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东北峰谷电价几点便宜？
东北峰谷电价居民用电是在晚上10点至第二天上午8点的谷电时段价格比较便宜的，但必须到电力部门办理峰谷电表安装手续，否则是不能享受谷电价格优惠的。
长期以来，我国对居民电价采取低价政策。随着我国能源供应紧缺、环境压力加大等矛盾的逐步凸显，煤炭等一次能源价格持续攀升，电力价格也随之上涨，但居民电价的调整幅度和频率均低于其他行业用电，居民生活用电价格一直处于较低水平。
峰谷用电的电价是怎么规定的？
峰谷分时电价是把一天二十四小时分为峰、谷、平三个时段，以平时段电价为基础电价，高峰时段用电电价上浮，低谷时段用电电价下浮，而且高峰和低谷之间的价差非常大，这样就鼓励用户调整用电负荷，削峰填谷，更加合理用电。
峰谷平分时电价时段划分标准是：1、高峰时段：7：30―11：30
17：00―21：00
共计8个小时 电费单价：1.0426 元/度（10KV）
1.0066元/度（35KV）
2、低谷时段：22：00―5：00
共计7个小时 电费单价：0.2780 元/度（10KV）
0.2684 元/度（35KV）
3、平时段：5：00―7：30
11：30―17：00
21：00―22：00
共计9个小时 电费单价：0.5792元/度（10KV）
0.5592元/度（35KV）
转供电费标准？
转供电又称委托转供电，是公用供电设施尚未到达的地区，供电企业征得该地区有供电能力的直供用户同意(国防军工用户、临时用电除外)，采用委托方式向其附近的用户转供电力。供电人、转供人和被转供人三方应签订委托转供电合同，并在合同中将供电方式、容量、期限、电价、责权等进行详细约定。转供区域内的客户视同供电企业的直供户，与直供户享有同样的用电权利，其一切用电事宜按直供户的规定办理。
一是按国家和省规定的目录销售电价向终端用户收取电费，变压器和线路损耗通过租金、物业费、水电公摊等协商解决；
二是按照转供电主体电压等级目录销售电价顺加不超过10%的变压器。
政府对农民安装空气能有什么优惠？
空气能热泵以少量电产生大量热，比纯电暖设备节能75%，一个冬季使用下来费用跟往年煤炭供暖差不多，供暖经济性本就不差。是否是根据地区来定的。
如地区采用了空气能热泵取暖的居民给予补贴。一户120平米的农宅，安装空气能热泵市区两级政府将补贴2.4万元，农户自筹10%，也就是只需花2400元就可以装上空气源热泵取暖装置。
除了设备安装补贴外，电费上也有相应的关照政策：“煤改电”区域，不再执行阶梯电价，按照峰谷电价计算电费。当日21时到次日上午6时，每度电0.3元。而且市、区相关部门还额外给予0.2元/度的电费补助。相当于农民用空气能热泵供暖，一度电的开销只有0.1元。
电力供应面临的问题？
当前电力行业主要面临的问题是什么呢？如何保证电力行业的消费朝着健康有序得方向发展呢？当前电力行业面临的主要问题。
（一）随着我国经济进入“新常态”，电力需求增长明显放缓。由于缺乏统筹的电力规划指导，电源装机仍旧保持快速增长，使得全国多数地区存在电力供应大于电力需求的问题。2016年，东北、西北电网富余程度均比2015年有所加剧。
（二）部分地区可再生能源发展过快，消纳问题日益突出。近年来，受运行机制不健全、电力需求增长放缓、系统调峰资源不足以及电力外送能力有限等因素影响，我国弃水、弃风、弃光规模持续攀升，但部分消纳困难的地区仍大力发展可再生能源。上半年，全国弃风电量达到323亿千瓦时，弃风率为21%，同比上升6个百分点。甘肃、新疆、吉林、内蒙古弃风率均超过30%。此外，西南地区弃水、西北地区弃光的规模也有所上升。
（三）电力需求增长缓慢，电力企业经营压力进一步加大。对电网企业而言，受电力需求增长缓慢影响，售电量增长乏力，加之电力体制改革将使售电市场竞争加剧，企业难以靠售电支撑收入、利润的较快增长。对发电企业而言，火电设备利用小时数持续下降，上网电价有所下调，电煤价格上升，企业盈利空间进一步收缩。
相关建议
（一）加强电力统筹规划，促进电力工业健康发展。
一是综合考虑资源禀赋、环境空间、电力需求等因素，统一规划电源与电网的发展目标、结构及布局，实现电源与电网之间、电源与电源之间、中央与地方之间的统筹规划。二是统筹可再生能源开发与消纳市场，科学确定可再生能源项目规模和布局，同步规划建设调峰电源、外送通道。三是加快建设淮南—南京—上海等跨区输电工程，尽快核准后续工程，尽快启动一批项目前期工作，尽快明确送端电源，实现送出工程与跨区输电本体工程建设进度匹配。
（二）电力过剩现象明显，需要有序调节。
加大淘汰落后机组力度，细化淘汰落后产能计划，加强监督管理处理。
（三）行政与市场手段相结合，促进可再生能源消纳。
构建全国范围内的电力电量平衡、调峰资源共享和各类资源互补的可再生能源消纳平台，扩大可再生能源的消纳范围，提高可再生能源消纳比例。二是加大新能源场站储能设施建设等，提高系统调峰能力。三是完善市场化机制，研究制定灵活的发电上网和负荷侧峰谷电价机制，引导发电企业和电力用户错峰发用电；加快建立辅助服务市场，提高常规火电机组参与调峰的积极性。四是进一步完善新能源消纳配合制度，弃能严重地区要进一步加强对购电地方政府的沟通与协调。
（四）内部挖潜与市场开拓并举，实现电力企业提质增效。