全国平均弃电率为17%，这意味着17%的风电未能交付给最终消费者使用并因此而遭到浪费。中国可在其可再生能源法规框架中强化以下内容：1、统一的发电和输电规划架构。我们发现，中国既没有电力行业规模扩大计划，也没有考虑可再生能源扩大化的输电计划。不过，这一发现并未把即将发布的“十三五”规划纳入考虑。该规划将系统阐述发电和输电规划以及可再生能源开发事项。此外，能源行业各规划部门(国家发展和改革委员会、国家能源局、工业和信息化部、环境保护部)仍需协调确定电力需求最大的地区或行业。同中国其它政策一样，关键在于地方各级有效贯彻规划政策。2、优先调度可再生能源发电。尽管可再生能源发电厂享有优先上网资格，但发电并未根据运行成本(即经济调度模式)调度。中国仍实行“平均分配发电量”的调度模式，即每年向所有发电厂分配相同的运行时间(小时)，但不考虑其实际运行成本。此外，由于公用事业公司无需为任何形式的弃电支付补偿款或者所需的销售基础设施未及时建成，相关风险完全由项目建设单位承担。尽管这种情况不足以制约总投资，但可能会导致不确定性增大和财务上可行的项目减少。3、区域电力交易和并网。省域之间的电力交易仍有限，原因在于缺乏能够把发电集中在一起并便利各省之间交易的电力市场。这一点很重要，因为提高可变的可再生能源发电并网比重会减少电力供应波动。扩大电力统筹范围有助于增加系统稳定性。此外，行政壁垒和中国各省之间的竞争也阻碍了电力交易。中国怎样做才能弥合这些差距并更有效地向最终用户提供清洁电力?中国最新一轮电力行业改革旨在直面这一挑战。总体思路是使市场在资源配置中起决定性作用。随着国内生产总值和电力需求增速放缓，关键是要把思路从增加装机容量转向切实向消费者提供清洁能源。以下措施如得到强化，即可有助于向中国消费者提供更多绿色电力，进一步减少二氧化碳排放：1.放开批发和零售电力市场，采用经济调度模式。这样做有利于提供更多清洁能源，因其有助于优先调度边际发电成本通常最低的可再生电力。2.加强区域统筹制度，提升电网管理灵活度。随着间歇性可再生能源发电更多地并网，扩大电力统筹范围有助于增加系统稳定性。3.制定可行的减少弃电目标和时间表将有助于最终用户用上更多清洁能源。弃电率相对较低的省份应首先开始制定此类目标。例如，新疆在三年内将弃电率从40%降至10%的难度绝对要大于河北从9%降至3%的难度。4.使电网公司收入与售电量脱钩，允许它们收取固定的电网使用费和维护费。以前，中国电网公司的收入与其售电量挂钩。二者脱钩可鼓励中国有实力的公共事业公司逐步转向支持最终用户使用清洁能源、提高能效并配送可再生能源发电。深圳开展的试点项目被视为中国进一步发展可再生能源发电行业的典范。随着更多可再生能源发电进入电网系统，众多挑战和机遇将并存。可再生能源发电使用越多，其它各种能源发电的电价就会越低。中国规划者和监管者抢占已然在欧洲和美国部分州出现的这一势头，将是明智之举。 原标题:政策重点转向: 加强中国电力行业改革",嘿嘿电力heypower,北极星输配电网,"YAO ZHAO","2017/8/28 8:54:59",电力市场,"输电规划 区域电力交易 可再生能源发电","政策重点转向: 加强中国电力行业改革"
71,"2017-09-17 22:40:05",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082508360998.jpg,127,"2017-09-17 22:40:05",国网湖南：深入推进电力需求侧管理,2017-08-25,"北极星输配电网讯:8月22日，湖南省中医药研究院附属医院照明、空调设备节能改造全部完成，后续能效监测管理、节能管理平台正在紧张建设中。国网湖南省电力公司深入开拓大型用能单位的综合能源节能服务业务，因电力需求侧管理推进深入、社会节电比重较高和措施得力，近日在国家发改委公示的2016年电网企业实施电力需求侧管理目标责任完成情况中获通报表扬。近年来，国网湖南电力根据《电力需求侧管理办法》和《电网企业实施电力需求侧管理目标责任考核方案（试行）》要求，大力实施内部节能降损改造，积极开展社会节能服务市场，创新节能服务机制，完善信息化平台建设，有序开放发用电计划，深入推进大客户直接交易，取得了良好的经济效益和社会效益。在超额完成电力需求侧管理考核目标任务的同时，国网湖南电力积极创新节能项目市场化运营模式，采用合同能源管理（EMC）、设备租赁和建设移交（BT）等灵活多样的项目运作模式，激发合作各方投资节能项目的积极性；创新开发一体化的节能信息管理平台，以信息化手段固化省、市、县三级工作体系，实现县级挖掘与录入、市级审核与统计、省级分析与通报的常态工作机制。同时，该公司不断深化与政府的战略合作，持续引导和推动高能耗客户实施节能改造，投资建设涵盖余热余压利用、屋顶光伏发电、铸造中频炉改造、中央空调改造、配电设施无功补偿及谐波治理等多个领域的节能工程，社会项目节电量占总量的比例达到40.73%。 原标题:国网湖南电力深入推进电力需求侧管理",国家电网报,北极星输配电网,柴黎,"2017/8/25 8:38:31",电力市场,"电力需求侧管理 电网企业 无功补偿",国网湖南电力深入推进电力需求侧管理
72,"2017-09-17 22:40:05",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082508362366.jpg,127,"2017-09-17 22:40:05",国网湖南：深入推进电力需求侧管理,2017-08-25,"北极星输配电网讯:8月22日，湖南省中医药研究院附属医院照明、空调设备节能改造全部完成，后续能效监测管理、节能管理平台正在紧张建设中。国网湖南省电力公司深入开拓大型用能单位的综合能源节能服务业务，因电力需求侧管理推进深入、社会节电比重较高和措施得力，近日在国家发改委公示的2016年电网企业实施电力需求侧管理目标责任完成情况中获通报表扬。近年来，国网湖南电力根据《电力需求侧管理办法》和《电网企业实施电力需求侧管理目标责任考核方案（试行）》要求，大力实施内部节能降损改造，积极开展社会节能服务市场，创新节能服务机制，完善信息化平台建设，有序开放发用电计划，深入推进大客户直接交易，取得了良好的经济效益和社会效益。在超额完成电力需求侧管理考核目标任务的同时，国网湖南电力积极创新节能项目市场化运营模式，采用合同能源管理（EMC）、设备租赁和建设移交（BT）等灵活多样的项目运作模式，激发合作各方投资节能项目的积极性；创新开发一体化的节能信息管理平台，以信息化手段固化省、市、县三级工作体系，实现县级挖掘与录入、市级审核与统计、省级分析与通报的常态工作机制。同时，该公司不断深化与政府的战略合作，持续引导和推动高能耗客户实施节能改造，投资建设涵盖余热余压利用、屋顶光伏发电、铸造中频炉改造、中央空调改造、配电设施无功补偿及谐波治理等多个领域的节能工程，社会项目节电量占总量的比例达到40.73%。 原标题:国网湖南电力深入推进电力需求侧管理",国家电网报,北极星输配电网,柴黎,"2017/8/25 8:38:31",电力市场,"电力需求侧管理 电网企业 无功补偿",国网湖南电力深入推进电力需求侧管理
73,"2017-09-17 22:40:16",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082411485345.jpg,130,"2017-09-17 22:40:16",四川江安城乡用电将全面实现国网同价,2017-08-24,"北极星输配电网讯:从四川省江安县发展和改革局价格管理办公室获悉，预计从下月起江安县城乡用电即将全面实现国网同价，届时将按照省发改委电价文件执行时间要求，按实结算。据了解，四川省江安县一直着力于城乡用电国网同价的推进工作，已于2014年7月1日实现了居民用电与国网同价，城乡居民用电减轻了每度0.1336元用电负担，全县居民用电每年至少节约1642万元电费，老百姓深受实惠。为进一步增强群众的获得感和幸福感，该县又争取非居民的各类电价国网同价，今年终于获得省发改委相关批文，该县城乡用电即将全面实现与国网四川省电力公司(直供区)同价。据悉，国网同价后，该县非居民用电、商业用电、非普公(专)变用电、路灯污水处理用电、工业园区一般工商业用电、大工业用电、农业生产用电根据用电性质按照《四川电网目录销售电价表》归并为三类，即一般工商业及其他用电、大工业用电、农业生产用电。此次电价同价会涉及用电户12836户，所有电价都不同程度地下降，其中商业和非居民用电价降幅最大，分别下降0.46元/度和0.3796元/度，全县机关单位、工、商、农用电户每年可节约电费至少2000万元以上。当前，江安县电力公司按省发改委和省电力公司的要求正在紧张有序地进行同价系统调整和对接，有望在下月见实效，非居民用电将得到大幅下降，届时全县各行各业将分享到输配电价改革的红利。“我县城乡电价同网同价后，打破了我县工商业企业因电费高、生产成本高、产品竞争力较弱、招商引资处于劣势的局面，对我县经济发展有着重要而深远的意义。”该县发改局相关负责人说。 原标题:四川江安城乡用电即将全面实现国网同价",四川经济日报,北极星输配电网,"成容 申洪雁","2017/8/24 11:49:12",电力市场,"输配电价改革 大工业用电 国网同价",四川江安城乡用电即将全面实现国网同价
74,"2017-09-17 22:40:20",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081808551359.jpg,132,"2017-09-17 22:40:20",【干货】全国各省电价汇总——华东、东北、中南区域,2017-08-24,北极星输配电网讯:华东区域,恒华科技配售电服务,北极星输配电网,PSDservice,"2017/8/24 10:09:54",电力市场,"电价 输配电价 福建",
75,"2017-09-17 22:40:20",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081808553691.jpg,132,"2017-09-17 22:40:20",【干货】全国各省电价汇总——华东、东北、中南区域,2017-08-24,北极星输配电网讯:华东区域,恒华科技配售电服务,北极星输配电网,PSDservice,"2017/8/24 10:09:54",电力市场,"电价 输配电价 福建",
76,"2017-09-17 22:40:20",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081808560070.jpg,132,"2017-09-17 22:40:20",【干货】全国各省电价汇总——华东、东北、中南区域,2017-08-24,北极星输配电网讯:华东区域,恒华科技配售电服务,北极星输配电网,PSDservice,"2017/8/24 10:09:54",电力市场,"电价 输配电价 福建",
77,"2017-09-17 22:40:20",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081808570466.jpg,132,"2017-09-17 22:40:20",【干货】全国各省电价汇总——华东、东北、中南区域,2017-08-24,北极星输配电网讯:华东区域,恒华科技配售电服务,北极星输配电网,PSDservice,"2017/8/24 10:09:54",电力市场,"电价 输配电价 福建",
78,"2017-09-17 22:40:20",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081808564493.jpg,132,"2017-09-17 22:40:20",【干货】全国各省电价汇总——华东、东北、中南区域,2017-08-24,北极星输配电网讯:华东区域,恒华科技配售电服务,北极星输配电网,PSDservice,"2017/8/24 10:09:54",电力市场,"电价 输配电价 福建",
79,"2017-09-17 22:40:20",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081808573091.jpg,132,"2017-09-17 22:40:20",【干货】全国各省电价汇总——华东、东北、中南区域,2017-08-24,北极星输配电网讯:华东区域,恒华科技配售电服务,北极星输配电网,PSDservice,"2017/8/24 10:09:54",电力市场,"电价 输配电价 福建",
80,"2017-09-17 22:40:26",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082409350851.jpg,133,"2017-09-17 22:40:26",防风保电|南网迎战"天鸽"73.4万户恢复供电,2017-08-24,"北极星输配电网讯:今年第13号台风“天鸽”已于8月23日12时50分前后在广东珠海南部沿海登陆，登陆时中心最大风力14级（45米/秒），是今年以来登陆我国的最强台风。南方电网公司严阵以待，全力集结抢修力量，截至17时，已有73.4万户受影响用户恢复供电。受“天鸽”影响，截至8月23日17时，南方电网广东公司110千伏及以上变电站停运54座，已恢复27座；110千伏及以上线路跳闸272条，已恢复184条；影响客户191万户，已恢复70万户，受影响的一、二级重要用户12户均已恢复供电。该公司部署相关单位做好各项台风应对准备，累计出动抢修人员9330人，抢修车辆3011辆，应急发电车61辆，应急发电机44台。同时，安排2架直升机在珠海待命，多旋翼无人机80台、作业人员52人在珠海、江门等地待命，一旦天气条件允许，将随时开展应急堪灾、抢修复电工作。截至23日16时，广州电网总体运行正常，累计110千伏线路跳闸1条次，重合成功；10千伏线路跳闸35条次，剩18条次暂未恢复；累计停电用户5.6万户，已恢复3.4万户。南方电网广州供电局累计安排应急值守人员315人、应急抢修人员1238人、抢修车辆215辆、应急发电车46辆、发电机65台。“天鸽”威力下，截至23日18时，深圳电网10千伏线路累计跳闸70条次，尚未恢复35条，影响用户12546户。累计出动抢修人员858人次、抢修车辆307台次至抢修复电工作中，目前供电人员正全力组织抢修剩余未恢复线路。截至23日18时，南方电网公司继续保持II级应急响应，南方电网广东公司保持防风防汛II级应急响应，其中珠海供电局启动防风防汛I级应急响应；深圳供电局保持防风防汛I级应急响应；南方电网超高压公司、广州供电局均保持防风防汛II级应急响应；南方电网广西公司启动台风Ⅲ级应急响应。 广州供电局变电运行人员对设备进行特巡。杨林达摄8月23日14：35广东电网珠海香洲供电局南屏供电所党支部发挥冲锋带头作用，力所能及做好后勤安全保障工作，第一时间清理供电所出口树障，确保抢修复电快速通道畅通无阻。麦活文摄 原标题:防风保电|南网迎战""天鸽""73.4万户恢复供电",中国电力新闻网,北极星输配电网,陈细英,"2017/8/24 9:39:31",电力市场,"南方电网 防风保电 台风","防风保电|南网迎战""天鸽""73.4万户恢复供电"
81,"2017-09-17 22:40:26",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082409271925.jpg,133,"2017-09-17 22:40:26",防风保电|南网迎战"天鸽"73.4万户恢复供电,2017-08-24,"北极星输配电网讯:今年第13号台风“天鸽”已于8月23日12时50分前后在广东珠海南部沿海登陆，登陆时中心最大风力14级（45米/秒），是今年以来登陆我国的最强台风。南方电网公司严阵以待，全力集结抢修力量，截至17时，已有73.4万户受影响用户恢复供电。受“天鸽”影响，截至8月23日17时，南方电网广东公司110千伏及以上变电站停运54座，已恢复27座；110千伏及以上线路跳闸272条，已恢复184条；影响客户191万户，已恢复70万户，受影响的一、二级重要用户12户均已恢复供电。该公司部署相关单位做好各项台风应对准备，累计出动抢修人员9330人，抢修车辆3011辆，应急发电车61辆，应急发电机44台。同时，安排2架直升机在珠海待命，多旋翼无人机80台、作业人员52人在珠海、江门等地待命，一旦天气条件允许，将随时开展应急堪灾、抢修复电工作。截至23日16时，广州电网总体运行正常，累计110千伏线路跳闸1条次，重合成功；10千伏线路跳闸35条次，剩18条次暂未恢复；累计停电用户5.6万户，已恢复3.4万户。南方电网广州供电局累计安排应急值守人员315人、应急抢修人员1238人、抢修车辆215辆、应急发电车46辆、发电机65台。“天鸽”威力下，截至23日18时，深圳电网10千伏线路累计跳闸70条次，尚未恢复35条，影响用户12546户。累计出动抢修人员858人次、抢修车辆307台次至抢修复电工作中，目前供电人员正全力组织抢修剩余未恢复线路。截至23日18时，南方电网公司继续保持II级应急响应，南方电网广东公司保持防风防汛II级应急响应，其中珠海供电局启动防风防汛I级应急响应；深圳供电局保持防风防汛I级应急响应；南方电网超高压公司、广州供电局均保持防风防汛II级应急响应；南方电网广西公司启动台风Ⅲ级应急响应。 广州供电局变电运行人员对设备进行特巡。杨林达摄8月23日14：35广东电网珠海香洲供电局南屏供电所党支部发挥冲锋带头作用，力所能及做好后勤安全保障工作，第一时间清理供电所出口树障，确保抢修复电快速通道畅通无阻。麦活文摄 原标题:防风保电|南网迎战""天鸽""73.4万户恢复供电",中国电力新闻网,北极星输配电网,陈细英,"2017/8/24 9:39:31",电力市场,"南方电网 防风保电 台风","防风保电|南网迎战""天鸽""73.4万户恢复供电"
82,"2017-09-17 22:40:35",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081713141492.jpg,134,"2017-09-17 22:40:35","新电改加速推进 区域电网输电价改时间表敲定",2017-08-24,"北极星输配电网讯:8月22日，记者从国家发改委获悉，为建立科学合理的输配电价形成机制，国家发改委办公厅印发《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》，决定在省级电网输配电价改革实现全覆盖的基础上，开展跨省跨区输电价格核定工作，促进跨省跨区电力市场交易。《通知》提出要全面推进区域电网输电价格改革、完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制、加强组织保障落实。在华北区域电网输电价格改革试点基础上，组织开展华东、华中、东北、西北区域电网输电价格核定工作，于2017年12月底前完成区域电网输电价格核定工作。同时，加快核定新投产跨省跨区专项输电工程输电价格，组织开展新投产跨省跨区专项输电工程输电价格测算工作，逐项核定。其中，新投产的宁绍直流、酒湖直流和已投产暂未核定输电价格的海南联网工程等3项跨省跨区专项输电工程，2017年12月底前完成核价工作。定期调整已核价的跨省跨区专项输电工程输电价格，考虑到电量等因素波动，为及时反映真实、合理输电价格，决定定期对已核价的跨省跨区专项输电工程进行成本监审并复核电价，周期暂定为三年。《通知》指出，鉴于跨省跨区专项输电工程数量较多，决定分批推进，力争2018年底前完成所有已核价跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。第一批对西电东送、哈郑、向上、宾金、宁东等5项专项输电工程输电价格进行复核，2017年10月底前完成成本监审，2017年11月底前完成测算、上报，2017年12月底前国家发改委会同国家能源局完成核价工作。国家发改委相关负责人表示，各区域电网及跨省跨区专项输电工程所在地省级价格主管部门、国家能源局派出能源监管机构要高度重视，周密部署，组织做好跨省跨区输电价格测算工作，确保按时保质保量完成。 原标题:新电改加速推进 区域电网输电价改时间表敲定",证券日报,北极星输配电网,,"2017/8/24 9:32:39",电力市场,"区域电网 输电价格 输电工程","新电改加速推进 区域电网输电价改时间表敲定"
83,"2017-09-17 22:40:35",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081713142713.jpg,134,"2017-09-17 22:40:35","新电改加速推进 区域电网输电价改时间表敲定",2017-08-24,"北极星输配电网讯:8月22日，记者从国家发改委获悉，为建立科学合理的输配电价形成机制，国家发改委办公厅印发《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》，决定在省级电网输配电价改革实现全覆盖的基础上，开展跨省跨区输电价格核定工作，促进跨省跨区电力市场交易。《通知》提出要全面推进区域电网输电价格改革、完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制、加强组织保障落实。在华北区域电网输电价格改革试点基础上，组织开展华东、华中、东北、西北区域电网输电价格核定工作，于2017年12月底前完成区域电网输电价格核定工作。同时，加快核定新投产跨省跨区专项输电工程输电价格，组织开展新投产跨省跨区专项输电工程输电价格测算工作，逐项核定。其中，新投产的宁绍直流、酒湖直流和已投产暂未核定输电价格的海南联网工程等3项跨省跨区专项输电工程，2017年12月底前完成核价工作。定期调整已核价的跨省跨区专项输电工程输电价格，考虑到电量等因素波动，为及时反映真实、合理输电价格，决定定期对已核价的跨省跨区专项输电工程进行成本监审并复核电价，周期暂定为三年。《通知》指出，鉴于跨省跨区专项输电工程数量较多，决定分批推进，力争2018年底前完成所有已核价跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。第一批对西电东送、哈郑、向上、宾金、宁东等5项专项输电工程输电价格进行复核，2017年10月底前完成成本监审，2017年11月底前完成测算、上报，2017年12月底前国家发改委会同国家能源局完成核价工作。国家发改委相关负责人表示，各区域电网及跨省跨区专项输电工程所在地省级价格主管部门、国家能源局派出能源监管机构要高度重视，周密部署，组织做好跨省跨区输电价格测算工作，确保按时保质保量完成。 原标题:新电改加速推进 区域电网输电价改时间表敲定",证券日报,北极星输配电网,,"2017/8/24 9:32:39",电力市场,"区域电网 输电价格 输电工程","新电改加速推进 区域电网输电价改时间表敲定"
84,"2017-09-17 22:40:58",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082310311537.jpg,140,"2017-09-17 22:40:58",敲黑板！中电联发布《中国电力行业年度发展报告2017》,2017-08-23,"北极星输配电网讯:8月18日，中国电力企业联合会在京发布《中国电力行业年度发展报告2017》(下称《行业发展报告》)，并首次发布《中国电力标准化年度发展报告2017》、《中国电力行业可靠性年度发展报告2017》两个专题报告。其中，《行业发展报告》显示，“一带一路”成为电力投资亮点，2016年，我国电力企业已在52个“一带一路”相关国家开展投资业务和项目承包工程，其中大型承包项目120个、涉及国家29个、合同金额275亿美元。在国内投资方面，2016年全国电力工程建设完成投资8840亿元，比上年增长3.1%。其中，电源投资3408亿元，比上年下降13.4%;电网投资5431亿元，比上年增长17.2%。在电网投资中，配电网和特高压项目成为重点，全年分别完成投资3117亿元和870亿元、分别比上年增长32.8%和87.5%。在电源投资中，除太阳能发电增长10.1%外，水电、火电、核电、风电投资均为负增长;常规煤电完成投资973亿元，比上年降低8.3%。截至2016年底，全国全口径发电装机容量165051万千瓦，比上年增长8.2%，增速比上年降低2.4个百分点。非化石能源发电装机容量占全国总装机容量的36.6%，分别比上年和2010年提高1.7个和9.5个百分点。其中，水电33207万千瓦(其中抽水蓄能2669万千瓦、增长15.8%)，增长3.9%;火电106094万千瓦，增长5.5%(其中煤电装机容量94624万千瓦、增长5.1%，燃气7011万千瓦、增长6.2%);核电3364万千瓦，增长23.8%;并网风电14747万千瓦，增长12.8%;并网太阳能发电7631万千瓦(其中分布式光伏发电1032万千瓦)，增长80.9%。全国基建新增发电生产能力12143万千瓦，比上年少投产1041万千瓦。其中，水电新增1179万千瓦(含抽水蓄能366万千瓦)，比上年少投产196万千瓦，已经连续三年投产规模缩小，仅为2013年投产规模的38.1%;火电新增5048万千瓦，比上年少投产1630万千瓦(其中常规煤电3998万千瓦，比上年少投产1448万千瓦);全年新投产100万千瓦级机组10台，核电新投产7台机组合计720万千瓦。新增并网风电2024万千瓦，项目地区布局进一步优化;加速发展光伏发电，全面启动光伏领跑者计划、光伏扶贫计划和分布式光伏，积极发展光伏+特色产业，启动太阳能热发电第一批示范项目，我国首座规模化储能光热电站——青海德令哈10兆瓦塔式熔盐储能光热电站并网发电，全年新增并网太阳能发电3171万千瓦(其中分布式光伏424万千瓦)，创年度新增规模纪录。在新增发电装机容量中，非化石能源发电装机占比为59.2%，比上年提高9.5个百分点。全年退役、关停火电机组容量571万千瓦。《行业发展报告》显示，新增交流110千伏及以上输电线路长度增速下降，特高压及配电网投产规模不断扩大。全国新增交流110千伏及以上输电线路长度和变电设备容量56679千米和34585万千伏安，分别比上年下降0.8%和增长17.5%;新增直流输电线路长度和换流容量分别为3391千米和3240万千瓦。2016年，1000千伏和110千伏交流输电线路长度分别比上年多投产4247千米和1208千米、变电容量多投产5100万千伏安和2661万千伏安;±800千伏直流线路长度和换流容量分别多投产1720千米和1350万千瓦，而220-750千伏各电压等级的交流输电项目投产规模均较上年缩小。《行业发展报告》同时指出，我国电力行业改革发展面临严峻形势和诸多挑战。一是电力系统安全面临挑战;二是清洁能源发展任务艰巨;三是电力产能过剩问题日益显现，电力企业经营面临挑战;四是推进改革进入深水区。面对上述问题和挑战，电力行业必须遵循能源“四个革命、一个合作”战略构想，全面把握经济发展规律和电力发展环境，继续推进电力供给侧结构性改革，持续优化供给结构、提高供给质量、满足有效需求，着力解决煤电产能阶段性相对过剩、清洁能源消纳不畅、企业经营困难、市场化建设不规范和监管不到位等突出矛盾和问题，不断提高电力行业发展的质量效益，努力实现电力行业平稳健康发展。 原标题:“一带一路”成电力投资亮点",中国能源报,北极星输配电网,,"2017/8/23 10:32:27",电力市场,"电力企业 电力工程建设 电力行业改革",“一带一路”成电力投资亮点
85,"2017-09-17 22:41:16",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017080711151745.jpg,142,"2017-09-17 22:41:16","电力改革再迈一步 发改委全面推进跨省跨区输电价改革",2017-08-23,"北极星输配电网讯:全国省级输配电价改革试点目前已全面完成，在此基础上，跨省跨区和区域电网输电价的核定工作也在展开。8月22日，国家发展改革委发布了《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》（以下简称“通知”）。中国能源网首席信息官韩晓平向《每日经济新闻》记者解析道，在第一步解决省级层面的输配电价改革的基础上，第二步才能更好地推进跨省输电价格改革，以打破地域的局限，进一步解决跨省交易的问题，能够实现更好的资源优化配置。国家发改委价格司巡视员张满英近期曾提到，如果把跨省跨区、区域电网、地方电网、增量配电网价格改革都做了，整个输配电价改革就基本完成。年底前完成相关价格核定《通知》要求，加快华北区域电网输电价格核定工作。按照《国家发展改革委关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》有关要求，在完成华北区域电网输配电成本监审基础上，于2017年10月底前完成华北区域电网输电价格核定工作。在华北区域电网输电价格改革试点基础上，《通知》要求，全面推进区域电网输电价格改革工作，2017年12月底前完成区域电网输电价格核定工作。并且，力争2018年底前完成所有已核价跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。华北电力大学经济与管理学院教授袁家海对《每日经济新闻》记者表示，按照管住中间，放开两头的改革思路，输配电价监审是建立竞争性电力市场的基础。输配电价省级输配电价核算监审到位后，下一步省级电力市场启动，就可以实现输配电价由现在过渡阶段的价差法平移转向执行监审的结果。《通知》要求，定期调整已核价的跨省跨区专项输电工程输电价格。考虑到电量等因素波动，为及时反映真实、合理输电价格，决定定期对已核价的跨省跨区专项输电工程进行成本监审并复核电价，周期暂定为3年。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对《每日经济新闻》记者表示，尽管跨省输电价改相对省级而言更复杂，但是此前省级输配电改的完成，已经积累了大量核定经验与基础，跨省输电价改革推进的把握较大。从时间表的制定上也可以看出。利好可再生能源消纳尽管此前经验已经十分丰富，但林伯强同时指出，由于各地区存在差异，跨省和区域的输电价格改革仍然存在一定难度。华北电力大学教授曾鸣曾表示，全国各省（市、自治区）输电价格核定非常繁杂，而且各地区差异比较大，需要政府不断协调。同时，随着市场化程度不断加深，市场价格、市场供需关系也可能会发生变化，可再生能源和传统能源将来陆续都要进入市场，进入市场后该如何搭配，如何体现各自的价值，都需要在市场竞争中考虑。袁家海也表示，由于我国电力资源与需求分布的区域不平衡性，加上很多省级市场的规模，集中度等问题，区域市场必须和省级市场同步建设，才能真正促进资源在更大范围内配置。当前，现货市场建设提速，因此跨省跨区输电价格监审就非常迫切了。袁家海指出，不同于省级输配电价监审，跨省跨区非常复杂，输电方式（点对网，网对网），线路实际利用与设计水平的差异，跨省跨区的交叉补贴问题都使得这一问题异常复杂。值得注意的是，部委层面已重视交叉补贴问题。张满英近期表示，妥善处理交叉补贴问题，要做好监管周期转换问题。此外，《通知》指出，全面推进跨省跨区输电价格改革，是建立独立输配电价体系的重要组成部分，是促进包括清洁可再生能源在内的电力资源在更大范围内自由流通的重要保障措施。袁家海表示，由于我国资源和负荷分布的补均衡性，加之西北可再生能源富集省（自治区）本地消纳空间有限，加快推进跨省跨区电力市场对于促进可再生能源消纳的作用和意义重大。 原标题:电力改革再迈一步 发改委全面推进跨省跨区输电价改革",每日经济新闻,北极星输配电网,周程程,"2017/8/23 9:56:42",电力市场,"输配电价 输配电价改革 区域电网","电力改革再迈一步 发改委全面推进跨省跨区输电价改革"
86,"2017-09-17 22:41:16",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017080711150664.png,142,"2017-09-17 22:41:16","电力改革再迈一步 发改委全面推进跨省跨区输电价改革",2017-08-23,"北极星输配电网讯:全国省级输配电价改革试点目前已全面完成，在此基础上，跨省跨区和区域电网输电价的核定工作也在展开。8月22日，国家发展改革委发布了《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》（以下简称“通知”）。中国能源网首席信息官韩晓平向《每日经济新闻》记者解析道，在第一步解决省级层面的输配电价改革的基础上，第二步才能更好地推进跨省输电价格改革，以打破地域的局限，进一步解决跨省交易的问题，能够实现更好的资源优化配置。国家发改委价格司巡视员张满英近期曾提到，如果把跨省跨区、区域电网、地方电网、增量配电网价格改革都做了，整个输配电价改革就基本完成。年底前完成相关价格核定《通知》要求，加快华北区域电网输电价格核定工作。按照《国家发展改革委关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》有关要求，在完成华北区域电网输配电成本监审基础上，于2017年10月底前完成华北区域电网输电价格核定工作。在华北区域电网输电价格改革试点基础上，《通知》要求，全面推进区域电网输电价格改革工作，2017年12月底前完成区域电网输电价格核定工作。并且，力争2018年底前完成所有已核价跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。华北电力大学经济与管理学院教授袁家海对《每日经济新闻》记者表示，按照管住中间，放开两头的改革思路，输配电价监审是建立竞争性电力市场的基础。输配电价省级输配电价核算监审到位后，下一步省级电力市场启动，就可以实现输配电价由现在过渡阶段的价差法平移转向执行监审的结果。《通知》要求，定期调整已核价的跨省跨区专项输电工程输电价格。考虑到电量等因素波动，为及时反映真实、合理输电价格，决定定期对已核价的跨省跨区专项输电工程进行成本监审并复核电价，周期暂定为3年。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对《每日经济新闻》记者表示，尽管跨省输电价改相对省级而言更复杂，但是此前省级输配电改的完成，已经积累了大量核定经验与基础，跨省输电价改革推进的把握较大。从时间表的制定上也可以看出。利好可再生能源消纳尽管此前经验已经十分丰富，但林伯强同时指出，由于各地区存在差异，跨省和区域的输电价格改革仍然存在一定难度。华北电力大学教授曾鸣曾表示，全国各省（市、自治区）输电价格核定非常繁杂，而且各地区差异比较大，需要政府不断协调。同时，随着市场化程度不断加深，市场价格、市场供需关系也可能会发生变化，可再生能源和传统能源将来陆续都要进入市场，进入市场后该如何搭配，如何体现各自的价值，都需要在市场竞争中考虑。袁家海也表示，由于我国电力资源与需求分布的区域不平衡性，加上很多省级市场的规模，集中度等问题，区域市场必须和省级市场同步建设，才能真正促进资源在更大范围内配置。当前，现货市场建设提速，因此跨省跨区输电价格监审就非常迫切了。袁家海指出，不同于省级输配电价监审，跨省跨区非常复杂，输电方式（点对网，网对网），线路实际利用与设计水平的差异，跨省跨区的交叉补贴问题都使得这一问题异常复杂。值得注意的是，部委层面已重视交叉补贴问题。张满英近期表示，妥善处理交叉补贴问题，要做好监管周期转换问题。此外，《通知》指出，全面推进跨省跨区输电价格改革，是建立独立输配电价体系的重要组成部分，是促进包括清洁可再生能源在内的电力资源在更大范围内自由流通的重要保障措施。袁家海表示，由于我国资源和负荷分布的补均衡性，加之西北可再生能源富集省（自治区）本地消纳空间有限，加快推进跨省跨区电力市场对于促进可再生能源消纳的作用和意义重大。 原标题:电力改革再迈一步 发改委全面推进跨省跨区输电价改革",每日经济新闻,北极星输配电网,周程程,"2017/8/23 9:56:42",电力市场,"输配电价 输配电价改革 区域电网","电力改革再迈一步 发改委全面推进跨省跨区输电价改革"
87,"2017-09-17 22:41:26",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082309524386.jpg,143,"2017-09-17 22:41:26","郑新业：电力市场须目标单一 且“六亲不认”",2017-08-23,"北极星输配电网讯:摘要：电力市场建设正步入关键时刻。“电力市场建设正步入关键时刻。”至少有三个现象支撑这一判断。首先是中央主管部委试图推动电力市场化改革再涉深水区，鼓励和指导部分省区试点建设电力现货市场，期望有条件的省份在2018年底具备试运行条件。其二是，部分省份对建设现货市场表现出较大热情，这曾是未敢想象之现象，然而，省级市场的固化令部分人士感到担忧。其三，在部分省份组织的电力直接交易中，发电侧或售电侧均陆续爆出“串谋”“同盟”“价格垄断”，层出不穷的负面事件和各方压力考验着电力市场化的决心和电力市场设计的水准。如何渡过这关键时刻，继续推进电力市场建设，在当前应当是各方关注的焦点。中国人民大学经济学院副院长、国发院能源研究中心主任、eo首席经济学家郑新业接受eo专访时呼吁：“防止垄断、保证市场竞争的前提是做好市场设计。”针对市场建设现状，他建议，应重点抓好京津冀、长三角和南方等三个区域市场建设，这三个区域是中国电改最大红利之所在，并提醒，“电力市场建设第一要目标单一，第二是市场尽可能大，第三是要做好份额监管”。国有企业早已是反垄断法的实施对象记者：您怎么看待目前多地爆出电力直接交易串谋现象?郑新业：首先，对山西发电企业价格垄断的处罚非常及时。我相信，做出这一处罚是很不容易的。也正因为如此，这一信号尤其值得大家高度重视，这表明电力直接交易不允许出现价格串谋。实际上，这也给未来电力市场建设确定一个非常明确的标杆，要按照市场经济来做。《反垄断法》是我们国家的经济宪法，覆盖所有地区，覆盖全部所有制类型的企业，覆盖所有的经济活动。它地位重要性远远超过一般的条例、决定、文件。相关利益的各方一定要加强组织法务学习，别碰这根高压线。现在看来，很多企业之前不知道达成价格协议是违法的。能源领域的人可能不太熟悉，国有企业本身就该属于反垄断法的调节范围之内，且早已经是反垄断法的实施对象。山西事件并不是国有企业首次纳入反垄断法律监管范围，但在电力领域中，处罚国有企业此是第一次。这个事情的意义是，对于很多人来说这相当于扫盲。保证市场竞争的前提是市场份额管理记者：这种情况一定会越来越多，应该如何应对?郑新业：首先，执行9号文的相关各部门，应该加大普法宣传力度。处罚本身就是最好的宣传，让利益相关方知道这一行为是违法的。第二，在电力市场设计的过程中，我建议相关各方一定要考虑到，反垄断法不是万能的，最好的办法是保持市场竞争度。保持竞争度首先要做的是份额管理，就是一家企业的市场份额不能超过20%。换句话说，一个市场中要有五个以上的玩家，这是很多国家的重要经验。有些企业可能说，我承诺不是集团公司来报价，由各个电厂自由报价，这些承诺是不可能，也不可能会有人相信。所以，对于拥有过大市场力的企业应当进行拆分。省属企业交叉持股或置换是双赢记者：拆分国有企业并不容易。郑新业：其中一个可行的拆分方式是，让这些企业在不同的省里交叉持股，比如说A企业在某个省没有资产，B企业在这个省份的资产较多，那么可以把B企业的资产卖一部分给A企业，A则把另外一个省的资产置换给B企业。这其实也是混改的内容之一，既能双赢，也有利于电力市场竞争。为什么说双赢呢?对于资产集中于本省的省属国有企业来说，好处就是降低资产风险。部分省属的发电集团存在资产“双集中”，第一集中在能源领域，然后地域又过于集中，相当于双重风险绑在一起，对于企业资产安全是一个挑战。区域多样化与资产多样化，可以有效降低它的风险，避免大起大落，让企业业务更持久。比如东部一些省属发电集团就可以本省的火电资产与其他水电企业或核电企业置换。总之，保证市场经济一个重要前提是市场份额管理。第二，针对串谋或者价格垄断，建议相关部门出台一份电力领域反垄断行为指南，清楚告诉电力相关企业，什么情况是合法的，什么情况是非法的。因为现在大家可能的确不知道这些情况。电力行业处于转型阶段，需要给大家一个指南。因为这个领域中大家是“双不熟悉”，反垄断机构也不熟悉能源，不熟悉电力市场，电力企业也不熟悉反垄断行为和反垄断机构。在制定指南的过程是双方意见统一、交流协同的过程，使得大家相互了解情况，相互知道底线。让这份指南或者细则既覆盖到卖方，又覆盖到买方，卖方、买方里面都不能串谋。否则，情况会越来越严重，比咱们想象中还要严重。另外，我觉得，市场建设过程中就得考虑到预防垄断行为。市场设计过程中，相关反垄断机构应该介入，防止市场力要变成市场设计中一个非常重要的因素。应重点抓好京津冀、长三角和南方等三个区域市场建设记者：市场设计中应该怎么预防垄断，有何建议?郑新业：这是一个重要的技术问题，以省为单位来建设市场，市场力将会集中，怎么办?应该借鉴欧洲的经验，能建区域市场的地方要直接建设区域市场，比如说京津冀，即以同一调度区的范围来设计电力市场，同一个区域内，有大的就不能建小的，能在高层面统筹的，不能在低层面上统筹。现有的市场可覆盖的、资源可自由流动的情况下不能人为切成小的。南方和京津唐这两处就应当是基本的统筹单位。比如浙江在考虑设计现货市场，我的建议是，长三角电力市场至少要开始思考如何建设，避免各自为战。发改委体改司现在应该启动组织长三角区域电力市场，南方区域市场和京津冀市场，因为这三个地区是整个国家中经济最为发达、红利最大的地区，说白了就是抓主要矛盾。这三个地方抓好了，中国70%电量所覆盖区域的市场化改革就已经解决了。现在把精力放在了抓西部落后省份，是石头榨油，按照他们说的做好了又如何呢?省了三瓜两枣又有什么用呢?然而，上述的三个地区搞好，就是成千上百亿的事。现在是一个关键时刻，至少要做好一点，如果有上一级调度的，不要在下一级调度范围进行决策。换句话说，我觉得华东分部来统筹华东或长三角的电力市场设计，而不是浙江调度中心、上海调度中心、江苏调度中心。我的建议是，南网应该落实好南方市场，国网的重要任务就是落实京津唐市场，然后体改司重要任务就是协调长三角，这才是整个国家中的电改之大红利所在。弃水弃了三百亿，花了很多行政资源、很大力气去解决又如何呢?弃风、弃光二百亿千瓦时，以及东北就这个现状，改了又如何呢。市场建设应该目标单一，六亲不认记者：我们都知道，从区域起步建设市场是很艰难的，却是公认最好的道路，但省级市场是最容易起步，但是从长期来看，会面临不少问题，那么对于电改这个阶段来说，是起步更加重要，还是选择一条可能很漫长的正确道路更重要?郑新业：要有一个共识，起步就是不重要。一旦起步之后很早就固化了，部分省属大型能源企业会强化自己的利益，到时候怎么办?需要注意的是，山西发电价格垄断案非常明确表明态度，市场经济比某个企业某个行业的利益更加重要。也就是说，在电力行业，电力市场本身是最重要的。但是，电力市场应该是目标单一的，不要指望在这里解决其他问题，不指望电力市场搞新能源消纳，弃水弃核不在电力市场考虑范围之内，国企改革不在电力市场考虑范围之内，产业政策不在电力市场考虑范围之内。电力市场就是还原电力的商品属性，电力市场本身是唯一的目标。在这个地方只谈竞争力，没有竞争力的事那对不起。如果国家认为要保护，那请国家给它穿高跟鞋，或者给它戴帽子。不反对穿着高跟鞋或戴着高帽进来参与市场，比如要扶持核电，那科技或工业部门出钱，发改委觉得扶持可再生能源，也可以出钱给补贴。电力市场要“六亲不认”，不认产业政策，不认新能源政策，不认水资源战略，不认所有制，不认国企改革，不认环境政策和气候变化政策，统统都不认。电力市场就是一件事，尽可能大，尽可能提高效率。有其他的事情，有其他政策目标，请使用其他的政策工具。真因为这样，对于我们国家来说，国际上经验都不一定管用，因为国际经验很简单，人家没有交叉补贴，人家是搞发电就是搞发电，美国人搞电力市场建设的绝对不会想到美国核电工业、核电设备制造业。总体而言，电力市场建设特别注意三件事，第一，目标要单一，第二，市场范围尽可能大，第三要做好份额监管。现在保护的资源将变得不重要，甚至负资产记者：省级市场受青睐的原因之一是地方更愿意保护本省资源，您怎么看这个问题?郑新业：要动态地看问题，所有的政策制定者都要考虑未来。中国未来会变得更富，空气要越来越清洁，节能减排越来越严格。到了这个时候大家就会发现什么是好的资源，曾经务必要保护那些本地资源，会越来越不值钱了，从资产会变成负债。前瞻性眼光是什么呢?就是能清楚判断什么是优质资源，而不是今天拼命保护，过了十年却缩减，成了包袱。所以，在设计电力市场的时候就应该欢迎外来清洁电，因为本地电厂带来的那些GDP、就业、税收在本地所占的份额会越来越少，贡献比例会越来越小，而所带来的负面价值越来越被放大。建设电力市场一定要从历史中吸取教训。我们以前保护啤酒厂，保护白酒厂，现在都知道其实没有必要，因为这些都不符合市场经济，现在地方政府在电力行业中做的决策要避免重蹈覆辙。 原标题:专访 | 郑新业：电力市场须目标单一，且“六亲不认”",I能源,北极星输配电网,文华维,"2017/8/23 9:53:33",电力市场,"电力市场建设 电力直接交易 电力企业","专访 | 郑新业：电力市场须目标单一，且“六亲不认”"
88,"2017-09-17 22:41:37",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082308363483.jpg,146,"2017-09-17 22:41:37","2017-2019年福建地区输配电价 细化到31个文件",2017-08-23,"北极星输配电网讯:北极星输配电网获悉，近日福建省物价局发布了《2017-2019年国网福建省电力有限公司输配电价有关事项的通知》，文件8大项31小项明确划分了福建省输配电价，下面是本网整理的文件全文：福建省物价局关于2017-2019年国网福建省电力有限公司输配电价有关事项的通知各设区市物价局（发改委），国网福建省电力有限公司：根据国家发展改革委输配电价改革的统一部署，结合我省实际，为了保持输配电价总水平的稳定，平衡不同地区用户、不同类型电源的价格差异，促进公平竞争和电力市场健康有序发展，经审核，现将2017-2019年国网福建省电力有限公司输配电价有关事项通知如下：一、国网福建省电力有限公司输配电价详见附件1-8，自2017年7月1日起执行。二、国网福建省电力有限公司应按照《省级电网输配电价定价办法（试行）》等规定定期向我局报送政策性交叉补贴、输配电投资规划完成进度等情况。三、各设区市物价局（发改委）、国网福建省电力有限公司要精心组织，周密安排，做好宣传解释工作，确保政策落实到位。各地执行中如有问题，请及时报告我局。附件：1.2017-2019年福建省电网输配电价表2.2017-2019年福州市趸售县电网输配电价表3.2017-2019年宁德市趸售县电网输配电价表4.2017-2019年泉州市趸售县电网输配电价表5.2017-2019年漳州市趸售县电网输配电价表6.2017-2019年龙岩市趸售县电网输配电价表7.2017-2019年三明市趸售县电网输配电价表8.2017-2019年南平市趸售县电网输配电价表福建省物价局2017年8月8日注：1．表中电价含增值税、线损及交叉补贴，不含政府性基金和附加。2．上表电价为基准输配电价，参与电力市场化交易的电力用户电度输配电价=基准电度输配电价+调整系数，调整系数=燃煤机组标杆上网电价-参与直接交易机组政府核定上网电价（含相应超低排放电价，不含可再生能源电价补贴）。参与电力市场化交易的电力用户按规定征收政府性基金及附加，政府性基金及附加的具体征收标准以现行目录销售电价表中征收标准为准。其他电力用户继续执行现行目录销售电价政策。3．2017年-2019年国网福建省电力有限公司综合线损率按4.63%计算，实际运行中线损率超过4.63%带来的风险由国网福建省电力有限公司承担，低于4.63%的收益由国网福建省电力有限公司和用户各分享50%。 注：1.表中电价含增值税、线损及交叉补贴，不含政府性基金和附加。2.上表电价为基准输配电价，参与电力市场化交易的电力用户电度输配电价=基准电度输配电价+调整系数，调整系数=燃煤机组标杆上网电价-参与直接交易机组政府核定上网电价(含相应超低排放电价，不含可再生能源电价补贴)。参与电力市场化交易的电力用户按规定征收政府性基金及附加，政府性基金及附加的具体征收标准以现行目录销售电价表中征收标准为准。其他电力用户继续执行现行目录销售电价政策。3.2017年-2019年国网福建省电力有限公司综合线损率按4.63%计算，实际运行中线损率超过4.63%带来的风险由国网福建省电力有限公司承担，低于4.63%的收益由国网福建省电力有限公司和用户各分享50%。注：1.表中电价含增值税、线损及交叉补贴，不含政府性基金和附加。2.上表电价为基准输配电价，参与电力市场化交易的电力用户电度输配电价=基准电度输配电价+调整系数，调整系数=燃煤机组标杆上网电价-参与直接交易机组政府核定上网电价(含相应超低排放电价，不含可再生能源电价补贴)。参与电力市场化交易的电力用户按规定征收政府性基金及附加，政府性基金及附加的具体征收标准以现行目录销售电价表中征收标准为准。其他电力用户继续执行现行目录销售电价政策。3.2017年-2019年国网福建省电力有限公司综合线损率按4.63%计算，实际运行中线损率超过4.63%带来的风险由国网福建省电力有限公司承担，低于4.63%的收益由国网福建省电力有限公司和用户各分享50%。",北极星输配电网,北极星输配电网,,"2017/8/23 8:56:48",电力市场,"输配电价 输配电价改革 福建",
89,"2017-09-17 22:41:37",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082308590611.jpg,146,"2017-09-17 22:41:37","2017-2019年福建地区输配电价 细化到31个文件",2017-08-23,"北极星输配电网讯:北极星输配电网获悉，近日福建省物价局发布了《2017-2019年国网福建省电力有限公司输配电价有关事项的通知》，文件8大项31小项明确划分了福建省输配电价，下面是本网整理的文件全文：福建省物价局关于2017-2019年国网福建省电力有限公司输配电价有关事项的通知各设区市物价局（发改委），国网福建省电力有限公司：根据国家发展改革委输配电价改革的统一部署，结合我省实际，为了保持输配电价总水平的稳定，平衡不同地区用户、不同类型电源的价格差异，促进公平竞争和电力市场健康有序发展，经审核，现将2017-2019年国网福建省电力有限公司输配电价有关事项通知如下：一、国网福建省电力有限公司输配电价详见附件1-8，自2017年7月1日起执行。二、国网福建省电力有限公司应按照《省级电网输配电价定价办法（试行）》等规定定期向我局报送政策性交叉补贴、输配电投资规划完成进度等情况。三、各设区市物价局（发改委）、国网福建省电力有限公司要精心组织，周密安排，做好宣传解释工作，确保政策落实到位。各地执行中如有问题，请及时报告我局。附件：1.2017-2019年福建省电网输配电价表2.2017-2019年福州市趸售县电网输配电价表3.2017-2019年宁德市趸售县电网输配电价表4.2017-2019年泉州市趸售县电网输配电价表5.2017-2019年漳州市趸售县电网输配电价表6.2017-2019年龙岩市趸售县电网输配电价表7.2017-2019年三明市趸售县电网输配电价表8.2017-2019年南平市趸售县电网输配电价表福建省物价局2017年8月8日注：1．表中电价含增值税、线损及交叉补贴，不含政府性基金和附加。2．上表电价为基准输配电价，参与电力市场化交易的电力用户电度输配电价=基准电度输配电价+调整系数，调整系数=燃煤机组标杆上网电价-参与直接交易机组政府核定上网电价（含相应超低排放电价，不含可再生能源电价补贴）。参与电力市场化交易的电力用户按规定征收政府性基金及附加，政府性基金及附加的具体征收标准以现行目录销售电价表中征收标准为准。其他电力用户继续执行现行目录销售电价政策。3．2017年-2019年国网福建省电力有限公司综合线损率按4.63%计算，实际运行中线损率超过4.63%带来的风险由国网福建省电力有限公司承担，低于4.63%的收益由国网福建省电力有限公司和用户各分享50%。 注：1.表中电价含增值税、线损及交叉补贴，不含政府性基金和附加。2.上表电价为基准输配电价，参与电力市场化交易的电力用户电度输配电价=基准电度输配电价+调整系数，调整系数=燃煤机组标杆上网电价-参与直接交易机组政府核定上网电价(含相应超低排放电价，不含可再生能源电价补贴)。参与电力市场化交易的电力用户按规定征收政府性基金及附加，政府性基金及附加的具体征收标准以现行目录销售电价表中征收标准为准。其他电力用户继续执行现行目录销售电价政策。3.2017年-2019年国网福建省电力有限公司综合线损率按4.63%计算，实际运行中线损率超过4.63%带来的风险由国网福建省电力有限公司承担，低于4.63%的收益由国网福建省电力有限公司和用户各分享50%。注：1.表中电价含增值税、线损及交叉补贴，不含政府性基金和附加。2.上表电价为基准输配电价，参与电力市场化交易的电力用户电度输配电价=基准电度输配电价+调整系数，调整系数=燃煤机组标杆上网电价-参与直接交易机组政府核定上网电价(含相应超低排放电价，不含可再生能源电价补贴)。参与电力市场化交易的电力用户按规定征收政府性基金及附加，政府性基金及附加的具体征收标准以现行目录销售电价表中征收标准为准。其他电力用户继续执行现行目录销售电价政策。3.2017年-2019年国网福建省电力有限公司综合线损率按4.63%计算，实际运行中线损率超过4.63%带来的风险由国网福建省电力有限公司承担，低于4.63%的收益由国网福建省电力有限公司和用户各分享50%。",北极星输配电网,北极星输配电网,,"2017/8/23 8:56:48",电力市场,"输配电价 输配电价改革 福建",
90,"2017-09-17 22:41:37",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082308380990.jpg,146,"2017-09-17 22:41:37","2017-2019年福建地区输配电价 细化到31个文件",2017-08-23,"北极星输配电网讯:北极星输配电网获悉，近日福建省物价局发布了《2017-2019年国网福建省电力有限公司输配电价有关事项的通知》，文件8大项31小项明确划分了福建省输配电价，下面是本网整理的文件全文：福建省物价局关于2017-2019年国网福建省电力有限公司输配电价有关事项的通知各设区市物价局（发改委），国网福建省电力有限公司：根据国家发展改革委输配电价改革的统一部署，结合我省实际，为了保持输配电价总水平的稳定，平衡不同地区用户、不同类型电源的价格差异，促进公平竞争和电力市场健康有序发展，经审核，现将2017-2019年国网福建省电力有限公司输配电价有关事项通知如下：一、国网福建省电力有限公司输配电价详见附件1-8，自2017年7月1日起执行。二、国网福建省电力有限公司应按照《省级电网输配电价定价办法（试行）》等规定定期向我局报送政策性交叉补贴、输配电投资规划完成进度等情况。三、各设区市物价局（发改委）、国网福建省电力有限公司要精心组织，周密安排，做好宣传解释工作，确保政策落实到位。各地执行中如有问题，请及时报告我局。附件：1.2017-2019年福建省电网输配电价表2.2017-2019年福州市趸售县电网输配电价表3.2017-2019年宁德市趸售县电网输配电价表4.2017-2019年泉州市趸售县电网输配电价表5.2017-2019年漳州市趸售县电网输配电价表6.2017-2019年龙岩市趸售县电网输配电价表7.2017-2019年三明市趸售县电网输配电价表8.2017-2019年南平市趸售县电网输配电价表福建省物价局2017年8月8日注：1．表中电价含增值税、线损及交叉补贴，不含政府性基金和附加。2．上表电价为基准输配电价，参与电力市场化交易的电力用户电度输配电价=基准电度输配电价+调整系数，调整系数=燃煤机组标杆上网电价-参与直接交易机组政府核定上网电价（含相应超低排放电价，不含可再生能源电价补贴）。参与电力市场化交易的电力用户按规定征收政府性基金及附加，政府性基金及附加的具体征收标准以现行目录销售电价表中征收标准为准。其他电力用户继续执行现行目录销售电价政策。3．2017年-2019年国网福建省电力有限公司综合线损率按4.63%计算，实际运行中线损率超过4.63%带来的风险由国网福建省电力有限公司承担，低于4.63%的收益由国网福建省电力有限公司和用户各分享50%。 注：1.表中电价含增值税、线损及交叉补贴，不含政府性基金和附加。2.上表电价为基准输配电价，参与电力市场化交易的电力用户电度输配电价=基准电度输配电价+调整系数，调整系数=燃煤机组标杆上网电价-参与直接交易机组政府核定上网电价(含相应超低排放电价，不含可再生能源电价补贴)。参与电力市场化交易的电力用户按规定征收政府性基金及附加，政府性基金及附加的具体征收标准以现行目录销售电价表中征收标准为准。其他电力用户继续执行现行目录销售电价政策。3.2017年-2019年国网福建省电力有限公司综合线损率按4.63%计算，实际运行中线损率超过4.63%带来的风险由国网福建省电力有限公司承担，低于4.63%的收益由国网福建省电力有限公司和用户各分享50%。注：1.表中电价含增值税、线损及交叉补贴，不含政府性基金和附加。2.上表电价为基准输配电价，参与电力市场化交易的电力用户电度输配电价=基准电度输配电价+调整系数，调整系数=燃煤机组标杆上网电价-参与直接交易机组政府核定上网电价(含相应超低排放电价，不含可再生能源电价补贴)。参与电力市场化交易的电力用户按规定征收政府性基金及附加，政府性基金及附加的具体征收标准以现行目录销售电价表中征收标准为准。其他电力用户继续执行现行目录销售电价政策。3.2017年-2019年国网福建省电力有限公司综合线损率按4.63%计算，实际运行中线损率超过4.63%带来的风险由国网福建省电力有限公司承担，低于4.63%的收益由国网福建省电力有限公司和用户各分享50%。",北极星输配电网,北极星输配电网,,"2017/8/23 8:56:48",电力市场,"输配电价 输配电价改革 福建",
91,"2017-09-17 22:42:16",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017082211303345.jpeg,152,"2017-09-17 22:42:16",发改委：全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革,2017-08-22,"北极星输配电网讯:据国家发改委网站消息，发改委日前发布《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》，要求加快华北区域电网输电价格核定工作，于2017年10月底前完成华北区域电网输电价格核定工作，华东、华中、东北、西北等区域于2017年12月底前完成区域电网输电价格核定工作。资料图：电力公司工作人员在对电网统调负荷曲线进行实时监测。中新社记者周毅摄《通知》要求，加快华北区域电网输电价格核定工作。在完成华北区域电网输配电成本监审基础上，于2017年10月底前完成华北区域电网输电价格核定工作。此外，全面推进区域电网输电价格改革工作。在华北区域电网输电价格改革试点基础上，组织开展华东、华中、东北、西北区域电网输电价格核定工作，于2017年12月底前完成区域电网输电价格核定工作。《通知》要求，加快核定新投产跨省跨区专项输电工程输电价格。组织开展新投产跨省跨区专项输电工程输电价格测算工作，逐项核定。其中，新投产的宁绍直流、酒湖直流和已投产暂未核定输电价格的海南联网工程等3项跨省跨区专项输电工程，2017年12月底前完成核价工作。此外，定期调整已核价的跨省跨区专项输电工程输电价格。考虑到电量等因素波动，为及时反映真实、合理输电价格，决定定期对已核价的跨省跨区专项输电工程进行成本监审并复核电价，周期暂定为三年。鉴于跨省跨区专项输电工程数量较多，决定分批推进，力争2018年底前完成所有已核价跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。第一批对西电东送、哈郑、向上、宾金、宁东等5项专项输电工程输电价格进行复核，2017年10月底前完成成本监审，2017年11月底前完成测算、上报，2017年12月底前发改委会同国家能源局完成核价工作。 原标题:发改委：全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革",中国新闻网,北极星输配电网,,"2017/8/22 11:36:12",电力市场,"电网输电 输电价格 输电工程",发改委：全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革
92,"2017-09-17 22:42:29",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017080711151745.jpg,155,"2017-09-17 22:42:29",发改委：下半年价格总水平将保持平稳,2017-08-21,"北极星输配电网讯:国家发展和改革委员会日前发文表示，今年上半年，与经济稳中向好态势相适应，我国价格总水平保持平稳运行。下半年，将继续保持价格总水平平稳运行，纵深推进重点领域价格改革，着力发挥价格杠杆作用，进一步深化价格改革，完善主要由市场决定价格的机制，并大力开展降价清费、积极创新价格机制，实现价格平稳运行，切实为实体经济发展减负。发改委表示，今年上半年，居民消费价格（CPI）、工业生产者出厂价格（PPI）等指标都在合理区间运行，重点商品价格相对稳定。电力、天然气、医疗、铁路客运、农业水价、重要农产品等领域的价格改革不断推进，主要由市场决定价格的机制基本形成。作为价格改革的重要内容，电力领域价格改革在上半年取得了明显进展。发改委价格司巡视员张满英表示，截止到今年7月，首轮输配电价改革试点已经全面完成，剔除不相关或不合理的成本比例达14.5%，金额达1180亿元。张满英介绍，降成本成为电价改革的一个亮点，通过对电网企业涉及到与输配电价不相关的资产，不合理的成本、费用支出的成本监审并坚决剔除，输配电价改革后，平均输配电价，比现行购销价差平均每千瓦时减少将近1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元。而在今年国务院确定的1万亿的降成本任务中，电价预计降价贡献将是1千多亿元。其中重要的包括，取消城市公共事业附加涉及到350亿元，取消电气化铁路还贷电价涉及到60亿元，今年输配电价改革带来的价格下降380亿元，以及通过各省电力市场化交易带来的直接降价达到180亿元。发改委表示，今年以来，已累计降低实体经济企业负担约1800亿元。在中央层面陆续出台推进价格改革政策，不断降价清费的同时，地方政府也纷纷出台措施，落实中央文件，推进价格改革的深入。日前，江西省发展改革委召开会议研究部署落实重点价格改革任务，强调了当前必须加快推进的重点价格改革任务，提出了确保完成2017年阶段性改革目标。针对未来的价格改革推进情况，发改委新闻发言人孟玮表示，未来价格主管部门的重点工作，将继续加大涉企收费监管力度，持续加大对涉企乱收费行为的查处力度，要求取消、停征或者减免的收费要逐项落实到位，不得变换、自立收费项目，切实减轻企业负担。 原标题:发改委：下半年价格总水平将保持平稳",经济参考报,北极星输配电网,李志勇,"2017/8/21 10:29:22",电力市场,"输配电价 省级电网 发改委",发改委：下半年价格总水平将保持平稳
93,"2017-09-17 22:42:29",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017080711150664.png,155,"2017-09-17 22:42:29",发改委：下半年价格总水平将保持平稳,2017-08-21,"北极星输配电网讯:国家发展和改革委员会日前发文表示，今年上半年，与经济稳中向好态势相适应，我国价格总水平保持平稳运行。下半年，将继续保持价格总水平平稳运行，纵深推进重点领域价格改革，着力发挥价格杠杆作用，进一步深化价格改革，完善主要由市场决定价格的机制，并大力开展降价清费、积极创新价格机制，实现价格平稳运行，切实为实体经济发展减负。发改委表示，今年上半年，居民消费价格（CPI）、工业生产者出厂价格（PPI）等指标都在合理区间运行，重点商品价格相对稳定。电力、天然气、医疗、铁路客运、农业水价、重要农产品等领域的价格改革不断推进，主要由市场决定价格的机制基本形成。作为价格改革的重要内容，电力领域价格改革在上半年取得了明显进展。发改委价格司巡视员张满英表示，截止到今年7月，首轮输配电价改革试点已经全面完成，剔除不相关或不合理的成本比例达14.5%，金额达1180亿元。张满英介绍，降成本成为电价改革的一个亮点，通过对电网企业涉及到与输配电价不相关的资产，不合理的成本、费用支出的成本监审并坚决剔除，输配电价改革后，平均输配电价，比现行购销价差平均每千瓦时减少将近1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元。而在今年国务院确定的1万亿的降成本任务中，电价预计降价贡献将是1千多亿元。其中重要的包括，取消城市公共事业附加涉及到350亿元，取消电气化铁路还贷电价涉及到60亿元，今年输配电价改革带来的价格下降380亿元，以及通过各省电力市场化交易带来的直接降价达到180亿元。发改委表示，今年以来，已累计降低实体经济企业负担约1800亿元。在中央层面陆续出台推进价格改革政策，不断降价清费的同时，地方政府也纷纷出台措施，落实中央文件，推进价格改革的深入。日前，江西省发展改革委召开会议研究部署落实重点价格改革任务，强调了当前必须加快推进的重点价格改革任务，提出了确保完成2017年阶段性改革目标。针对未来的价格改革推进情况，发改委新闻发言人孟玮表示，未来价格主管部门的重点工作，将继续加大涉企收费监管力度，持续加大对涉企乱收费行为的查处力度，要求取消、停征或者减免的收费要逐项落实到位，不得变换、自立收费项目，切实减轻企业负担。 原标题:发改委：下半年价格总水平将保持平稳",经济参考报,北极星输配电网,李志勇,"2017/8/21 10:29:22",电力市场,"输配电价 省级电网 发改委",发改委：下半年价格总水平将保持平稳
94,"2017-09-17 22:43:04",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081717510388.jpg,161,"2017-09-17 22:43:04",“再电气化”新理念引领能源转型，每个人能用电也能发电,2017-08-17,"北极星输配电网讯:不久前召开的国家电网公司年中工作会上，国家电网公司董事长、党组书记舒印彪在报告中提出的“再电气化”这一概念颇为引人关注。“再电气化”是什么?它有什么特别之处？与我们又有什么关系呢？舒印彪在年中报告中说，能源转型是社会化的系统工程，其根本任务是构建清洁、低碳的新型能源体系，根本途径是再电气化。从生产环节看，再电气化体现为风电、太阳能发电等新能源的大规模开发利用；从消费环节看，再电气化体现为电能对化石能源的深度替代。再电气化是升级版的电气化，被赋予了新的含义，是数量和质量上的飞跃。再电气化强调转化为电能的生产资料是清洁的、零排放的，更广泛、更深入地被人们利用。长期以来，能源转型是社会化的系统工程，要推动能源消费、能源供给、能源技术和能源体制四方面的革命，要全方位加强国际合作，实现开放条件下的能源安全。根本途径是再电气化。知道了什么是再电气化，那么如何实现呢？今年3月18日，北京实现电厂“无煤化”，自那天起，北京全市的电依靠清洁能源，北京也成为全国首个依靠清洁能源发电的城市。一个多月前，青海连续7天全清洁能源供电，无疑也是利用“以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的统一大电网”调度全清洁能源供电。从生产环节看，实现再电气化，基础就是大电网。研究表明，90%以上的清洁能源必须转化为电才能得以应用，因此，电是清洁能源的最终利用形式，也是效率最高的利用形式。实现再电气化的首要任务就是加强电网基础设施建设，扩大互联互通，建设大电网，形成大市场。而大市场需要设计精准的政策和市场机制，实现有效引导和激励。像丹麦这样的欧美发达国家，已经依靠完整的激励机制和精准的政策设计，有力地促进了新能源开发和利用，取得了较好效果。在我国，电力交易市场机制和规则的缺失制约了能源资源的全国性优化配置。打破市场交易壁垒，发挥市场在资源配置中的决定性作用，需要包括跨国跨省消纳机制、辅助服务补偿机制等在内的精准的电力市场机制，最终形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，更好地推广实现再电气化。炎炎夏日，是考验电网的关键时刻。今年夏天，各地电网负荷屡创新高，截至7月26日零时，全国单日最高发电量达211.22亿千瓦时，已七次突破往年极值。北京、广东、上海、江苏、安徽、湖南、辽宁、新疆等20个省级电网用电负荷创历史新高。其中江苏电网更是率先突破1亿负荷，用电量赶超英法等发达国家。在此期间，江苏积极采取措施引导用户参与电力系统调节，一方面鼓励企业参与电力需求响应，自愿减少高耗能设备使用或错峰用电，另一方面还开创了“居民虚拟电厂”，引导居民在用电高峰期关闭不需要的电器，调高空调温度等，在一定程度上减轻了电网负荷。再电气化需要用户深度参与系统调节，欧美很多国家对此有丰富的经验。德国充分发挥电价响应和引导功能，运用电价机制鼓励用户进行错峰用电。电网是能源转型的中间环节，用户深度参与系统调节需要强大的电网技术做支撑，这是新能源大规模开发利用的关键，也是再电气化的有效手段。我国新能源发展技术起步晚，整体上自主创新能力不足，三弃问题突出，需要加快突破一批核心技术，比如新能源高效发电和电网友好技术，大容量、高效率、长寿命储能技术，先进输电和新一代智能电网技术。未来，实施再电气化，人人都是清洁能源的使用者，人人也都成为清洁能源提供者。 原标题:再电气化：国家电网新理念引领能源转型，每个人能用电也能发电",《亮报》,北极星输配电网,,"2017/8/17 17:48:21",电力市场,"再电气化 电网 清洁能源",再电气化：国家电网新理念引领能源转型，每个人能用电也能发电
95,"2017-09-17 22:43:04",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081717513497.jpg,161,"2017-09-17 22:43:04",“再电气化”新理念引领能源转型，每个人能用电也能发电,2017-08-17,"北极星输配电网讯:不久前召开的国家电网公司年中工作会上，国家电网公司董事长、党组书记舒印彪在报告中提出的“再电气化”这一概念颇为引人关注。“再电气化”是什么?它有什么特别之处？与我们又有什么关系呢？舒印彪在年中报告中说，能源转型是社会化的系统工程，其根本任务是构建清洁、低碳的新型能源体系，根本途径是再电气化。从生产环节看，再电气化体现为风电、太阳能发电等新能源的大规模开发利用；从消费环节看，再电气化体现为电能对化石能源的深度替代。再电气化是升级版的电气化，被赋予了新的含义，是数量和质量上的飞跃。再电气化强调转化为电能的生产资料是清洁的、零排放的，更广泛、更深入地被人们利用。长期以来，能源转型是社会化的系统工程，要推动能源消费、能源供给、能源技术和能源体制四方面的革命，要全方位加强国际合作，实现开放条件下的能源安全。根本途径是再电气化。知道了什么是再电气化，那么如何实现呢？今年3月18日，北京实现电厂“无煤化”，自那天起，北京全市的电依靠清洁能源，北京也成为全国首个依靠清洁能源发电的城市。一个多月前，青海连续7天全清洁能源供电，无疑也是利用“以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的统一大电网”调度全清洁能源供电。从生产环节看，实现再电气化，基础就是大电网。研究表明，90%以上的清洁能源必须转化为电才能得以应用，因此，电是清洁能源的最终利用形式，也是效率最高的利用形式。实现再电气化的首要任务就是加强电网基础设施建设，扩大互联互通，建设大电网，形成大市场。而大市场需要设计精准的政策和市场机制，实现有效引导和激励。像丹麦这样的欧美发达国家，已经依靠完整的激励机制和精准的政策设计，有力地促进了新能源开发和利用，取得了较好效果。在我国，电力交易市场机制和规则的缺失制约了能源资源的全国性优化配置。打破市场交易壁垒，发挥市场在资源配置中的决定性作用，需要包括跨国跨省消纳机制、辅助服务补偿机制等在内的精准的电力市场机制，最终形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，更好地推广实现再电气化。炎炎夏日，是考验电网的关键时刻。今年夏天，各地电网负荷屡创新高，截至7月26日零时，全国单日最高发电量达211.22亿千瓦时，已七次突破往年极值。北京、广东、上海、江苏、安徽、湖南、辽宁、新疆等20个省级电网用电负荷创历史新高。其中江苏电网更是率先突破1亿负荷，用电量赶超英法等发达国家。在此期间，江苏积极采取措施引导用户参与电力系统调节，一方面鼓励企业参与电力需求响应，自愿减少高耗能设备使用或错峰用电，另一方面还开创了“居民虚拟电厂”，引导居民在用电高峰期关闭不需要的电器，调高空调温度等，在一定程度上减轻了电网负荷。再电气化需要用户深度参与系统调节，欧美很多国家对此有丰富的经验。德国充分发挥电价响应和引导功能，运用电价机制鼓励用户进行错峰用电。电网是能源转型的中间环节，用户深度参与系统调节需要强大的电网技术做支撑，这是新能源大规模开发利用的关键，也是再电气化的有效手段。我国新能源发展技术起步晚，整体上自主创新能力不足，三弃问题突出，需要加快突破一批核心技术，比如新能源高效发电和电网友好技术，大容量、高效率、长寿命储能技术，先进输电和新一代智能电网技术。未来，实施再电气化，人人都是清洁能源的使用者，人人也都成为清洁能源提供者。 原标题:再电气化：国家电网新理念引领能源转型，每个人能用电也能发电",《亮报》,北极星输配电网,,"2017/8/17 17:48:21",电力市场,"再电气化 电网 清洁能源",再电气化：国家电网新理念引领能源转型，每个人能用电也能发电
96,"2017-09-17 22:43:04",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081717515418.jpg,161,"2017-09-17 22:43:04",“再电气化”新理念引领能源转型，每个人能用电也能发电,2017-08-17,"北极星输配电网讯:不久前召开的国家电网公司年中工作会上，国家电网公司董事长、党组书记舒印彪在报告中提出的“再电气化”这一概念颇为引人关注。“再电气化”是什么?它有什么特别之处？与我们又有什么关系呢？舒印彪在年中报告中说，能源转型是社会化的系统工程，其根本任务是构建清洁、低碳的新型能源体系，根本途径是再电气化。从生产环节看，再电气化体现为风电、太阳能发电等新能源的大规模开发利用；从消费环节看，再电气化体现为电能对化石能源的深度替代。再电气化是升级版的电气化，被赋予了新的含义，是数量和质量上的飞跃。再电气化强调转化为电能的生产资料是清洁的、零排放的，更广泛、更深入地被人们利用。长期以来，能源转型是社会化的系统工程，要推动能源消费、能源供给、能源技术和能源体制四方面的革命，要全方位加强国际合作，实现开放条件下的能源安全。根本途径是再电气化。知道了什么是再电气化，那么如何实现呢？今年3月18日，北京实现电厂“无煤化”，自那天起，北京全市的电依靠清洁能源，北京也成为全国首个依靠清洁能源发电的城市。一个多月前，青海连续7天全清洁能源供电，无疑也是利用“以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的统一大电网”调度全清洁能源供电。从生产环节看，实现再电气化，基础就是大电网。研究表明，90%以上的清洁能源必须转化为电才能得以应用，因此，电是清洁能源的最终利用形式，也是效率最高的利用形式。实现再电气化的首要任务就是加强电网基础设施建设，扩大互联互通，建设大电网，形成大市场。而大市场需要设计精准的政策和市场机制，实现有效引导和激励。像丹麦这样的欧美发达国家，已经依靠完整的激励机制和精准的政策设计，有力地促进了新能源开发和利用，取得了较好效果。在我国，电力交易市场机制和规则的缺失制约了能源资源的全国性优化配置。打破市场交易壁垒，发挥市场在资源配置中的决定性作用，需要包括跨国跨省消纳机制、辅助服务补偿机制等在内的精准的电力市场机制，最终形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，更好地推广实现再电气化。炎炎夏日，是考验电网的关键时刻。今年夏天，各地电网负荷屡创新高，截至7月26日零时，全国单日最高发电量达211.22亿千瓦时，已七次突破往年极值。北京、广东、上海、江苏、安徽、湖南、辽宁、新疆等20个省级电网用电负荷创历史新高。其中江苏电网更是率先突破1亿负荷，用电量赶超英法等发达国家。在此期间，江苏积极采取措施引导用户参与电力系统调节，一方面鼓励企业参与电力需求响应，自愿减少高耗能设备使用或错峰用电，另一方面还开创了“居民虚拟电厂”，引导居民在用电高峰期关闭不需要的电器，调高空调温度等，在一定程度上减轻了电网负荷。再电气化需要用户深度参与系统调节，欧美很多国家对此有丰富的经验。德国充分发挥电价响应和引导功能，运用电价机制鼓励用户进行错峰用电。电网是能源转型的中间环节，用户深度参与系统调节需要强大的电网技术做支撑，这是新能源大规模开发利用的关键，也是再电气化的有效手段。我国新能源发展技术起步晚，整体上自主创新能力不足，三弃问题突出，需要加快突破一批核心技术，比如新能源高效发电和电网友好技术，大容量、高效率、长寿命储能技术，先进输电和新一代智能电网技术。未来，实施再电气化，人人都是清洁能源的使用者，人人也都成为清洁能源提供者。 原标题:再电气化：国家电网新理念引领能源转型，每个人能用电也能发电",《亮报》,北极星输配电网,,"2017/8/17 17:48:21",电力市场,"再电气化 电网 清洁能源",再电气化：国家电网新理念引领能源转型，每个人能用电也能发电
97,"2017-09-17 22:43:15",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081713515460.png,163,"2017-09-17 22:43:15",【干货】华北区域电价汇总,2017-08-17,北极星输配电网讯:本文主要汇总了华北各省的电价情况，其中涉及北京、天津、山西等地区的输配电价、上网电价、标杆电价等等。（本文来自：恒华科技配售电服务，ID：PSDservice）华北区域,恒华科技配售电服务,北极星输配电网,PSDservice,"2017/8/17 13:58:30",电力市场,"输配电价 电压等级 北京",
98,"2017-09-17 22:43:15",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081713520345.jpg,163,"2017-09-17 22:43:15",【干货】华北区域电价汇总,2017-08-17,北极星输配电网讯:本文主要汇总了华北各省的电价情况，其中涉及北京、天津、山西等地区的输配电价、上网电价、标杆电价等等。（本文来自：恒华科技配售电服务，ID：PSDservice）华北区域,恒华科技配售电服务,北极星输配电网,PSDservice,"2017/8/17 13:58:30",电力市场,"输配电价 电压等级 北京",
99,"2017-09-17 22:43:15",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081713521311.jpg,163,"2017-09-17 22:43:15",【干货】华北区域电价汇总,2017-08-17,北极星输配电网讯:本文主要汇总了华北各省的电价情况，其中涉及北京、天津、山西等地区的输配电价、上网电价、标杆电价等等。（本文来自：恒华科技配售电服务，ID：PSDservice）华北区域,恒华科技配售电服务,北极星输配电网,PSDservice,"2017/8/17 13:58:30",电力市场,"输配电价 电压等级 北京",
100,"2017-09-17 22:43:15",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017081713522274.jpg,163,"2017-09-17 22:43:15",【干货】华北区域电价汇总,2017-08-17,北极星输配电网讯:本文主要汇总了华北各省的电价情况，其中涉及北京、天津、山西等地区的输配电价、上网电价、标杆电价等等。（本文来自：恒华科技配售电服务，ID：PSDservice）华北区域,恒华科技配售电服务,北极星输配电网,PSDservice,"2017/8/17 13:58:30",电力市场,"输配电价 电压等级 北京",