从去年到今年3月，我们通过电力交易中心直接购买电量共计约3.37亿千瓦时，每千瓦时比原先的电价便宜3分钱，一年多来节约1000多万元。
逆变器配置对于村级扶贫电站来说，如何降低成本是必须考虑的因素，而逆变器功率越大，在降低系统单位成本方面越有优势，300kW村级扶贫电站，可选用目前市场上400V并网功率最大的80kW逆变器。采用智能风扇散热，高温不降额，有效提高发电量，增加发电收益。
高品质村级扶贫电站的建设不仅切实保障了贫困户的稳定收益，在加速产业升级、引导行业健康发展方面也将起到示范作用。智慧能源扶贫平台应用区域分级管理新模式，大大提升管理效率监控配置逆变器标配RS485通讯接口，通过通讯线缆手拉手式连接，只需给其中一台逆变器配置EyeM2无线通讯模块，由其集中上传所有数据，不仅让组网更简单，还能够节省通讯模块及流量费用。2.交流线缆交流线缆主要用于光伏并网逆变器交流侧至交流汇流箱或者并网柜，同样安装于室外，除了要考虑到防潮、防晒、防寒、防辐射外，还需要注意防火、防鼠咬，根据GB50217-94《电力工程电缆设计规范》，交流线缆选用的是ZR-RVV-1.0-3*35mm、ZR-RVV-1.0-3*25mm。从发电效率、安全可靠等因素考虑，SG80KTL转换效率高于行业平均水平0.2%，三类地区300kW扶贫电站25年内此项即可多增收15000元以上。
村级扶贫电站作为光伏扶贫电站的主流建设模式，从设备选型、方案设计到后期运维，一定要选择行业内一线品牌，高标准、严要求打造良心工程，确保电站25年高效可靠运行，切实保障贫困户的收益。内置防雷及高精度漏电流保护，双重保护，确保电站安全高效运行。大型发电集团省间（含跨区）市场化交易电量合计484亿千瓦时，占其市场化交易电量的20%，占全国省间（含跨区）市场化交易电量的69%。
2018年1季度，大型发电集团中6家企业的发电权交易电量（按照受让电量的结算口径统计）为33.8亿千瓦时，发电权交易平均价格为0.328元/千瓦时。南方电网区域省间市场化交易电量规模28亿千瓦时，占全部市场化交易电量的4%。（七）发电权交易2018年1季度，大型发电集团中6家企业的发电权交易电量（按照受让电量结算口径统计）为33.9亿千瓦时，这些发电企业发电权交易电量占其市场交易电量比重为2%。6家企业在大部分省区都开展了发电权交易，发电权交易电量最多的省份为广东14.3亿千瓦时、安徽8.2亿千瓦时、重庆5.7亿千瓦时。
市场化交易电量1872亿千瓦时，市场化率为31.2%，其中跨区、跨省外送市场化交易电量222亿千瓦时。（六）核电2018年1季度，大型发电集团核电发电累计上网电量578亿千瓦时，占其总上网电量的6.9%。
蒙西电网区域市场化交易电量285亿千瓦时，占全国市场化交易电量的9%，市场化交易电量占该区域全社会用电量的46%，高于全国平均25.1个百分点，是三个电网区域中市场化交易电量占比最高的区域。从省间（含跨区）市场化交易电量看，国家电网区域省间市场化交易电量规模674亿千瓦时，占全部市场化交易电量的21%。2017年以来，随着煤炭市场价格波动上升以及发电市场竞争的理性回归，煤电市场化交易电价呈缓步回升趋势。从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场化交易电价为0.235元/千瓦时，与标杆电价相比降幅0.101元/千瓦时，其次为蒙东、广东、陕西，市场化交易电价分别为0.220元/千瓦时、0.368元/千瓦时、0.274元/千瓦时，降幅均超过0.08元/千瓦时。
水电市场化交易电量232亿千瓦时，市场化率达到21.6%，市场交易平均电价为0.234元/千瓦时（六）核电2018年1季度，大型发电集团核电发电累计上网电量578亿千瓦时，占其总上网电量的6.9%。2018年1季度，煤电市场化交易平均电价为0.3307元/千瓦时，同比回升5.9%。（二）气电2018年1季度，大型发电集团气电机组累计上网电量190亿千瓦时，占其总上网电量的2.3%。
2018年1季度，大型发电集团中6家企业的发电权交易电量（按照受让电量的结算口径统计）为33.8亿千瓦时，发电权交易平均价格为0.328元/千瓦时。市场化交易电量21亿千瓦时，市场化率为29.5%，其中跨区跨省交易电量5.2亿千瓦时，占其市场化交易电量的24.9%。
南方电网区域市场化交易电量731亿千瓦时，占全国市场化交易电量的22%，市场化交易电量占该区域全社会用电量的30%，高于全国平均9.1个百分点。其中，省内市场化交易电量合计2576亿千瓦时，占全国市场化电量的比重为77.5%，省间（含跨区）市场化交易电量合计702亿千瓦时，占全国市场化电量的比重为21.1%，南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计为44亿千瓦时。
南方电网区域省间市场化交易电量规模28亿千瓦时，占全部市场化交易电量的4%。风电市场化率居前几位的省份依序为：甘肃（67.6%）、黑龙江（61.9%）、宁夏（60.6%）、云南（60.2%）。市场化交易在推动电力资源大范围优化配置中起到越来越重要作用。（三）水电2018年1季度，大型发电集团水电机组上网电量1075亿千瓦时，占其总上网电量的12.7%。2018年1季度，大型发电集团中6家企业的发电权交易平均价格为0.328元/千瓦时，其中平均价格较高的为山东0.392元/千瓦时、陕西0.388元/千瓦时，平均价格较低的为上海0.216元/千瓦时、江苏0.250/千瓦时。2018年1季度，全国全社会用电量累计15878亿千瓦时，同比增长9.8%，电网企业销售电量12901亿千瓦时，同比增长12.3%（来源于中电联行业统计数据）。
大型发电集团省间（含跨区）市场化交易电量合计484亿千瓦时，占其市场化交易电量的20%，占全国省间（含跨区）市场化交易电量的69%。1季度大型发电集团气电机组参与市场化交易的省份仅有广东省，该省气电市场化率35.8%，市场化交易电量为10.6亿千瓦时，平均交易电价为0.583元/千瓦时。
6家企业在大部分省区都开展了发电权交易，发电权交易电量最多的省份为广东14.3亿千瓦时、安徽8.2亿千瓦时、重庆5.7亿千瓦时。一、 分区域电力市场化交易情况分区域来看，国家电网区域市场化交易电量2305亿千瓦时，占全国市场化交易电量的69%，市场化交易电量占该区域全社会用电量的18%。
2018年1季度，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有15个，其中市场化交易电量最多的三个省份是甘肃、云南和黑龙江，分别为57.7亿千瓦时、22.6亿千瓦时和21.8亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.381元/千瓦时、0.399元/千瓦时和0.409元/千瓦时。（七）发电权交易2018年1季度，大型发电集团中6家企业的发电权交易电量（按照受让电量结算口径统计）为33.9亿千瓦时，这些发电企业发电权交易电量占其市场交易电量比重为2%。
从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场化交易电价为0.235元/千瓦时，与标杆电价相比降幅0.101元/千瓦时，其次为蒙东、广东、陕西，市场化交易电价分别为0.220元/千瓦时、0.368元/千瓦时、0.274元/千瓦时，降幅均超过0.08元/千瓦时。二、 大型发电集团参与电力市场化交易情况2018年1季度，大型发电集团上网电量合计8445亿千瓦时，市场化交易电量合计2427亿千瓦时（不含发电权交易）。2018年1季度，大型发电集团核电参与市场化交易的省份一共有5个，交易电量最多的省份是福建、广西和浙江，分别为39.8亿千瓦时、39.2亿千瓦时和13.7亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易）分别为0.320元/千瓦时、0.390元/千瓦时和0.393元/千瓦时。（四）风电2018年1季度，大型发电集团风电机组累计上网电量534亿千瓦时，占其总上网电量的6.3%。
蒙西电网区域市场化交易电量285亿千瓦时，占全国市场化交易电量的9%，市场化交易电量占该区域全社会用电量的46%，高于全国平均25.1个百分点，是三个电网区域中市场化交易电量占比最高的区域。煤电上网电量平均电价（计划与市场电量加权平均电价，以下同）为0.365元/千瓦时，市场化交易（含跨区跨省市场化交易）平均电价为0.331元/千瓦时。
风电市场化交易电量177亿千瓦时，市场化率为33.3%，其中跨区跨省交易电量约113亿千瓦时，占市场化交易电量比重63.8%。从省间（含跨区）市场化交易电量看，国家电网区域省间市场化交易电量规模674亿千瓦时，占全部市场化交易电量的21%。
水电市场化交易电量232亿千瓦时，市场化率达到21.6%，市场交易平均电价为0.234元/千瓦时。2018年1季度，大型发电集团（指参加中电联电力交易信息共享平台的11家中央及地方大型发电企业集团，以下同）合计市场化交易电量2427亿千瓦时（不含发电权交易），占大型发电集团上网电量的29%，占全国市场化交易电量的73%。
大型发电集团核电市场化率居前两位省份分别是广西（97.2%）、福建（30.7%）。（一）煤电2018年1季度，大型发电集团煤电机组上网电量5995亿千瓦时，占其总上网电量的71 %。2018年1季度，大型发电集团光伏发电参与市场化交易的省份一共有13个，其中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为8.1亿千瓦时、5.8亿千瓦时和2.7亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区外送交易）分别为0.838元/千瓦时、0.712元/千瓦时和0.816元/千瓦时。光伏发电市场化率居前几位的省份依序为：云南（88.9%）、新疆（79.9%）、宁夏（59.3%）、甘肃（57.7%）。
分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为甘肃省，达到了94.8%，青海、广西、蒙西、宁夏、湖南、广东等六地均超过了50%。2017年以来，随着煤炭市场价格波动上升以及发电市场竞争的理性回归，煤电市场化交易电价呈缓步回升趋势。
市场化交易电量1872亿千瓦时，市场化率为31.2%，其中跨区、跨省外送市场化交易电量222亿千瓦时。全国市场化交易电量（含发电权交易）合计为3322亿千瓦时（来源于中电联电力交易信息共享平台数据，以下同），市场化交易电量占全社会用电量的比重为20.9%，占电网企业销售电量的比重为25.7%。
（五）光伏发电2018年1季度，大型发电集团光伏发电累计上网电量72亿千瓦时，占其总上网电量的0.8%。市场交易电量114亿千瓦时，市场化率为19.7%，其中跨区跨省交易电量41亿千瓦时
