电力市场化改革

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加快全国统一电力市场体系建设

时间：2023-04-27 阅读量：501

国家发展改革委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改【2022】118号）发布一年多来，围绕“加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系”目标，全国统一电力市场体系建设稳步推进。2023年全国能源工作会议又进一步作出部署：要着力深化重点领域改革，加快全国统一电力市场体系建设。全国统一电力市场体系构建的条件是否足够完备？多层级电力市场建设进展如何，又发挥哪些作用？各层级电力市场又该怎么衔接推进？……一场以改革促发展、以市场促转型的电力行业知行探索精彩上演。加快建设全国统一电力市场体系是今年能源工作重要内容之一国家能源局党组书记、局长章建华发表署名文章指出，聚焦全国统一电力市场体系，做好市场建设和市场监管工作。要贯彻落实党中央关于构建全国统一大市场的决策部署，研究全国统一电力市场发展规划，建立辅助服务跨部门协同机制。统一市场基础规则制度，规范方案、规则的制定程序，增强规则的刚性约束。综合各方面信息来看，加快全国统一电力市场体系建设是今年国家能源工作及能源监管工作的重要内容之一。中国南方电网有限责任公司党组书记、董事长孟振平建议，加快建设多层次统一电力市场体系，依托区域电网建设区域电力市场，促进电力资源在更大范围内优化配置。面对鼓励“风光水火储”多能互补项目开发的配套政策落实不到位、部分多能互补项目市场竞争力不足、部分多能互补基地与输电通道建设不匹配等问题，中国大唐集团有限公司党组书记、董事长邹磊将“完善可再生能源跨区跨省消纳市场机制”作为对策之一。他建议，加快构建全国统一、区域协调的电力市场体系，逐步统一省间电力交易规则，促进跨区跨省直接交易。落实“双碳”目标，需要构建新型电力系统和新型能源体系。然而，构建新型能源体系首先要面对能源系统安全性、经济性与环保性之间的矛盾。要化解这一组矛盾，致公党中央也将“以深化改革释放能源发展活力”作为一个应对策略——致公党中央常务副主席张恩迪建议，构建更加公开透明和统一开放的电力市场，扩大电力用户向电力企业直接购电的范围。民建湖南省委会副主委、长沙理工大学电气与信息工程学院常务副院长杨洪明也建议，加快建设完善包含跨省区电力市场在内的统一市场体系。建设统一电力市场体系有客观需求也具备基础条件在我国，建设全国统一电力市场体系是必然选择。就能源资源禀赋来说，全国各省份中能做到电力自平衡的并不多。“从省情来看，我国送端省份有12个，受端省份有13个，其余为数不多的省份才可以实现自我平衡。”在2月下旬举办的2023电力市场春季论坛上，山西新兴电力市场研究院副理事长王正通介绍。根据王正通的介绍，全国尚有20多个省份不能实现电力供需自平衡，再加上辅助服务资源的供需匹配，很难说有哪个省份可以独立且经济高效安全地实现自我平衡。总结来看，我国电力负荷与能源基地呈逆向分布的资源禀赋，加上新能源作为一次能源具有不可运输的特性，共同决定了以市场化来大范围配置电力资源是必然选择。这是建设全国统一电力市场体系的根本原因。就未来的能源行业发展来看，我国能源布局中还是有相当大的部分为基地化生产，需要跨省跨区异地消纳。仅“十四五”期间，我国就规划建设有七大陆上新能源基地，其中三个基地以外送消纳为主，两个基地为本地消纳和外送消纳相结合，一个基地以区内消纳为主、外送为辅，剩余一个基地则以就地消纳为主。“我国的能源发展可以概括为3句话，即开发大基地、建设大电网、融入大市场。”华北电力大学经济与管理学院教授谭忠富介绍，由于我国的能源基地大部分处在消纳能力不足的西部，需要借助大电网实现跨省跨区外送，这种外送在未来一定是市场化条件下的外送，所以需要建设涵盖送售两端省份、覆盖全国的统一电力市场。我国的能源资源禀赋和能源发展布局，让建设全国统一电力市场成为客观要求。而要建立起这个市场，还需要有跨越东西、连接送售两端的输电网络作为必要的硬件。对此，杨洪明认为，我国各区域之间能源资源禀赋分布极不平衡，发展大容量、远距离、低损耗特高压输电是加快清洁能源开发和大范围配置的必然选择。根据有关规划，“十四五”期间，我国将进一步加强电力跨省跨区输送通道建设，存量通道输电能力提升4000万千瓦以上，新增开工建设跨省跨区输电通道6000万千瓦以上，跨省跨区直流输电通道平均利用小时数力争达到4500小时以上。跨省跨区输电能力的提高，为开展大范围电力市场化交易打下坚实基础。我国对各层级电力市场构建均开展了有益探索2021年12月召开的2022年全国能源工作会议提出，坚定不移深化体制机制改革，加快建设全国统一电力市场体系。2022年1月18日，发改体改【2022】118号印发，明确了建设全国统一电力市场体系的总体要求、工作原则、总体目标和基本任务。至此，建设全国统一电力市场体系的大幕正式开启。构建全国统一电力市场体系是从建设省级市场起步的。我国“省为实体”的基本国情，以及长期形成的以省为单位实现供需平衡的电力行业特色，决定了建设省级电力市场更容易操作。因此，在全国统一电力市场体系中，省级市场的建设更趋于完善，实现了中长期+辅助服务交易的基本覆盖，部分省份已经实现中长期+现货+辅助服务交易的全覆盖，为建设多层次统一市场体系走好了第一步。在区域电力市场建设方面，2022年7月6日，川渝一体化电力调峰辅助服务市场启动，这意味着川渝两地调峰资源首次实现跨省优化配置；同年7月23日，南方区域电力市场启动试运行，并首次实现区域间电力现货交易，中长期交易周期也全面覆盖年、月、周，标志着全国统一电力市场体系建设又向前迈进一大步。在国家能源局2023年一季度新闻发布会上，国家能源局市场监管司副司长赵学顺介绍，下一步，国家能源局将加强区域电力市场设置方案研究，明确区域电力市场组织架构，研究建立区域电力市场建设方案工作规范指引及跟踪推进机制。还将深化完善南方区域电力市场机制，加快推进长三角、京津冀等区域电力市场建设。在建设国家市场这个层级，电力行业已经开展了多年的跨省跨区交易，积累了丰富的经验。2017年，我国启动跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点，这也是由省级市场向全国统一电力市场体系迈进的起点。北京电力交易中心于2021年印发了跨区跨省电力中长期交易实施细则，并于2022年5月完成并印发该细则的修订版。2021年，《省间电力现货交易规则（试行）》印发，这意味着跨区跨省交易层面也实现了中长期与现货的全覆盖。根据发改体改【2022】118号，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行。说到省内和省间市场的衔接问题，国网甘肃电力调度中心市场处副处长张晓斌介绍：“现在，不管中长期还是现货，普遍运用的还是‘统一市场、两级运作’的模式，这也是目前比较好的一种模式。”北京清大科越股份有限公司高级副总裁匡洪辉进一步补充说，对于多级市场的衔接，国内采取的是顺序出清模式，即先出清市场的出清结果作为后出清市场组织申报和交易的边界条件，这是一种滚动的顺序出清模式。这种方式比较简单，也比较清晰，其优点是容易起步和操作，但由于不是联合优化，优化的空间就会小一点。

【中国电力报】电力市场建设还需再优化

时间：2023-04-13 阅读量：559

根据中国电力企业联合会发布的全国电力市场交易情况，2022年，我国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543.4亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点。伴随市场化改革日渐深入，电力市场已成为我国推动电力资源在更大范围内优化配置的一剂良方。　　自2002年电力市场化改革以来，现已逐步构建起以中长期交易为“压舱石”、辅助服务市场为“调节器”、现货试点为“试验田”的电力市场体系。特别是在2015年新一轮电力体制改革以来，截至2022年8月，仅通过中长期交易我国就累计挖掘调峰能力超9000万千瓦，累计开展跨省跨区应急调度200余次、支援电量近百亿千瓦时，辅助服务市场“调节器”功能进一步提升，应急调度支援作用有效发挥，为保障电力安全稳定供应提供了有力支撑。　　然而，在电力市场化改革稳步发展的同时，一些问题逐渐显现。例如，目前，我国各省区电力系统的运行权、规划权和大部分价格管理权限多掌握在地方政府手中，如何打破不同省区之间的交易壁垒，将“省内电”“省外电”“外送电”全部交还市场，仍然存在重重阻力。再例如，近年来，我国风电、光伏发电等清洁能源飞速发展，在加快推动能源结构绿色调整的同时，也对地区消纳能力、电网安全运行提出更多挑战，亟须通过市场化交易对电量进行统一规划、高效利用。　　事实上，电力市场化就是要把电送到需要的地方。有序推进跨省跨区市场间开放合作，加快建设全国统一的电力市场体系，实现电力资源在更大范围内、更多层次上、更有效率地共享互济，成为电力市场向“从有到优”升级的关键一环。　　首先，加快电力市场标准化建设。构建统一的电力市场体系，需要先建立统一、兼容的市场标准和体系。统一的名词概念、数据口径、技术标准，可以为省间与省内市场、各交易品种、市场与政策的衔接提供便利，加强不同省区、不同市场模式的互联互通，确保不同区域的电力资源能够在价格信号的引导下在市场平台内自由流动，实现电力资源在全国范围的优化配置。　　其次，进一步健全电力市场交易机制。当前，我国开展跨省区电力市场交易的最大难点，来自不同区域、不同市场主体的利益协调。要打破交易壁垒，就要先清除方方面面的地方保护政策，减少市场主体的制度性交易成本，并进一步规范各层次电力市场秩序、完善跨省区输电价格机制及电力市场功能，形成互利共赢的发展格局。　　再次，持续加强输电通道建设。作为风光等清洁能源富集区，我国西北地区消纳能力不足，外送通道建设滞后于地区能源发展，曾出现被迫弃风弃光的情况。伴随电力市场化改革不断深入，相关地区及电网公司还需进一步加快推动、完善特高压等跨省区输电通道建设，借助电力市场交易平台，加强能源电力资源的流动性，为实现更长距离、更大容量的电力资源互济立柱架梁。　　2022年初，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。这为我国电力市场发展锚定了方向。一个更加开放、高效、有序、完备的电力市场体系，值得期待。

新电改8年 | 售电业态向技术、服务双密集型转变

时间：2023-03-23 阅读量：658

2015年3月15日，中共中央国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），提出了进一步深化电力体制改革的工作要求，正式拉开了新一轮电改的大幕。本轮电改的主要目标之一是“建立健全电力市场机制”，即以“管住中间、放开两头”为基础架构，打破原本电力“统购统销”的计划格局，构建竞争性电力市场，有序推动发电侧和用户侧参与市场化交易，将市场选择权归还终端电力用户，并围绕供需关系以竞争性方式形成电能价格，有效引导电力回归商品属性，通过市场机制高效实现电力系统资源的优化配置和社会福利最大化的最终目标。作为“电力”这个新商品的主要销售载体，售电公司在新电改中应运而生，主要作用是充当发电企业与广大电力用户的中间环节、电力系统优化配置的润滑剂，通过市场化竞争降低代理用户的用能成本，提升用电企业用电管理水平，同时也间接刺激发电企业提高自身效率，全面激发电力市场活力。一路走来时至今日，电改已历经八载，期间我国电力市场改革进程不断加速，陆续发布了推动全国统一电力市场体系建设的118号文、取消工商业目录电价的的1439号文、加快电力现货市场建设的129号文和加强售电公司管理的《售电公司管理办法》等重要文件，电力市场机制逐步建立完善，市场管理模式日趋健全，原本浓厚的计划色彩渐渐褪去；在能源需求增长、极端天气等多种因素共同作用下，一次能源市场经历了前所未有的剧烈波动，2021年全球能源供应出现紧张局面，导致各国电价飞涨，电力市场参与者深刻认识到市场的残酷和风险。在这样较为特殊的时代背景下，短短几年内，我国的售电侧先后经历了“电量=利润”、“价差趋向理性，考核越发精细”，“煤价飞涨，批零倒挂”、“现货铺开，管理收紧”的发展阶段，在市场和政策的双重效应作用下，行业培育已卓有成效，整体格局基本形成，在“培售电主体育、回归商品属性、调节电力系统”方面取得了三大成效；售电公司的盈利能力、专业程度都发生了深刻变化，在经营方式上实现了技术面、服务面的两大转型，逐步成长为电力市场中的关键力量。三大成效成功引入社会资本，售电侧形成多元良性竞争局面从2016年广东省首批13家售电公司获得准入资格开始，各地区售电公司如雨后春笋般不断涌现，在全国范围注册数量由2016年的295家迅速扩张到2023年的数千家。其中，不仅有传统电力企业成立的发售一体的售电公司，它们具有体量较大、市场占有率较高、交易信息优势明显、专业水平较强的特征，典型代表为“五大四小”发电集团旗下的各售电企业；但业内绝大多数的独立售电公司来自具有敏锐市场嗅觉的社会资本，它们机制灵活、市场化意识较强、服务能力出色、执行效率较高等优势，典型代表为年度售电规模超百亿千瓦时的海澜电力、中网联合、融和晟源、鑫泰能源等公司。现如今，售电行业已形成较为良性的竞争局面，多元的售电主体发挥自身独特的经营优势，在同一平台上公平竞争，有力促进售电市场的发展。随着各地市场工商业电力用户的全面放开、电网企业代理购电规模的不断缩小，大量中小用电体量的电力用户将涌入市场，持续扩大的零售市场规模将进一步激活售电行业，引入更多社会资本，形成充分竞争、群雄割据的市场格局。零售市场套餐多样化，用户侧市场意识逐步加强电改初期，电力用户对于电力市场这个新生事物毫无概念，仅通过售电公司的宣传获得“入市即可降价”的信息，签订的售电合约价格基于电网公司同电压等级目录电价的价差，对于电力市场实际行情与自身电价形成机制基本一无所知。但随着电力市场建设的逐步加速、售电行业的快速发展，市场价格愈发趋向公开化、透明化，售电侧的有效竞争开始孵化出电力用户的市场化意识，一方面用户对于电价组成成分、形成过程的认知不断加深，了解到售电公司的选择、自身用电的习惯将直接影响用电费用，另一方面用户不再单纯将电价视为较为固定、无法支配的成本，充分感受到电能的商品属性，开始将电能等同于一般意义上的企业物资、原料，并通过极具市场化特征的比价、招标等方式进行电能采购。同时，随着电力现货市场、分时段交易的开展，多个地区的电力交易中心开始推出线上零售平台，售电公司为满足不同用户个性化的用电需求，采用类似电商网店的模式开展售电市场营销，进行个性化零售套餐编制、虚拟商铺管理等工作，争取各类客户资源。售电市场的发展不仅有效较低了用户的购电成本，培育了用户的市场意识，更是推动电改还原电力商品属性、将选择权交还给用户的两大初衷得到初步实现。引导用户侧削峰填谷，助力电力系统高效运行随着我国新能源装机规模的快速发展和社会用电量的快速增长，大部分地区出现了峰谷矛盾突出、顶峰电力容量不足的情况。如果是处于电力市场化程度较低的时代，缓解高峰用电紧张和低谷调节能力不足手段简单粗暴，主要为用户侧有序用电（拉闸限电）和发电侧深压出力（或是新能源弃风弃光），既无法满足社会的实际用电需求，也降低了电力系统的整体运行效率。但随着电力现货市场和辅助服务市场的快速推进，售电公司作为用户侧的聚合体，直接和间接地对电力系统产生正向的调节作用，稳定市场价格的同时也为电力系统安全可靠供应提供了助力。何谓直接，即售电公司向用户侧宣贯参与需求响应的市场福利政策，挖掘用户侧弹性负荷、调节资源，通过市场化收益引导其调整生产用电计划，直接降低电力系统峰时负荷；何谓间接，即售电公司根据现货市场的分时段价格信号，为用户提供不同的零售合约，通过价格信号引导用户负荷从峰时移至谷时，提高了系统的新能源消纳能力，也间接缓解了电力供需矛盾。两大转型技术转型电改初期，电力市场呈现资源型市场形态，交易机制、价格机制较为简单，率先入场的售电公司主要凭借社会资源囤积用户电量合约，并利用售用两侧信息不对等的优势，通过简单粗暴的电能量购销价差赚取利润，以上市公司粤电力为例，2016年中报数据显示，该公司旗下售电公司实现盈利9500万元。售电公司批发侧交易策略仅考虑度年度交易和月度交易的配比，零售侧与中小电力用户的零售合同主要采用一口价、利润分成的简单模式，所以在过去很长的一段时间内，售电公司被视为毫无技术含量的电力中间商。但随着电力现货市场的落地，市场交易机制发生根本变化，交易颗粒度从年度月度转变为数十分钟级，同时价格区间大幅拉大，机会与风险均大幅提高，市场对主场主体的专业性要求激增，售电公司的经营方式逐步从粗犷型向技术型靠拢，通过提升信息化水平、完善交易策略和细化客户筛选来保障最终收益。信息化水平方面，据了解，目前售电公司的信息化建设主要聚焦于用户侧用电监测、辅助决策系统和用电信息报送平台，通过为代理的大体量用户安装智能表计，采集用户用电曲线，为交易策略、合同价格制定提供可靠的可视化数据支撑；利用辅助决策系统，对市场供需情况和现货价格进行分析预测，提高抗风险能力，发掘盈利机会；通过开发APP、微信小程序建立用电信息报送平台，为用户电量申报、结算信息传达提供快捷便利的通道，客户体验和工作效率得到有效提升。交易策略方面，面对交易品种多、交易频度高、价格变化快的电力市场，售电公司充分认识到制定合理的交易策略的重要性，基于对市场规则的充分理解和对用电负荷的预测分析，合理制定中长期电量签约比例，并利用分时段交易调整优化曲线，降低市场风险，扩大盈利空间。客户选择方面，售电公司逐步抛弃基于用户用电体量“一揽子”模式，开始从用户的实际用电曲线、用电特性等维度对用户进行细化的价值分析，根据市场供需情况和现货价格信号，量化分析特定用户将带来的交易风险，并根据自身风险偏好选择合作用户作。服务转型随着售电市场的竞争愈加激烈、价差空间逐步透明化和电力用户的需求深层次进化，电改初期售电公司赖以生存的同质化价差盈利模式难以维持，售电公司开始探索用户不同维度的电力需求，开展多样化电力增值服务,以此开发不同领域的盈利模式、提高用户黏性，在现阶段主要体现在四个方面。一是节能化服务，由具有节能服务能力的售电公司（或联合节能服务公司），根据用户的用电习惯，为其提供节能方案设计与节能技术咨询服务，制定经济有效的节能计划和技术改造方案，改善用户的用电消费行为，提高用电效率。二是运维服务，由具有电力设施运维资质的输电公司（或联合电力运维服务团队），根据用户需求及实地情况，为其提供合理收费的电气设备巡视诊断、电气绝缘工器具试验检测、电气设备预防性试验、安全技能专业培训、电气设备故障诊断、电气设备故障抢修、电气设备检修维护和设备改造等服务，大大提高了用户用电安全性。三是综合能源服务，根据用户的用电特性、绿色电力需求和当地峰谷电价政策等情况，售电公司对用户资源进行细化分析、实地勘探，挖掘建设分布式光伏、充电桩和储能项目的可能性，满足用户个性化需求、低用户的用能成本的同时，也提高了用户绿色消费的比例。四是绿色消费服务，由于我国用户侧绿色电力意识的逐步提高，售电公司对自身客户资源进行充分的调研，积累用户的绿色消费需求，通过跨省跨区和省内绿电交易、绿证市场交易，为有需求的用户提供绿色消费服务，不仅有效推动了电力资源的更大范围流动，更是有效促进了我国新能源产业的可持续发展。四大走向电改之路，道阻且长，八年之功，售电侧改革已初见成效。随着市场机制的不断完善，竞争日趋激烈，售电公司虽几经起落，但仍在砥砺前行。展望未来，以改革创新为动力，加快推动售电公司持续健全管理机制，进而提升服务质量、提高信用水平、筑牢风险防控体系，引导社会资本有序参与售电业务，将对我国深化售电侧改革至关重要，售电业务的发展也将会迎来四大变化：售电公司将逐步走向业务分化、管理分级工商业目录电价取消，有序推动百万数量级工商业用户入市，售电公司的市场空间一时间增大数倍。一般工商业用户虽然用电稳定、电费支付情况良好，但其单体规模小、数量多、缺乏适应现货市场交易的表计等硬件的客观条件，也给售电公司争取这部分用户带来巨大的计量成本与管理成本。面对机遇与风险，需要部分售电公司在诸如帮助用户实现柔性负荷、综合能源服务等方面创新管理模式、提升专业能力。通过对售电公司经营风险、技术水平、服务内容、风险承受能力等方面进行分析评估，对售电公司实施分级分类管理，或将成为未来深化售电侧改革、实现售电市场高效运行的趋势。其中，一级售电公司可在批发市场参加各类型交易，并在零售市场售电，因承担的风险等级高，要求具备一定数量的专业技术人员和开展现货交易的软硬件设备，其财务状况、资金实力均具有较高水平，需根据其申报的年售电规模足额缴纳履约保证金，赋予其自愿选择电费结算方式的权利。二级售电公司不直接参与市场交易，只在二级市场向一级售电公司购电，并由对应的一级售电公司代理其用户参与交易，或者作为居间代理商开展售电代理服务，经营风险低。因此，注册资金、履约保函缴纳以及人员技术要求均可相对宽松，可由工商管理部门对其进行监管，主要通过增值服务聚拢用户，发掘用户需求、增强市场活力、开发新型售电商业模式、提升售电服务质量。风险管理者自身的风险防控变得更加重要售电公司是用户的风险管理者，迫切需要建立健全自身的“院感管控制度”。一方面，加强源头管控，进一步提高新增售电公司准入门槛。通过加强规范售电公司准入、退出及资质管理，落实好企业信用、履约保函等机制，逐步收紧电力批发市场购方资格标准，坚决防范电力零售市场交易风险，并按照“谁准入、谁监管，公务行为、终身负责”的原则开展注册后动态管理，以确保售电公司持续满足准入、注册条件。另一方面，强化机制创新，多管齐下提升售电公司抵御风险能力。如：一级售电公司同时参与电力批发和零售市场，为避免两个市场电费结算方式与周期差异对其经营产生巨大的影响，可探索缩短结算周期，降低违约风险；零售合同在零售定价时充分分析评估可能存在的亏损风险空间，并将其作为风险溢价加入合同中；探索一级售电公司向电力用户直接收取购电费用以及代收输配电费用，并由电网企业按照规定配合对欠费用户限制用电，以此化解售电公司在合同履约过程中的法律风险。代理业务和售电业务的区别将愈加明显售电公司将需要进一步明确市场定位，在此基础上清晰界定售电公司与用户之间是“居间代理”还是“买卖”关系，是按照销售业务还是按服务业缴纳增值税，哪些售电公司可向电力用户直接收取购电费用等问题，进而有效化解售电公司在合同履约过程中的法律风险。售电业务将迎来更加有序竞争的市场环境现货市场建设加快推进，现货市场限价范围拉大，将为售电公司持续挖潜、充分竞争创造条件。随着市场日趋成熟和对各地已出台交易方案等再评估机制的完善，限定价格或变相限定价格为目的的强制专场交易、违规减免电费或定向补贴等不当干预市场的行为将逐步得以纠正。通过加强电力市场异常价格监测，滥用市场力不正当竞争、串通报价、恶意竞价等行为将被严格查处。监管环节前移，将有效避免事后行政干预市场的行为。一个有利于售电公司积极参与市场的良好市场环境可期可待。诚然，在2021年的批发市场电价激增、2022年的售电市场严管的环境下，市场大规模地淘汰了一批售电公司，现存的售电企业也存在良莠不齐的实际情况，但我们更应相信市场优胜劣汰的天然机制，在高度市场化的环境下屹立不倒的售电公司必定是拥有核心竞争力，可以实现持续性经营的。在电改八年之期，电力现货市场将在全国范围内铺开，煤价也在国家的强力管控下迎来下降态势，市场客户群体变得前所未有的广泛，在未来的管理更为公平公正、价格弹性更大的电力市场环境下，机遇与挑战并存，售电业态将转变为技术、服务双密集型，售电公司需要提前谋划、精心布局，不断调整自身的市场定位、业务价值和商业模式，在技术层面磨砺自身，在服务层面勇于探索，提升核心竞争力，相信必将迎来更好的发展前景，为国家能源战略转型贡献独特的力量。

国家能源局长：聚焦全国统一电力市场体系，做好市场建设和市场监管工作

时间：2023-03-09 阅读量：678

国家能源局长：聚焦全国统一电力市场体系，做好市场建设和市场监管工作　国家能源局党组书记、局长章建华近日在《中国电业与能源》发表题为《全面推进高质量监管助力能源高质量发展》的署名文章。章建华在文章中指出，高质量做好2023年能源监管工作。他表示，2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，是实施“十四五”现代能源体系规划承上启下之年。监管工作要以全面贯彻落实党的二十大精神为统领，以全面推进高质量监管为主线，聚焦主责主业，做到“六个聚焦”。　　一是聚焦全国统一电力市场体系，做好市场建设和市场监管工作。要贯彻落实党中央关于构建全国统一大市场的决策部署，研究全国统一电力市场发展规划，建立辅助服务跨部门协同机制。统一市场基础规则制度，规范方案、规则的制定程序，增强规则的刚性约束。开展区域市场设置方案研究，明确市场组织架构，深化完善南方区域电力市场机制，加快推进长三角、京津冀等区域电力市场建设。加强对地方不当干预市场监管，强化对各地交易方案的独立审查评估，及时制止和纠正扰乱市场秩序的违规行为。进一步健全派出机构交叉检查机制，对现货试点、跨省跨区交易、电网代理购电等开展常态化监管，推动电力价格与成本监管平台正式运行。　　二是聚焦安全风险防控，做好电力安全监管工作。开展水电站大坝安全提升、电力系统二次安全管理等专项监管和跨省跨区输电线路安全监管，加强电网、火电、新能源发电、抽水蓄能电站建设等领域安全监管，开展新型电力系统安全运行保障研究。着力完善电力安全监管机制，推进《电力安全事故应急处置和调查处理条例》《电力监控系统安全防护规定》修订工作，举行大面积停电跨省区应急演练，推进电力应急能力建设。进一步推动地方政府落实属地电力安全管理职责，明确市、县(区)层面电力安全管理责任部门，落实海上风电等新业态监管主体，加强与地方政府主管部门的沟通衔接。　　三是聚焦国家重大能源政策实施，做好行业监管工作。要集中现有监管力量，攻坚行业重点问题。加强能源规划政策执行情况监管，确保“十四五”能源规划及配套政策有效落实，加大对煤电规划建设、油气管网规划建设、农村电网巩固提升工程等情况的监管，做好重大能源项目建设情况的跟踪，督促地方政府相关部门和能源企业落实国家保供政策、履行保供主体责任。各派出机构要进一步加强对辖区能源供需形势的监测预警，做好煤炭供应、机组运行、存煤情况的台账化管理，对于影响能源保供的问题，在职责范围内及时处理。重大隐患和重要问题要及时向局党组报告、向地方政府部门通报。　　四是聚焦自然垄断环节监管，维护社会公共利益。深化“获得电力”服务水平提升，指导各地能源主管部门和供电企业完善政企协同办电工作机制，重点解决部分地区低电压、频繁停电等突出问题，发挥“企业行动、政府监管、社会监督”合力作用，形成优化用电营商环境的长效机制。深化电网公平开放监管，加大对电网工程规划落实、运行实效及投资效益的监管。深化油气管网设施公平开放监管，出台天然气管网设施托运商准入规则和容量分配规则，研究制定天然气管道接入业务办理指南，规范油气企业公平接入、独立核算、合同履约等行为。　　五是聚焦信用分类监管，推进政务服务便利化。巩固许可告知承诺制，切实提升事中事后全覆盖核查智能化水平，落实风险防范措施，加大对不实承诺和虚假承诺问题查处力度，发挥社会监督作用，营造诚信环境。突出信用分级分类监管，开展资质许可告知承诺履行情况专项监管，稳步推进电力安全信用监管试点，研究推进市场监管等领域信用监管试点。依托资质和信用信息系统，全面提升“互联网+政务服务”效能，做好信用信息归集和应用。发挥资质管理和能源信用体系功效，落实能源领域重大决策部署。　　六是聚焦共性突出问题，加强行政执法工作。要不断完善行政执法制度建设，全面推行行政执法公示制度、执法全过程记录制度、重大执法决定法制审核制度，规范行政处罚、行政强制、行政检查等行为，实现执法信息公开透明、执法过程全程留痕、执法决定合法有效，显著提高行政执法能力和水平。要发扬斗争精神，将违反电力调度交易规则、扰乱市场秩序、用户受电工程“三指定”等行为作为执法重点。要进一步提升12398能源监管热线效能，加大群众反映强烈问题的解决力度，定期公开处理情况，确保群众诉求得到及时解决。　　来源：中国电业与能源

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