电能计量
采用光伏电站所产出的电能，在生产过程中降低了用电成本，从而降低了企业能耗。另一方面，在企业自用之余，可将多余的电力并入国家电网，不仅为社会用电作出贡献，还可获取电费收益，增加了企业竞争
，主要考查内容有：
1)厂区变压器容量、数量、母联、负荷比例等;
2)厂区计量表位置、母排规格、开关规格型号等;
3)厂区是否配备独立的配电室，是否配电设备是否有备用的间隔，如没有是否可以压接母排
电力用户以当月购电价格(含电能量交易价格和输配电价)为基数浮动。
每年夏季7月、8月，冬季1月、12月对工商业及其他用电实施尖峰电价，夏季尖峰时段为每日19:30-21:30，冬季尖峰时段为每日18
省级电网输配电价核定时统筹考虑。对目前不满足分时计量条件的用户，电网企业应在2022年一季度前完成计量装置升级改造工作，并于改造完成的次月起执行峰谷分时电价。
详情如下：
陕西省发展和改革委员会
段。
(二)峰谷分时电价浮动比例保持不变，大工业生产用电峰平谷比价为1.63：1：0.37，农业生产用电、一般工商业及其他用电峰平谷比价为1.5：1：0.5。市场交易电力用户以当月购电价格(含电能
归集、单独反映，产生的盈亏在下一监管周期省级电网输配电价核定时统筹考虑。对目前不满足分时计量条件的用户，电网企业应在2022年一季度前完成计量装置升级改造工作，并于改造完成的次月起执行峰谷分时
年底前全部退出。全面实施散煤综合治理，推进燃煤锅炉、民用散煤电能替代。围绕化工、钢铁、火电、冶金、煤炭开采等余热资源富集行业，开展余热发电、余热供暖，提高系统综合能效，减少煤炭消费。到2025年，全区
，利用现有污染源监测系统，选择有条件的发电行业重点企业开展二氧化碳排放监测试点工作。加强碳汇计量监测能力建设，建立森林、草原、湿地碳汇计量监测体系。
第三节 强化碳排放权交易市场建设与管理
落实全国
改革，推动将电力交易和碳减排成本反映到电价构成中。切实提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力，推动电网更好服务电源绿色低碳转型，构建新型电力系统。
二、完善差别化电价与阶梯电价政策、加快推进供热计量
促进用电量较多的中高收入居民家庭提高用电效率。与此同时，要加快推进供热计量改革和按供热量收费等任务举措，逐步改变我国大部分居民住宅集中供热采用按建筑面积收费的传统方式，鼓励热力用户优化用热模式，引导
余热资源和区域用能需求，实现能源梯级利用。鼓励发展低品味余热直接转换为电能等新技术新产业，丰富余热利用手段，提升余热利用效率。在工业供热生产、输送环节积极推广新技术、新产品、新工艺，降低热力输送过程的
：市发展改革委、市科技局、市工业和信息化局、市交通运输局等)
(三)建立完善市场化机制。按照国家决策部署和省工作要求，加快实施碳排放许可制，建立健全碳达峰、碳中和标准计量体系，建立企事业单位碳排放总量
代理购电，全面做好客户告知、市场注册、代理协议签订、计量表计升级等工作。五是强化全社会节能节约意识。推动低碳节能生产和改造，抑制不合理用电需求，促进节能降耗，引导全社会形成绿色生产生活方式。
经过各方
的共同努力，目前国家电网经营区域电力供需形势恢复常态，保供电保民生取得阶段性成效。电煤供应明显增加。公司经营区电煤库存回升至9932万吨，电煤可用天数回升至20天。并网发电能力明显提高。公司经营区故障
新型储能参与电力市场交易指南，确定新型储能参与中长期、现货等电能量市场，调峰、调频等辅助服务市场的技术标准、交易机制和价格形成机制等。
10.强化资金支持。支持引导新型储能通过市场方式实现全生命周期运营
。
11.优化充电损耗计量。非市场情况下，调峰项目的充放电损耗电量暂纳入全省电网线损统计范畴。火储调频项目损耗部分参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。
12.完善储能技术标准体系。建立完善储能设施
市场交易电价上下浮动范围，积极开展代理购电，全面做好客户告知、市场注册、代理协议签订、计量表计升级等工作。
五是强化全社会节能节约意识。推动低碳节能生产和改造，抑制不合理用电需求，促进节能降耗，引导
天。并网发电能力明显提高。公司经营区故障抢修煤电机组和煤电受阻容量双双下降，实现应并尽并、应发尽发，煤电机组发电能力大幅提升。有序用电规模明显减少。全网最大有序用电规模大幅下降，电力缺口明显缩小。截至
企业创建绿色工厂。加快实施钢铁、石化、化工、有色、建材、轻工、纺织等行业绿色化改造。引导企业加大可再生能源使用，加强电力需求侧管理，推动电能、氢能、生物质能替代化石燃料。推动企业利用海水、废污水、雨水
、家电、机械等重点行业打造一批绿色供应链，开发推广易包装、易运输、易拆解、易重构、易回收的绿色产品谱系。
六)培育绿色制造服务体系。大力发展能源计量、监测、诊断、评估、技术改造、咨询以及工业节水与
