哪些地区有建立电量市场

第一章　总则第一条　为了促进可再生能源并网发电，规范电网企业全额收购可再生能源电量行为，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》和国家有关规定，制定本办法。第二条　本办法所称可再生能源发电是指水力发电、风力发电、生物质发电、太阳能发电、海洋能发电和地热能发电。

前款所称生物质发电包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电。第三条　国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）依照本办法对电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量的情况实施监管。第四条　电力企业应当依照法律、行政法规和规章的有关规定，从事可再生能源电力的建设、生产和交易，并依法接受电力监管机构的监管。

电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合。第二章　监管职责第五条　电力监管机构对电网企业建设可再生能源发电项目接入工程的情况实施监管。

省级以上电网企业应当制订可再生能源发电配套电网设施建设规划，经省级人民政府和国务院有关部门批准后，报电力监管机构备案。

电网企业应当按照规划建设或者改造可再生能源发电配套电网设施，按期完成可再生能源发电项目接入工程的建设、调试、验收和投入使用，保证可再生能源并网发电机组电力送出的必要网络条件。第六条　电力监管机构对可再生能源发电机组与电网并网的情况实施监管。

可再生能源发电机组并网应当符合国家规定的可再生能源电力并网技术标准，并通过电力监管机构组织的并网安全性评价。

电网企业应当与可再生能源发电企业签订购售电合同和并网调度协议。国家电力监管委员会根据可再生能源发电的特点，制定并发布可再生能源发电的购售电合同和并网调度协议的示范文本。第七条　电力监管机构对电网企业为可再生能源发电及时提供上网服务的情况实施监管。第八条　电力监管机构对电力调度机构优先调度可再生能源发电的情况实施监管。

电力调度机构应当按照国家有关规定和保证可再生能源发电全额上网的要求，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构进行日计划方式安排和实时调度，除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制可再生能源发电出力。本办法所称危及电网安全稳定的情形，由电力监管机构组织认定。

电力调度机构应当根据国家有关规定，制定符合可再生能源发电机组特性、保证可再生能源发电全额上网的具体操作规则，报电力监管机构备案。跨省跨区电力调度的具体操作规则，应当充分发挥跨流域调节和水火补偿错峰效益，跨省跨区实现可再生能源发电全额上网。第九条　电力监管机构对可再生能源并网发电安全运行的情况实施监管。

电网企业应当加强输电设备和技术支持系统的维护，加强电力可靠性管理，保障设备安全，避免或者减少因设备原因导致可再生能源发电不能全额上网。

电网企业和可再生能源发电企业设备维护和保障设备安全的责任分界点，按照国家有关规定执行；国家有关规定未明确的，由双方协商确定。第十条　电力监管机构对电网企业全额收购可再生能源发电上网电量的情况实施监管。

电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，可再生能源发电未能全额上网的，电网企业应当及时将未能全额上网的持续时间、估计电量、具体原因等书面通知可再生能源发电企业。电网企业应当将可再生能源发电未能全额上网的情况、原因、改进措施等报电力监管机构，电力监管机构应当监督电网企业落实改进措施。第十一条　电力监管机构对可再生能源发电电费结算的情况实施监管。

电网企业应当严格按照国家核定的可再生能源发电上网电价、补贴标准和购售电合同，及时、足额结算电费和补贴。可再生能源发电机组上网电价、电费结算按照国家有关规定执行。第十二条　电力监管机构对电力企业记载和保存可再生能源发电有关资料的情况实施监管。

电力企业应当真实、完整地记载和保存可再生能源发电的有关资料。第三章　监管措施

农电工即是农电体改前为农村生活、农业、生产等用电服务的村电工， 体改后被国家电网公司收编为“专职电工”。也是为电力部门--电网公司的专职电工。据统计全国专职电工从业人数达到60万，已经超过国电公司员工。从1998年开始实施“两改一同价”至今，我国的农电体制改革已经走过了6年。然而由于国家电网总公司没有严格按照国务院国发[1999]2号文件中的精神来落实体制改革，使得现今的农电管理中出现了很多矛盾与问题。结合自己在基层工作中的实际情况，笔者认为国家电网公司的“新奴隶”有以下几个方面：

一、 用工身份不同。电力系统还带有深深的计划经济色彩，农电、“国电”二元体制 、等级壁垒森严，导致在农电管理的体制中，形成了用工制度的不同和用工身份的不同。 国电公司的员工是全民合同工 、集体工等，而专职电工现在被国家电网公司编为专职电工。在系统垂直管理的今天（农村供电所挂的排子同样挂的是国家电网公司的牌子，可拿的工资是国家电网公司员工的工资的1/3还不到），各级电力公司仍把农电管理视为一个包袱，把专职电工当作最廉价劳动力，把农电管理人员当着“新奴隶”。

二、 同工不能同酬。专职电工的工资少，压力大，工作量多，所做的工作比其国电公司正式职工多几倍，但工资收入却少几倍--只有5--6百元；国电公司的员工拿着少则2千元、多则4-8千元的月工资，还加股金。专职电工事实上已经是全职电工， 并非“半农半工” ；有相当部分专职电工为完成超负荷的工作任务甚至还动员家人的力量上阵！相同的在国家电网公司的牌子下工作，不相同的工作任务，收入却更如此悬殊成反比怎能让专职电工不寒心？

三、工资来源问题。虽然已经同网同价，但是专职电工的工资来源是维护费，国电职工的工资来源是电价利润；专职电工的工资是任由国电职工考核发放。专职电工每天从事的是国电公司的员工都不愿意干的“脏、累、差、烦”的工作，无论是阴晴雨雪都得去做，哪一点做的不好，那么该月本来就微薄的工资就会被扣的七零八落，所剩无几；重者甚至被“清理门户”--开除辞退！

三、 劳保福利待遇、政治待遇不同。国电员工的各种社会保险一应俱全，而专职电工呢 ？国电公司员工的劳保服一个标准--档次高点，专职电工是另一个标准--档次差点 ；逢年过节国电公司员工得鱼得肉得奖金，冬有烤火费夏有降温费，而专职电工只能默默的看着老天爷-- 六月炎炎烈日下得烤火费、冰天雪地中得降温费；专职电工工作再努力再突出只能当一线职工 ，因为你姓“农”永远当不上管理人员。

四、 在我国高速发展的今天，“农”字号队伍却是被社会歧视的群体，我们日理万机的温总理都要站出来为农民工讨工钱 ！农电体制改革也没有解决专职电工的根本问题 ，很多地方都是走过场 ，走形式。没有严格按照国务院农电体制改革的文件规定执行 。专职电工在电力企业可以说是没有地位，没有身份，没有发言权的“三无人员”，电力企业把专职电工当负担 ，认为农村供电量小供电范围广，农民麻烦事情多，对农电一般是不理不问，专职电工的实际工作是千辛万苦， 而报酬和电力企业的正式工更是天壤之别， 原因很简单因为你有一个“农”字 。现在电力企业不是看你能力大小，工作干的多少，干的好坏， 是看你有没有农字， 我国是社会主义国家，《劳动法》也规定要贯彻按劳分配的原则，取消歧视性用工行为。电力企业的各级领导也应该切实践行三个代表，把农民的根本利益发在首位，把农村电工的生存和发展放在首位， 彻底打破电力企业的排农意识专职电工也是人，也有人格的尊严，也有干一番事业的雄心；他们也要养家糊口， 也需要生存；还专职电工一个公平的工作氛围，不要让专职电工流汗又流泪还要心里流血， 更不要让专职电工成为电力企业被歧视的代名词 。要解决这些问题， 笔者认为首先要加大农电体制的改革力度， 稳定农电队伍 -- 从政治 、生活 、待遇等方面去关心专职电工，和国电公司员工一样同等劳动，平等竞争 ！国家应把专职电工的工资来源也测算到电价利润中，取消电价中的低压维护管理费，从源头控制差别！让他们在电力系统也有“ 家 ”的感觉、有归属感才能全身心的投入电力事业 ！或者改变当前混合管理模式 ，将农电彻底从国电公司分离出去，国电公司也好，农电公司也罢，在各自的公司里面都有一个平等竞争的舞台， 稳定了军心才能保证战斗力，才能保证农电各项管理工作的正常有序运转。

五、 编者自语：的确我们被沦为新形势下的专职电工甚感心寒，他们不是社会上的低能儿，干了十多年的专职电工把大好的青春献给了电力事业，所学到的知识也都是关于电，难道就真的“一失足成千古恨”！姓“农”何罪之有？国家不是鼓励行行出状元吗？为什么农电就不行 ？谁说我们没素质？要知道现任的专职电工是经过村里的挑选，日常工作的自然淘汰，“两改”后电力部门的多次优胜冽汰而保存下来的农电精英！多年的实际工作经验本身就是一种财富、一种原始资本的积累，面对各种各样、层次不齐的农村用电户是那样容易把电费分毫不欠的回收？同是国家宪法规定人人平等的中国公民，同是为社会创造财富的劳动者；我们却被沦为电力系统的“新奴隶”，被沦为电力系统后娘生的孩子；还不时受到经济指标考核、劳动纪律考核、人员能进能出诸如此类的考验，国电正式职工们有过这样一次象模象样的考验吗？哪怕来一次假的掩耳盗铃也行呀！我们真的心不甘！其实我们不是怕竞争，我们要的只是公正、公平、公开的竞争！电力系统不可否认人才济济，然而在县市供电公司有多少职工是职前大学学历？在我们县我敢说不超过5%，职工绝大部分来源是内部职工子弟，他们凭什么就不参与经济指标考核，不能够能进能出呢？他们为何只因为是国电正式职工不因才能不因素质就是我们专职电工的管理者？我们专职电工再努力再能干却只能当一般职工？只能是吃苦在前吃肉在后甚至不给肉吃而眼睁睁的看着正式工们吃肉？常此下去，电力部门的内部矛盾即国电 、农电之间的矛盾，会为特殊行业的电力部门埋下隐患会为中国电业留下不安定因素 ！全国2003年初就已经同网同价，为何至今同工仍然不同酬？我们不畏苦不畏难也不唯钱 ，我们的心愿再普通不过--取消歧视，平等劳动，平等享受，平等竞争！ 最后，我要说的：工商、邮电、电信、税务、公安、金融等部门有农字头的吗？没有！！中国电力是中国众多部门的一个怪胎，取消农电，解放“新奴隶”我们拭目以待！！！

政策如下：

一、严格落实规划和预警要求。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要严格执行《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号）（以下简称《指导意见》）中各地区新增风电建设规模方案的分年度规模及相关要求。预警为红色和橙色的地区应严格执行《国家能源局关于发布2018年度风电投资监测预警结果的通知》（国能发新能〔2018〕23号）的有关要求，同时不得在“十三五”规划中期评估的过程中调增规划规模。预警为绿色的地区如需调整规划目标，可在落实风电项目配套电网建设并保障消纳的前提下，结合“十三五”规划中期评估，向国家能源局申请规划调整后组织实施。

二、将消纳工作作为首要条件。

各省（自治区、直辖市）要按照《国家发展改革委、国家能源局关于印发〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉的通知》（发改能源〔2017〕1942号）和《国家能源局综合司关于报送落实〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉工作方案的通知》（国能综通新能〔2018〕36号）要求向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案，对未报送的省（自治区、直辖市）停止该地区《指导意见》中风电新增建设规模的实施。

三、严格落实电力送出和消纳条件。

新列入年度建设方案的风电项目，必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%，以下同）为前提条件，在项目所在地市（县）级区域内具备就地消纳条件的优先纳入年度建设方案。通过跨省跨区输电通道外送消纳的风电基地项目，应在送受端省级政府间送受电协议及电网企业中长期购电合同中落实项目输电及消纳方案并约定价格调整机制，原则上受端省（自治区、直辖市）电网企业应出具接纳通道输送风电容量和电量的承诺。

四、推行竞争方式配置风电项目。

从本通知印发之日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。各省（自治区、直辖市）能源主管部门会同有关部门参照随本通知发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局并向全社会公布，据此按照《指导意见》确定的分年度新增建设规模组织本地区风电项目竞争配置工作。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。

五、优化风电建设投资环境。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要完善风电工程土地利用规划，优先选择未利用土地建设风电工程，场址不得位于生态红线范围和国家规定的其他不允许建设的范围，并应避开征收城镇土地使用税的土地范围，如位于耕地占用税范围，征收面积和征收标准应当按照风电工程用地特点及对土地利用影响程度合理确定。有关地方政府部门在风电项目开发过程中不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，不得强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务。各地市（县）级政府相关部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时，应对上述建设条件做出有效承诺或说明，省级能源主管部门应对相关市（县）履行承诺的情况进行考核评估，并作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。

六、积极推进就近全额消纳风电项目。

支持风能资源丰富地区结合当地大型工业企业和产业园区用电需求建设风电项目，在国家相关政策支持下力争实现不需要补贴发展。鼓励在具备较强电力需求的地级市区域，选择年发电利用小时数可达到3000小时左右的风能资源场址，在省级电网企业确保全额就近消纳的前提下，采取招标方式选择投资开发企业并确定上网电价，特别要鼓励不需要国家补贴的平价上网项目。

中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，，随着国家不断加大对清洁能源的开发支持力度，一批批大型风电项目落户，加速了风电基地建设。

拓展资料

风力发电种类：水平轴风力发电机；垂直轴风力发电机；达里厄式风轮；双馈型发电机；马格努斯效应风轮；径流双轮效应风轮。

尽管风力发电机多种多样，但归纳起来可分为两类：①水平轴风力发电机，风轮的旋转轴与风向平行；②垂直轴风力发电机，风轮的旋转轴垂直于地面或者气流方向。

检测方法

1.风力机运行状态的监控。

2.单个风电机组的信息，风电机组转子，传动链，发电机，变换器，变压器，舱室，偏航系统，塔架，气象站状态监控。

3.风速，风向，叶轮转速，电网频率，三相电压，三相电流，发电机绕组温度，环境温度，机舱温度，出力等监控。

4.保证风电厂数据的实时性和可靠性。实时调整风能的最优性，实现风电绿色能源，满足国家电力系统二次防护要求。

参考资料来源：百度百科：风力发电

根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），在各地测算的基础上，我们统筹提出了各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重，现印发你们，请认真组织落实。

一、各省级能源主管部门会同经济运行管理部门要切实承担牵头责任，按照消纳责任权重认真组织制定实施方案，积极推动本行政区域内可再生能源电力建设，推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任，完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。

二、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司要切实承担组织责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重组织调度运行部门和交易机构等，认真做好可再生能源电力并网消纳、跨省跨区域输送和各类市场交易。国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司所属省级电网企业和内蒙古电力（集团）有限责任公司要在2021年1月底前向省级能源主管部门、经济运行管理部门和能源派出监管机构报送2020年本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况。

三、国家能源局各派出机构要切实承担监管责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易，对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前，向国家能源局报送监管报告。

国家发展改革委、国家能源局有关部门将加强跟踪监测，计划2020年9月组织开展全国可再生能源电力消纳责任权重执行情况评估，并根据评估情况督促各省级能源主管部门、各电网企业、各派出机构进一步落实2020年可再生能源电力消纳责任，研究提出2021年可再生能源电力消纳责任权重初步安排。

跨区跨省（以下简称“省间”）电力中长期交易品种有省间电力直接交易、省间外送交易和省间合同交易。

省间电力直接交易 是指发电企业与电力用户、售电公司按照自愿参与的原则直接进行的购售电交易，相应电网企业按规定提供输配电服务。

省间外送交易 是指发电企业与电网之间、送受端电网之间开展的购售电交易，相应电网企业按规定提供输配电服务。

省间合同交易 是指通过市场化交易方式实现市场主体之间合同电量的有偿出让和买入，也称发电权交易。主要包括三种形式： 合同回购、合同转让和合同置换 。合同回购是指售电方回购部分电量，合同转让是指将电量全部或者部分转让给第三方，合换置换是指购售双方将各自的合同执行时段进行置换。

（一）组建相对独立的电力交易机构。按照政府批准的章程和规则，组建电力交易机构，为电力交易提供服务。

（二）搭建电力市场交易技术支持系统。满足中长期、现货市场运行和市场监管要求，遵循国家明确的基本交易规则和主要技术标准，实行统一标准、统一接口。

（三）建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，加大节能减排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。

（四）建立相对稳定的中长期交易机制。鼓励市场主体间开展直接交易，自行协商签订合同，或通过交易机构组织的集中竞价交易平台签订合同。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。允许按照市场规则转让或者调整交易合同。

（五）完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电，承担相应辅助服务义务，其他跨省跨区送受电参与电力市场。

（六）建立有效竞争的现货交易机制。不同电力市场模式下，均应在保证安全、高效、环保的基础上，按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大 限度提供调节能力。

（七）建立辅助服务交易机制。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，积极开展跨省跨区辅助服务交易。在现货市场开展备用、调频等辅助服务交易，中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务。

（八）形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。

（九）建立市场风险防范机制。不断完善市场操纵力评价标准，加强对市场操纵力的预防与监管。加强调度管理，提高电力设备管理水平，确保市场在电力电量平衡基础上正常运行。

重庆市物价局贯彻《国家发展改革委关于调整重庆市电网电价的通知》的通知

渝价〔2009〕408号

各区县(自治县)物价局，重庆市电力公司，三峡水利电力(集团)股份有限公司，涪陵电力实业股份有限公司，市主力燃煤电厂和大型水电企业：

为疏导我市电价突出矛盾，推进电价改革，促进可再生能源发展，现根据《国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》(发改价格[2009]2925号)有关规定，提出以下贯彻意见，请遵照执行。

一、调整发电企业上网电价

(一)为合理反映燃煤电厂煤价、煤耗、发电利用小时等变化情况，重庆市境内燃煤机组(含热电联产机组，下同)上网电价每千瓦时上调0.4分钱。

(二)为合理补偿燃煤机组脱硫成本，将重庆市燃煤发电机组脱硫加价标准由每千瓦时1.5分钱调整为2.0分钱。

(三)重庆市境内新投产燃煤机组标杆上网电价调整为每千瓦时0.3683元；安装脱硫设施并经市环保局验收合格的机组，经市物价局确认后，上网电价在上述电价基础上每千瓦时加价2.0分钱。我市新投产燃煤机组进入商业运营后，上网电价一律按上述价格执行。

(四)适当提高部分电价偏低、亏损严重电厂的上网电价。华能重庆珞璜发电有限责任公司1-4号机组上网电价调整为每千瓦时0.3783元；重庆中电狮子滩发电有限公司上网电价调整为每千瓦时0.270元；重庆同兴垃圾处理有限公司1号机组按脱硫燃煤机组上网电价执行。

(五)为进一步规范水电上网电价管理，完善水电价格形成机制，促进水电站库区和移民安置区经济社会发展，缓解水电企业亏损严重、更新改造资金不足等问题，重庆境内(除万州地方电网调度机组)2008年7月以前投产水电机组，本次上网电价每千瓦时提高1分钱，调价后仍低于同期分档上网电价的，按分档电价标准执行；2008年7月及以后投产水电机组按分档上网电价标准执行(见附件一)。对水电站装机容量的界定，根据政府有权部门对项目审批或核准的批复文件，按照同一流域、同一投资主体、一点并网的电厂容量总和确定。装机容量5万千瓦(含)以下的水电站，具有季调节性能及以上的，在分档上网电价基础上每千瓦时提高1分钱。水电站调节性能按库容调节系数确定，库容调节系数达到3%的为季调节性能及以上的水电站。市级电网统调机组的水电站调节性能，由市物价局会同市水利局和发、供电企业，依据有关资料进行认定；非统调机组由区县物价局会同当地水利行政主管部门和发、供电企业，依据相关资料进行认定，并报市物价局备案。电站实际运行5年后，物价部门可根据发、供电企业的运行数据重新校核调节性能。

二、理顺发电企业上网电价与销售电价关系。2008年8月重庆火力发电企业上网电价提高每千瓦时1.5分影响电网企业增加的购电成本，通过调整销售电价予以疏导。

三、提高可再生能源电价附加标准。根据可再生能源发展需要，按照《可再生能源法》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7号)有关规定，将可再生能源电价附加标准提高到每千瓦时0.4分钱(其中居民用电仍按每千瓦时0.1分钱执行)。

四、重庆市电网销售电价每千瓦时提高0.2分钱，暂用于解决电网企业居民用户“一户一表”改造投资还本付息等问题。

五、为逐步完善跨省跨区电网输电价格机制，此次重庆市提高的销售电价中含华中电网公司输电价格每千瓦时0.05分钱。

六、适当提高电网销售电价。重庆电网销售电价平均提价标准为每千瓦时3.2分钱。各类用户调价后具体电价标准见附件二、附件三。

七、进一步优化销售电价结构，重庆市实行商业与非居民照明用电同价，其功率因数调整、分时电价等政策仍按原办法执行。

八、其它相关政策

(一)为规范电价管理，根据国家发展改革委、国家电监会、国家能源局《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》(发改价格[2009]2474号)精神，取消小水电上下网电量互抵结算政策。

(二)自备电厂应缴纳的政府性基金及附加和系统备用费按调价后的标准执行。

(三)《重庆市电网销售电价表》(附件二)、《重庆市电网趸售电价表》(附件三)中已含政府性基金、资金及附加，供电企业不得在价外向用户另行收取其他费用。

(四)农网还贷资金、三峡工程建设基金、城市公用事业附加费、水库移民后期扶持资金(含大中型水库移民后期扶持资金和地方水库移民后期扶持资金)和可再生能源电价附加，均不参加丰枯、峰谷调峰电价和功率因数调整电费办法。

九、销售电价执行的范围为重庆市电力公司直供区域及重庆市电力公司控股的区县(自治县)供电公司供电区域。万州区、涪陵区地方电网同步执行重庆市电力公司销售电价。

十、以上电价调整自2009年11月20日起执行。其中，电力用户11月20日起的用电量，可按对应抄表周期内日平均用电量乘以应执行调整后电价的天数确定。

十一、电力价格涉及面广、政策性强，供电企业和区县(自治县)物价部门务必做好宣传解释工作，以确保电价方案顺利实施。各地执行中如有问题，请及时报告我局。

重庆市物价局

二○○九年十一月十九日