新能源消纳供电(2021年12月石家庄有新的电价吗？)
1. 2021年12月石家庄有新的电价吗？
近日，河北省发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，以更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。河北工商业电力用户峰谷分时电价政策实施范围暂按现行有关规定执行，即电网企业供电营业区域内的工商业电力用户（暂不实行峰谷分时电价的用户除外）均实行峰谷分时电价。其中，对两部制工业用户和受电变压器容量在100千伏安及以上的单一制用户实行尖峰电价。《通知》自2021年12月1日起执行。
《通知》明确了
优化时段划分的具体情况
夏季（6、7、8月）
河北电网：
低谷：0—8时；
平段：8—11时、18—21时、22—24时；
高峰：12—16时、17—18时；
尖峰：11—12时、16—17时、21—22时。
冀北电网：
低谷：0—7时、23—24时；
平段：7—10时、12—14时、18—19时、21—23时；
高峰：11—12时、14—17时、19—20时；
尖峰：10—11时、17—18时、20—21时。
冬季
2. 风光水火储一体化是什么意思？
1、通过优先利用清洁能源资源、充分发挥水电和煤电调节性能、适度配置储能设施、调动需求侧灵活响应积极性，发挥新能源资源富集地区优势，实现清洁电力大规模消纳。
2、通过明确传统电源与新能源、基础电源与调峰电源、源网荷各环节的分工定位，有利于打破各个领域间的壁垒。
3、通过新能源就地开发消纳，优化电力资源配置结构、有利于促进边疆地区繁荣稳定，改善东部地区环境质量。
基本原则
1、确保电力系统安全稳定运行的前提下，优先考虑可再生能源电力开发消纳。
2、重点提升存量电力设备利用效率；在资源条件较好的地方，合理优化增量规模。
“两个一体化”的范畴与内涵
1、风光水火储一体化
积极探索“风光储一体化”，因地制宜开展“风光水储一体化”，稳妥推进“风光 火储一体化”。
a、优化综合能源基地配套储能规模，充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、火电机组、储能设施的调峰能力。
b、优化送端配套电源（含储能）规模，结合送受端负荷特性，合理确定送电曲线，提升通道利用效率。增量基地输电通道配套新能源年 输送电量比例不低于 40%。
2、源网荷储一体化
实现源、网、荷、储的深度协同， 主要包括“区域（省）级源网荷储一化”“市（县）级源网荷 储一体化”“园区级源网荷储一体化” 等具体模式。
a、组成虚拟电厂，参与市场交易，为系统提供调节支撑能力。
b、推进局部电力就地就近平衡，降低对大电网电力调节支撑需求。
分类开展“风光水火储一体化”建设
风光火储一体化
1、存量煤电：鼓励存量煤电机组通过灵活性改造提升调节能力，明确就近打捆新能源电力的 “一体化”实施方案。
2、增量基地化开发外送项目：以大型煤炭（或煤电）基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。
3、增量就地开发消纳项目：优先利用近区新能源电力，充分发挥配套煤电和储能设施调节能力。
风光水储一体化
1、存量水电基地：通过龙头电站建设优化出力特性，明确就近打捆新能 源电力的“一体化”实施方案。
2、增量风光水储：以西南水电基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。
风光储一体化
1、存量新能源外送基地：研究论证增加储能设施的必要性和可行性。
2、增量风光储一体化：积极探索以具备丰富新能源资源条件基地为基础，优化配套储能规模。
分类开展“源网荷储一体化”建设
“区域（省）级源网荷储一体化”建设
全面放开市场化交易，通过价格信号引导各类电源、电力用户储能和虚拟电厂灵活调节、多向互动，推动建立可调负荷参与承担辅助服务的市场交易机制。
“市（县）级源网荷储一体化”建设
研究通过热电联产机组、新能源、灵活运行电热负荷一体化运营方案。
“园区级源网荷储一体化”建设
在城市商业区、商业综合体：
依托光伏发电、并网型微电网和电动汽车充电基础设施建设等，开展分布式发电与电动汽车灵活充放电相结合的园区级源网荷储一体化建设。
工业负荷规模大、新能源资源条件好的地区：
支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电工业园区建设。
3. 2020年我国煤电发电量？
我国发电结构进一步优化！随着风电、太阳能等新能源快速发展，2020年我国新增装机中清洁电力比重超过70%，煤电装机历史性降至50%以下，清洁电力装机容量则历史性超过50%。一减一增，碳减排效应显著。
根据国家能源局日前发布的统计数据，2020年，全国电源新增装机容量1.90亿千瓦或9.5%，总电力装机达22亿千瓦。新增装机中，水电1323万千瓦或3.4%、风电7167万千瓦或34.6%、太阳能发电4820万千瓦或24.1%。新增风电和太阳能发电合计达1.20亿万千瓦，新增占比约63%，成为我国电源增长主导力量。如果再加上水电、核电、天然气和生物质发电新增量，新增清洁发电装机占比则超过7成，为71%左右。
根据上述统计数据，2020年新增火电装机容量5590万千瓦或4.7%，火电容量12.45亿千瓦。剔除其中超过1.5亿千瓦的天然气发电、生物质发电和余温余压余气发电（我国油电极少），我国煤电装机容量2020年成功控制在11亿千瓦以内，为10.95亿千瓦左右，占22亿千瓦总装机容量的比重为49.8%左右，历史性进入50%以内。
根据中电传媒记者数据库，2012年以来我国煤电设备容量保持低位增长，从2012年的7.55亿千瓦增长到2020年的10.95亿千瓦左右，年平均增长4.5%左右。同期，清洁发电装机比重则从2012年的3.89亿千瓦增长到2020年的11.06亿千瓦左右，年平均增长率高达13.9%。
作为长期以来的电源“主力军”和“压舱石”，煤电为保障我国经济社会发展做出了重要贡献。因为能源密度高，即使装机比重已下降到50%以内，煤电在发电量上仍是绝对主力。在2020年全国7.4万亿千瓦时的发电量中，煤电发电量占比仍高达65%左右。电力结构调整仍任重道远。
近年来，煤电行业还积极推进节能减排升级改造，淘汰落后产能，加大供热改造，煤电煤耗和厂用电率不断降低，主要大气污染物及废水排放水平降至低位，为全国主要污染物减排做出重要贡献。“十三五”期间实现超低排放的煤电机组达到8.9亿千瓦，占煤电总装机容量的86%，我国已建成全球最大清洁煤电供应体系。同时，煤电行业还积极开展灵活性改造，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升运行灵活性，为全面提高电力系统调峰和新能源消纳做出了积极贡献。
4. 2020年我国煤电发电量？
我国发电结构进一步优化！随着风电、太阳能等新能源快速发展，2020年我国新增装机中清洁电力比重超过70%，煤电装机历史性降至50%以下，清洁电力装机容量则历史性超过50%。一减一增，碳减排效应显著。
根据国家能源局日前发布的统计数据，2020年，全国电源新增装机容量1.90亿千瓦或9.5%，总电力装机达22亿千瓦。新增装机中，水电1323万千瓦或3.4%、风电7167万千瓦或34.6%、太阳能发电4820万千瓦或24.1%。新增风电和太阳能发电合计达1.20亿万千瓦，新增占比约63%，成为我国电源增长主导力量。如果再加上水电、核电、天然气和生物质发电新增量，新增清洁发电装机占比则超过7成，为71%左右。
根据上述统计数据，2020年新增火电装机容量5590万千瓦或4.7%，火电容量12.45亿千瓦。剔除其中超过1.5亿千瓦的天然气发电、生物质发电和余温余压余气发电（我国油电极少），我国煤电装机容量2020年成功控制在11亿千瓦以内，为10.95亿千瓦左右，占22亿千瓦总装机容量的比重为49.8%左右，历史性进入50%以内。
根据中电传媒记者数据库，2012年以来我国煤电设备容量保持低位增长，从2012年的7.55亿千瓦增长到2020年的10.95亿千瓦左右，年平均增长4.5%左右。同期，清洁发电装机比重则从2012年的3.89亿千瓦增长到2020年的11.06亿千瓦左右，年平均增长率高达13.9%。
作为长期以来的电源“主力军”和“压舱石”，煤电为保障我国经济社会发展做出了重要贡献。因为能源密度高，即使装机比重已下降到50%以内，煤电在发电量上仍是绝对主力。在2020年全国7.4万亿千瓦时的发电量中，煤电发电量占比仍高达65%左右。电力结构调整仍任重道远。
近年来，煤电行业还积极推进节能减排升级改造，淘汰落后产能，加大供热改造，煤电煤耗和厂用电率不断降低，主要大气污染物及废水排放水平降至低位，为全国主要污染物减排做出重要贡献。“十三五”期间实现超低排放的煤电机组达到8.9亿千瓦，占煤电总装机容量的86%，我国已建成全球最大清洁煤电供应体系。同时，煤电行业还积极开展灵活性改造，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升运行灵活性，为全面提高电力系统调峰和新能源消纳做出了积极贡献。
5. 2021年12月石家庄有新的电价吗？
近日，河北省发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，以更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。河北工商业电力用户峰谷分时电价政策实施范围暂按现行有关规定执行，即电网企业供电营业区域内的工商业电力用户（暂不实行峰谷分时电价的用户除外）均实行峰谷分时电价。其中，对两部制工业用户和受电变压器容量在100千伏安及以上的单一制用户实行尖峰电价。《通知》自2021年12月1日起执行。
《通知》明确了
优化时段划分的具体情况
夏季（6、7、8月）
河北电网：
低谷：0—8时；
平段：8—11时、18—21时、22—24时；
高峰：12—16时、17—18时；
尖峰：11—12时、16—17时、21—22时。
冀北电网：
低谷：0—7时、23—24时；
平段：7—10时、12—14时、18—19时、21—23时；
高峰：11—12时、14—17时、19—20时；
尖峰：10—11时、17—18时、20—21时。
冬季
6. 风光水火储一体化是什么意思？
1、通过优先利用清洁能源资源、充分发挥水电和煤电调节性能、适度配置储能设施、调动需求侧灵活响应积极性，发挥新能源资源富集地区优势，实现清洁电力大规模消纳。
2、通过明确传统电源与新能源、基础电源与调峰电源、源网荷各环节的分工定位，有利于打破各个领域间的壁垒。
3、通过新能源就地开发消纳，优化电力资源配置结构、有利于促进边疆地区繁荣稳定，改善东部地区环境质量。
基本原则
1、确保电力系统安全稳定运行的前提下，优先考虑可再生能源电力开发消纳。
2、重点提升存量电力设备利用效率；在资源条件较好的地方，合理优化增量规模。
“两个一体化”的范畴与内涵
1、风光水火储一体化
积极探索“风光储一体化”，因地制宜开展“风光水储一体化”，稳妥推进“风光 火储一体化”。
a、优化综合能源基地配套储能规模，充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、火电机组、储能设施的调峰能力。
b、优化送端配套电源（含储能）规模，结合送受端负荷特性，合理确定送电曲线，提升通道利用效率。增量基地输电通道配套新能源年 输送电量比例不低于 40%。
2、源网荷储一体化
实现源、网、荷、储的深度协同， 主要包括“区域（省）级源网荷储一化”“市（县）级源网荷 储一体化”“园区级源网荷储一体化” 等具体模式。
a、组成虚拟电厂，参与市场交易，为系统提供调节支撑能力。
b、推进局部电力就地就近平衡，降低对大电网电力调节支撑需求。
分类开展“风光水火储一体化”建设
风光火储一体化
1、存量煤电：鼓励存量煤电机组通过灵活性改造提升调节能力，明确就近打捆新能源电力的 “一体化”实施方案。
2、增量基地化开发外送项目：以大型煤炭（或煤电）基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。
3、增量就地开发消纳项目：优先利用近区新能源电力，充分发挥配套煤电和储能设施调节能力。
风光水储一体化
1、存量水电基地：通过龙头电站建设优化出力特性，明确就近打捆新能 源电力的“一体化”实施方案。
2、增量风光水储：以西南水电基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。
风光储一体化
1、存量新能源外送基地：研究论证增加储能设施的必要性和可行性。
2、增量风光储一体化：积极探索以具备丰富新能源资源条件基地为基础，优化配套储能规模。
分类开展“源网荷储一体化”建设
“区域（省）级源网荷储一体化”建设
全面放开市场化交易，通过价格信号引导各类电源、电力用户储能和虚拟电厂灵活调节、多向互动，推动建立可调负荷参与承担辅助服务的市场交易机制。
“市（县）级源网荷储一体化”建设
研究通过热电联产机组、新能源、灵活运行电热负荷一体化运营方案。
“园区级源网荷储一体化”建设
在城市商业区、商业综合体：
依托光伏发电、并网型微电网和电动汽车充电基础设施建设等，开展分布式发电与电动汽车灵活充放电相结合的园区级源网荷储一体化建设。
工业负荷规模大、新能源资源条件好的地区：
支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电工业园区建设。
7. 2020年我国煤电发电量？
我国发电结构进一步优化！随着风电、太阳能等新能源快速发展，2020年我国新增装机中清洁电力比重超过70%，煤电装机历史性降至50%以下，清洁电力装机容量则历史性超过50%。一减一增，碳减排效应显著。
根据国家能源局日前发布的统计数据，2020年，全国电源新增装机容量1.90亿千瓦或9.5%，总电力装机达22亿千瓦。新增装机中，水电1323万千瓦或3.4%、风电7167万千瓦或34.6%、太阳能发电4820万千瓦或24.1%。新增风电和太阳能发电合计达1.20亿万千瓦，新增占比约63%，成为我国电源增长主导力量。如果再加上水电、核电、天然气和生物质发电新增量，新增清洁发电装机占比则超过7成，为71%左右。
根据上述统计数据，2020年新增火电装机容量5590万千瓦或4.7%，火电容量12.45亿千瓦。剔除其中超过1.5亿千瓦的天然气发电、生物质发电和余温余压余气发电（我国油电极少），我国煤电装机容量2020年成功控制在11亿千瓦以内，为10.95亿千瓦左右，占22亿千瓦总装机容量的比重为49.8%左右，历史性进入50%以内。
根据中电传媒记者数据库，2012年以来我国煤电设备容量保持低位增长，从2012年的7.55亿千瓦增长到2020年的10.95亿千瓦左右，年平均增长4.5%左右。同期，清洁发电装机比重则从2012年的3.89亿千瓦增长到2020年的11.06亿千瓦左右，年平均增长率高达13.9%。
作为长期以来的电源“主力军”和“压舱石”，煤电为保障我国经济社会发展做出了重要贡献。因为能源密度高，即使装机比重已下降到50%以内，煤电在发电量上仍是绝对主力。在2020年全国7.4万亿千瓦时的发电量中，煤电发电量占比仍高达65%左右。电力结构调整仍任重道远。
近年来，煤电行业还积极推进节能减排升级改造，淘汰落后产能，加大供热改造，煤电煤耗和厂用电率不断降低，主要大气污染物及废水排放水平降至低位，为全国主要污染物减排做出重要贡献。“十三五”期间实现超低排放的煤电机组达到8.9亿千瓦，占煤电总装机容量的86%，我国已建成全球最大清洁煤电供应体系。同时，煤电行业还积极开展灵活性改造，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升运行灵活性，为全面提高电力系统调峰和新能源消纳做出了积极贡献。
8. 2020年我国煤电发电量？
我国发电结构进一步优化！随着风电、太阳能等新能源快速发展，2020年我国新增装机中清洁电力比重超过70%，煤电装机历史性降至50%以下，清洁电力装机容量则历史性超过50%。一减一增，碳减排效应显著。
根据国家能源局日前发布的统计数据，2020年，全国电源新增装机容量1.90亿千瓦或9.5%，总电力装机达22亿千瓦。新增装机中，水电1323万千瓦或3.4%、风电7167万千瓦或34.6%、太阳能发电4820万千瓦或24.1%。新增风电和太阳能发电合计达1.20亿万千瓦，新增占比约63%，成为我国电源增长主导力量。如果再加上水电、核电、天然气和生物质发电新增量，新增清洁发电装机占比则超过7成，为71%左右。
根据上述统计数据，2020年新增火电装机容量5590万千瓦或4.7%，火电容量12.45亿千瓦。剔除其中超过1.5亿千瓦的天然气发电、生物质发电和余温余压余气发电（我国油电极少），我国煤电装机容量2020年成功控制在11亿千瓦以内，为10.95亿千瓦左右，占22亿千瓦总装机容量的比重为49.8%左右，历史性进入50%以内。
根据中电传媒记者数据库，2012年以来我国煤电设备容量保持低位增长，从2012年的7.55亿千瓦增长到2020年的10.95亿千瓦左右，年平均增长4.5%左右。同期，清洁发电装机比重则从2012年的3.89亿千瓦增长到2020年的11.06亿千瓦左右，年平均增长率高达13.9%。
作为长期以来的电源“主力军”和“压舱石”，煤电为保障我国经济社会发展做出了重要贡献。因为能源密度高，即使装机比重已下降到50%以内，煤电在发电量上仍是绝对主力。在2020年全国7.4万亿千瓦时的发电量中，煤电发电量占比仍高达65%左右。电力结构调整仍任重道远。
近年来，煤电行业还积极推进节能减排升级改造，淘汰落后产能，加大供热改造，煤电煤耗和厂用电率不断降低，主要大气污染物及废水排放水平降至低位，为全国主要污染物减排做出重要贡献。“十三五”期间实现超低排放的煤电机组达到8.9亿千瓦，占煤电总装机容量的86%，我国已建成全球最大清洁煤电供应体系。同时，煤电行业还积极开展灵活性改造，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升运行灵活性，为全面提高电力系统调峰和新能源消纳做出了积极贡献。
9. 新电价的好处？
好处有：
缓解城市供电紧张的问题。通过适当的调整电价来鼓励大家尽量避免在高峰时段或者拥挤时段用电。
提高可再生电力资源利用效率。推行新的分时电价机制，有助于提高可再生电力资源利用效率，加快推进能源系统转型升级。
促进新能源发展和消纳。通过拉大峰谷价差，鼓励高峰时段以较高价格发电，低谷时段以较低价格蓄能，将为储能技术提供发展动力。
推动储能和智能用电技术发展。今后可以逐步推广更智能的用电设施，根据电价波动，智能调整用电时段。
10. 2021年12月石家庄有新的电价吗？
近日，河北省发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，以更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。河北工商业电力用户峰谷分时电价政策实施范围暂按现行有关规定执行，即电网企业供电营业区域内的工商业电力用户（暂不实行峰谷分时电价的用户除外）均实行峰谷分时电价。其中，对两部制工业用户和受电变压器容量在100千伏安及以上的单一制用户实行尖峰电价。《通知》自2021年12月1日起执行。
《通知》明确了
优化时段划分的具体情况
夏季（6、7、8月）
河北电网：
低谷：0—8时；
平段：8—11时、18—21时、22—24时；
高峰：12—16时、17—18时；
尖峰：11—12时、16—17时、21—22时。
冀北电网：
低谷：0—7时、23—24时；
平段：7—10时、12—14时、18—19时、21—23时；
高峰：11—12时、14—17时、19—20时；
尖峰：10—11时、17—18时、20—21时。
冬季
11. 风光水火储一体化是什么意思？
1、通过优先利用清洁能源资源、充分发挥水电和煤电调节性能、适度配置储能设施、调动需求侧灵活响应积极性，发挥新能源资源富集地区优势，实现清洁电力大规模消纳。
2、通过明确传统电源与新能源、基础电源与调峰电源、源网荷各环节的分工定位，有利于打破各个领域间的壁垒。
3、通过新能源就地开发消纳，优化电力资源配置结构、有利于促进边疆地区繁荣稳定，改善东部地区环境质量。
基本原则
1、确保电力系统安全稳定运行的前提下，优先考虑可再生能源电力开发消纳。
2、重点提升存量电力设备利用效率；在资源条件较好的地方，合理优化增量规模。
“两个一体化”的范畴与内涵
1、风光水火储一体化
积极探索“风光储一体化”，因地制宜开展“风光水储一体化”，稳妥推进“风光 火储一体化”。
a、优化综合能源基地配套储能规模，充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、火电机组、储能设施的调峰能力。
b、优化送端配套电源（含储能）规模，结合送受端负荷特性，合理确定送电曲线，提升通道利用效率。增量基地输电通道配套新能源年 输送电量比例不低于 40%。
2、源网荷储一体化
实现源、网、荷、储的深度协同， 主要包括“区域（省）级源网荷储一化”“市（县）级源网荷 储一体化”“园区级源网荷储一体化” 等具体模式。
a、组成虚拟电厂，参与市场交易，为系统提供调节支撑能力。
b、推进局部电力就地就近平衡，降低对大电网电力调节支撑需求。
分类开展“风光水火储一体化”建设
风光火储一体化
1、存量煤电：鼓励存量煤电机组通过灵活性改造提升调节能力，明确就近打捆新能源电力的 “一体化”实施方案。
2、增量基地化开发外送项目：以大型煤炭（或煤电）基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。
3、增量就地开发消纳项目：优先利用近区新能源电力，充分发挥配套煤电和储能设施调节能力。
风光水储一体化
1、存量水电基地：通过龙头电站建设优化出力特性，明确就近打捆新能 源电力的“一体化”实施方案。
2、增量风光水储：以西南水电基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。
风光储一体化
1、存量新能源外送基地：研究论证增加储能设施的必要性和可行性。
2、增量风光储一体化：积极探索以具备丰富新能源资源条件基地为基础，优化配套储能规模。
分类开展“源网荷储一体化”建设
“区域（省）级源网荷储一体化”建设
全面放开市场化交易，通过价格信号引导各类电源、电力用户储能和虚拟电厂灵活调节、多向互动，推动建立可调负荷参与承担辅助服务的市场交易机制。
“市（县）级源网荷储一体化”建设
研究通过热电联产机组、新能源、灵活运行电热负荷一体化运营方案。
“园区级源网荷储一体化”建设
在城市商业区、商业综合体：
依托光伏发电、并网型微电网和电动汽车充电基础设施建设等，开展分布式发电与电动汽车灵活充放电相结合的园区级源网荷储一体化建设。
工业负荷规模大、新能源资源条件好的地区：
支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电工业园区建设。
12. 新电价的好处？
好处有：
缓解城市供电紧张的问题。通过适当的调整电价来鼓励大家尽量避免在高峰时段或者拥挤时段用电。
提高可再生电力资源利用效率。推行新的分时电价机制，有助于提高可再生电力资源利用效率，加快推进能源系统转型升级。
促进新能源发展和消纳。通过拉大峰谷价差，鼓励高峰时段以较高价格发电，低谷时段以较低价格蓄能，将为储能技术提供发展动力。
推动储能和智能用电技术发展。今后可以逐步推广更智能的用电设施，根据电价波动，智能调整用电时段。
13. 电力营商环境具体内容？
2019年，确定优化营商环境为重点工作，并特别强调“获得电力”是营商环境改善的关键指标之一。因此，需要供电企业深入剖析影响营商环境的症结，查找制约服务水平提升的痛点、难点、堵点所在。
全面优化电力营商环境，提升服务水平的具体措施
要全面优化电力营商环境，提升供电服务水平，减少企业接电成本和用电成本是关键，主要体现在以下几点：一是创新供电服务方式，积极推广“互联网+”线上办电模式，“获得电力”更加便利;二是加强内部管控，提高办电效率，持续压缩用电报装时间，“获得电力”更加快捷;三是延伸电力投资界面，提高小微企业低压接电容量上限，“获得电力”更加便宜;四是改进电网运检方式，推广不停电检修作业，“获得电力”更加可靠;五是完善信息公开，广泛运用微信等新媒体渠道提升供电信息透明度，“获得电力”更加阳光。
（一）减少接电成本
1、推行“线上报装”、“一证受理”、“一站服务”
利用网站、手机APP等线上渠道，受理客户报装业务。主动向办电客户提供业务办理告知书，一次性告知客户需提交的资料清单、业务办理流程、收费项目及标准等信息，提高报装接电质量和效率，让客户实现“简单业务一次不跑，复杂业务只跑一次”的目标。
2、优化办电流程
简化报装资料种类及数量，取消普通客户内部工程图纸审核及中间检查等环节，压缩接电时间，低压业扩项目积极推行勘查装表“一岗制”作业，具备直接装表条件的，勘查确定供电方案后当场装表接电;不具备直接装表条件的，现场勘查时答复供电方案，由勘查人员同步提供设计简图和施工要求，与客户约定时间或电网配套工程竣工当日装表接电。对于高压供电的接电客户、电网企业应彻底简化内部审批管理流程，压缩各环节办理时限，公开送电投运期限，并向社会定期发布执行情况，确保电力营商环境更加开放，供电服务信息更加公开，客户获得电力更加满意。
3、开展办电主动服务
强化“一口对外”，由客户经理主动对接客户，开展预约上门服务，并将客户需求及时传递到内部相关部门和单位，协调推进，跟踪进展情况，确保客户知情权，使办电更加阳光、透明。
4、保障客户按时接入用电
主动适应电力体制改革，主动融入市场，加快电力客户资产移交管理工作。特别是客户设备资产在无重大安全运行供电隐患的情况下可实行先移交、后改造工作予以接收的原则，优先保证客户工程无障碍按时接电。
大力推广带电作业，努力实现10千伏及以下业扩项目不停电接入作业。建立电网安全与客户需求相协调的集约化停、送电管控机制，提高停、送电计划的灵活性，减少计划停电频次。
5、提高电网接带能力，满足客户用电需求
持续加大配电网建设改造力度，不断加强城镇配电网、精准升级农村配电网，提升配电网装备水平，加快推进配电自动化建设，构建灵活可靠的配电网络，来满足未来用电负荷增长、清洁能源的接入，以及用户多样化客电需求。
（二）降低用电成本
1、完善应急抢修模式
充分发挥服务调度过程管控、监督预警、分析评价等职责;简化系统流程，提高报修工作信息传递速度。综合考虑历年抢修工作量、交通状况、设备运行工况等因素，差异化布置应急抢修网点，大力推广移动作业终端，不断提升抢修效率，提高客户满意度。
2、全面推行“互联网+服务”模式
大力推广电力服务终端APP、微信公众号等电子渠道办理业扩报装、缴费、报修、咨询等业务，实现业务全流程、全过程管控，保证客户获取信息的时效性。实现客户办电更省力，用电更透明。同时，完善线上评价功能，方便客户对全过程各环节在线实时评价。
3、拓展绿色能源增值服务
依托“大云物移智”（大数据、云计算、物联网、移动互联网、人工智能）技术，细分客户群体，提供电能替代等综合能源服务、能效诊断、节能改造、设备代维运行等差异化增值服务。拓展能源服务市场，全面推进综合能源服务。在配电领域，通过不断完善配电网络，推进电力与大数据、物联网等新技术深度融合，充分发挥电网的能源枢纽和平台作用，为清洁能源并网消纳提供有力支撑，推动电能替代、能源转型。
4、降低一般工商业用电成本
为深入推进供给侧结构性改革，切实抓好改善企业营商环境，助力地区企业经济发展。从2018至今连续五次一般工商业电价降价，两次税率调整等一些列降低企业用电成本的政策，进一步释放了改革红利，不折不扣执行各项降价清费措施，让实体经济轻装上阵，让众多企业拥有了实实在在的电力获得感。
14. 新电价的好处？
好处有：
缓解城市供电紧张的问题。通过适当的调整电价来鼓励大家尽量避免在高峰时段或者拥挤时段用电。
提高可再生电力资源利用效率。推行新的分时电价机制，有助于提高可再生电力资源利用效率，加快推进能源系统转型升级。
促进新能源发展和消纳。通过拉大峰谷价差，鼓励高峰时段以较高价格发电，低谷时段以较低价格蓄能，将为储能技术提供发展动力。
推动储能和智能用电技术发展。今后可以逐步推广更智能的用电设施，根据电价波动，智能调整用电时段。
15. 新电价的好处？
好处有：
缓解城市供电紧张的问题。通过适当的调整电价来鼓励大家尽量避免在高峰时段或者拥挤时段用电。
提高可再生电力资源利用效率。推行新的分时电价机制，有助于提高可再生电力资源利用效率，加快推进能源系统转型升级。
促进新能源发展和消纳。通过拉大峰谷价差，鼓励高峰时段以较高价格发电，低谷时段以较低价格蓄能，将为储能技术提供发展动力。
推动储能和智能用电技术发展。今后可以逐步推广更智能的用电设施，根据电价波动，智能调整用电时段。
16. 电力营商环境具体内容？
2019年，确定优化营商环境为重点工作，并特别强调“获得电力”是营商环境改善的关键指标之一。因此，需要供电企业深入剖析影响营商环境的症结，查找制约服务水平提升的痛点、难点、堵点所在。
全面优化电力营商环境，提升服务水平的具体措施
要全面优化电力营商环境，提升供电服务水平，减少企业接电成本和用电成本是关键，主要体现在以下几点：一是创新供电服务方式，积极推广“互联网+”线上办电模式，“获得电力”更加便利;二是加强内部管控，提高办电效率，持续压缩用电报装时间，“获得电力”更加快捷;三是延伸电力投资界面，提高小微企业低压接电容量上限，“获得电力”更加便宜;四是改进电网运检方式，推广不停电检修作业，“获得电力”更加可靠;五是完善信息公开，广泛运用微信等新媒体渠道提升供电信息透明度，“获得电力”更加阳光。
（一）减少接电成本
1、推行“线上报装”、“一证受理”、“一站服务”
利用网站、手机APP等线上渠道，受理客户报装业务。主动向办电客户提供业务办理告知书，一次性告知客户需提交的资料清单、业务办理流程、收费项目及标准等信息，提高报装接电质量和效率，让客户实现“简单业务一次不跑，复杂业务只跑一次”的目标。
2、优化办电流程
简化报装资料种类及数量，取消普通客户内部工程图纸审核及中间检查等环节，压缩接电时间，低压业扩项目积极推行勘查装表“一岗制”作业，具备直接装表条件的，勘查确定供电方案后当场装表接电;不具备直接装表条件的，现场勘查时答复供电方案，由勘查人员同步提供设计简图和施工要求，与客户约定时间或电网配套工程竣工当日装表接电。对于高压供电的接电客户、电网企业应彻底简化内部审批管理流程，压缩各环节办理时限，公开送电投运期限，并向社会定期发布执行情况，确保电力营商环境更加开放，供电服务信息更加公开，客户获得电力更加满意。
3、开展办电主动服务
强化“一口对外”，由客户经理主动对接客户，开展预约上门服务，并将客户需求及时传递到内部相关部门和单位，协调推进，跟踪进展情况，确保客户知情权，使办电更加阳光、透明。
4、保障客户按时接入用电
主动适应电力体制改革，主动融入市场，加快电力客户资产移交管理工作。特别是客户设备资产在无重大安全运行供电隐患的情况下可实行先移交、后改造工作予以接收的原则，优先保证客户工程无障碍按时接电。
大力推广带电作业，努力实现10千伏及以下业扩项目不停电接入作业。建立电网安全与客户需求相协调的集约化停、送电管控机制，提高停、送电计划的灵活性，减少计划停电频次。
5、提高电网接带能力，满足客户用电需求
持续加大配电网建设改造力度，不断加强城镇配电网、精准升级农村配电网，提升配电网装备水平，加快推进配电自动化建设，构建灵活可靠的配电网络，来满足未来用电负荷增长、清洁能源的接入，以及用户多样化客电需求。
（二）降低用电成本
1、完善应急抢修模式
充分发挥服务调度过程管控、监督预警、分析评价等职责;简化系统流程，提高报修工作信息传递速度。综合考虑历年抢修工作量、交通状况、设备运行工况等因素，差异化布置应急抢修网点，大力推广移动作业终端，不断提升抢修效率，提高客户满意度。
2、全面推行“互联网+服务”模式
大力推广电力服务终端APP、微信公众号等电子渠道办理业扩报装、缴费、报修、咨询等业务，实现业务全流程、全过程管控，保证客户获取信息的时效性。实现客户办电更省力，用电更透明。同时，完善线上评价功能，方便客户对全过程各环节在线实时评价。
3、拓展绿色能源增值服务
依托“大云物移智”（大数据、云计算、物联网、移动互联网、人工智能）技术，细分客户群体，提供电能替代等综合能源服务、能效诊断、节能改造、设备代维运行等差异化增值服务。拓展能源服务市场，全面推进综合能源服务。在配电领域，通过不断完善配电网络，推进电力与大数据、物联网等新技术深度融合，充分发挥电网的能源枢纽和平台作用，为清洁能源并网消纳提供有力支撑，推动电能替代、能源转型。
4、降低一般工商业用电成本
为深入推进供给侧结构性改革，切实抓好改善企业营商环境，助力地区企业经济发展。从2018至今连续五次一般工商业电价降价，两次税率调整等一些列降低企业用电成本的政策，进一步释放了改革红利，不折不扣执行各项降价清费措施，让实体经济轻装上阵，让众多企业拥有了实实在在的电力获得感。
17. 电力营商环境具体内容？
2019年，确定优化营商环境为重点工作，并特别强调“获得电力”是营商环境改善的关键指标之一。因此，需要供电企业深入剖析影响营商环境的症结，查找制约服务水平提升的痛点、难点、堵点所在。
全面优化电力营商环境，提升服务水平的具体措施
要全面优化电力营商环境，提升供电服务水平，减少企业接电成本和用电成本是关键，主要体现在以下几点：一是创新供电服务方式，积极推广“互联网+”线上办电模式，“获得电力”更加便利;二是加强内部管控，提高办电效率，持续压缩用电报装时间，“获得电力”更加快捷;三是延伸电力投资界面，提高小微企业低压接电容量上限，“获得电力”更加便宜;四是改进电网运检方式，推广不停电检修作业，“获得电力”更加可靠;五是完善信息公开，广泛运用微信等新媒体渠道提升供电信息透明度，“获得电力”更加阳光。
（一）减少接电成本
1、推行“线上报装”、“一证受理”、“一站服务”
利用网站、手机APP等线上渠道，受理客户报装业务。主动向办电客户提供业务办理告知书，一次性告知客户需提交的资料清单、业务办理流程、收费项目及标准等信息，提高报装接电质量和效率，让客户实现“简单业务一次不跑，复杂业务只跑一次”的目标。
2、优化办电流程
简化报装资料种类及数量，取消普通客户内部工程图纸审核及中间检查等环节，压缩接电时间，低压业扩项目积极推行勘查装表“一岗制”作业，具备直接装表条件的，勘查确定供电方案后当场装表接电;不具备直接装表条件的，现场勘查时答复供电方案，由勘查人员同步提供设计简图和施工要求，与客户约定时间或电网配套工程竣工当日装表接电。对于高压供电的接电客户、电网企业应彻底简化内部审批管理流程，压缩各环节办理时限，公开送电投运期限，并向社会定期发布执行情况，确保电力营商环境更加开放，供电服务信息更加公开，客户获得电力更加满意。
3、开展办电主动服务
强化“一口对外”，由客户经理主动对接客户，开展预约上门服务，并将客户需求及时传递到内部相关部门和单位，协调推进，跟踪进展情况，确保客户知情权，使办电更加阳光、透明。
4、保障客户按时接入用电
主动适应电力体制改革，主动融入市场，加快电力客户资产移交管理工作。特别是客户设备资产在无重大安全运行供电隐患的情况下可实行先移交、后改造工作予以接收的原则，优先保证客户工程无障碍按时接电。
大力推广带电作业，努力实现10千伏及以下业扩项目不停电接入作业。建立电网安全与客户需求相协调的集约化停、送电管控机制，提高停、送电计划的灵活性，减少计划停电频次。
5、提高电网接带能力，满足客户用电需求
持续加大配电网建设改造力度，不断加强城镇配电网、精准升级农村配电网，提升配电网装备水平，加快推进配电自动化建设，构建灵活可靠的配电网络，来满足未来用电负荷增长、清洁能源的接入，以及用户多样化客电需求。
（二）降低用电成本
1、完善应急抢修模式
充分发挥服务调度过程管控、监督预警、分析评价等职责;简化系统流程，提高报修工作信息传递速度。综合考虑历年抢修工作量、交通状况、设备运行工况等因素，差异化布置应急抢修网点，大力推广移动作业终端，不断提升抢修效率，提高客户满意度。
2、全面推行“互联网+服务”模式
大力推广电力服务终端APP、微信公众号等电子渠道办理业扩报装、缴费、报修、咨询等业务，实现业务全流程、全过程管控，保证客户获取信息的时效性。实现客户办电更省力，用电更透明。同时，完善线上评价功能，方便客户对全过程各环节在线实时评价。
3、拓展绿色能源增值服务
依托“大云物移智”（大数据、云计算、物联网、移动互联网、人工智能）技术，细分客户群体，提供电能替代等综合能源服务、能效诊断、节能改造、设备代维运行等差异化增值服务。拓展能源服务市场，全面推进综合能源服务。在配电领域，通过不断完善配电网络，推进电力与大数据、物联网等新技术深度融合，充分发挥电网的能源枢纽和平台作用，为清洁能源并网消纳提供有力支撑，推动电能替代、能源转型。
4、降低一般工商业用电成本
为深入推进供给侧结构性改革，切实抓好改善企业营商环境，助力地区企业经济发展。从2018至今连续五次一般工商业电价降价，两次税率调整等一些列降低企业用电成本的政策，进一步释放了改革红利，不折不扣执行各项降价清费措施，让实体经济轻装上阵，让众多企业拥有了实实在在的电力获得感。
18. 2021年12月石家庄有新的电价吗？
近日，河北省发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，以更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。河北工商业电力用户峰谷分时电价政策实施范围暂按现行有关规定执行，即电网企业供电营业区域内的工商业电力用户（暂不实行峰谷分时电价的用户除外）均实行峰谷分时电价。其中，对两部制工业用户和受电变压器容量在100千伏安及以上的单一制用户实行尖峰电价。《通知》自2021年12月1日起执行。
《通知》明确了
优化时段划分的具体情况
夏季（6、7、8月）
河北电网：
低谷：0—8时；
平段：8—11时、18—21时、22—24时；
高峰：12—16时、17—18时；
尖峰：11—12时、16—17时、21—22时。
冀北电网：
低谷：0—7时、23—24时；
平段：7—10时、12—14时、18—19时、21—23时；
高峰：11—12时、14—17时、19—20时；
尖峰：10—11时、17—18时、20—21时。
冬季
19. 电力营商环境具体内容？
2019年，确定优化营商环境为重点工作，并特别强调“获得电力”是营商环境改善的关键指标之一。因此，需要供电企业深入剖析影响营商环境的症结，查找制约服务水平提升的痛点、难点、堵点所在。
全面优化电力营商环境，提升服务水平的具体措施
要全面优化电力营商环境，提升供电服务水平，减少企业接电成本和用电成本是关键，主要体现在以下几点：一是创新供电服务方式，积极推广“互联网+”线上办电模式，“获得电力”更加便利;二是加强内部管控，提高办电效率，持续压缩用电报装时间，“获得电力”更加快捷;三是延伸电力投资界面，提高小微企业低压接电容量上限，“获得电力”更加便宜;四是改进电网运检方式，推广不停电检修作业，“获得电力”更加可靠;五是完善信息公开，广泛运用微信等新媒体渠道提升供电信息透明度，“获得电力”更加阳光。
（一）减少接电成本
1、推行“线上报装”、“一证受理”、“一站服务”
利用网站、手机APP等线上渠道，受理客户报装业务。主动向办电客户提供业务办理告知书，一次性告知客户需提交的资料清单、业务办理流程、收费项目及标准等信息，提高报装接电质量和效率，让客户实现“简单业务一次不跑，复杂业务只跑一次”的目标。
2、优化办电流程
简化报装资料种类及数量，取消普通客户内部工程图纸审核及中间检查等环节，压缩接电时间，低压业扩项目积极推行勘查装表“一岗制”作业，具备直接装表条件的，勘查确定供电方案后当场装表接电;不具备直接装表条件的，现场勘查时答复供电方案，由勘查人员同步提供设计简图和施工要求，与客户约定时间或电网配套工程竣工当日装表接电。对于高压供电的接电客户、电网企业应彻底简化内部审批管理流程，压缩各环节办理时限，公开送电投运期限，并向社会定期发布执行情况，确保电力营商环境更加开放，供电服务信息更加公开，客户获得电力更加满意。
3、开展办电主动服务
强化“一口对外”，由客户经理主动对接客户，开展预约上门服务，并将客户需求及时传递到内部相关部门和单位，协调推进，跟踪进展情况，确保客户知情权，使办电更加阳光、透明。
4、保障客户按时接入用电
主动适应电力体制改革，主动融入市场，加快电力客户资产移交管理工作。特别是客户设备资产在无重大安全运行供电隐患的情况下可实行先移交、后改造工作予以接收的原则，优先保证客户工程无障碍按时接电。
大力推广带电作业，努力实现10千伏及以下业扩项目不停电接入作业。建立电网安全与客户需求相协调的集约化停、送电管控机制，提高停、送电计划的灵活性，减少计划停电频次。
5、提高电网接带能力，满足客户用电需求
持续加大配电网建设改造力度，不断加强城镇配电网、精准升级农村配电网，提升配电网装备水平，加快推进配电自动化建设，构建灵活可靠的配电网络，来满足未来用电负荷增长、清洁能源的接入，以及用户多样化客电需求。
（二）降低用电成本
1、完善应急抢修模式
充分发挥服务调度过程管控、监督预警、分析评价等职责;简化系统流程，提高报修工作信息传递速度。综合考虑历年抢修工作量、交通状况、设备运行工况等因素，差异化布置应急抢修网点，大力推广移动作业终端，不断提升抢修效率，提高客户满意度。
2、全面推行“互联网+服务”模式
大力推广电力服务终端APP、微信公众号等电子渠道办理业扩报装、缴费、报修、咨询等业务，实现业务全流程、全过程管控，保证客户获取信息的时效性。实现客户办电更省力，用电更透明。同时，完善线上评价功能，方便客户对全过程各环节在线实时评价。
3、拓展绿色能源增值服务
依托“大云物移智”（大数据、云计算、物联网、移动互联网、人工智能）技术，细分客户群体，提供电能替代等综合能源服务、能效诊断、节能改造、设备代维运行等差异化增值服务。拓展能源服务市场，全面推进综合能源服务。在配电领域，通过不断完善配电网络，推进电力与大数据、物联网等新技术深度融合，充分发挥电网的能源枢纽和平台作用，为清洁能源并网消纳提供有力支撑，推动电能替代、能源转型。
4、降低一般工商业用电成本
为深入推进供给侧结构性改革，切实抓好改善企业营商环境，助力地区企业经济发展。从2018至今连续五次一般工商业电价降价，两次税率调整等一些列降低企业用电成本的政策，进一步释放了改革红利，不折不扣执行各项降价清费措施，让实体经济轻装上阵，让众多企业拥有了实实在在的电力获得感。
20. 风光水火储一体化是什么意思？
1、通过优先利用清洁能源资源、充分发挥水电和煤电调节性能、适度配置储能设施、调动需求侧灵活响应积极性，发挥新能源资源富集地区优势，实现清洁电力大规模消纳。
2、通过明确传统电源与新能源、基础电源与调峰电源、源网荷各环节的分工定位，有利于打破各个领域间的壁垒。
3、通过新能源就地开发消纳，优化电力资源配置结构、有利于促进边疆地区繁荣稳定，改善东部地区环境质量。
基本原则
1、确保电力系统安全稳定运行的前提下，优先考虑可再生能源电力开发消纳。
2、重点提升存量电力设备利用效率；在资源条件较好的地方，合理优化增量规模。
“两个一体化”的范畴与内涵
1、风光水火储一体化
积极探索“风光储一体化”，因地制宜开展“风光水储一体化”，稳妥推进“风光 火储一体化”。
a、优化综合能源基地配套储能规模，充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、火电机组、储能设施的调峰能力。
b、优化送端配套电源（含储能）规模，结合送受端负荷特性，合理确定送电曲线，提升通道利用效率。增量基地输电通道配套新能源年 输送电量比例不低于 40%。
2、源网荷储一体化
实现源、网、荷、储的深度协同， 主要包括“区域（省）级源网荷储一化”“市（县）级源网荷 储一体化”“园区级源网荷储一体化” 等具体模式。
a、组成虚拟电厂，参与市场交易，为系统提供调节支撑能力。
b、推进局部电力就地就近平衡，降低对大电网电力调节支撑需求。
分类开展“风光水火储一体化”建设
风光火储一体化
1、存量煤电：鼓励存量煤电机组通过灵活性改造提升调节能力，明确就近打捆新能源电力的 “一体化”实施方案。
2、增量基地化开发外送项目：以大型煤炭（或煤电）基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。
3、增量就地开发消纳项目：优先利用近区新能源电力，充分发挥配套煤电和储能设施调节能力。
风光水储一体化
1、存量水电基地：通过龙头电站建设优化出力特性，明确就近打捆新能 源电力的“一体化”实施方案。
2、增量风光水储：以西南水电基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。
风光储一体化
1、存量新能源外送基地：研究论证增加储能设施的必要性和可行性。
2、增量风光储一体化：积极探索以具备丰富新能源资源条件基地为基础，优化配套储能规模。
分类开展“源网荷储一体化”建设
“区域（省）级源网荷储一体化”建设
全面放开市场化交易，通过价格信号引导各类电源、电力用户储能和虚拟电厂灵活调节、多向互动，推动建立可调负荷参与承担辅助服务的市场交易机制。
“市（县）级源网荷储一体化”建设
研究通过热电联产机组、新能源、灵活运行电热负荷一体化运营方案。
“园区级源网荷储一体化”建设
在城市商业区、商业综合体：
依托光伏发电、并网型微电网和电动汽车充电基础设施建设等，开展分布式发电与电动汽车灵活充放电相结合的园区级源网荷储一体化建设。
工业负荷规模大、新能源资源条件好的地区：
支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电工业园区建设。
