代理购电

交易电量合计为10658.9亿千瓦时，其中电力直接交易10352亿千瓦时(含绿电交易61亿千瓦时、电网代理购电2428.8亿千瓦时)、发电权交易279.1亿千瓦时、其他交易27.8亿千瓦时。省间交易电量
增长10.3%。省内交易电量合计为3704.8亿千瓦时，其中电力直接交易3599.3亿千瓦时(含绿电交易14.8亿千瓦时、电网代理购电665.9亿千瓦时)、发电权交易96.3亿千瓦时、其他交易9.2

下降比例基础上再相应降低2分。不满1千伏大工业用电代理购电交易价格参照不满1千伏一般工商业及其他用电代理购电交易价格执行，其输配电价在1-10千伏大工业输配电价基础上相应提高3.8分，其分时电价浮动比例
工商业用户(含代理购电用户、兜底售电用户、直接参与市场交易用户等)当月分摊天然气发电容量电费等为3.44亿元、折合度电水平为0.0114元/千瓦时。代理购电用户分摊辅助服务费用为1.24万元，折合度电水平

辅助服务交易。3.健全示范项目价格机制。在示范项目未参与电力市场交易前，充电电量用电价格暂按电网企业代理购电工商业及其他用电类别单一制电价标准执行，并执行峰谷分时电价政策;放电时作为发电企业，上网电价暂
、备用等辅助服务交易。(五)健全示范项目价格机制。在示范项目未参与电力市场交易前，充电电量用电价格暂按电网企业代理购电工商业及其他用电类别单一制电价标准执行，并执行峰谷分时电价政策;放电时作为发电企业

交易、电网代理购电等开展常态化监管，推动电力价格与成本监管平台正式运行。二是聚焦安全风险防控，做好电力安全监管工作。开展水电站大坝安全提升、电力系统二次安全管理等专项监管和跨省跨区输电线路安全监管，加强

工商业用户(含不具备法人资格的工商业用 户)原则上直接参与市场交易(直接向发电企业或售电公司购电)， 未直接从电力市场购电的工商业用户由代购企业代理购电(含已 在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易的
拥有燃煤自备电厂的用户应当按照国家规定承担政府性 基金及附加、政策性交叉补贴，未按规定承担相关费用的燃煤自 备电厂企业不得自行或由售电公司代理参与交易，由代购企业代 理购电。5.由代购企业代理购电的

瓦时，同比增长43.3%，占全社会用电量比重为60%。省内直接交易电量中，含绿电交易200.1亿千瓦时，占比0.6%，电网代理购电6497.3亿千瓦时。综合分析，可以得出以下简单结论：(1)绿证交易取得

增长39%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点。省内交易电量合计为42181.3亿千瓦时，其中电力直接交易40141亿千瓦时(含绿电交易227.8亿千瓦时、电网代理购电8086.2
交易3628.6亿千瓦时(含绿电交易28.4亿千瓦时、电网代理购电872.9亿千瓦时)、发电权交易150.9亿千瓦时、抽水电量交易4亿千瓦时、其他交易9.9亿千瓦时。省间交易电量合计为1024.2亿千瓦时，其中

余缺调节的平衡作用。（二）进一步发挥电力市场机制作用。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，有效反映电力资源时空价值，不断扩大新能源参与市场化交易规模，不断缩小电网企业代理购电范围，推动更多工商业用户
和风险防控责任。强化电力现货试点、跨省跨区电力调度交易、电网代理购电等常态化监管，维护公平公正市场秩序。创新“互联网+监管”模式，加快建设电力价格与成本监管平台，提高监管智能化水平。二、聚焦安全监管