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        王鵬:2018年電力市場化改革的回顧與展望

          2018年是全面貫徹黨的十九大精神的開局之年,在國內外形勢復雜嚴峻、經濟下行壓力增大的背景下,電力行業積極進取,電力系統運行安全穩定,營商環境電力獲得指標大幅上升,電力市場化改革邁出新步伐。我國電力體制改革正處于關鍵時期,應以發展的眼光、實事求是的態度和系統科學的方法,總結改革目前進展、實際成效和存在問題,理清下一步的改革思路,持續推進電力體制改革走深走實,堅定不移地推動電力市場化改革事業。

        2018年電力市場推進情況

          在中發〔2015〕9號文件的指引下,市場各主體、電網企業和政府部門積極響應,在市場規則、市場組織、監管制度等方面精益求精,在輸配電價改革、中長期及現貨市場建設、增量配電改革等方面穩中有進,改革帶來的經濟效益和社會效益集中體現,市場各主體參與市場交易積極性得以鞏固,為電力行業帶來了生機與活力。

          市場基礎進一步夯實

          電力交易機構組建完成,市場組織體系建立。截至2018年底,全國共已成立33家省級電力交易中心和北京、廣州2家區域電力交易中心,其中,8家省級交易中心和廣州電力交易中心完成股份制改造,24個省份完成電力市場管理委員會的組建,形成了業務范圍從省(區)到區域、從區域到全國的完整組織體系。另外,為促進各交易機構之間的協作共贏,還成立了全國電力交易機構聯盟。

          輸配電價體系初步建立。在2017年底已建立跨省跨區輸電工程、區域電網、省級電網、地方電網和增量配電網的全環節覆蓋的輸配電價格監管制度框架的基礎上,2018年陸續核定了華北、東北、華東、華中、西北5大區域電網首個監管周期的兩部制輸配電價水平,以及24條跨省跨區專項輸電工程輸電價格,累計核減電網企業準許收入約600億元。同時,首輪輸配電定價成本監審工作完成,核減不相關、不合理費用約1284億元,有力保障輸配電價改革的進一步深化,改革紅利得到進一步釋放。

          交易規模持續擴大

          各種類電力市場交易電量比例再創新高。中電聯2018年四季度的數據顯示,全國電力市場交易電量規模為20654億千瓦時,占全社會用電量比重達到30.2%。另外,清潔能源的市場交易規模也較去年有了不同幅度的提高,其中水電、風電和光伏的上網電量市場化率分別為31.9%、21.4%和26.6%。

          市場主體參與市場意識增強

          全國各地市場開放更加全面,市場主體參與市場的數量逐步擴大,參與市場的積極性不斷增強。越來越多的售電公司意識到,當前的單一購銷差價盈利模式無法應對電力市場的風云變幻,創新發展、尋求轉型的內生動力得到激發,開始謀求售電行業的發展新業態。部分發電企業抓住當前機遇,積極穩妥構思轉型升級,進入了以可再生能源、儲能、綜合能源等為主的商業領域。煤炭、鋼鐵、有色、建材4個行業電力用戶得益于全面放開發用電計劃的決定,節約用電成本約130億元,切實提高了改革的獲得感和認同感。

          電力批發市場縱深發展

          輔助服務專項工作平穩進行,各地專項試點務實探索。東北區域的火電企業積極主動研究深度調峰辦法,常態挖掘火電調峰潛力400萬千瓦以上,2018年前三季度風電多發102億千瓦時;山西、福建、山東、寧夏、廣東和甘肅地區能源相關部門發布電力輔助服務市場運營規則,并開始試運行;新疆試點完成關于輔助服務規則調研工作,將進一步完善技術支持系統建設并推進火電靈活性改造工作。

          電力現貨市場建設工作推進步伐明顯加快。南方(以廣東起步)出臺了全國首個現貨規則并于2018年8月底正式啟動現貨市場試運行,山西、甘肅也已于2018年12月啟動現貨市場試運行,山東、浙江、福建、四川、蒙西等五個試點省份已編制完成現貨市場建設方案,正在按地方政府主管部門計劃進行方案完善和規則編制等工作。

          可再生能源參與市場的政策框架明確

          可再生能源市場迎來“大洗牌”。國家能源局針對《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》三次征求意見,可再生能源持續發展獲得新動能。可再生能源的平價上網正在來臨,“531”新政后原本的光伏粗放式發展受到嚴格把控,補貼退坡等措施也倒逼光伏產業面向市場、迎接挑戰。

          除此之外,《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》及其補充通知,實質性突破了分布式能源長期面臨的市場化程度低、公共服務滯后等發展瓶頸,彌補了分布式發電交易的政策空白,分布式電源自此有了規范運營的市場途徑。

          增量配電改革試點范圍不斷擴大

          2018年初公布了第三批增量配電改革試點,基本實現全國地級以上城市全覆蓋。下半年以來相關政策不斷發布,年底啟動了第四批項目試點申請報送工作,將覆蓋范圍延伸至縣級。增量配電網項目的可行性和實操性也日益增強,整體發展形勢向好。為解決配電區域劃分滯后而導致的部分試點進展緩慢的問題,兩部委印發《增量配電業務配電區域劃分實施辦法(試行)》,為增量配電改革豐富了政策支撐和制度遵循。

          一般工商業電價降低10.6%

          超額完成政府工作報告中提出的“一般工商業電價平均降低10%”任務。國家發改委分四批出臺了十項降價清費措施,通過清理和規范電網環節收費,推進輸電價格改革,規范電網環節收費,降低電價中征收的政府基金標準,釋放減稅紅利等系列措施最終超額達成目標,各項降價措施累計降低一般工商業用戶電費負擔約1257.1億元。

          政府監管能力得到提升

          “水深則魚悅,城強則賈興。”伴隨電力市場體系建設,中央政府部門和各地方政府積極推動法治化建設,完善法律法規,創新意識得到調動。監管機構恪盡職守,嚴防價格壟斷行為,維護市場公平競爭,有效保護了電力投資者、經營者、使用者的合法權益和社會公共利益。

        電力市場化改革存在的問題

          雖然2018年電力市場化改革取得了不俗的成績,但由于缺乏系統性改革思維和全局性戰略眼光,或是壟斷問題依然難以根除,或是實際情況復雜難以照搬西方先進電力市場理論,電力改革中仍然存留許多問題亟待解決。

          電網盈利模式轉變不徹底

          中發9號文中明確要求電網公司不再以上網電價及銷售電價的價差作為盈利模式,旨在強化中間環節監管,激勵與約束并重,促使傳統的電網企業注重成本管理并提高服務質量,讓電能的商品屬性盡快顯現。但實際情況下,電網企業作為市場主體參與跨省區交易現象普遍存在,“既當裁判員又當運動員”的情況時有發生。部分電網企業直屬售電公司參與電力交易和零售市場,存在利用信息不對稱在電力市場中獲利的制度空間。

          交易中心相對獨立工作滯后

          目前,大多數交易中心仍然是電網企業的全資子公司,獨立性無法保證。區域交易中心的職能偏離設計軌道,與省級交易中心之間的邊界模糊、功能錯位。政府部門、電力交易中心、交易管理委員會之間關系不清晰,各自作用發揮不明顯。交易中心股份制改造工作處于停滯觀望狀態。另外,交易中心與調度中心之間關于交易主導權存在爭議、久議不決。

          火力發電企業參與市場改革積極性不高

          自經濟發展進入新常態后,電力消費增速也相應下降,全國電力供應能力總體平衡、相對過剩。在綠色發展理念指引下,可再生能源與清潔能源大力發展,占用燃煤發電企業的發電空間。供需價值規律的體現,被誤讀為“電力改革就是要發電企業降價”。加之上游煤炭價格高位運行,部分地區發電企業經營困難,極大影響了發電企業參與市場改革的積極性。

          市場建設線路不清晰

          任何市場的建立都需要視野長遠、清晰嚴格而且符合當地實情的線路圖作為標尺。從世界主要國家或地區的電力市場結構來看,一個完備的市場體系應該包含能量市場、輔助服務市場、金融與期貨市場、容量市場等市場類型,不同地區市場建設規劃未出臺,路徑不明晰。現階段我國一刀切地全面推動現貨市場,但政治動員不足,配套設施不完備,配套規則不健全,交易風險評估、風險防范等工作尚未扎實開展,市場主體參與現貨市場意識有待提升等問題還未得到充分重視。

          配電投資市場目的不明確

          中發9號文要求“按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求,探索社會資本投資配電業務的有效途徑。逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務,鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。”但實際情況是,增量配電改革過程中受到極大阻力,配售電資產混合所有制、配售電業務向社會資本放開的要求尚未得到有效落實,增量配電業務缺乏培育過程,暫無有效的盈利模式。試點貪多求快,推動方式方法飽受詬病。

          輸配電價體系對電力交易支撐能力仍有不足

          電價改革是市場化的核心,輸配電價格是影響電能交易活躍的主要因素之一。我國已經完成了涵蓋輸配電各個環節、全部領域的頂層設計,并完成了首個監管周期內的輸配電價核定。但在輸配電價的實施階段,價格制定過程的具體參數不公開、不透明,影響跨省跨區交易規模進一步擴大,影響分布式能源就地消納,輸配電價體系有待進一步豐富完善。

          交叉補貼虛高長期拖累工商業發展

          對居民、農業電價的交叉補貼,是全國一般工商業電價普遍較高的根源。盡管自2015年實施供給側結構性改革以來的一系列舉措,適當降低了工商業度電交叉補貼水平,但隨著居民、農業用電占比逐年提高,交叉補貼總規模不降反增。截至2017年,我國居民和農業享受的交叉補貼達2700億元,折合工商業度電承擔約7.8分/千瓦時。這些交叉補貼扭曲了電價體系,抑制資源配置效率,嚴重侵蝕工商企業的合理利潤,降低工商企業市場競爭力,阻礙發電側和售電側市場化的推進。

          自備電廠未轉化為合格市場主體

          我國的自備電廠問題的產生和發展與特殊的歷史和體制背景密不可分,不能拋開歷史,以孤立甚至否定的態度看待自備電廠問題。當前自備電廠的存在和部分不規范發展,某種程度上是不合理的高電價、供電可靠性不高或者用電難等客觀現實的折射。推進自備電廠轉為合格市場主體,實現與公用電廠公平有序競爭,利用市場規律“疏導”社會循序漸進地解決自備電廠問題。這一既定目標是正確的,問題在于改革措施不得力,要么雄心勃勃,要么遇到輿情偃旗息鼓。

        電力市場化改革的趨勢與建議

          2019年是全面建成小康社會的關鍵之年,電力行業應堅持新發展理念,堅持推動高質量發展,堅持以供給側結構性改革為主線,堅持深化市場化改革,為加快建設現代化經濟體系作出實質性貢獻。為此提出以下四點建議。

          一是建立健全現代電力市場體系。現代電力市場體系是我國現代化經濟體系的重要組成部分,除了包括狹義視角的交易主體、交易對象、交易類型等市場要素外,還包括市場競爭機制、兜底服務機制、綠色發展機制和區域協調機制四個方面,以及作為基礎的電力產業體系和作為保障的政府管理機制。主管部門應跳出當前電力交易體系的具體爭議,立足于中國特色社會主義實際,立足于建成小康社會目標,謀劃高質量地建設現代電力市場體系。

          二是進一步完善新零售競爭模式。能源供給從集中式到分布式轉型是未來能源革命的必然趨勢,分布式能源的大力發展改變了傳統電力用戶在競爭性電力市場中的角色。電力消費者也是電力提供者,單向的電力流和資金流正轉變為雙向或多向,這必然改變傳統電力零售側市場和交易的途徑與方式,應不失時機地支持新零售競爭模式探索實踐。

          三是盡快實現電網環節閉環監管。認識對電網投資環節監管的極端重要性,才能按照中發9號文 “管住中間、放開兩頭”的體制架構推動各項改革。應改變當前基于成本加成的傳統監管方式,找到電網合理投資和有效監管的優化方案,形成電網“準入退出、投資、服務質量和價格”的閉環監管機制。盡快建立各部門協同的電力行業治理體系,明確競爭環節“法無禁止即可為”的原則,和自然壟斷環節“法無授權不可為”的原則。

          四突出試點示范引導,鼓勵基層大膽創新。應充分發揮試點項目的先試先行作用,經驗成功再推廣至全國其他地區。對電力現貨試點項目而言,必須立足我國實際情況開展理論與實踐創新。對于增量配電改革試點而言,應加強試點統一規劃,提升試點項目實施運作水平和成功率。鼓勵不同區域進行差別化試點,推動頂層設計與基層探索良性互動、有機結合,發揚地方基層在電力改革中的首創精神。加大監管力度,保障試點工作有序規范開展。

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        王鵬:2018年電力市場化改革的回顧與展望

        作者:王鵬 曹雨潔  發布時間:2019-06-14   來源:《中國電力企業管理》

          2018年是全面貫徹黨的十九大精神的開局之年,在國內外形勢復雜嚴峻、經濟下行壓力增大的背景下,電力行業積極進取,電力系統運行安全穩定,營商環境電力獲得指標大幅上升,電力市場化改革邁出新步伐。我國電力體制改革正處于關鍵時期,應以發展的眼光、實事求是的態度和系統科學的方法,總結改革目前進展、實際成效和存在問題,理清下一步的改革思路,持續推進電力體制改革走深走實,堅定不移地推動電力市場化改革事業。

        2018年電力市場推進情況

          在中發〔2015〕9號文件的指引下,市場各主體、電網企業和政府部門積極響應,在市場規則、市場組織、監管制度等方面精益求精,在輸配電價改革、中長期及現貨市場建設、增量配電改革等方面穩中有進,改革帶來的經濟效益和社會效益集中體現,市場各主體參與市場交易積極性得以鞏固,為電力行業帶來了生機與活力。

          市場基礎進一步夯實

          電力交易機構組建完成,市場組織體系建立。截至2018年底,全國共已成立33家省級電力交易中心和北京、廣州2家區域電力交易中心,其中,8家省級交易中心和廣州電力交易中心完成股份制改造,24個省份完成電力市場管理委員會的組建,形成了業務范圍從省(區)到區域、從區域到全國的完整組織體系。另外,為促進各交易機構之間的協作共贏,還成立了全國電力交易機構聯盟。

          輸配電價體系初步建立。在2017年底已建立跨省跨區輸電工程、區域電網、省級電網、地方電網和增量配電網的全環節覆蓋的輸配電價格監管制度框架的基礎上,2018年陸續核定了華北、東北、華東、華中、西北5大區域電網首個監管周期的兩部制輸配電價水平,以及24條跨省跨區專項輸電工程輸電價格,累計核減電網企業準許收入約600億元。同時,首輪輸配電定價成本監審工作完成,核減不相關、不合理費用約1284億元,有力保障輸配電價改革的進一步深化,改革紅利得到進一步釋放。

          交易規模持續擴大

          各種類電力市場交易電量比例再創新高。中電聯2018年四季度的數據顯示,全國電力市場交易電量規模為20654億千瓦時,占全社會用電量比重達到30.2%。另外,清潔能源的市場交易規模也較去年有了不同幅度的提高,其中水電、風電和光伏的上網電量市場化率分別為31.9%、21.4%和26.6%。

          市場主體參與市場意識增強

          全國各地市場開放更加全面,市場主體參與市場的數量逐步擴大,參與市場的積極性不斷增強。越來越多的售電公司意識到,當前的單一購銷差價盈利模式無法應對電力市場的風云變幻,創新發展、尋求轉型的內生動力得到激發,開始謀求售電行業的發展新業態。部分發電企業抓住當前機遇,積極穩妥構思轉型升級,進入了以可再生能源、儲能、綜合能源等為主的商業領域。煤炭、鋼鐵、有色、建材4個行業電力用戶得益于全面放開發用電計劃的決定,節約用電成本約130億元,切實提高了改革的獲得感和認同感。

          電力批發市場縱深發展

          輔助服務專項工作平穩進行,各地專項試點務實探索。東北區域的火電企業積極主動研究深度調峰辦法,常態挖掘火電調峰潛力400萬千瓦以上,2018年前三季度風電多發102億千瓦時;山西、福建、山東、寧夏、廣東和甘肅地區能源相關部門發布電力輔助服務市場運營規則,并開始試運行;新疆試點完成關于輔助服務規則調研工作,將進一步完善技術支持系統建設并推進火電靈活性改造工作。

          電力現貨市場建設工作推進步伐明顯加快。南方(以廣東起步)出臺了全國首個現貨規則并于2018年8月底正式啟動現貨市場試運行,山西、甘肅也已于2018年12月啟動現貨市場試運行,山東、浙江、福建、四川、蒙西等五個試點省份已編制完成現貨市場建設方案,正在按地方政府主管部門計劃進行方案完善和規則編制等工作。

          可再生能源參與市場的政策框架明確

          可再生能源市場迎來“大洗牌”。國家能源局針對《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》三次征求意見,可再生能源持續發展獲得新動能。可再生能源的平價上網正在來臨,“531”新政后原本的光伏粗放式發展受到嚴格把控,補貼退坡等措施也倒逼光伏產業面向市場、迎接挑戰。

          除此之外,《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》及其補充通知,實質性突破了分布式能源長期面臨的市場化程度低、公共服務滯后等發展瓶頸,彌補了分布式發電交易的政策空白,分布式電源自此有了規范運營的市場途徑。

          增量配電改革試點范圍不斷擴大

          2018年初公布了第三批增量配電改革試點,基本實現全國地級以上城市全覆蓋。下半年以來相關政策不斷發布,年底啟動了第四批項目試點申請報送工作,將覆蓋范圍延伸至縣級。增量配電網項目的可行性和實操性也日益增強,整體發展形勢向好。為解決配電區域劃分滯后而導致的部分試點進展緩慢的問題,兩部委印發《增量配電業務配電區域劃分實施辦法(試行)》,為增量配電改革豐富了政策支撐和制度遵循。

          一般工商業電價降低10.6%

          超額完成政府工作報告中提出的“一般工商業電價平均降低10%”任務。國家發改委分四批出臺了十項降價清費措施,通過清理和規范電網環節收費,推進輸電價格改革,規范電網環節收費,降低電價中征收的政府基金標準,釋放減稅紅利等系列措施最終超額達成目標,各項降價措施累計降低一般工商業用戶電費負擔約1257.1億元。

          政府監管能力得到提升

          “水深則魚悅,城強則賈興。”伴隨電力市場體系建設,中央政府部門和各地方政府積極推動法治化建設,完善法律法規,創新意識得到調動。監管機構恪盡職守,嚴防價格壟斷行為,維護市場公平競爭,有效保護了電力投資者、經營者、使用者的合法權益和社會公共利益。

        電力市場化改革存在的問題

          雖然2018年電力市場化改革取得了不俗的成績,但由于缺乏系統性改革思維和全局性戰略眼光,或是壟斷問題依然難以根除,或是實際情況復雜難以照搬西方先進電力市場理論,電力改革中仍然存留許多問題亟待解決。

          電網盈利模式轉變不徹底

          中發9號文中明確要求電網公司不再以上網電價及銷售電價的價差作為盈利模式,旨在強化中間環節監管,激勵與約束并重,促使傳統的電網企業注重成本管理并提高服務質量,讓電能的商品屬性盡快顯現。但實際情況下,電網企業作為市場主體參與跨省區交易現象普遍存在,“既當裁判員又當運動員”的情況時有發生。部分電網企業直屬售電公司參與電力交易和零售市場,存在利用信息不對稱在電力市場中獲利的制度空間。

          交易中心相對獨立工作滯后

          目前,大多數交易中心仍然是電網企業的全資子公司,獨立性無法保證。區域交易中心的職能偏離設計軌道,與省級交易中心之間的邊界模糊、功能錯位。政府部門、電力交易中心、交易管理委員會之間關系不清晰,各自作用發揮不明顯。交易中心股份制改造工作處于停滯觀望狀態。另外,交易中心與調度中心之間關于交易主導權存在爭議、久議不決。

          火力發電企業參與市場改革積極性不高

          自經濟發展進入新常態后,電力消費增速也相應下降,全國電力供應能力總體平衡、相對過剩。在綠色發展理念指引下,可再生能源與清潔能源大力發展,占用燃煤發電企業的發電空間。供需價值規律的體現,被誤讀為“電力改革就是要發電企業降價”。加之上游煤炭價格高位運行,部分地區發電企業經營困難,極大影響了發電企業參與市場改革的積極性。

          市場建設線路不清晰

          任何市場的建立都需要視野長遠、清晰嚴格而且符合當地實情的線路圖作為標尺。從世界主要國家或地區的電力市場結構來看,一個完備的市場體系應該包含能量市場、輔助服務市場、金融與期貨市場、容量市場等市場類型,不同地區市場建設規劃未出臺,路徑不明晰。現階段我國一刀切地全面推動現貨市場,但政治動員不足,配套設施不完備,配套規則不健全,交易風險評估、風險防范等工作尚未扎實開展,市場主體參與現貨市場意識有待提升等問題還未得到充分重視。

          配電投資市場目的不明確

          中發9號文要求“按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求,探索社會資本投資配電業務的有效途徑。逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務,鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。”但實際情況是,增量配電改革過程中受到極大阻力,配售電資產混合所有制、配售電業務向社會資本放開的要求尚未得到有效落實,增量配電業務缺乏培育過程,暫無有效的盈利模式。試點貪多求快,推動方式方法飽受詬病。

          輸配電價體系對電力交易支撐能力仍有不足

          電價改革是市場化的核心,輸配電價格是影響電能交易活躍的主要因素之一。我國已經完成了涵蓋輸配電各個環節、全部領域的頂層設計,并完成了首個監管周期內的輸配電價核定。但在輸配電價的實施階段,價格制定過程的具體參數不公開、不透明,影響跨省跨區交易規模進一步擴大,影響分布式能源就地消納,輸配電價體系有待進一步豐富完善。

          交叉補貼虛高長期拖累工商業發展

          對居民、農業電價的交叉補貼,是全國一般工商業電價普遍較高的根源。盡管自2015年實施供給側結構性改革以來的一系列舉措,適當降低了工商業度電交叉補貼水平,但隨著居民、農業用電占比逐年提高,交叉補貼總規模不降反增。截至2017年,我國居民和農業享受的交叉補貼達2700億元,折合工商業度電承擔約7.8分/千瓦時。這些交叉補貼扭曲了電價體系,抑制資源配置效率,嚴重侵蝕工商企業的合理利潤,降低工商企業市場競爭力,阻礙發電側和售電側市場化的推進。

          自備電廠未轉化為合格市場主體

          我國的自備電廠問題的產生和發展與特殊的歷史和體制背景密不可分,不能拋開歷史,以孤立甚至否定的態度看待自備電廠問題。當前自備電廠的存在和部分不規范發展,某種程度上是不合理的高電價、供電可靠性不高或者用電難等客觀現實的折射。推進自備電廠轉為合格市場主體,實現與公用電廠公平有序競爭,利用市場規律“疏導”社會循序漸進地解決自備電廠問題。這一既定目標是正確的,問題在于改革措施不得力,要么雄心勃勃,要么遇到輿情偃旗息鼓。

        電力市場化改革的趨勢與建議

          2019年是全面建成小康社會的關鍵之年,電力行業應堅持新發展理念,堅持推動高質量發展,堅持以供給側結構性改革為主線,堅持深化市場化改革,為加快建設現代化經濟體系作出實質性貢獻。為此提出以下四點建議。

          一是建立健全現代電力市場體系。現代電力市場體系是我國現代化經濟體系的重要組成部分,除了包括狹義視角的交易主體、交易對象、交易類型等市場要素外,還包括市場競爭機制、兜底服務機制、綠色發展機制和區域協調機制四個方面,以及作為基礎的電力產業體系和作為保障的政府管理機制。主管部門應跳出當前電力交易體系的具體爭議,立足于中國特色社會主義實際,立足于建成小康社會目標,謀劃高質量地建設現代電力市場體系。

          二是進一步完善新零售競爭模式。能源供給從集中式到分布式轉型是未來能源革命的必然趨勢,分布式能源的大力發展改變了傳統電力用戶在競爭性電力市場中的角色。電力消費者也是電力提供者,單向的電力流和資金流正轉變為雙向或多向,這必然改變傳統電力零售側市場和交易的途徑與方式,應不失時機地支持新零售競爭模式探索實踐。

          三是盡快實現電網環節閉環監管。認識對電網投資環節監管的極端重要性,才能按照中發9號文 “管住中間、放開兩頭”的體制架構推動各項改革。應改變當前基于成本加成的傳統監管方式,找到電網合理投資和有效監管的優化方案,形成電網“準入退出、投資、服務質量和價格”的閉環監管機制。盡快建立各部門協同的電力行業治理體系,明確競爭環節“法無禁止即可為”的原則,和自然壟斷環節“法無授權不可為”的原則。

          四突出試點示范引導,鼓勵基層大膽創新。應充分發揮試點項目的先試先行作用,經驗成功再推廣至全國其他地區。對電力現貨試點項目而言,必須立足我國實際情況開展理論與實踐創新。對于增量配電改革試點而言,應加強試點統一規劃,提升試點項目實施運作水平和成功率。鼓勵不同區域進行差別化試點,推動頂層設計與基層探索良性互動、有機結合,發揚地方基層在電力改革中的首創精神。加大監管力度,保障試點工作有序規范開展。

              關鍵詞:電力, 王鵬,電力市場


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