发帖人是女婴父亲，刚以难民身份进入德国。
经过铁路菜市的火车速度很慢，很远就要鸣笛示意。
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　　北极星配网讯：北极星配售电网今日从经信委获悉，2016年一季度电力直接交易内容已经审定。本网对交易公告和名单进行整理，发现，此次确定电力用户140家，10家发电企业，交易电量50亿千瓦时。
　　电力直接交易名单：
　　发电企业名单：
　　电力直接交易方案
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今年宁夏电力直接交易等多项改革措施
别电价、加强煤电企业合作等电力市场改革措施，发挥煤电行业对经济运行的支撑作用。
据自治区经济和信息化委员会介绍，宁夏将推进符合国家产业政策、单位能耗和污染减排
达标的企业直接和发电企业实行电力直接交易。电力交易量和价格按照公开公平优惠的原
则，由交易双方商定。并且根据实施情况，可适当扩大交易范围和交易量。
对有利于带动产业结构调整、单位电耗达到国家和自治区限额标准的行业和企业，宁夏将
实施优惠阶梯电价。对于高于限额的行业和企业实施惩罚性上浮电价。从而引导企业建立
自我约束机制，促进产业结构优化升级。
煤电企业关系方面，宁夏推进煤炭企业和火电企业开展深度合作，建立稳定的供需关系，
提高煤炭兑现率。鼓励宁夏区内煤炭资源就地转化，限制使用高硫份、低热值的煤炭
。宁夏还将设立煤电应急备用金，在用电负荷出现大幅异动时，用于促进煤电产业联动运
行，确保工业平稳增长。
此外，宁夏将稳步推进电力市场改革，适当下调基本电价、输配电价和自备电厂系统备用
费等用电价格，有效降低用电成本，增强企业竞争优势。
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宁夏打破电力“双重垄断”促进电力直接交易
来源：中国改革报&&撰稿人：&&发布时间：日 浏览:次
核定输配电价后，电网企业按政府核定的输配电价收取过网费，为下一步放开竞争性环节电力价格，促进发电侧与销售侧电力市场建设和直接交易创造了有利条件。
　　根据国家发改委最新数据，2016年上半年，宁夏电力直接交易电量达到140.91亿千瓦时，约占全区工业售电量的57.64%，企业用电价格平均每千瓦时下降5.41分钱，减少电费支出近7.62亿元。电价市场化改革成效显著。
　　宁夏于2015年被列为先期输配电价改革试点省份。据了解，目前宁夏已完成了调研摸底、方案编制、成本监审和电价测算等输配电价改革各阶段工作。宁夏电网输配电价经国家发改委批复后，已于日开始正式实行。
　　未雨绸缪摸清“家底”
　　根据国家发改委的安排，输配电价改革试点省(区)采取交叉成本监审方式。在电价测算阶段，试点省需要对电网输配电成本、资产、财务指标等方面内容进行深入细致地了解。“试点省份自己应首先摸清所辖电网的‘家底’”，宁夏物价局相关负责人表示，这一方面便于结合本省电网情况与监审组及企业沟通，另一方面也为后期的输配电价测算工作奠定了良好基础。
　　为掌握第一手资料，宁夏在国家五个试点省(区)开展输配电交叉成本监审前，率先一步对地区所辖电网企业进行成本摸底。工作组在进驻企业前加强了对监审办法、电价改革相关政策文件、地区电价政策、电网行业知识、财务知识的学习，梳理了电网企业的组织构架及其下属单位、子公司的经营范围和职能。
　　例如，在成本摸底过程中，工作组有针对性地对国网宁夏电力公司宁东换流站等部分工程项目运营方式进行了实地查看，掌握了资产规模、用途、使用率等情况，厘清了宁夏电网输配电有效资产的范围，确定了成本审核测算的重点内容。
　　严格测算稳慎推进
　　“在确定政策性有效资产时，宁夏能源局核查了自1998年以来国家下达的全部农网改造投资计划文件”，谈到输配电价测算，该负责人表示测算过程十分严格。
　　原来，制定输配电价依据的数据、信息来自于电网企业申报的数据，可能存在信息不对称。在电价测算过程中，宁夏物价局对所有数据资料进行了严格审核。
　　除了上面提到的核查，在核定2015年在建工程转固定资产数时，分管领导亲自带队到各市供电部门核查投资项目招投标合同等资料。
　　据介绍，投资和电量是影响监管期输配电价水平的重要因素。在确定监管期售电量数据时，宁夏物价局考虑到在监管期内应保持电价水平相对稳定，避免大起大落。综合考虑上年度的售电量增幅、企业开工状况、新增投资企业等因素，与经信委、能源局、电网企业进行了反复沟通，采取稳慎的原则确定了售电量年均增长幅度。
　　在确定投资额时，考虑到稳增长对投资的需求，工作组广泛征求意见，在其他参数不变的情况下，按监管期不同投资额测算了三种方案，报给自治区政府决策，尽可能地规避风险，争取了各方面的理解和支持。
　　成本约束红利共享
　　据了解，宁夏电网第一个监管周期2016年~2018年平均输配电价比原省内购销差价每千瓦时下降1.15分钱。输配电价趋向合理的背后，是进行成本监审、单独核定输配电价等改革举措作用的结果。
　　据介绍，同我国大部分地区一样，宁夏电网属于网络型自然垄断。宁夏通过改革，单独核定输配电价，实现了对电网监管模式的转变。按照“准许成本加合理收益”的原则，单独核定输配电价，打破了电网企业在购电、售电两侧的“双重垄断”，由过去核定电网企业购售电价格、电网企业获得差价收入的间接监管，转变为以电网有效资产为基础对输配电收入、成本和价格全方位的直接监管。
　　要实现有效监管，必然要严格进行成本监审，强化对电网企业的成本约束。通过成本监审，宁夏剔除了宁夏电网培训中心、投资性房地产、驻外办事处、用户无偿移交资产等与输配电业务无关的资产27.34亿元，共核减不应计入输配电定价成本的费用16.56亿元，核减比例达到19.48%。
　　据介绍，此举有效降低了企业用电成本。宁夏电网目录电价中的大工业基本电价每千瓦每月降低5元、每千伏安每月降低8元(含税)。大工业用户实实在在地分享了改革红利。
　　输配电价改革的意义不仅于此。核定输配电价后，电网企业按政府核定的输配电价收取过网费，为下一步放开竞争性环节电力价格，促进发电侧与销售侧电力市场建设和直接交易创造了有利条件。
责任编辑:肖笛
分享文章到：　3月1日上午，经过数月筹备的北京电力交易中心和广州电力交易中心在北京和广州同时挂牌，标志着区域电力市场正式建立。两大交易中心将组织开展跨区跨省电能交易、电力直接交易等交易服务。
　　北京电力交易中心由国网独资设立，广州电力交易中心由南方电网占比三分之二。
　　据了解，北京电力交易中心成立后，业务层面上将与电网企业其他业务分开，财务层面上独立核算、自负盈亏，运营层面上按照政府批准的章程和市场规则提供交易服务。
　　银东直流交易占两成
　　北京电力交易中心主要开展中长期、年度、月度等交易，银东直流跨区电力用户直接交易成为中心正式挂牌后的首个市场化跨区跨省交易业务。未来交易中心将结合有序放开的发用电计划，根据发用电方的需求，组织开展有关交易。
　　据北京电力交易中心信息显示，银东直流跨区直接交易由北京电力交易中心组织山东省内的30家电力用户和824家西北发电企业开展交易，达成交易电量90亿千瓦时。
　　银东&660千伏直流输电工程(西起宁夏宁武坑口电站，东至山东胶州)是&西电东送&工程的主线路，线路全长1335公里，投资总额约104亿。据媒体报道，2015年银东直流全年输送电量达295.75亿度，同比增长4.9%。
　　本次作为售电方参与交易的发电企业包括3 个配套企业以及陕西、甘肃、青海、宁夏地区70家火电企业、272家风电和482家发电企业。
　　本次交易采用双边协商、集中竞价两种方式，其中集中竞价阶段火电、企业与山东用电企业开展交易，达成交易电量50亿千瓦时。双边协商交易阶段，银东直流3个配套企业与购电方开展交易，达成交易电量40亿千瓦时。交易结果将在2016年3月至12月之间执行。
　　西北发电企业考虑输配电价、网损、工业企业结构调整专项资金后，参与集中交易并以边际电价法出清的确定交易电价。
　　最终，售电方共申报电价1500亿千瓦时，最终成交90亿千瓦时，成交比率为6%，按照概率来讲银东发电企业交易成交率远超过2016年A股打新中签率(0.05%)。购电方共申报145亿千瓦时，最终成交90亿千瓦时，成交比率为62%。据某电网工作人员介绍，此次成交的90亿千瓦时可谓体量惊人，仅此一回银东直流就大致相当于南方西电东送交易一个月的量。
　　不过，由于交易中心未分开披露3个配套企业与其他发电企业的申报电量比例，因此无法直接测算非配套企业的交易成交率，但按总量估计非配套企业交易成交率将远低于银东直流配套电源企业。
　　为保障跨区跨省电网安全运行和交易顺利成交，交易公告中规定本次交易规定西北各省新能源成交比例不超过40%，即总成交电量不超过36亿千瓦时。新能源发电企业成交电量上限参照西北区域同类发电机组平均利用小时的30%确定，风电为361小时，光伏为315小时。据风电内部从业者介绍，这意味着即使某风电场报0价，最多也只能卖361小时的满发电量。
　　此次交易最终新能源成交18亿千瓦时，占成交电量的20%。成功中标的西北地区发电企业利用小时数预计可提高100小时以上。
　　通过此次交易，山东电力用户购降低购电成本5.4亿元。
　　区域电力市场是良方还是毒药
　　据国网公司数据，限电最严重的甘肃、新疆、青海、宁夏地区2015年仅光伏发电弃光损失电量高达40.2亿千瓦时，占全国弃风弃光电量的10%左右。
　　&十二五&期间，西北地区电力装机高速增长，但用电负荷增速明显放缓，其中新疆电源装机是最大负荷的2.6倍，新疆电源装机是最大负荷的3.5倍，短期内新能源发电在本地消纳已无可能，通过电力交易市场优化配置资源、利用特高压直流跨区域送出新能源电力成为了目前较为理想的选择。
　　对于银东跨区直接交易新能源电量仅占成交电量的20%，低于原先预计的占比40%的交易结果，一位资深分布式光伏企业高管也表示了他的担忧，&除非先供新能源，再供火电，否则都是借新能源之名，谋输出火电之实。民营企业在西北的电站规模越大，死的越快&他表示。
　　在市场总量不足的情况下，部分地区增加大用户直购火电电量，进一步挤占了新能源发电的市场空间，导致弃风、弃光现象进一步恶化。 据国网公司数据，2015年甘肃、宁夏用户直购电规模分别为170.08亿千瓦时、274.21亿千瓦时，占当地火电发电量比例的44%、18%。
　　&当地政府对于火电&由衷&的青睐使其尽最大努力保住火电发电量，即使保不住火电发电量也要尽可能保住火电企业的利益，这也就解释了新能源企业与火电自备电厂开展发电权交易的根本初衷&，一位电网资深人士表示。
　　一位发电企业从业者表示，此次建立区域性的电力交易中心虽然已将电改进程推进了一大步，但跨区交易来讲对于西北地区新能源发电面临的严重弃风弃光现象似乎并没有带来太大的福音。
　　在去年发布的电改配套文件规定：&纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电被列为一类保障优先发电;跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量被列为二类保障优先发电。&
　　但是，短期来看由于省级电力交易市场建设步伐缓慢，发用电计划没有全部放开，可再生能源优先发电政策效果都没有100%的得以体现。
　　此外，省(区、市)电力市场建设推进速度缓慢，交易机制仍有待打磨，新能源暂无法通过电力交易市场实现优先收购。
　　而在区域电力市场体系中，电改文件中明确要求跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。但实际情况是，火电仍是影响区域电力市场的交易电量和电价决定性因素，新能源企业的话语权很弱，此次新能源电量仅占成交电量的20%也从侧面验证了这一点。
　　未来新能源能否从电力交易市场中获益，一位光伏上市公司研究人员告诉记者，&电改相关配套落地政策还没有全部出来，如果未来能够通过直接交易解决问题是件好事，即使限定新能源发电的交易比例，光伏、风电的边际成本很低，交易起来也不见得吃亏&。
　　总的来说，区域电力市场在目前电改推进的情景下对缓解新能源限电问题的作用十分有限，称不上是&治病良方&。从根本上解决新能源限电问题，不仅需要公平高效的电力市场，还需要健全新能源消纳的市场化机制。
　　以市场化的思维破解新能源难题
　　笔者认为，不论是《可再生能源法》、电改配套文件还是征求意见的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》都要求全额保障收购可再生能源电力，但实际推行过程中却因受多方利益制约未能实现全额收购。
　　但与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制仍严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点，由于缺乏电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性，新能源限电自然也不能得到缓解。
　　未来新能源消纳问题需要电源、负荷、电网三管齐下才能解决，使电源侧领灵活性更高，需求侧响应更富有弹性，建立公平合理的电力交易市场，以市场化的思维破解新能源发展中遇到的困难或许才是良方。
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