石家庄市发展和改革委员会关于转发2021年新能源上网电价政策有关事项的通知

湖南省发展和改革委员会关于转发《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》的通知文章属性•【制定机关】湖南省发展和改革委员会•【公布日期】2021.10.20•【字号】湘发改价调〔2021〕803号•【施行日期】2021.10.15•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业,价格正文湖南省发展和改革委员会关于转发《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》的通知湘发改价调〔2021〕803号各市州发展改革委，国网湖南省电力有限公司、有关燃煤发电企业、湖南电力交易中心有限公司：现将《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）转发给你们，并就有关事项通知如下，请一并贯彻执行。

一、自2021年10月15日起，省内燃煤发电市场化电量交易电价，在现行基准价0.45元/千瓦时基础上上下浮动原则上均不超过20%。

高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

二、调整我省目录销售电价。

自2021年10月15日起，取消我省工商业及其他用电目录销售电价（含趸售区域）。

居民生活、农业生产用电目录销售电价仍按现行标准执行，相关标准详见附件1。

三、有序推动工商业用户全部进入电力市场。

已进入电力市场的工商业用户直接向发电企业或售电公司按照市场价格购电；尚未进入电力市场的工商业用户由电网企业代理购电，建立工商业用户电网企业代理购电机制（相关通知另行下发），在电网企业正式向工商业用户代理售电之前，仍按照原目录销售电价水平执行。

四、各地各有关单位要提高认识，统一思想、明确责任，精心做好组织实施工作。

同时要加强政策宣传解释和沟通工作，及时回应社会关切，增进各方面理解和支持，确保改革平稳落地见效。

附件：1.湖南省电网销售电价表2.国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知湖南省发展和改革委员会2021年10月20日附件1注：1.上表所列价格，除脱贫县农业排灌用电外，均含国家重大水利工程建设基金0.105分钱、农网改造还贷资金2分钱。

石家庄市人民政府办公室关于清理规范石家庄市城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展的实施意见文章属性•【制定机关】石家庄市人民政府办公室•【公布日期】2021.05.25•【字号】石政办函〔2021〕15号•【施行日期】2021.05.25•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】质量管理和监督正文石家庄市人民政府办公室关于清理规范石家庄市城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展的实施意见各县（市、区）人民政府、市直有关部门：为全面贯彻落实《河北省人民政府办公厅关于清理规范全省城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展的实施意见》（冀政办字〔2021〕31号）精神，进一步理清价费关系、完善价格机制、提升服务质量、促进行业高质量发展，结合我市实际，提出如下意见。

—、总体要求以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，认真落实省委九届十一次、十二次全会决策部署，深化供水供电供气供暖行业市场化改革，区分网络型自然垄断环节和竞争性环节，明确属性定位，合理界定政府、企业、用户的权利义务，坚持权责对等、清费顺价、标本兼治、稳步推进的基本原则，进一步深化公用事业领域“放管服”改革，加快推进竞争性环节的市场化，提升对网络型自然垄断环节价格监管的科学化、精细化、规范化水平.有效发挥价格机制激励约束作用，清理取消不合理收费，降低城镇经济社会运行基础成本，不断提升水电气暖等产品和服务供给的质量和效率，进一步提高人民群众满意度、増强人民群众获得感。

二、工作目标到2025年，清理规范供水供电供气供暖行业收费取得明显成效，科学、规范、透明的价格形成机制基本建立，政府投入机制进一步健全，相关行业定价办法、成本监审办法、价格行为和服务规范健全完善，水电气暖等产品和服务供给质量和效率明显提高。

三、重点任务（一）开展清费行动，全面清理取消不合理收费。

河南省发展和改革委员会、国家能源局河南监管办公室关于河南省2024年电力交易有关事项的通知文章属性•【制定机关】河南省发展和改革委员会,国家能源局河南监管办公室•【公布日期】2024.01.11•【字号】豫发改运行〔2024〕18号•【施行日期】2024.01.11•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文河南省发展和改革委员会国家能源局河南监管办公室关于河南省2024年电力交易有关事项的通知各省辖市、济源示范区、航空港区发展改革委（发改统计局），国网河南省电力公司、河南电力交易中心，省信用中心，有关市场主体：为深入推进电力市场化改革，推动河南电力市场健康平稳发展，充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用和中长期交易保供电“压舱石”作用，现将2024年电力市场交易有关事项通知如下。

一、市场主体河南省行政区域内工商业用户和符合准入条件的发、购电企业、新型主体，在交易平台注册成功后，均可参与电力直接交易。

（一）发电侧省内燃煤发电电量原则上全部进入市场，按照《关于印发河南省优化工业电价若干措施的通知》（豫发改价管〔2023〕679号）文件有关要求，积极推动新能源电量参与中长期交易。

（二）购电侧10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电，下同），鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的用户可由电网企业代理购电（简称代理购电用户，下同）。

（三）新型主体独立储能电站参与电力市场按照《关于加快新型储能发展的实施意见》（豫政办〔2023〕25号）执行。

推动负荷集成商、用户侧可调节负荷资源、新能源汽车、虚拟电厂等新型市场主体参与电力市场。

二、交易组织（一）交易种类中长期交易种类主要有：电力直接交易、电网企业代理购电交易、发电侧合同转让交易、用电侧合同转让交易、回购交易等。

根据新型电力系统建设要求和我省电力市场实际，探索开展市场化需求侧响应交易。

江西省发展和改革委员会转发国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知文章属性•【制定机关】江西省发展和改革委员会•【公布日期】2017.05.03•【字号】赣发改商价〔2017〕478号•【施行日期】2017.01.01•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业,价格正文江西省发展和改革委员会转发国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知各设区市、省直管试点县（市）发展改革委、物价局，国网江西省电力公司：现将《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729号）转发给你们，并就有关事项通知如下，请一并贯彻执行。

一、光伏发电价格（一）光伏电站我省光伏发电属Ш类资源区，光伏电站执行Ш类资源区标杆上网电价。

1.2016年以前备案并纳入年度规模管理的光伏电站，在2016年6月30日以前全部投运的，上网电价为每千瓦时1元（含税，下同）；在2016年6月30日以前仍未全部投运，但于2017年6月30日以前投运的，上网电价为每千瓦时0.98元。

2.2016年备案并纳入年度规模管理的光伏电站，在2017年6月30日以前投运的，上网电价为每千瓦时0.98元。

3.2017年以前备案并纳入以前年份财政补贴规模管理的光伏电站，但于2017年6月30日以前仍未投运的，上网电价为每千瓦时0.85元。

4.2017年1月1日以后纳入财政补贴年度规模管理的光伏电站，上网电价为每千瓦时0.85元。

5.光伏电站中的村级或集中式光伏扶贫电站，上网电价按照我省同期光伏电站标杆上网电价政策执行，我委不再批复具体项目的上网电价。

（二）分布式光伏发电1.“自发自用、余电上网”模式项目实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元，通过国家可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付；其中，自用有余上网的电量，由电网企业按照我省同期燃煤机组标杆上网电价(含环保电价，下同)收购。

河北南部电网2021年电力中长期交易工作方案根据《国家发展改革委国家能源局关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号）、《河北南部电网电力中长期交易规则》（华北监能市场〔2020〕229号）（以下简称《交易规则》）有关要求，为加快推进我省电力市场化改革，更好发挥中长期交易“压舱石”作用，保障河北南部电网电力市场高效运行，制定本方案。

一、交易电量规模河北南部电网2021年全年电力直接交易总规模约为750亿千瓦时（用户侧），原则上各市场主体年度交易签约电量不低于2021年用电量的80%。

二、市场主体准入条件（一）发电企业经我委批准，并在河北电力交易中心完成注册手续的全部统调机组（详见附件1）。

（二）电力用户通过我委公示并在河北电力交易中心完成注册手续的电力用户。

（三）售电公司在河北电力交易中心完成注册手续并按期提交了与交易规模、交易时间相匹配履约保函或履约保证保险（有效期终止日期应不早于其所参与电力交易周期次次月月末）的售电公司。

三、售电公司与零售电力用户关系确认售电公司应按规定向河北电力交易中心提交履约保函或履约保证保险，售电公司与代理用户签订《市场化零售供用电合同》后提交至河北电力交易中心，河北电力交易中心据此在电力交易平台进行售电业务代理关系确认。

四、交易组织安排（一）交易类型与时间要求2021年年度电力直接交易采用双边协商交易方式开展，河北电力交易中心应合理安排交易组织时间，力争在12月底前完成交易组织工作。

月度电力直接交易采用双边协商、集中交易等方式开展，逐步缩短交易周期，适时开展月内（多日）交易等工作。

（二）交易时段划分2020年执行峰谷电价政策的用户，按本方案规定时段划分标准分峰（含尖峰）、平、谷（含双蓄）时段约定电量、电价，参与分时段交易；2020年不执行峰谷电价政策的电力用户不参与分时段交易。

时段划分标准（模拟运行）：（1）尖峰时段：6、7、8月的17-18时、20-22时；（2）高峰时段：15-23时；（3）平段时段：8-15时、23-24时；（4）低谷时段：0-8时。

贵州省发展改革委关于转发国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知的通知文章属性•【制定机关】贵州省发展和改革委员会•【公布日期】2021.11.26•【字号】黔发改价格〔2021〕854号•【施行日期】2021.11.26•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文贵州省发展改革委关于转发国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知的通知黔发改价格〔2021〕854号各市（州）发展改革委（局），贵州电网有限责任公司、有关增量配电网企业，贵州电力交易中心：为落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）要求，切实组织开展好电网企业代理购电工作，国家发展改革委办公厅印发了《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号），现转发给你们，请遵照执行，并就我省电网企业代理购电有关工作安排如下：一、电网企业代理购电范围我省工商业目录销售电价取消后，10千伏及以上原工商业及其它用电类别用户（以下简称工商业用户）原则上要直接参与电力市场交易（直接向发电企业购电或售电公司购电，下同），鼓励低电压等级工商业用户直接参与市场交易。

未直接参与电力市场交易的工商业用户由其供电营业区域内电网企业（含省级电网、增量配电网企业，下同）代理购电。

已直接参与市场交易又退出的用户，可暂由电网企业代理购电。

二、合理确定电网企业市场化购电规模电网企业定期预测代理购电工商业用户用电量，单独预测居民、农业用户的用电量规模。

居民用电类别范围按《国家发展改革委关于调整销售电价分类有关问题的通知》（发改价格〔2013〕973号）、《贵州省居民生活用电阶梯电价实施细则（试行）》（黔价格〔2013〕326号）等文件规定执行。

电网企业要综合考虑代理购电和居民、农业用户预测用电量以及电网实际综合线损率等因素，合理确定市场化采购电量规模。

山西省发展和改革委员会关于山西电网2017—2019年输配电价及有关事项的通知文章属性•【制定机关】山西省发展和改革委员会•【公布日期】2017.04.14•【字号】临发改价格发〔2017〕141号•【施行日期】2017.01.01•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】市场规范管理正文临汾市发展和改革委员会关于转发省发展改革委《关于山西电网2017—2019年输配电价及有关事项的通知》的通知临发改价格发〔2017〕141号各县（市、区）发展改革局、物价局，国网临汾供电公司，乡宁、蒲县、安泽电力公司，各相关企业：现将省发展改革委《关于山西电网2017—2019年输配电价及有关事项的通知》（晋发改商品发[2017]101号）转发给你们，请认真贯彻执行，并将执行中的问题函告我委。

临汾市发展和改革委员会2017年4月14日山西省发展和改革委员会关于山西电网2017—2019年输配电价及有关事项的通知晋发改商品发〔2017〕101号各市发展改革委，国网山西省电力公司、晋能电力集团、各相关企业：根据《国家发展改革委关于山西电网2017-2019年输配电价的通知》（发改价格〔2017〕204号）精神，现就山西电网2017-2019年输配电价及有关事项通知如下：一、输配电价山西电网2017-2019年监管周期内分电压等级输配电价详见附件1。

晋能电力集团输配电价按山西电网输配电价标准执行。

二、销售电价相应调整终端目录销售电价，一般工商业用电平均每千瓦时降低1.3分，大工业用电平均每千瓦时降低2.7分。

趸售电价在现行标准上每千瓦时降低1.06分。

调整后的电价标准详见附件2。

三、妥善处理交叉补贴结合电力体制改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。

国网山西省电力公司于2017年底前申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经我委审核后报国家发展改革委。

四、积极推进发电侧和售电侧电价市场化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，电网企业按照本文件规定的输配电价收取过网费。

甘肃省发展和改革委员会关于优化调整工商业等用户峰谷分时电价政策有关事项的通知文章属性•【制定机关】甘肃省发展和改革委员会•【公布日期】2024.07.05•【字号】甘发改价格〔2024〕424号•【施行日期】2024.08.01•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】国有资产监管正文甘肃省发展和改革委员会关于优化调整工商业等用户峰谷分时电价政策有关事项的通知甘发改价格〔2024〕424号各市（州）发展改革委、兰州新区经发局，国网甘肃省电力公司，甘肃电力交易中心：为适应我省新能源大规模发展、电力供需形势转变、系统用电负荷特性变化等新形势新要求，充分发挥分时电价信号作用，促进新能源消纳，引导用户调整负荷，更好服务以新能源为主体的新型电力系统建设，推动我省新能源高质量发展，根据《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）和《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）精神，结合我省电力供需实际，经省政府常务会议审议通过，对我省工商业等用户峰谷分时电价政策予以优化调整。

现就有关事项通知如下。

一、执行范围全体工商业电力用户（国家有专门规定的电气化铁路牵引用电除外）和农业生产电力用户（农业排灌用电除外）。

二、时段划分高峰时段：6∶00-8∶00、18∶00-23∶00；平时段：23∶00-6∶00（次日）、8∶00-10∶00、16∶00-18∶00；低谷时段：10∶00-16∶00。

三、价差比例峰谷价差比例原则上不低于3∶1。

2024年峰谷电价浮动比例保持不变，2025年及以后峰谷电价浮动比例另行明确。

四、电取暖用电居民集中取暖用电和工商业取暖用电，峰谷时段和峰谷电价均按《甘肃省发展和改革委员会关于进一步完善清洁取暖价格支持政策有关事项的通知》（甘发改价格〔2021〕488号）规定执行。

五、执行方式（一）电力市场交易主体在签订中长期交易合同时，原则上峰谷价差比例不低于本通知规定的比例。