市场化价

、气价可承受、调峰需求大的负荷中心适度布局一批调峰气电项目，增强系统调节能力。在有规模热(冷)负荷的工业园区等区域适度建设天然气分布式燃机项目，因地制宜推广用户侧分布式智慧综合能源，夯实供应保障电源基础
能力，参与系统互动，鼓励通过培育负荷聚合商，促进用户积极主动参与需求侧响应。下一步，我局将会同有关部门切实提升电力负荷侧灵活调节能力，保障能源电力安全。一是加快推进需求侧响应能力建设，将以市场化方式

国资国企精细化管理和市场化经营。启动土地、资本、劳动力、技术、数据等要素市场化改革，出台工业用地弹性出让等系列政策。组织开展“1＋13”服务企业行动，解决重点企业用能用地用工等问题95个。强化知识产权
劳动力转移就业13.3万人次，城镇登记失业率为3.54%，低于年度计划0.96个百分点。强化市场调控保供稳价，适时启动物价上涨挂钩联动机制，居民消费价格保持在合理适度空间，城乡居民人均可支配收入持续

他用户分时电价政策实施范围继续按照河北省发展和改革委员会《关于进一步完善分时电价机制的通知》(冀发改能价〔2021〕1548号)、《关于进一步明确我省分时电价机制执行范围的通知》(冀发改能价〔2021
电价基础上上浮20%。四、市场化电力用户执行方式电力现货市场运行前，完善电力中长期交易方案，按照国家要求实行分时段签约，明确并指导市场主体签订中长期交易合同时申报用电曲线、反映各时段价格，原则上

的新形势，现对河北南网工商业及其他用户分时电价政策进一步明确如下：一、实施范围河北南网工商业及其他用户分时电价政策实施范围继续按照河北省发展和改革委员会《关于进一步完善分时电价机制的通知》(冀发改能价
〔2021〕1548号)、《关于进一步明确我省分时电价机制执行范围的通知》(冀发改能价〔2021〕1668号)执行。二、时段划分(一)夏季(6、7、8月)低谷0—8时;平段8—15时、23—24时

全面清查、摸清家底的基础上，聚焦盘活存量资产重点领域、重点企业对存量资产进行整合利用，优化存量资源配置。严格按照“分类处理、公开透明、集约资源”的原则，有针对性地完善“一企一策”处置方案。一是市场化
、金融资产管理、股权投资基金等机构，充分发挥各自优势，按照市场化原则积极参与盘活存量资产，引进新项目入驻，扩大有效投资。二是国有资本收购一批。县国有资本投资运营集团有限公司，县属国有企业要积极发挥盘活

格水平总体仍居高位，煤电企业持续大面积亏损。今年以来煤电企业采购的电煤综合价始终超过基准价上限，大体测算前三季度全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。大型发电集团到场
地区，考虑重新核定基准价，尽快缓解企业经营困难形势，提升保供能力。出台涉高耗能企业落实市场交易电价管理清单，禁止对涉高耗能企业开展优惠电价的交易。进一步明确跨省跨区送电交易价格形成机制，外送价格浮动

严格执行发改价格〔2021〕1439号文件，基准价上下浮动范围不超过20%(315.9-473.9元/兆瓦时，含容量补偿电价)，高耗能企业用户中长期交易电价不受上浮20%的限制。完善零售市场价格形成机制
，引导电力用户削峰填谷、错峰用电。在新能源发电高峰期、发电能力充裕的时段，容量补偿电价按照基准价(99.1元/兆瓦时，下同)乘以谷系数K1(K1取值0-50%)收取;在发电能力紧张的时段，容量补偿电价

/千瓦时。电力价格改革持续推进。有序放开发电侧和售电侧竞争性环节电价。发电侧深化燃煤发电价格形成机制改革，形成燃煤发电上网电价“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，稳步推进风电、光伏发电上网电价市场化改革
推动能源体制革命，电力关键领域改革持续深化电力市场化改革取得阶段性成果。落实《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》及相关配套文件要求，全国统一电力市场体系建设稳步推进，2021年

，导致了水电大省四川出现了用电紧张的情况，牵动人心。面对灾情，我们坚持以人民为中心的发展思想，坚决落实保供稳价决策部署，统筹调配各类资源力量，确保有效发电机组稳发满发，充分释放大电网跨省区互济能力，坚决
机制和价格、库存的监测机制，加强重点煤炭企业产量直接调度。督促各类电源机组应开尽开，充分释放大电网跨省区的互济能力。用市场化的方式引导用户错峰避峰。二是协调保障发电燃料供应。签订压实《煤炭安全保供

价决策部署，统筹调配各类资源力量，确保有效发电机组稳发满发，充分释放大电网跨省区互济能力，坚决保障安全稳定供应，取得了比较好的效果。在新形势下，我们将紧紧围绕能源发展的新任务新要求，认真贯彻落实各项
互济能力。用市场化的方式引导用户错峰避峰。二是协调保障发电燃料供应。签订压实《煤炭安全保供责任书》，对有关省区完成产量和调出量进行政策激励或约束，同步加强电煤中长期合同履约监管。目前全国统调电厂的存煤