河南峰谷价差，固体蓄热电锅炉利弊？
节能省钱，运行成本低，是固体蓄热式电锅炉的优点。
金喆生产的蓄热式电锅炉，是非常理想的燃煤锅炉替换品，无环保压力，运行费用比传统电锅炉可降低40%~50%，在低谷电政策执行较好的地区，该锅炉运行成本接近近燃煤锅炉甚至更低。
以输出热量60X104kca/H（折算电功率为700KWH,折算蒸汽锅炉为1T/H）进行比较
气电两用储能热水机组按照80%用谷电、20%用气来测算。气电两用真空热水机组按照气电各用50%来测算
燃料成本测算依据：煤：750元/吨；天然气：3.7元/m³；柴油：7.5元/L；谷电电价：0.15元/KWH 0.36元/KWH，取0.25元/KWH计算；峰谷平平均电价：0.6元/KWH
测算供热成本依据：热负荷指标：45W/㎡，供热时间：24小时，供暖期：150天。
5、参考供热成本只计算燃料消耗量，未计入人工、水费、维护、保养、环保等费用。
金喆蓄热式电锅炉省钱原理
1. 利用峰、谷、平电价差，在夜间低谷电时段，将蓄热体加热到750℃储存起来，并以热能形式储存在蓄热体器内；在需要热量的时候将低谷电时间段的储存的热量释放出来，满足供暖需热量。这样，在耗电量一致的情况下，我们的电锅炉每度电电费仅为其他电锅炉的1/3——1/4.
2. 先进智能的控制策略，使得我们的电锅炉可以根据各时段供热需求、天气条件、用电负荷等因素进行分时分温控制，尽为您节省运行成本。
3. 我们的电锅炉，除了可以降低您供热方面的成本，还可以在夏天和中央空调等制冷系统配套，提高制冷系统的能效比，降低制冷方面的能耗。
除了省钱外，还有7大优势！
1. 集中蓄热，按需提供，热效率高。
2. 因使用清洁能源，运行无污染，符合国家环保要求，不产生污染、噪音，属于所在地区0排放，环保意义大。
3. 平衡国家电网安全运行，削峰填谷，提高发、变、配电设备的使用率，减少同类设备的投资。
4. 可根据场地不同灵活放置，不需单独的锅炉房也可以，如地下室、广场地下、操场地下、屋顶等闲置地方，减少有效占地
5. 全自动运行，无需专人操作，只需配备巡检人员即可。
6. 无明火，安全装置齐全，运行可靠，消防要求低。
7. 占地面积小：本体体积小，结构紧凑，不需要烟囱和燃料堆放场地。
固体蓄热式电锅炉缺点
既然固体蓄热式电锅炉有那么多优点，那有*呢？身为固体蓄热电锅炉厂家，我们可以为大家说明一下，固体蓄热电锅炉3大明显的缺点：
首先，低压固体蓄热（500KW以下）就是要求用户留有充足的变压器负荷。变压器负荷不足的用户，可能会面临变压器增容的问题，对于部分用户来讲，这意味着不小的额外资金压力。
另外，蓄热式电锅炉不适用没有低谷电政策的地区。因为，蓄热式电锅炉的节能，是建立在当地峰谷电差价的基础上的。
第三，相比于传统电锅炉，固体蓄热式电锅炉的价格高。
谷电是从几点开始算？
峰电是8:00-22:00，谷电是22:00-次日8:00。高峰用电，一般是用电单位较集中，供电紧张时的用电，如在白天，收费标准较高；低谷用电，一般是用电单位较少、供电较充足时的用电，如在夜间，收费标准较低。
实行峰谷电价有利于促使用电单位错开用电时间，充分利用设备和能源。有很多国家都实行峰谷电价，峰谷之间的价差有的达50%。
重庆分时电价时段划分？
重庆市峰谷分时电价执行标准 一、执行范围 在 100KVA 及以上的大工业用户，普非工业用户动力用电中试行。100KVA以下的普非工业用户，以及执行照明、非居民照明、农业生产用电、农业排灌、商业用电的用户，仍按现行电价制度执行，不实行丰枯峰谷调峰电价。
二、季节性和分时段划分 丰枯季节的划分（重庆）： 6-10 月丰水期，1-4 月、12 月枯水期，5 月、11 月平水期 峰谷时段划分： 平段 ：7:00—8:00 12:00—19:00 尖峰 ：19:00—21:00 高峰 ：8:00—12:00 21:00—23:00 低谷 ：23:00—7:00(次日)
三、季节性电价制度 一年 12 个月分成丰水期、平水期、枯水期三个时期。 平水期执行现行电价，丰水期目录电价在平水期基础上下浮 10%，枯水期目录电价在平水期基础上上浮 20%。
四、分时电价 基准电价实行峰谷浮动，除平段 8 小时不实行浮动外，尖峰时段的电价在夏季 7、8 月，冬季 12、1 月在平段基础上上浮 70%，其他月份上浮 50%。高峰时段的目录电价在平段基础上上浮 50%，低谷时段在平段基础上下浮 50%。
五、浮动要素 大工业用户（两部制）： 实行丰枯、峰谷调峰电价的范围包括市场交易电费和输配电费中的电量电费、线损电费，不包括基本电费和代收基金及附加。 一般工商业及其他用户（价差传导）： 实行丰枯、峰谷调峰电价的范围为市场销售电费，不包括代收基金及附加。
家庭装三相四线表电费价多少一度？
这个需要具体询问当地的供电局因为不同地区的电费标准是不同的，而家庭装三相四线表电费的计算也包括了多种费用，例如基本电费、力调峰费、峰谷差价费等，所以需要具体询问供电局才能得到准确的答案。如果想对比不同地区的电费，可以查询当地的电力公司的官方网站，或者咨询相关专业人士。
2021年河南电力交易实施细则？
河南省售电公司参与市场交易实施细则
（试行）
第一章总则
第一条为规范售电公司参与市场交易，保障售电公司及其代理电力用户的合法权益，促进电力市场健康发展，根据《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能〔2016〕2784号）、《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号）《关于河南省2017年开展电力直接交易有关事项的通知》（豫发改运行〔2017〕45号）、《河南省电力直接交易规则（试行）》（豫发改价管〔2015〕1521号）等文件，制定本规则。
第二条售电公司参与电力市场遵循安全高效、公平公正、因地制宜、实事求是的原则和平稳起步、先易后难、循序渐进、逐步完善的指导思想。
第三条售电公司参与市场交易，分为电力批发交易和电力零售交易。电力批发交易是指市场准入的发电企业、售电公司、电力大用户等市场主体之间，通过交易平台开展市场交易活动的总称。电力零售交易是指售电公司与电力用户（包括:中小型电力用户、电力大用户）开展市场交易活动的总称。
第四条电力用户自主选择进入电力市场参与交易。进入电力市场后，电力用户原则上全部用电量和电价通过市场交易取得，取消相应目录电价，3年内不得退出电力市场。
第二章电力批发交易
第一节基本要求
第五条售电公司参与市场交易前，应与其代理的电力用户签订《售电公司与电力用户委托代理合同》（详见附件）（简称《双边委托代理合同》，下同），约定代理电力用户名称、电压等级、营销系统户号、委托代理期限、委托电量及分月安排、代理用户用电价格约定，以及售电公司代理服务费率、偏差电量处理、违约责任等内容。
第六条交易开市前10个工作日，售电公司汇总其代理电力用户的相关信息，填写《售电公司代理电力用户情况汇总表》（详见附件），明确代理电力用户名称、电压等级、营销系统户号、委托代理期限、委托电量等信息，提交至交易机构。
第七条交易机构负责审核《售电公司代理电力用户情况汇总表》。因代理电力用户信息不完整、不准确等因素影响交易开展或者无法开展交易的，售电公司负责进行修改，
最晚于交易开市前5个工作日提交交易机构。逾期不提交或者修改为仍不能满足要求的，视为售电公司自动放弃交易资格。
第八条售电公司成立初期暂不开展售电公司之间的交易业务，暂不能代理发电企业参与电力批发交易。
第二节交易组织
第九条交易模式：售电公司主要通过交易平台按照双边协商、集中撮合方式参与市场交易。
1.双边协商交易:售电公司与发电企业通过自主协商，就交易电量、交易价格、交易时段、分月计划等，签订《售电公司与发电企业双边交易合同》（简称《双边交易合同》，下同，详见附件），在交易申报有效期内提交到交易平台。交易平台根据受理的《双边交易合同》，提交电力调度机构进行安全校核后，确认交易。双边协商交易出清原则按照交易降价幅度从大到小顺序、节能减排等原则进行出清，降价幅度相同时按照交易提交时间先后顺序进行出清。
2.集中撮合交易：发电企业和售电公司集中在交易平台上分别申报交易电量、交易电价、交易时间等数据，在满足安全约束前提下，首先按照价格优先原则确定成交；当申报电价相同时，按申报时间顺序优先成交。在规定的申报时间内，售电公司和发电企业可多次申报，最后一次申报为有效申报。集中撮合交易算法如下：
第一步：设定：售电公司在发电侧申报的购电价格为A,发电企业申报的上网价格为B,市场交易价差为E;则E=A-B。
第二步：计算所有可能的售电公司与发电企业交易价差E值,按从大到小顺序排列E值，E值大于或等于零的匹配对为有效匹配对。
第三步：从价差最大的有效匹配对开始，逐对依次撮合。
第四步：出现价差相同的多个匹配对时，按最后一次有效申报时间先后顺序成交。撮合剩余的电量，进入相应排序队列的最前方继续撮合。
第五步：按照价差均分原则，形成双方的成交交易价格。
第六步：所有的撮合过程结束后，检查是否满足安全约束条件。如果不满足，从最后成交的“交易对”逆序开始，调整与阻塞有关的“交易对”的成交电量，直至满足安全约束条件。
第七步：检查所有价差大于等于0的“交易对”是否都成交，如果是，则满足安全约束条件的撮合交易结束；如果否，更新电力用户、发电企业数据，转第二步。
第十条交易周期：售电公司主要参与年度和月度交易。有特殊需求的，根据市场情况也可以按照年度以上、季度或者月度以下的周期，参与市场交易。
第十一条年度交易
1.年度交易主要通过双边协商、集中撮合方式组织开展。每年11月交易机构通过交易平台发布次年度市场交易公告，12月底前完成年度交易组织工作。
2.交易机构在年度交易闭市后3个工作日内，将年度无约束交易结果提交电力调度机构进行安全校核。收到无约束交易结果后5个工作日内，电力调度机构将校核结果和相关书面说明反馈交易机构。
3．收到安全校核结果后3个工作日内，交易机构发布年度交易结果。年度交易成交电量应分解到月。
4．市场主体对交易结果有异议的，应当在交易结果发布后2个工作日内，以书面形式向交易机构提出。交易机构会同电力调度机构在2个工作日内，给予解释。逾期不提交书面资料的，视为无意见。
5.年度交易结果发布后5个工作日内，售电公司负责将《双边委托代理合同》提交交易机构备案。
第十二条月度交易
1．月度交易主要通过集中撮合方式组织开展。每月20日前，交易机构通过交易平台发布次月市场交易公告。月度交易自开市至闭市原则上不超过3个工作日。售电公司对所申报的数据负责。
2．月度交易闭市后1个工作日内，交易机构将月度无约束交易结果提交电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应当在2个工作日之内，将校核结果和安全校核说明返回交易机构。
3．收到安全校核结果后1个工作日内，交易机构发布月度交易结果。
4．市场主体对交易结果有异议的，应在交易结果发布后1个工作日内，以书面形式向交易机构提出。交易机构会同电力调度机构在1个工作日内，给予解释。逾期不提交书面资料的，视为无意见。
5．月度交易结束后，交易机构对年度交易分月电量和月度交易电量进行汇总，每月25日前发布次月交易电量安排。
6.月度交易结果发布后3个工作日内，售电公司负责将《双边委托代理合同》提交交易机构备案。
第十三条交易申报
1．售电公司按照交易单元通过交易平台申报交易电量与交易电价。按照售电公司代理电力用户年用电量规模，售电公司设置两个交易单元。年用电量1亿千瓦时以下的电力用户，打包为售电公司的一个交易单元。年用电量1亿千瓦时及以上的电力用户，打包为售电公司的另一个交易单元。售电公司每个交易单元申报一个“交易电量、交易电价”对，交易电量为代理电力用户的委托电量之和，交易电价为代理电力用户的发电侧综合购电电价。
2．售电公司的申报电量不得超过其代理电力用户在交易周期内的用电需求。年度交易中，售电公司申报电量不得超过其代理电力用户的年用电量之和。月度交易中，售电公司申报电量不得超过其代理电力用户该月用电量总和与该月已有交易电量总和（考虑电量调整因素）的差值。
第十四条交易结果分解：交易结果发布后3个工作日内，售电公司负责将年度、月度成交电量分解到其代理的电力用户、分解安排到月，核算代理电力用户的零售电价。经售电公司及其代理用户确认一致后，提交至交易机构，经电网企业确认后，作为交易安排和电费结算的依据。
第十五条电力调度机构负责市场交易的安全校核工作。安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由交易机构予以公布。
第十六条安全校核未通过时，按照约束区域内交易出清原则逆序进行消减。
第三节交易电价
第十七条售电公司代理电力用户参与市场交易的电价的类型包括交易合同电价、输配电价、电力用户零售电价、代理服务费率等。
第十八条交易合同电价是售电公司、发电企业、电网企业签订《售电公司、发电企业与电网企业三方输配电服务合同》中明确的交易电价，是售电公司在发电侧的购电价格。
第十九条输配电价:国家核定河南省输配电价后，按照核定的输配电价执行。未核定输配电价前，暂保持电网购销差价不变。购售差价是指电力用户目录电价与燃煤机组标杆上网电价的差值。输配电价含输配电损耗、交叉补贴等。政府性基金及附加按国家规定标准执行。
第二十条电力用户零售电价：按照《双边委托代理合同》约定的电力用户用电价格，零售电价为电力用户用电侧的结算价格。峰谷分时电价、力调电费仍然按照国家相关政策执行。
第二十一条售电公司代理服务费率：代理服务费率=电力用户零售电价—输配电价—政府性基金及附加—交易合同电价。
第三章电力零售交易
第二十二条售电公司与电力用户拟建立委托代理关系的，必须满足以下条件：
1.电力用户经过市场准入审核；
2.电力用户与其他用户不存在转供电关系；
3.电力用户无欠费，无业扩及变更类在途流程；
4.售电公司按照我省《关于开展售电公司市场注册工作的通知》（豫发改能源〔2017〕7号）注册完毕。
第二十三条售电公司与电力用户拟变更委托代理关系的，必须满足以下条件：
1.电力用户无欠费，无业扩及变更类在途流程；
2.电力用户拟转至的新售电公司已在电力交易机构注册、具备交易资格；
3.原售电公司与电力用户应当提前10个工作日向交易机构提供变更委托代理合同及相关证明材料，经交易平台公示5个工作日无异议后，方可生效。
第二十四条售电公司与电力用户拟解除委托代理关系的，必须满足以下条件：
1.电力用户无欠费，无业扩及变更类在途流程；
2.申请解除委托代理的电力用户，应提前10个工作日向交易机构提供与售电公司解除购售电合同及三方合同的证明材料，经交易平台公示5个工作日无异议后，方可生效。
第二十五条电力用户委托售电公司应符合以下条件
1.年用电量1亿千瓦时以下的电力用户，需自主选择一家售电公司参与电力零售交易；年用电量1亿千瓦时及以上的电力用户，可以直接参与电力批发交易，也可自主选择一家售电公司参与电力零售交易。
2.电力用户全部电量进入市场交易，取消相应目录电价，3年内不得退出电力市场。
3.售电公司与电力用户的委托代理期限不得低于1年。委托期内除售电公司被强制退出或破产情况外，电力用户不再直接参与电力批发市场交易，不得重复委托其他售电公司。
第二十六条售电公司代理电量规模应满足资产总额要求。售电公司资产总额应不低于2000万元。资产总额在2千万元至1亿元（含1亿元）人民币的，可以从事年售电量不超过30亿千瓦时的售电业务。资产总额在1亿元至2亿元（含2亿元）人民币的，可以从事年售电量不超过60亿千瓦时的售电业务。资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
第二十七条电力用户必须与电网企业签订《市场化零售供用电合同》（详见附件），明确电量计量装置设置等内容。第二十八条电力用户必须与其委托的售电公司签订《双边委托代理合同》（详见附件），约定委托期限、委托电量及分月安排、零售电价约定原则，以及售电公司代理服务费率约定、偏差电量处理、违约责任等内容。
第二十九条电力用户与售电公司必须按照交易周期（年度交易、月度交易）分别约定委托电量、零售电价。年度交易委托电量必须分解到月。电力用户零售电价可采用固定价格（电力用户零售电价不随售电公司在电力批发市场的交易电价发生变化），也可采用价差分成模式（以售电公司成交的交易价格为基础，价差由电力用户和售电公司按约定比例确定电力用户零售电价）。
第三十条电力用户与多家售电公司签订《双边委托代理合同》的，以售电公司最先提交交易机构的合同为准，并且取消该电力用户本年度后续交易资格，在电力交易平台上进行公示，纳入交易信用体系黑名单。
第四章市场管理与考核
第一节交易合同签订
第三十一条依据交易成交结果，交易机构负责依据《售电公司、发电企业、电网企业三方输配电服务合同》（详见附件）生成电子交易合同（PDF文件），交合同相关方。电子交易合同与纸质交易合同具有同等法律效力，交易各方不再另行签订纸质的《售电公司、发电企业、电网企业三方输配电服务合同》。
第三十二条依据交易结果，电网企业负责组织签订《售电公司、电力用户、电网企业三方供用电合同》，明确交易电量、电力用户零售电价、售电公司代理服务费率等。
第二节偏差电量
第三十三条月度电量安排的调整：售电公司可根据已经签订的交易合同，每月18日前，向交易机构提供加盖交易各方公章的《年度交易分月安排调整单》，提出次月各类交易电量的调整意向，经安全校核后，作为电量安排、电费结算的依据。
第三十四条月度偏差电量确定：售电公司代理电力用户月度实际用电量之和与售电公司该月交易安排电量的差值，作为该月售电公司的偏差电量。
第三十五条电力用户月度偏差电量造成发电企业损失的，由电力用户代理的售电公司承担。
第三十六条售电公司偏差电量与该月售电公司交易总电量的比例超过10%的，交易机构在交易平台进行公告警示。售电公司年度内警示2次的，暂停次月月度交易；年度内警示3次的，暂停本年度内后续月份的月度交易。
第三十七条以下情况产生的售电公司偏差电量，经认定后可免于偏差考核。该部分偏差电量视为合同已经履行，相关情况报省发展改革委（能源局）和河南能源监管办备案。
1.不可抗力或政府行为导致电力用户用电量与计划安排产生偏差的；
2.实际运行中出现计划外的公用输配电设施向售电公司代理电力用户的供电受限；
3.售电公司代理电力用户按照政府要求参与有序用电安排。
第三节交易系统
第三十八条售电公司参与市场交易必须设置专用的软硬件系统，满足其登录交易平台的安全性、可靠性、及时性。
第三十九条售电公司与交易系统的连接带宽不得低于20兆。
第四十条售电公司原则上必须配备身份认证数字证书（CFCA），参与市场交易的全部操作必须通过身份认证数字证书（CFCA）开展。
第五章电量电费结算
第四十一条售电公司电量电费结算采取月结月清的方式。
第四十二条电费结算：售电公司、电力用户、发电企业的电费结算均通过电网企业开展。
第四十三条售电公司收入结算：售电公司收入费用结算为代理服务费。售电公司收入为正时，由电网企业向售电公司支付，售电公司向电网企业出具增值税专用发票；售电公司收入为负时，由售电公司向电网企业支付，电网企业向售电公司出具增值税专用发票。
第四十四条电力用户抄表、电费结算由所在市（县）供电公司负责，维持现有模式不变。
第四十五条按照现有模式约定的抄表周期和抄表内容，电网企业对电力用户开展抄表。对电力用户月度用电量进行统计汇总，形成电量清分依据，于每月底前提交电力交易机构。
第四十六条电力用户按照《售电公司、电力用户、电网企业三方供用电合同》约定的电价（含电力用户零售电价、两部制电价、峰谷分时电价、力调电费、输配电价和政府性基金及附加等）和方式结算当月电费，三方可以选择采用预购电、预存电费、分期结算方式消纳电费(依据《河南省供用电条例》第41条)。对于无正当理由拖欠电费的电力用户，售电公司和电网企业可以选择收费方式。
第四十七条月度电费计算原则：月度电费是电力用户零售电价与月度用电量的乘积。电力用户有多个零售用户市场交易合同的，原则上优先执行交易周期短的交易合同，最后剩余电量执行交易周期最长的零售电价。
第四十八条电力用户本月没有零售电价或者没有交易电量安排但实际发生用电量的，结算电价按照政府定价的110%执行。
第四十九条因电力用户用电量变化造成售电公司偏差电量考核的，售电公司负责按照《双边委托代理合同》相应条款进行处理。
第六章其他
第五十条当售电公司终止经营或无力提供售电服务时，在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下，电网企业按照规定的程序、内容和质量要求向相关用户提供保底服务。
第五十一条电网企业承担保底供电服务时，在电力用户缴纳输配电价的基础上，保底电价按照政府核定的居民电价的1.2～2倍执行。
第五十二条售电公司代理电力用户参与市场交易需要扣除发电企业基础电量的，按照售电公司代理电力用户的年用电量和年最大用电负荷的加权平均值，作为售电公司的年最大用电负荷。
第五十三条电力大用户参与市场交易时，参照本规则执行。电力大用户参与交易的申报电价、双边合同约定电价为发电侧的购电价格，交易电量为电力用户侧的用网电量。电力大用户的市场准入与退出、市场管理与考核、电量电费结算等均按照本规则执行。
第五十四条合同执行期间，遇有国家调整输配电价、政府性基金及附加标准时，作相应调整。
第五十五条本实施细则中的售电公司均为不拥有配电网运营权的售电公司，电网企业均为国网河南省电力公司。
第五十六条本实施细则试用期一年。实施细则试行期间，售电公司代理电力用户、电力大用户参与市场交易规则与原有河南电力交易相关规则不一致的，以本实施细则为准