电量营销

第一篇：电量营销

会议总结了公司2013年市场营销工作完成情况，分析了公司市场营销方面存在的问题和不足后，安排部署了2014年工作思路和重点工作及措施。就做好2014年市场营销工作，冯树臣要求做好五个方面工作，一是认清当前形势，切实增强市场营销工作的紧迫感和责任感。当前电力市场形势依然严峻，各单位要深刻认识市场营销工作的艰巨性、重要性，坚持智慧营销、绿色营销、全员营销理念，进一步提高驾驭市场的能力，提升争取政策和用好政策的能力，提升沟通协调能力。二是创新营销方式，巩固和扩大市场份额。各单位要切实把电量作为营销工作的头等大事来抓，积极争取电量计划。要高度重视大用户直供电工作，加强计划外交易和外送电等工作。供热单位要全力开拓热力市场，打造热电联产新优势。三是加强市场研判，全力以赴抢发电量。各单位要把抢发电量工作做为当前经营工作的首要任务，一把手亲自抓，确保火电机组以最优方式调度，风电少弃风，水电不弃水，供热电厂抓住采暖期的有利时机，争分夺秒抢发电量。四是加强对标管理，提高发电利用小时。各单位要切实加强机组利用小时的对标管理，按照“区域先进、集团先进、行业先进、行业标杆”四个对标层次，紧盯先进不放松，加强对标过程控制，力争在集团公司的年度考核中全部达到A级评选条件。五是加强政策研究，全力做好保价和提价工作。各单位要密切跟踪国家资源性产品价格改革进程，早做准备，将电价调整的不利影响降到最低。火电单位要高度重视脱硫、脱硝、除尘电价落实工作，热电企业要千方百计争取热价调增及相关补贴政策，新能源单位要关注新能源价格和补贴政策变化。要尽可能缩短电热费回收期，确保电热费颗粒归仓。

2015年以来，面对复杂多变的电力市场形势，大唐四川分公司始终坚持“电量为王、效益导向”营销工作总体思路，以抢发电量为重点，对内聚焦经济活动分析，强化营销措施的落实，对外加强沟通协调，争取多方支持，不断拓展发电空间，“内外联动”切实加强电量营销工作。1至4月份，该公司累积完成发电量同比增长11.41%，其中，4月份完成利润创该公司月利润历史最高水平。

今年四川省电力用电需求不旺，市场过剩，电力生产供大于求的问题短期难以缓解，并将长期持续，预计2015年弃水电量将超过150亿千瓦时，市场竞争十分激烈，电力市场营销工作面临着前所未有的新挑战。

面对挑战，该公司一方面加强营销措施的制定和落实，及时启动了季度经济活动分析会，深入研究相关政策对电量的影响，及时掌握变化情况，聚焦问题，制定灵活有效的营销策略；实施差异化管理，坚持“一厂一策”、“一时一策”，落实具体应对措施，做好相关工作，确保电量“发得出”，合同电价执行到位；另一方面，不断完善营销工作的体制机制。要求各单位要将营销工作作为生产经营工作的重中之重，一把手要亲自过问、亲自部署、亲自协调，遇到问题亲自解决；加强营销队伍建设，建立健全计划营销部门，选配优秀人员，建立一支不惧困难、主动作为、勇于担当的营销队伍；制定电量考核办法，明确营销工作职责，做好对营销工作的监督、检查和考核，对营销工作出色的单位和个人给予奖励。

同时，该公司加强与政府及电网公司相关部门的沟通，搭建沟通汇报的平台，建立起向地方政府和电网公司的沟通机制，积极反映问题，争取支持，坚持不懈地争取电量份额；加强与直购电用户和火电企业联系，保持长期的友好合作关系，积极争取直购电、水火替代电量和地方电网负荷，确保完成存量、争发增量。

该公司还通过优化设计、优化运行等工作，千方百计地降低各项成本费用，并结合不同时期、不同时段的电价情况，抓住峰、谷电量的平衡点，实现量、价互补，达到增量又增收的目的。

第二篇：如何做好电量营销工作(发电部)

如何做好电量营销工作（发电部）

为深入贯彻集团公司“双提升”工作思想，不断强化各岗位人员在日常生产中的责任意识和红线意识，全力以赴保安全、促效益，厂部根据2016年上半年的江西系统全网负荷特点，要求各岗位人员研判当前严峻的电量营销形势，突出电量抢发意识，从确保机组安全稳定和紧盯电量目标两方面，认真思考，主动出击，为全年抢发电量和“保A创星”工作打下坚实的基础。

一、确保机组的安全稳定运行，是电量营销工作的前提。

（一）提高设备可靠性，确保发好电，稳发电。

确保机组设备安全可靠是电量营销工作的基础，是打好营销工作的前提和保证。提高设备的可靠性，核心是要围绕着抓消缺管理、抓隐患排查、抓反事故措施的落实。

1、面对新形势、新常态，各岗位人员要主动作为，充分做好日常设备的消缺管理工作，打好设备可靠性管理的“持久战”。值长岗位突出设备消缺管理流程的严肃性，严抓设备消缺的闭环管理，强化重大操作管理人员到场指导，强化消缺现场管理；建立设备缺陷跟踪机制，对设备健康水平进行动态跟踪，减少因设备缺陷原因影响电量营销。

2、认真开展隐患排查治理工作，确保人身和设备的安全。突出问题导向，重点抓好隐患排查治理，强化“三种人”责任、“两票三制”制度和“三反四保”措施，实行隐患动态跟踪防范和治理，落实责任追究，通过对设备隐患的排查治理，掌握了设备及安全管理中的薄弱环节，特别是那些隐藏在深层次的隐患，明确了这些隐患的危险程度，做好事故的超前防范措施，及时发现机组安全运行的薄弱环节和事故隐患，达到了预防事故、确保机组发好电、稳发电的目的。

3、抓好反事故措施的落实，进一步提高机组安全运行的基础。做好机组安全运行工作，核心要突出一个“严”字，做到严检查、严管理、严考核，要认真总结近几年非停等事件教训，梳理现有反事故措施的短板不足，抓好反事故措施的落实，杜绝操作、检修过程中的非停异常发生，使严控非停的反事故措施有抓手、有支撑，把实现安全生产“新常态”作为部门的中心工作来开展。

（二）规范制度执行，严控非停发生。

通过规范各项制度执行来抓好各项基础管理工作，突出红线意识和底线思维，把安全红线划定清晰，把安全规矩挺在前面，不得触碰、不得逾越。严格执行“两票三制”、抓好反违章巡查、严肃消缺管理流程，落实好重大操作管理规定等规章制度，要求各岗位人员执行好“三个精心”，落实好各级人员岗位责任，做到：坚持按制度办事，坚持安全基础工作不动摇，坚持追责力度，坚持管理人员不松懈，不断提高全员安全意识、责任意识和防范风险能力，确保机组长周期安全稳定运行。

（三）突出季节性特点，抓好季节性防范措施

根据季节性特点，有针对性的开展季节性防范工作，发动全体员工，从上到下开展“四查活动”，即查管理、查思想、查纪律、查制度，提高安全意识，杜绝安全管理上的漏洞，夯实机组安全生产基础。

1、以防汛、防雨、防潮工作为当前工作重点。针对近期汛期特点，要求重点抓好生产机房和江边循泵房的汛期安全。责任区内零米层的排水要畅通，定期做好零米层以下沟、坑、井的排水设备检测保养、试转工作；江边穿墙、穿堤管线和承压设备的连接密封处要加强监视，严防渗漏；机房房顶的排气窗、孔启闭完好，排水漕畅通、落水管连接要完好，以防飘、漏等问题造成对运行设备的影响。

2、落实好迎峰度夏、迎峰度冬期间的各项措施。全面梳理度夏期间设备运行暴露出的问题，认真分析设备故障原因，深入开展专项隐患排查和设备状态评价分析，充分利用秋季检修有利时机，加大改造力度，集中整治影响设备安全运行的薄弱环节和突出问题，重点解决设备质量问题，提高设备度冬健康水平。

3、认真对待秋季安全大检查及江西公司安全性评价复查检查工作。要认真总结近几年非停等事件教训，立即组织开展危险点分析辨识工作，杜绝操作、检修过程中的非停异常发生，使严控非停的措施落到实处。

（四）加大安全文明标准化整治力度，提高设备安全运行水平。安全文明生产标准化建设是集团公司安全生产的重点工作，目的是提高安全生产水平，提升生产现场设备的安全性、可靠性、经济性。

1、通过深入学习安全文明生产标准化建设的方向和要求，将标准化管理和日常消缺管理紧密结合起来，形成闭环管理，突出对设备“八漏”的治理，建立管理制度，形成长效机制。真正使安全文明生产标准化建设起到推动企业提质增效的作用。

2、加大对基础设施的整治水平，使安全生产标准化工作达到更高水平。加强对机房基础设施的环境治理，将机房设施缺陷、设备保温、介质流向、标识牌等问题纳入发电部日常缺陷管理流程，并针对整改工作的薄弱环节，深入开展自检自查和整改完善，同步提高员工安全标准化整改意识，形成安全生产标准化建设常态机制，把安全管理落在实处，促进安全文明生产标准化体系日臻完善并有效运行。

二、紧盯全年电量目标计划，多手段开展电量营销工作。

2016上半年国内经济形势增长总体下滑、用电量增长乏力，“双降双低”突出，根据我厂现有机组装机容量结构情况，面临着很大的压力，全厂发电量下降较明显，1-6月份全厂发电量同比减少86330万度，三/四期机组负荷率同比下降8.47/7.30%，三/四期设备利用小时分别下降439.6/841.8小时。1-6月份，全厂累计负荷率完成62.02%，较去年同期70.0%下降7.92%。1-6月份，省调补偿我厂调峰电量8454万度，日计划及AGC考核电量413万度，扣除开机、一次调频、无功、AGC补偿等因素考核电量，合计增加电量8021万度。

（一）加强跟踪越限情况，避免考核。当班值长跟踪本班负荷曲线越限情况，并根据三四期机组增减负荷特性，合理分配三四期负荷加减，减少负荷越限情况。交班前查阅本班负荷完成情况，出现负荷越限点，与中调调度员积极沟通，并加强与市场营销部的联系，避免出现不必要的考核电量。2016年日发电计划考核：1-6月182天，经值长组和营销部与调度沟通有104天没有考核，有考核的78天中多数一天也只有几个点考核，多数越限点也被免于考核。

（二）执行全厂AGC方式下负荷优化分配。充分利用#7机组高参数高效率优势，多发#7机组电量，适当控制#

5、6机组电量，以降低全厂供电煤耗为目标进行负荷分配。以开展安全作业标准化为契机，进一步完善、提高安全管理、设备管理、技术管理和运行管理工作标准，提高驾驭#5、6、7机组的各项能力，确保机组长周期安全稳定、经济高效运行，为实现发电效益最大化提供有力保证。

（三）深入开展配煤掺烧细化工作，突出发效益电的优势。通过对配煤掺烧工作的细化，加强配煤的优化，结合机组运行特点，优化运行方式，充分发挥环保设施能力，通过精细操作、精心调整，使制粉、燃烧、除尘、脱硫脱硝等设备与混配煤种不断磨合，提高机组对不同煤种的适应性，寻找高价煤的替代煤种，提高配煤掺烧比例，提升机组在低负荷运行状态下的可靠性和经济性，确保机组在电量抢发中发好效益电，创造更大的效益。

（四）时刻关注电量及利用小时、三同对标等完成情况。每天零班做好前一天电量完成情况、利用小时数以及三同对标情况，并发送手机短信给各管理人员，同时要求各位值长及发电部管理人员每天分析比较我厂电量完成情况，与兄弟电厂的利用小时、三同对标的数值比较，时刻关注我们的优势在哪，我们的劣势差在什么地方，差距用数字方式每天进行比较，给与各级管理人员以紧迫感、使命感。

（五）值长应与中调调度员加强沟通。在与中调调度员的沟通过程中，应更多的以结交朋友为目的，交流的手段采取走进去、请进来。交流的方式有培训（包括请调度员来我厂授课培训）、文体交流、走访学习，积极组织篮球赛、羽毛球赛等各种中调调度员均喜欢参与的文体活动，在各种交流活动中，与各位调度员组建良好的朋友关系，为我们在日常调度工作中避免出现沟通误解造成的电量考核。

第三篇：合同电量转让

附件3 电力市场运营基本规则

（征求意见稿）第一章 总则

第一条[目的和依据]为规范电力市场运营，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序，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）及其配套文件和有关法律、行政法规，制定本规则。

第二条[适用范围]本规则适用于中华人民共和国境内开展现货交易的电力市场。

第三条[市场原则]电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不利用市场力或市场规则的缺陷操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。

任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。第四条[实施主体]国家能源局依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管。

国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力市场监管职责。

第二章 市场成员

第五条[市场成员]电力市场成员包括市场主体（包括市场交易主体和电网经营企业）和市场运营机构三类。其中，市场交易主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等；电网经营企业指运营和维护输配电资产的输配电服务企业；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。

第六条[市场主体登记]所有并网运行的省级及以上调度发电企业应在电力交易机构登记。

为电力市场交易提供输配电服务的电网经营企业应在电力交易机构登记。

不符合准入条件的电力用户、符合准入条件但未在电力交易机构注册的电力用户（以下统称“非市场用户”），由售电企业或电网经营企业代理开展交易，按售电企业约定价格或国家目录电价结算。

第七条[市场主体注册]符合准入条件且纳入省级政府目录的的售电企业、电力用户、发电企业须向电力交易机构申请注册，取得市场主体资格后，方可参与电力市场交易。申请注册的发电企业和拥有配电网的售电企业须取得电力业务许可证后。

符合技术条件的独立辅助服务供应商，须向电力交易机构申请注册，取得市场主体资格后，方可参与辅助服务交易。

第八条[市场运营机构职责]电力交易机构主要负责市

场主体注册及注销、组织实施电力市场交易、编制交易计划，并提供结算依据和服务。

电力调度机构主要负责电网运行安全、系统实时平衡和日以内即时交易，执行交易计划。

第三章 交易类型、方式与价格

第九条[交易分类]电力市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。

电力批发交易主要指发电企业与售电企业或电力大用户之间通过市场化方式进行的电力交易活动的总称。

电力零售交易指售电企业与中小型终端电力用户开展的电力交易活动的总称。售电企业应代理或汇总其售电量并参与电力批发交易。

第十条[电力批发市场构成]电力批发交易市场主要由中长期市场和现货市场构成。市场建设初期，电力批发交易市场主要开展电能量交易和辅助服务交易；条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品交易等。

第十一条[电力批发市场模式]电力批发交易市场主要分为分散式市场和集中式市场。

分散式市场主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节；集中式市场主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价。

对于输电阻塞较严重和新能源装机较多、系统调节能力较差的地区，原则上推荐采用集中式市场。

第十二条[中长期市场构成和交易方式]中长期市场主要采取双边协商方式，开展电能量交易，以及可中断负荷、调压、黑启动等辅助服务交易。

第十三条[现货市场]现货市场特指在系统实时运行日前一天至实时运行之间，通过交易平台集中开展的交易活动的总称。

第十四条[价格]现货市场采用基于边际成本定价的机制。现货电能量市场交易价格实行单一制电量电价；各地根据当地电网的网架结构和输电阻塞情况，自主选择分区边际电价或节点边际电价等市场价格形成机制。

第四章 中长期电能量市场

第一节 通则

第十五条[中长期电能量交易]中长期电能量交易一般是以合同方式确定在未来一定时间（多年、年、季、月、周等日以上）内完成的电量交易。

中长期电能量交易品种包括：电力直接交易、跨省跨区电能交易等市场化交易，优先发电合同交易，以及基于上述合同开展的电量转让交易等。中长期电能量交易形成双边实物合同或差价合同等。

第十六条[合同要素]中长期电能量交易合同应至少包

括以下主要内容：交易起止时间、合同电量注入节点和流出节点、交易价格（可为分时交易价格）、分时电力曲线等。

第二节 优先发电合同

第十七条[省内供需平衡预测]每年年底，各地预测本地区下一电力供需平衡情况，提出未参与市场用户的用电需求。

省内电量需求预测，应综合考虑当地经济社会发展形势、经济结构、投资与消费增长等因素，综合采用电力弹性系数法、年平均增长率法和用电单耗法等进行预测后合理确定。

第十八条[省间优先发电]国家计划、政府协议形成的省间送受电，纳入优先发电。

第十九条[省内优先发电] 省内水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等清洁能源及调节性电源纳入优先发电。其中，风电、太阳能发电量原则上按原核价小时数确定，弃风、弃光严重地区可根据实际情况灵活处理；水电发电量兼顾资源条件、历史电量均值和综合利用确定；供热机组以热定电电量。

第二十条[其他优先发电]当未参与市场用户的用电需求超出上述省间和省内优先发电规模时，可以按照现行的差别电量计划制定规则，考虑检修计划后，确定剩余其他各类机组基数电量。市场初期，基数电量视为优先发电电量，随着发用电计划的放开，基数电量逐渐缩减为零。

第二十一条[优先发电合同]优先发电量视为电能量交易合同电量，执行政府定价。

相关电力企业优先发电计划安排电量，签订优先发电合同。分散式批发市场中的优先发电合同为实物合同。集中式批发市场中的优先发电合同为差价合同。

第二十二条[优先发电安排原则]省间和省内优先发电合同电量规模一经确定，不再进行调整。

其他优先发电合同电量，根据每日预测的负荷曲线扣除省间和省内优先发电曲线后，比例分配。

第三节 市场化交易合同

第二十三条[中长期电能量交易合同]市场交易主体签订中长期电能量交易合同，须在电力交易机构登记。交易合同可以为实物合同，也可以为差价合同等金融性合同。

第二十四条[中长期电能量交易要求]中长期电能量交易合同，均要求发用电双方根据合同约定在日前阶段自行确定并向电力交易机构提交次日发用电曲线。

对于实物合同，在不违背安全约束的前提下，合同电量需要予以刚性执行，再通过现货市场对系统的偏差电量进行调整。

对于差价合同，合同电量不需要刚性执行，在日前阶段，将以社会福利最大化为目标制定电网次日的发用电曲线，并通过现货市场不断更新修正，针对其与差价合同所分解出来

的曲线的偏差电量，按现货市场的价格进行偏差结算。

第二十五条[中长期电能量交易结算]合同交易双方可根据合同约定自行结算，也可委托电力交易机构和电网企业代为结算。

第四节 交易约束及转让

第二十六条[中长期交易约束]现阶段，发电企业所持有的中长期交易合同电量原则上不超过其发电能力，若分解为分时电力曲线，则各时段的最大出力不得超过其额定容量。

第二十七条[二级市场]市场主体可以通过合同电量转让交易，对签订的中长期交易合同电量进行调整。交易后，由新的替代方按交易结果全部或部分履行原交易合同，交易双方应签订转让交易合同，送电力交易机构登记。

第六章 现货市场 第一节 通则

第二十八条[现货市场体系] 现货市场包括日前市场、日内市场和实时市场。日内市场视实际需要开展。分散式批发市场中，实时市场可采用实时平衡机制取代。

市场建设初期，现货市场可先开展日前交易，也可以同时开展日前、日内和实时交易。

第二十九条[现货市场交易标的物]现货市场交易标的物包括电能量和备用、调频等辅助服务。

第三十条[电网公平开放]电网企业应当公平开放输配

电网，为市场交易主体提供安全、可靠、优质、经济的输配电服务。

第三十一条[网络拓扑]电力调度机构应向电力交易机构提供实时更新的电网运行拓扑结构、主要断面电力约束、发电机组运行状态等数据，确保在共同的电力系统模型和安全约束条件的前提下形成交易结果。

第三十二条[安全校核]电力调度机构负责电力交易出清结果的安全校核，并与电力交易机构共享市场所需的安全校核算法、计算软件和数据。

中长期差价合同不需要进行安全校核。中长期实物合同应考虑输电能力等安全约束，其分解曲线与日前市场交易结果叠加后一并进行安全校核。

第三十三条[发电企业申报]发电企业通过现货交易平台开展电能量/辅助服务交易，申报要求如下：

（一）单机装机容量4万千瓦以上水电机组、10万千瓦以上火电机组、核电机组应以单个机组为单位申报；经批准，同一发电厂的多个机组可以集中报价。

（二）其他类型机组按全厂（场）申报。

第三十四条[电力用户申报]电力用户通过交易平台主要开展电能量交易，须具备符合现货交易和结算的相关技术条件。

第三十五条[售电公司申报]售电公司通过交易平台主

要开展电能量交易，须具备符合现货交易和结算的相关技术条件。

第三十六条[电网企业申报]电网企业（或下属供电企业）应申报其所代理非市场用户的电力需求预测信息。

电网企业下属供电企业为直接申报单位，以区域或节点为粒度进行申报。

第二节 分散式市场组织实施

第三十七条[优先发电合同分解]电力交易机构根据次日非市场用户的负荷预测曲线，扣减（受入省）或叠加（送出省）国家计划、政府间协议形成的跨省（区）交易曲线，扣减风电、光伏发电、径流式水电、以热定电等发电曲线，剩余负荷曲线由其他机组按其优先发电合同电量比重分摊，并作为各机组优先发电电量的次日发电曲线。

第三十八条[中长期市场交易合同分解]在实际运行日的规定时间以前（不晚于日前市场开市时间），市场交易主体向电力交易机构提交中长期实物合同所约定的日发用电曲线、注入节点和流出节点等信息。

第三十九条[初始发用电曲线形成] 机组优先发电电量与各类中长期实物交易合同的分解曲线相叠加，即形成次日的初始发电计划；大用户和售电企业各类中长期实物交易合同的分解曲线相叠加，即形成次日初始用电计划。

机组根据次日初始发电计划，可与其他机组协商进行发

电计划整合，形成更新后的发电计划。

第四十条[日前市场]日前市场主要针对中长期实物合同之外的次日发用电曲线，组织集中竞价交易。市场出清过程中考虑网络拓扑约束。日前市场交易组织程序如下：

（一）电力调度机构提供日前系统负荷预测曲线（扣减中长期合同对应发用电曲线后形成的次日电力需求曲线）等信息，由电力交易机构发布。

（二）发电企业在规定的时间前向电力交易机构提交次日机组运行的物理参数和各时段卖电报价或/和买电报价及以下信息：启停费用报价和空载费用报价、爬坡速率、最大最小技术出力、调频和备用等辅助服务报价等。售电企业、电力用户在规定的时间前向电力交易机构提交买电或/和卖电报价。

在风电和水电装机容量占比较大的市场，发电企业应同时申报卖电报价和买电报价，以实现日前发电权交易，促进中长期合同之外的风电和水电的消纳，但发电企业申报的卖电报价应高于买电报价。电力用户和售电企业在一个时段只能选择买电或卖电之一，不可同时申报买电和卖电报价。

（三）中长期实物合同各时段的分解电量，按照市场规定的最低报价参加日前市场交易优化和出清。

（四）根据市场交易主体的报价，将机组运行能力、网络拓扑、事故校验等各类安全约束作为约束条件，以偏差调

整成本最小化为目标，直接形成满足各类安全约束的市场出清结果，包括各市场交易主体各时段的中标电力，以及分区边际电价或节点边际电价。

因各类安全约束，导致机组停机或实物合同交易的发电曲线被削减时，按市场出清价格购入相应电力电量，不影响原有合同的结算。

（五）电力交易机构根据日前市场交易结果，形成市场交易主体的次日发用电计划，送电力调度机构进行安全校核。经校核后，由电力交易机构发布各时段的成交结果和出清价格。

电力调度机构有权对日前市场交易结果进行修改，但要提出充分的理由。

第四十一条[辅助服务]条件成熟时，日前电能量市场和辅助服务市场应联合优化出清。

第四十二条[平衡服务报价]日前市场结束后，电力交易机构公布各市场交易主体的次日发用电计划，并更新次日系统负荷预测。发电企业在规定时间内向电力调度机构提交机组次日各时段的平衡服务报价，包括上调报价和下调报价两种。

未纳入次日发用电计划的机组，可重新申报卖电报价。第四十三条[日内市场]风电和水电装机容量占比较大以及其他具备条件的地区，可以组织开展日内市场。

日前市场闭市后至系统实际运行1小时之前，发电企业应及时向电力调度机构提供机组运行状态更新信息和日内交易报价，包括但不限于可再生能源机组发电功率的更新预测曲线，机组的可用状态信息，机组发电能力上下限和出力上调、下调报价等；机组的上调出力报价应高于下调出力报价，无调节能力的风电及水电机组申报出力上调、下调报价。电力用户和售电企业也只能单向报价，即只能选择买电或卖电之一。电力调度机构应根据上述申报信息以及网络拓扑约束，以高低报价匹配为原则进行滚动、持续交易，形成交易匹配对与对应的价格。

第四十四条[实时平衡机制] 实际运行前1小时，电力调度机构根据超短期负荷预测，综合考虑网络拓扑约束、机组运行约束等系统安全约束条件后，以15-30分钟为周期，基于调整成本最小原则接受平衡服务报价，保障下一运行时段基本的电力供需平衡和管理输电阻塞，运行时段内小的负荷波动通过自动发电控制等辅助服务进行平衡。

第三节 集中式市场组织实施

第四十五条[负荷预测信息发布与优先发电合同分解]电力调度机构负责次日负荷预测曲线预测和发布。

优先发电合同可参照第三十七条规定分解为日前优先发电合同曲线，用于差价结算。

第四十六条[中长期市场交易合同分解]在实际运行日

的规定时间以前（不晚于日前市场开市时间），市场交易主体可自行选择交易合同的执行方式，选择按差价合同执行的需向电力交易机构提交中长期合同所约定的日发用电曲线、注入节点和流出节点等信息。

第四十七条[日前市场]日前市场采用集中优化的组织方式，以社会福利最大化为目标进行电能量和辅助服务的联合优化出清。市场出清过程中考虑网络拓扑约束。日前市场交易组织程序如下：

（一）电力调度机构提供日前系统负荷预测曲线等信息，由电力交易机构发布。

（二）发电企业在规定的时间前向电力交易机构提交次日机组运行的物理参数和报价信息，包括电能费用报价、启停费用报价和空载费用报价、爬坡速率、最大最小技术出力、调频和备用等辅助服务报价等；售电企业、电力用户在规定的时间前向电力交易机构申报次日各时段购电量。

（三）根据市场交易主体的申报信息，将机组运行能力、网络拓扑、事故校验等各类安全约束作为约束条件，以社会福利最大化为目标，计算形成满足各类安全约束的市场出清结果，包括次日机组组合、各市场交易主体中标各时段的中标电力和辅助服务以及分区边际电价或节点边际电价。

第四十八条[重新报价]日前市场结束后，未纳入次日机组组合的机组，可以重新申报电能费用报价、启停费用报价

和空载费用报价

第四十九条[实时市场]实时市场基于更新的超短期预测负荷曲线，采取全电量集中优化的组织方式，以社会福利最大化为目标，利用带安全约束的经济调度程序进行市场出清，形成机组需要实际执行的发电计划和用于事后偏差电量结算的实时市场价格等信息。

市场出清过程中需详细考虑实时更新后的网络拓扑、发电机组运行能力、事故校验等安全约束问题。实时市场交易时段为5-15分钟。

第六章 辅助服务市场

第五十条[中长期辅助服务交易]对于在未来一定时间（年、季、月、周等日以上）内的可中断负荷、调压、黑启动等辅助服务，由电力调度机构与市场交易主体通过双边协商或集中竞价等方式确定辅助服务提供方及价格，签订辅助服务合同并送电力交易机构登记。

第五十一条[现货辅助服务交易]现货辅助服务是指次日或者日内未来某一时段系统运行所需要的备用、调频等辅助服务。原则上现货辅助服务交易通过市场交易平台竞价确定。

第五十二条[辅助服务考核]电力调度机构应定期对市场交易主体提供辅助服务的能力进行测试。测试结果应公布并向能源监管机构报告。电力市场主体不能按照要求提供辅

助服务时，应当及时向电力调度机构报告，并接受考核。考核费用用于辅助服务补偿资金。

辅助服务考核办法由能源监管机构组织电力调度机构制订并实施。

第五十三条[辅助服务分担]按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。

与全体电力用户相关的辅助服务费用，暂由所有并网发电企业按上网电量共同承担。与部分电力用户相关的辅助服务费用，由该部分电力用户主要承担。

第七章 计量和抄表

第五十四条[电能计量装臵]市场主体应当根据电力市场结算要求，安装具备远程抄表和分时计量等功能且符合国家或行业标准的电能计量装臵，由电能计量检测机构检定后投入使用。

本规则所称电能计量检测机构，是指经政府计量行政部门认可、电能交易双方确认的电能计量检测机构。

第五十五条[电能计量装臵校核]市场主体可以申请校核电能计量装臵，经校核，电能计量装臵误差达不到规定精度的，由此发生的费用由该电能计量装臵的产权方承担；电能计量装臵误差达到规定精度的，由此发生的费用由申请方承担。

第五十六条[电能计量装臵安装点]电能交易双方签订

的电能交易合同应当明确电能的计量点。电能计量点位于交易双方的产权分界点，产权分界点不能安装电能计量装臵的，由双方协商确定电能计量点。法定或者约定的计量点计量的电能作为电费结算的依据。电力市场主体以计量点为分界承担电能损耗和相关责任。

第五十七条[抄表责任]电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装臵记录电量，并提交给电力交易机构作为结算依据。

电力交易机构应当建立并维护电能计量数据库，并按照有关规定向电力市场主体公布相关的电能计量数据。

第五十八条[辅助服务计量]辅助服务通过能量管理系统、电力需求侧系统等计量，由电力调度机构按结算要求统计辅助服务提供和使用情况，按规定送电力交易机构。

第八章 交易结算 第一节 通则

第五十九条[结算电价单位时间]市场交易主体结算电价最小单位时间：

（一）中长期市场按市场交易主体约定的价格结算，原则上以不低于1小时为结算电价单位时间；

（二）现货市场以1小时为结算电价单位时间。第六十条[结算电价位臵范围]对于日前市场和实时平衡市场，电力用户可以按分区边际电价或节点边际电价结

算，也可将节点边际电价加权平均后作为电力用户的结算价格。

第二节 分散式交易结算

第六十一条[电能量交易结算规则]中长期市场和现货市场电能量交易结果结算程序：

（一）中长期交易结算：中长期优先发电合同电量按照政府规定的上网电价进行结算。中长期市场化交易按照合同约定的价格和电量进行结算。

（二）日前市场交易：日前市场出清形成的交易计划与中长期合同分解形成的日合同曲线之间的偏差量，按照日前市场形成的价格结算。

（三）日内市场交易：交易主体日内交易的中标电量，按日内市场形成的价格结算。

（四）平衡服务中标电量。实时平衡机制中，被电力调度机构接受的平衡服务，按照市场交易主体报价结算。

（五）不平衡电量：市场交易主体实际发用电曲线与交易计划曲线（含日内交易中标电量和平衡服务中标电量）之间的偏差量称为不平衡电量，按照实时平衡机制形成的价格结算。

不平衡电量的结算价格应考虑市场总体供需情况，采用不同的定价机制。当系统处于供大于求状态时，机组增发电量或用户少用电量，采用惩罚性结算价格，机组减发电量或

用户增用定量，采用常规性结算价格；当系统处于供不应求状态时，则反之。

第六十二条[辅助服务结算规则]中长期辅助服务按照合同约定价格结算。现货辅助服务按照市场边际价格结算。辅助服务市场未建立之前，可参照和完善现有“两个细则”执行。

第六十三条[阻塞成本结算规则]对于实物合同交易，由于输电阻塞所增加的购电成本，由对应发电方承担。实时平衡机制中，输电阻塞所增加的购电成本，由市场交易主体共同承担。

第三节 集中式交易结算

第六十四条[电能量交易结算规则]中长期市场和现货市场电能量交易结果结算程序：

（一）中长期交易结算：中长期的公益性、调节性电量按照政府规定的上网电价和目录电价进行结算。中长期市场化交易则按照交易双方协商的价格和电量进行结算。

（二）日前市场交易：日前市场出清形成的交易计划与中长期合同分解形成的日合同曲线之间的偏差量，按照日前市场价格进行结算。

（三）实时市场交易：市场交易主体实际发用电曲线与日前出清形成的交易计划曲线之间的偏差量，按照实时市场价格进行结算。

第六十五条[辅助服务结算规则]备用和调频等辅助服务按照日前市场出清价格和实际调用效果进行结算；可中断负荷、调压、黑启动等辅助服务按照合同约定价格和实际调用效果进行结算。

第六十六条[阻塞剩余结算规则]市场建设初期，由电网阻塞所引起的阻塞剩余，按上网电量比例分配给发电企业。待金融输电权市场建立之后，阻塞剩余通过金融输电权市场进行分配。

第四节 其他

第六十七条[输配费用及其他]参与交易的市场主体按照国家核定的输配电价标准缴纳输配电费用。输配电价未核准前，可维持现有的购售价差不变，即采用发售联动机制。

电力用户根据实际用电量，按照国家规定缴纳的政府性基金和附加等标准缴纳相关费用。

第六十八条[结算凭据]电力交易机构根据中长期交易合同、现货市场交易结果以及电量计量数据等，出具电量电费、辅助服务费及输电服务费等结算凭证。结算凭据需在规定时间内完成，原则上日前市场、实时平衡市场的结算凭据原则上应该在3-10个工作日内形成。中长期合同原则上按月出具结算凭据。

第六十九条[电费结算]电力市场主体按照交易机构出具的结算凭据进行电费结算。

中长期交易可以根据市场交易发展情况及市场主体意愿，由合同双方自主协商电费结算方式，也可以委托电网企业、电力交易机构进行电费结算。

第九章 信息披露

第七十条[信息分类]按照信息属性分类，市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其它市场成员公布的数据和信息。

第七十一条[信息披露责任]电力交易机构、电力调度机构和电力市场主体应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。

电力交易机构、电力调度机构、电网经营企业应公平对待市场交易主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

第七十二条[信息披露分工]电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构及时向市场交易主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息等。

电力市场主体应当按照有关规定向电力交易机构、电力调度机构提供信息。

第七十三条[信息披露方式]在确保安全的基础上，电力

市场信息原则上通过电力市场技术支持系统发布，也可以辅以报刊、广播、电视等媒体，信息发布会，简报、公告等披露途径。

第七十四条[信息披露监管]能源监管机构制定电力市场信息披露管理办法并监督实施。

第十章 电力市场技术支持系统

第七十五条[有关职责]电力交易机构负责电力市场技术支持系统的建设和维护管理。电力市场主体按照规定配备有关配套设施并负责日常维护管理。

电力市场管理委员会审定电力市场技术支持系统规划和设计方案。

第七十六条[功能要求]电力市场技术支持系统建设应当符合规定的性能指标。电力市场技术支持系统包括能量管理、合同管理、交易管理、电能计量、结算系统、市场申报、市场分析与预测、信息发布、市场监管等功能模块。

第七十七条[其他要求]电力市场技术支持系统建设应当以电力市场运营规则为基础。在同一电力市场内，电力市场技术支持系统应当统一规划、统一设计、统一管理、同步实施、分别维护。电力市场交易支持系统应当根据电力市场发展的需要及时更新。

第十一章 市场风险防控

第七十八条[市场限价]能源监管机构、有关国家价格主管部门可根据需要，制定现货市场最高报价，规避电力市场价格剧烈大幅波动的风险。

第七十九条[市场力防范]能源监管机构授权电力交易机构按照相关规定，将可能影响市场正常运行的机组认定为市场价格接受者，或强制相关发电机组签订中长期合同，以维护市场公平、防范市场风险。

第八十条[保证金、预付费]电力交易机构可以对电力用户（售电企业）实施交易保证金、预付费制度，维护市场结算安全。

第八十一条[市场力监测]能源监管机构建立完善市场力监测与评价标准，加强对市场主体滥用市场力行为的监管。

第八十二条[市场干预]能源监管机构根据维护电力市场正常运作和电力系统安全的需要，制定电力市场干预、中止办法，规定电力市场干预、中止的条件和相关处理方法。

第十二章 系统运行安全

第八十三条[调度纪律]电力市场主体应当执行有关电网运行管理的规程、规定，服从统一调度，加强设备维护，按照并网调度协议配备必要的安全设施，维护电力系统的安全稳定运行。

第八十四条[检修管理]电力调度机构应当根据市场交

易计划、电力供需形势、设备运行状况、安全约束条件和系统运行状况，统筹安排电力设备检修计划。

市场主体应按规定的时间向电力调度机构申报电力设备检修计划，经电力调度机构批准后方可确认。电力调度机构应及时向市场主体披露已提交申报和已批准确认的检修计划。

第八十五条[调度要求]电力调度机构应当严格执行电力调度规则，合理安排系统运行方式，及时向电力市场主体预报或者通报影响电力系统安全运行的信息，防止电网事故，保障电网运行安全。

第八十六条[紧急事故处理]系统发生紧急事故时，电力调度机构应按安全第一的原则处理事故。由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。为保障市场主体利益，应对电力市场运行情况下的紧急事故进行分类定级。

第十三章 附 则

第八十七条[有关程序]国家能源局派出机构组织电力交易机构根据本规则拟定各地电力市场运营规则，报国家能源局备案后执行。

第八十八条[市场监管]电力市场监管办法由国家能源局另行制定。

第八十九条[解释]本规则由国家能源局负责解释。原有

电力交易相关规则与本规则不一致的，以本规则为准。

第九十条[名词解释]本规则中有关专业名词解释及说明见附件。

第九十一条[文件实施]本规则自XX年XX月XX日起施行。

附件:电力市场有关专业名词解释及说明

附件

电力市场有关专业名词解释及说明

1.日前市场。日前市场是现货市场的重要组成部分，其运作方式有多种。

在以实物双边合约为主的市场中（如英国），日前市场是一个双边合约之外的增量市场，发电商和大用户（含零售商）可申报次日各时段的卖电报价和买电报价，交易机构通过市场出清软件得到各时段最优的交易计划及结算电价。

在以金融性合约为主的市场中（如美国PJM），日前市场是一个全电量竞价市场，发电企业申报机组的报价曲线，大用户（含零售商）申报各时段的买电报价，系统运行商在满足电网安全约束的前提下，通过市场出清软件得到各时段最优的交易计划及结算电价，形成满足系统可靠性要求的日前机组组合和各机组的日前发电计划。

2.日内市场。日内市场主要应用在北欧、德国等以实物双边合约为主的市场模式中。日内市场中，所有市场主体既可以买电、也可以卖电。交易主体申报实际交割前的各时段买电或卖电的量和价（通常按15min报价）。日内市场通常采用先到先得、价格优先的原则进行滚动、持续出清。

由于风电、光伏等间歇式能源的出力预测误差在随着预

测时间的缩短，预测精度会明显提升。因此，开设日内市场可以进一步促进间歇式能源的消纳，并帮助市场主体进一步降低因预测偏差引起的不平衡电量结算风险。

3.实时市场/（小时前）平衡市场。实时市场/（小时前）平衡市场主要在于保障系统的实时平衡与阻塞管理。以实物双边合约为主的市场和以金融性合约为主的市场中，系统实时平衡的运行机制存在较大差异。

以实物双边合约为主的市场模式中，发电机组需要在实际运行前的规定时间内（通常为1小时）提交下一时段的运行计划及上调和下调服务报价，调度机构根据最新的负荷预测信息和系统运行状况，基于经济调度原则确定机组中标的上调服务和下调服务，保障系统的实时平衡。

以金融性合约为主的市场模式中，日前市场形成机组组合需要优先保证执行，其发电计划可作为结算参考，并不需要物理执行。实时市场中，系统运行机构根据机组在日前市场提供的报价曲线和实时的负荷需求，基于经济调度原则，考虑网络安全约束，实时计算各机组每5min的出力计划及市场出清价格。

4.实物合同。合同双方根据实际供需情况，自行分解签订的中长期合同，在规定的时间将实际运行日分时曲线提交电力调度机构，纳入市场交易主体的发用电计划，进行实际交割。

5.差价合同。差价合同是指为规避现货市场价格波动引起过大的金融风险，交易双方以事先敲定的合同价格与合同交割时的现货价格之差为基础签订的一种金融性合同。差价合同仅作为结算依据，不影响调度运行，合同电量仍然参与现货竞价。

6.分区边际电价。当电网存在输电阻塞时，按阻塞断面将市场分成几个不同的区域（即价区），并以区域内边际机组的价格作为该区域市场出清价格，即分区边际电价。

7.节点边际电价。以电网特定的节点上新增单位负荷所产生的新增供电成本为基础计算的电价。

8.输电权。输电权是指允许输送一定容量的权利，它赋予其所有者相应容量的权利或者取得与其相关经济利益的权利。具有锁定输电费用或保证电力传输的功能，即电力交易者在购买了输电权后，可以保证以既定的输电价格实现电能的传输，即使电网实际运行中发生阻塞，也能获得相应的经济补偿。

9.阻塞盈余。阻塞盈余是指由于输电阻塞引起的交易盈余。当采用分区定价方法消除阻塞时，由于电能输入区的市场出清电价一般要高于电能输出区，这样由电能输入区出清电价和阻塞断面的输送电能所确定的购电费用要高于电能输出区出清电价和阻塞断面输送电能所确定的售电输入，这两部分差额就是阻塞盈余。

10.阻塞成本。阻塞成本是指由于输电阻塞需要调整电能交易计划而引起的系统总购电费用的增加部分。

第四篇：火电厂电量营销岗位竞聘笔试题(带答案)

电量营销岗位笔试试卷（带答案）

姓名： 得分：

一、填空题：

1.根据河南省电量情况分析，河南省用电量增长速度下降，主要受制于经济增长速度放缓，省内工业用电量下降，城乡居民用电量虽然增长较快，但整体用电量较少，不足以拉动省内整体用电量大幅度上升。

2.河南省发改委针对我公司#1机组脱硝电价的批复，脱销设施达标运行的上网电量每千瓦时提高0.008 元。3.我公司迎峰度夏奖励办法中奖惩对象奖惩主要是在迎峰度夏期间为公司确保完成抢发电量任务做出突出贡献的电量营销和生产运行、机组检修维护、煤炭保证供应等人员。主要有：运行部、设备部、燃料生产部、燃料管理部、计划部等部门，由公司奖惩到部门，由部门直接奖惩到个人。

4.编制月度电量计划要兼顾：机组运行方式、季节影响、机组检修方式等因素。

5.按照河南公司2013电力工作部署，为了全力抓好电量争取工作，确保完成目标，主要应做好以下几个方面的工作：一是要加强基础电量计划落实工作。二是多争取市

场电量。三是要发挥机组增容优势，努力争取更多基础电量计划。四是争取好日调度计划，五是各单位要加强发电量的日常管理督导。六是加强发电过程的统筹协调，规范检修管理。

6.根据集团公司今年营销工作会和河南公司工作会议精神，各单位要确保全年电量目标完成，60万千瓦机组争取超过平均水平300小时以上

二、简答题： 1.电力市场是什么？

电力市场是采用经济、法律等手段，本着公平竞争，自愿互利的原则，对电力系统中发电输电供电和客户等环节组织协调运行的管理机制、执行系统和交换关系的总和。2.电力市场主体的组成是什么？

电力市场主体：售电和购电的发电企业、输电企业、供电企业管理者是指以国家和各级政府有关管理机构的只能身份出现的，起着组织协调管理监督方面的作用，推动电力市场合理运转的一种特殊当事人，如省发改委、电监办。3.电力市场价格分为哪几大类？

电力市场价格可分为上网电价、输电电价和销售电价 4.电力市场营销是什么？

电力市场营销就是指导电力产品的生产、输送和销售，满足电力客户经济、合理、安全、可靠的使用电力产品，不

断提高电力企业经济效益的一系列经济活动的总称。5.发电企业基础发电计划是如何确定的？

由省发改委能源局根据国民经济发展形势预测下一年全社会用电量增长情况，确定用电总量和发电总量，按照各发电企业装机容量等级、供热机组供热量、使用中水情况、脱硝设施投运情况、电源支撑、接入系统等因素综合制定，于每年年初下达全省发电企业节能调度综合方案，确定每个发电企业基础电量计划。

6.2013年公司确定电量营销工作原则是什么？

（1）.电量营销工作要充分做到“三个到位”即争取月度电量计划与年初内部确定的计划一致要到位；月度计划分解到日计划要到位；日电量计划落实要到位。“三个沟通”即加强与调度员沟通；加强与调控中心领导沟通；加强与省电力公司有关领导沟通。“三个紧盯”即紧盯交易电量、外送电量市场信息；紧盯关键人物做工作；紧盯交易电量、外送电量落实情况。以“三个三工作原则”为指导，与省电力公司、省发改委等有关单位保持密切联系，一手抓争分夺秒抢电量，一手抓刻不容缓争计划。

（2）.坚持共同营销、分层次营销的原则，充分发挥我公司良好的地理位置及值长与调度台人盯人密切沟通的作用。值长紧盯每小时负荷情况，营销小组紧盯每月、每日发电情况，按照年、季、月、日逐级紧盯计划电量和实际发

电情况，让日发电量都能赶超计划，保证计划完成率。同时时刻关注市场形势变化，及时作出分析，制定应对措施。

7.如何开展大用户直供工作，确保2015年落实大用户直供电量多少？

（自己发挥）

8.围绕提高公司机组日发电量，如何开展电量营销工作？

（自己发挥）

第五篇：安徽省电力公司电量电费计算

安徽省电力公司电量电费计算

一、引用标准

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修改版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

1、《中华人民共和国电力法》

2、《电力供应与使用条例》

3、《供电营业规则》

4、水电财字《电热价格说明》

5、水电财字第215号文件《功率因数调整电费办法》

6、发改价格[2004]512号《国家发展改革委关于安徽省峰谷分时电价实施办法的批复》

7、皖价服[2005]306号《关于印发安徽电价说明的通知》

二、术语解释

1、销售电价是指电网经营企业对终端用户销售电能的价格。

2、电度电价是指按用户电度数计算的电价。

3、基本电价是指按用户用电容量计算的电价。

4、峰谷分时电价是按一天中用电高峰时段、低谷时段和平时段分别计算不同的价格。峰谷分时电价中仅目录电价部分参与时段调整计算，代征款按各自标准分别计算，不做任何比例调整计算。

5、单一制电价是以用户每月实际用电量的多少为计算电费依据的电价。

6、两部制电价由电度电价和基本电价两部分构成。实行两部制电价的用户，按国家有关规定同时实行功率因数调整电费办法。

7、装接容量（又称装见容量）：指竣工装表接电时现场用户实际接入受电电压电网上的用电设备容量或受电变压器（包括直配高压电动机）受电容量。对低压用户而言，指实际安装的用电设备容量；对高压用户而言，指实际接在受电电压电网上的变压器和直配高压电动机容量之和，包括一切冷、热备用和运行的设备。

8、计费容量指实行两部制电价的用户计收基本电费的容量。

9、受电容量-对单电源用户而言，指该电源供电的主变容量；对双电源用户而言，同时供电互为备用时，每路的受电容量为断开高压母联后该路的主变容量；一供一备时，每路的受电容量为该路可能供电的最多的主变容量之和。

10、合同容量指在供用电合同中经过双方协商一致的以书面形式确认的容量，即供电部门许可的用户用电容量。

11、热备用变压器是指变压器高压侧断路器(即油开关)处在合闸状态或虽未合闸，但用户可自行合闸送电的变压器，即未经供电企业封停，或运行与备用变压器之间未装闭锁，其停止与运行状态都属供电企业无法控制的变压器。

12、计量方式是根据计量电能的对象不同，选择电能计量装置的种类、结构不同，一般分为高供高计、高供低计和低供低计三种方式。

13、高供高计是指电能计量装置安装在专变用户受电变压器的高压侧。

14、高供低计是指电能计量装置安装在专变用户受电变压器的低压侧。

15、低供低计是指电能计量装置安装在低压线路上的用户处，一般为公变用户的计量方式，包含三相四线带（TA）计量方式、三相四线直接接入方式和单相直接接入方式等。

16、供电点指受电装置接入供电网的位置。

17、受电点指用户受电装置所处的位置。

18、电能计量装置是电能表和与其配合使用的互感器、电能表到互感器的二次回路接线、电能计量柜（箱）的统称。

19、抄见电量根据电能表所指示的数据计算的电量。20、计费电量是电网企业与电力用户最终结算电费的电量。

21、本期有功示数是指当期抄见有功电表示数；

22、上期有功示数是指上期抄见的有功电表示数；

23、本期无功示数是指当期抄见的无功电表示数；

24、上期无功示数是指上期抄见的无功电表示数；

25、功率因数也称力率，是有功功率与视在功率的比值，等于电压和电流间的相角差φ的余弦，用符号cosφ表示。用户实际功率因数通常取在电费结算（两次抄表）期内功率因数的加权平均值，计算公式为。

26、功率因数调整电费是根据用户功率因数水平的高低增收或减收的电费。

三、基本规定

（一）、计费单位的规定

1、以受电点作为用户的一个计费单位。同一受电装置有不同回路或电源供电，都视为一个受电点，应分别装设电能计量装置为计费点。

2、同一用户（法人）在不同用电地址的用电与供电企业分别确立供用电关系时，电量电费结算应按不同受电点分别计算。

（二）、结算时间的规定

1、以两次固定抄表日的时间间隔为一个结算时间。

2、如用户发生业务变更时，以变更日为基准，分段计算。

（三）、量价对应的规定

1、按用户不同电价类别的实际用电量，分别计价。

2、损耗电量按不同电价类别用电比例进行分摊。

（四）、损耗计收的规定

1、当用电计量装置不安装在产权分界处时，线路与变压器损耗的有功与无功电量均须由产权所有者负担。

2、在计算用户电费时,应将上述损耗电量计算在内。

四、电量计算

（一）、计费电量的计算

1、单表计量方式用户计费电量的计算（1）执行一种分类电价的用户 ①抄见电量的计算公式如下： 有功抄见电量=(本期有功示数-上期有功示数)×计算倍率 无功抄见电量=(本期无功示数-上期无功示数)×计算倍率

计算倍率=表用电压互感器（PT）变比×表用电流互感器（CT）变比×电能表倍率

②计费电量的计算公式如下：

计费有功电量＝有功抄见电量＋变压器有功损耗+线路有功损耗 计费无功电量＝无功抄见电量＋变压器无功损耗+线路无功损耗（2）执行峰谷分时电价的用户 ①抄见电量的计算公式如下：

有功抄见电量（总）=(本期总有功示数-上期总有功示数)×计算倍率 有功抄见电量（峰段）=(本期峰段有功示数-上期峰段有功示数)×计算倍率 有功抄见电量（平段）=(本期平段有功示数-上期平段有功示数)×计算倍率 有功抄见电量（谷段）=(本期谷段有功示数-上期谷段有功示数)×计算倍率 无功抄见电量（总）=(本期总无功示数-上期总无功示数)×计算倍率。其中:计算倍率=表用电压互感器（PT）变比×表用电流互感器（CT）变比×电能表倍率

说明：

（1）当峰谷分时计量装置为缺平段示数显示时，则平段有功抄见电量计算如下：

平段有功抄见电量=总有功抄见电量-峰段有功抄见电量-谷段有功抄见电量（2）因居民分时电价无峰段电价，其抄见电量计算公式如下： 总有功抄见电量=(本期有功示数-上期有功示数)×计算倍率平段有功抄见电量=总有功抄见电量-谷段有功抄见电量

谷段有功抄见电量=(本期谷段有功示数-上期谷段有功示数)×计算倍率 ②计费电量的计算公式如下： 计费有功电量（峰段）＝有功抄见电量（峰段）＋变压器有功损耗（峰段分摊）＋线路有功损耗（峰段分摊）

计费有功电量（平段）＝有功抄见电量（平段）＋变压器有功损耗（平段分摊）＋线路有功损耗（平段分摊）

计费有功电量（谷段）＝有功抄见电量（谷段）＋变压器有功损耗（谷段分摊）＋线路有功损耗（谷段分摊）

计费无功电量 ＝无功抄见电量＋无功铁损＋无功铜损+线路无功损耗 其中，损耗分摊计算如下：

变压器有功损耗（峰段分摊）=有功抄见电量（峰段）/有功抄见电量（总）×变压器有功损耗；

变压器有功损耗（平段分摊）=有功抄见电量（平段）/有功抄见电量（总）×变压器有功铁损；

变压器有功损耗（谷段分摊）=有功抄见电量（谷段）/有功抄见电量（总）×变压器有功铁损；

线路有功损耗（峰段）=有功抄见电量（峰段）/有功抄见电量（总）×线路有功损耗；

线路有功损耗（平段）=有功抄见电量（平段）/有功抄见电量（总）×线路有功损耗；

线路有功损耗（谷段）=有功抄见电量（谷段）/有功抄见电量（总）×线路有功损耗；

说明：

（1）、对于不执行力率调整的用户，无须计算计费无功电量。

（2）、对于高供低计用户，在电量计算时需计算变压器损耗。对于高供高计用户，无需计算变压器损耗。

（3）、对于属于用户资产的线路，按产权分界点需计算线路损耗。对于公共线路不加收线路损耗的用户，无需计算线路损耗。

2、总表并列计量方式用户的计费电量计算

对于执行多种电价类别、且采用总表并列方式计量的用户，计算公式如下： 计费总有功电量=∑计费有功电量（i）计费总无功电量＝∑无功抄见电量（i）＋变压器无功铁损耗 i为第1只„N只总表。

其中，第i只总表的计费有功电量计算公式如下：

计费有功电量（i）＝有功抄见电量（i）＋变压器有功损耗（分摊）＋线路有功损耗（分摊）

变压器有功损耗（分摊）=有功抄见电量（i）/∑有功抄见电量（i）×变压器有功损耗

线路有功损耗（分摊）=有功抄见电量（i）/∑有功抄见电量（i）×线路有功损耗

3、总分表套接计量方式用户的计费电量计算

对于执行两种电价、计量方式为总分表套接的用户，分表计费电量对应一类电价，总表扣减分表的后的计费电量对应另一类电价，因此总表扣减分表关系可视为存在一个虚拟分表。在满足总分约束条件下，其计算可按总表并列计量方式进行计算。

总分约束条件：虚拟分表计费电量=总表抄见电量-分表抄见电量。定量和定比计量是总分表套接中特殊的计量方式，计算方法如下：（1）定量方式

对于执行两种电价、计量方式为总表定量的用户，定量常数对应一类电价，总表扣减定量常数的计费电量对应另一类电价，其总分约束条件如下：

虚拟分表计费电量=总表抄见电量-定量常数。（2）定比方式

对于执行两种电价、计量方式为总表定比的用户，其总分约束条件条件如下： 虚拟分表计费电量=总表抄见电量-总表抄见电量×定比值。(其中：0<定比值<100%)

4、其他说明

（1）对于总表为分时计量装置，分表无分时计量功能（包括定量方式）且分表计量执行照明电价时，将这部分照明电量按总表抄见电量的峰平谷比例予以扣除，计算公式如下： 虚拟分表有功计费电量（峰段）=总表有功抄见电量（峰段）-分表抄见电量×（总表有功抄见电量（峰段）/总表有功抄见总电量。

虚拟分表有功计费电量（平段）=总表有功抄见电量（平段）-分表抄见电量×（总表有功抄见电量（平段）/总表有功抄见总电量。

虚拟分表有功计费电量（谷段）=总表有功抄见电量（谷段）-分表抄见电量×（总表有功抄见电量（谷段）/总表有功抄见总电量。

分表计费电量=分表抄见电量或分表计费电量=定量

（2）在损耗电量分摊计算过程中，定量数值不参与分摊计算，始终为常数。

（二）、损耗电量的计算

1、变压器损耗电量的计算

变压器的损耗分为有功损耗和无功损耗两部分。

有功损耗包括两部分：即与变压器负荷无关的空载损耗称为有功铁损；与变压器负荷有关的短路损耗，称为有功铜损。计算公式如下：

有功损耗电量=有功铁损电量＋有功铜损电量。有功铁损电量=空载损耗×720h/月；

有功铜损电量=按二次侧电能表抄见电量×铜损率系数。其中，铜损率系数的确定如下：

（1）变压器容量在4000KVA及以上为0.005；（2）变压器容量在315KVA及以上为0.01；（3）变压器容量在315KVA以下为0.015 无功损耗包括两部分：与负荷无关随变压器空载电流百分数而变化的固定损失，称为无功铁损；根据变压器短路阻抗百分比，并随变压器负荷的平方而变化的可变损失，称为无功铜损。计算公式如下：

无功损耗电量=无功铁损电量＋无功铜损电量。

无功铁损电量=720h/月； 无功铜损电量=有功铜损电量×K值

其中，K值=式中：

--变压器额定容量（KVA）--空载电流百分数

--短路电压（或阻抗电压）百分数--空载损耗有功分量（kW）--短路损耗有功分量（kW）说明：

（1）、根据《华东电管局印发节能型变压器换耗计算数据表》的通知的规定，凡在运行的符合所指国标（86标准）的节能型变压器，可按照附表数据表计算变压器的铜、铁损。

（2）、用户装用节能型变压器（86标准），当其实际实验数据超出86国标时，应取用该变压器实验数据，按上述基本计算公式计算损耗数据。（3）、对于一些尚未下达统一标准新型及干式变压器前，可暂按变压器出厂参数或变压器实际试验数据计算。

2、线路损耗计算

线路损失简称线损。就是线路本身带电后所消耗的电能。凡用户投资建设，并自行维护运行或暂时未移交给供电部门的线路设备，其损失电量应由用户承担。

三相线路有功功率损耗计算公式如下： △A=3I2R×T×10-3 式中：

△A--线路损失电量，kWh； R----线路电阻值，Ω T----用电时间，h I--线路中的电流值。

线路损耗常用的有均方根电流法、平均电流和最大电流法。线路损耗计算应遵循《DL/T 686-1999 电力网电能损耗计算导则》规定。

五、电费计算

（一）、电费计算模型

用户电费是由电度电费、基本电费和力率调整电费三部分构成。因用户电价模式不同，电费计算模型分别如下：

1、单一制非力率考核用户 电费=电度电费

2、单一制力率考核用户 电费=电度电费+力率调整电费 功率因数的标准值及其适用范围：

(1)功率因数标准0.90，适用于160千伏安以上的高压供电工业用户、装有带负荷调整电压装置的高压供电电力用户和3200千伏安及以上高压供电电力排灌站。

(2)功率因数标准0.85，适用于100千伏安(千瓦)及以上的其他工业用户、非工业用户、非居民照明用户、商业用户、临时用电户和100千伏安(千瓦)及以上的电力排灌站、趸售用户。

(3)功率因数标准0.80，适用于100千伏安(千瓦)及以上的农业用电。

3、两部制用户

电费=电度电费+基本电费+力率调整电费

两部制用户适用范围：凡以电力为原动力，或以电力冶炼、烘焙、熔焊、电解、电化的一切工业生产，且受电变压器总容量（含直接接入电网的高压电动机，电动机千瓦数视同千伏安，下同）在315千伏安及以上者，以及符合上述容量规定的下列用电，均执行大工业电价。如：

(1)党政机关、部队、学校及学术研究、试验等单位从事生产及加工修理业务的用电。(2)铁路(包括地下铁路)、航运、电车、下水道及部队等单位所属加工修理工厂用电。

(3)自来水厂、污水处理厂、工业试验等用电。(4)电气化铁路的牵引用电。(二)、电度电费的计算

电度电费=∑计费有功电量（i）×电度电价单价（i）

（三）、基本电费的计算

基本电费可按变压器容量，也可按最大需量计算。

1、按受电变压器容量计算基本电费

按受电变压器容量计算基本电费，计算公式如下：

基本电费=计费容量×容量基本电价单价/30×（本期抄表时间-上期抄表时间）

说明：

（1）计费容量是参与计算的用户受电设备的容量值。一般情况下为直接接入供电企业电网的变压器和高压电动机容量之和。

（2）备用的变压器（含直接接用的高压电动机）属冷备用状态并经供电企业加封的，其容量不计入计费容量；属热备用状态的或未经供电企业加封的变压器，不论使用与否都计入计费容量。

（3）在受电装置一次侧装有连锁装置互为备用的变压器（含直接接用的高压电动机），按可能同时使用的变压器(含直接接用的高压电动机)容量之和的最大值计算其基本电费。

（4）用户专门用于调整用电功率因数的设备，如：电容器、调相机等，其容量不计入计费容量。

（5）用户未申请办理暂停、减容等手续而自行停运的受电设备，视同正常运行受电设备，其容量计入计费容量。

（6）用电用户因拖欠电费、违章用电、窃电等违约行为被停止供电，供电企业应告知用户到供电企业办理违约处理手续，并根据需要办理暂停或减容手续。如用户未办理暂停、减容等手续，停电期间其受电变压器视同正常运行，其容量计入计费容量。（7）事故停电、检修停电、计划限电不扣减基本电费。

（8）中小化肥企业用户含有其他用电分类时，中小化肥和其他用电分类基本电费应分别单独计算。

2、按最大需量计算基本电费

按最大需量计算基本电费，计算公式如下：

基本电费=计费需量×需量基本电价单价/30×（本期抄表时间-上期抄表时间）

用户申请的需量最少为受电变压器总容量的40%，并以供电企业核准数为准进行计算，计算公式如下：

（1）、当抄见的最大需量≤供电企业核准数时，计费需量=供电企业核准数。

（2）、当抄见最大需量>供电企业核准数时，计费需量=供电企业核准数+（抄见的最大需量-供电企业核准数）×2。说明：

（1）、对于用户有不通过专用变压器接用的高压电动机设备时，计算抄见最大需量应另加该高压电动机的容量。

（2）、对有两路及以上进线的用户，正常时同时使用，各路进线应分别计算最大需量，不论抄见最大需量是否同时出现,均累加计收基本电费。互为备用应选择其最大需量较大的计收基本电费。

（3）、计量装置因故未安装在产权分界点，线路与变压器的有功、无功损耗电量应折算成需量，按产权归属予以加减，合并计入计费需量。

(4)大工业用户含有居民生活等其他用电分类时，其对应的用电容量、需量在计算基本电费时不予扣除。

（5）如因供电企业有计划的检修或其他原因造成用户倒用线路，增加的最大需量，其增大部分可在计算时合理地扣除。

（6）对于逾期不申报最大需量的用户，则逾期日起改为按变压器容量计收基本电费。

（7）中小化肥企业用户含有其他用电分类时，中小化肥和其他用电分类基本电费应分别单独计算。(四)、功率因数调整电费

功率因数调整电费=(基本电费+电度电费-代收代征部分)×功率因数调整电费增减率

用户实际功率因数通常取在电费结算（两次抄表）期内功率因数的加权平均值，计算公式为电费增减率可用查表法得出。

说明：

（1）、不论高压供电或低压供电者，计算功率因素均包括生活照明的有功、无功电量，执行功率因数调整电费时均不包括生活照明电费。

（2）参与计算功率因数的无功电量应和有功电量一一对应，对退补业务发生的有功电量不参与功率因数计算。

（3）对于当月抄录无功电量为零的用户，要纳入异常处理程序，当月不实行力调电费奖惩考核。

六、业务变更时电费计算

当用户业务变更（除新装、销户外）和计费参数发生改变时，电费计算应以更换日为基准，分段计算电费。

(一)、分段计算模型

1、电度电费的分段计算

电度电费的分段计算以更换日抄见电量作为本期抄见电量为基准进行分段计算，其计算公式如下：

更换前抄见电量=(更换日示数-上期示数)×更换前计算倍率； 更换后抄见电量=(下期示数-更换日示数)×更换后计算倍率； 当计量装置未改变时，更换后计算倍率=更换前计算倍率。

变压器损耗和线路损耗电量以更换日为基准按实际用电天数进行分段计算，每日按月损耗电量的三十分之一计算，日用电不足24小时的，按一天计算。

更换前有功铁损电量=空载损耗×24h/日×（更换日-上期抄表日）

。功率因数调整更换前无功铁损电量=×（更换日-上期抄表日）更换后有功铁损电量=空载损耗×24h/日×（下期抄表日-更换日）

更换后无功铁损电量=×（下期抄表日-更换日）

当变压器容量、型号改变时，更换后损耗计算应采用新的参数值。

2、基本电费的分段计算

基本电费的分段计算以更换日为基准按实际用电天数进行分段计算，每日按三十分之一计算，日用电不足24小时的，按一天计算。

按受电变压器容量计算基本电费的分段计算公式如下：

更换前基本电费=（更换日-上期抄表日）×更换前计费容量×容量基本电价标准÷30 更换后基本电费=（下期抄表日-更换日）×更换后计费容量×容量基本电价标准÷30 按最大需量计算基本电费的的分段计算公式如下：

更换前基本电费=（更换日-上期抄表日）×更换前计费需量×需量基本电价标准÷30 更换后基本电费=（下期抄表日-更换日）×更换后计费需量×需量基本电价标准÷30

3、功率因数调整电费的分段计算 功率因数调整电费的分段计算公式如下：

更换前功率因数调整电费=(更换前基本电费+更换前电度电费-更换前代收代征部分)×更换前功率因数调整电费增减率

更换后功率因数调整电费=(更换后基本电费+更换后电度电费-更换后代收代征部分)×更换后功率因数调整电费增减率

(二)、新装用电

新装用户，首次算费以装表接电日期为起始日至第一次抄表日为终止日为一结算周期。

第一次算费结算天数=第一次抄表日-装表接电起始日。新装用户，二年内不得申办减容或暂停。如确需继续办理减容或暂停的，减少或暂停的容量基本电费应按百分之五十计算收取。

(三)、增容

用户增加用电容量，以增容投运日为基准，根据实际用电天数，按日分段计算。

（1）增容前结算天数=增容投运日—上期抄表日。（2）增容后结算天数=下期抄表日—增容投运日。

增容用户，二年内不得申办减容或暂停。如确需继续办理减容或暂停的，减少或暂停的容量基本电费应按百分之五十计算收取。

(四)、减容

1、用户减少用电容量，以变压器加封日为基准，根据实际用电天数，按日分段计算。

（1）减容前结算天数=变压器加封日—上期抄表日（2）减容后结算天数=下期抄表日—变压器加封日 其他说明：

（1）减少用电容量的期限，应根据用户所提出的申请确定，但最短期限不得少于六个月，最长期限不得超过二年。

（2）减容用电后，变压器容量已不足实行两部制电价界限的，仍按两部制电价计算。但用户申明为永久性减容的或从加封之日起期满二年又不办理恢复用电手续的，其减容后的容量已不足实行两部制电价界限的,应改为单一制电价计费。

（3）减容不足六个月又申请增加用电容量的（含恢复减容设备用电的），减容期间基本电费应予补收。

2、用户在减容期限内要求恢复用电时，以变压器启封日期为基准，根据不同用电容量的实际用电天数，按日分段计算。

（1）减容恢复启用前结算天数=变压器启封日—上期抄表日（2）减容恢复启用后结算天数=下期抄表日—变压器启封日(五)、暂停用电 用户减少用电容量，以变压器加封日为基准，根据实际用电天数，按日分段计算。

（1）暂停前结算天数=变压器加封日—上期抄表日（2）暂停后结算天数=下期抄表日—变压器加封日 其他说明：

（1）暂停后受电变压器总容量达不到大工业用电标准的，仍按两部制电价执行，并按实际容量计算基本电费。

（2）暂停时间少于十五天的，暂停期间基本电费照收。

（3）暂停期满或一个日历年内累计暂停用电时间超过六个月者，不论用电用户是否申请恢复用电，均视同已恢复用电，供电企业从期满之日起按恢复用电状态计收基本电费。

(六)、暂换用电

用户暂换变压器，以变压器暂换日为基准，根据实际用电天数，按日分段计算。

（1）暂换前结算天数=变压器暂换日—上期抄表日（2）暂换后结算天数=下期抄表日—变压器暂换日 其他说明：

（1）、暂换变压器的使用时间，10千伏及以下的不得超过二个月，35千伏及以上的不得超过三个月。

（2）、暂换后容量标准达到两部制电价的用电用户，从暂换之日起，执行两部制电价。

（3）、紧急状况下暂换，应在暂换前报供电企业核实变压器容量，否则按私自增容收取违约使用电费。

(七)、销户

用户销户，以解火停电日为基准，结清最后一次电费。销户结算天数=解火停电日—上期抄表日。(八)、改类 用户改变用电类别，以改类日为基准，根据实际用电天数，按日分段计算。（1）改类前结算天数=改类日—上期抄表日（2）改类后结算天数=下期抄表日—改类日(九)、其他业务

过户、分户和并户，以过户日、分户日和并户日为基准，分别计算分户前后各户的电费。变更前电费计算比照销户计算，变更后电费计算比照新装用电计算。

七、电费违约金的计算

电费违约金从逾期之日起计算至交纳日止。每日电费违约金按下列规定计算:

1、居民用户

(1)自抄表之日起，15日之内按供电企业规定的交费方式内交清电费，超过15日者为逾期。

(2)居民用户每日按欠费金额的千分之一计算。

2、其它用户

(1)月用电量100万千瓦时以下的用户,每月一次交清电费。自抄表之日起,7日之内按供电企业规定的交费方式交清电费, 超过7日为逾期,每日违约金按欠费总额的千分之二计算。

(3)月用电量100万千瓦时及以上的用户,供电企业按用户月电费确定每月分若干次收费(一般每月不少于三次)。并于抄表后结清当月电费。用户应按合同(协议)规定的付费方式,分期交清电费。未交清电费者,即为欠费。从规定分期交纳之日起,超过5日为逾期,应收取违约金。每日违约金按分期交纳电费总额千分之二计算。

3、跨计算

凡跨欠费，居民用户违约金每日按千分之一计算，其他用户违约金每日按欠费总额的千分之二计算。

违约金总额不足1元者按1元收取。

八、计量异常时电量计算

1、由于计费计量的互感器、电能表的误差及其连接线的电压降超出允许范围或其他非人为原因致使计量记录不准时，按下列规定退补相应电量的电费：（1）、互感器或电能表误差超出允许范围时，以“0”误差为基准，按验证后的误差值退补电量。退补时间从上次校验或换装后投入使用之日起至误差更正之日止的1／2时间计算。应退补电量=错误电量/(1+实际误差)×实际误差。（2）、连接线的电压降超出允许范围时，以允许电压降为基准，按验证后实际值与允许值之差补收电量。补收时间从连接线投入使用或负荷增加之日起至电压降更正之日止。

（3）、其他非人为原因致使计量记录不准时，以用户正常月份的用电量为基准，退补电量，退补时间按抄表记录确定。

2、用电计量装置接线错误、熔断器熔断、倍率不符等原因，使电能计量或计算出现差错时，按下列规定退补相应电量的电费：

（1）计费计量装置接线错误的，以其实际记录的电量为基数，按正确与错误接线的差额率退补电量，退补时间从上次校验或换装投入使用之日起至接线错误更正之日止。其计算公式为：

根据正确接线时与错误接线时的功率表达式之比，求出更正系数

式中：

一一 电量更正系数。

—— 正确接线时的功率表达式

—— 错误接线时的功率表达式

退补电量公式：若若若，，则电量计算正确，不退不补。，则电量少计，应补电量。，则电量多计，应退电量。

若，则说明错接线造成表计停走，此时应按用户的平均功率、平均功率因数、用电时间计算用户的用电量或按用户的同期电量参照计算应收电量。根据退补电量公式：差错电量，则

。，则 若考虑电能表在错接线下的相对误差

应退补电量

（2）电压互感器熔断器熔断的，按规定计算方法计算值补收相应电量的电费；无法计算的，以用户正常月用电量为基准，按正常月与故障月的差额补收相应电量的电费，补收时间按抄表记录或按失压自动记录仪记录确定。（3）计算电量的倍率或铭牌倍率与实际不符的，以实际倍率为基准，按正确与错误倍率的差值退补电量，退补时间以抄表记录为准。

退补电量未正式确定前，用户应先按正常月用电量交付电费。