行业前沿

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国家能源局通报：2022年26省区市完成可再生能源电力消纳最低总量责任权重

时间：2023-09-24 阅读量：1435

9月18日，国家能源局发布关于2022年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通报。通报显示，2022年全国可再生能源电力实际消纳量为26810亿千瓦时，占全社会用电量比重31.6%，同比提高2.2个百分点；全国非水电可再生能源电力消纳量为13676亿千瓦时，占全社会用电量比重为15.9%，同比增长2.2个百分点。北京等26个省（自治区、直辖市）完成了国家能源主管部门下达的最低总量消纳责任权重，其中17个省（自治区、直辖市）达到激励值；新疆整体区域总量消纳责任权重为23.5%，其中新疆维吾尔自治区实际完成为25.1%，新疆生产建设兵团实际完成为19.3%；上海、重庆、陕西3省（直辖市）因自然原因和统计口径调整，依规核减未完成的权重。北京等28个省（自治区、直辖市）完成了国家能源主管部门下达的最低非水电消纳责任权重，其中24个省（自治区、直辖市）达到激励值；新疆整体区域非水电消纳责任权重为12.8%，其中新疆维吾尔自治区实际完成为14%，新疆生产建设兵团实际完成为9.8%；云南非水电可再生能源电力消纳实际完成情况较国家下达的最低权重低2.9个百分点。据统计，31个省（自治区、直辖市）中，可再生能源电力消纳占全社会用电量的比重超过80%以上的2个、40%—80%的7个、20%—40%的19个、10%—20%的3个；非水电可再生能源电力消纳占全社会用电量的比重超过20%以上的10个、10%—20%的17个、5%—10%的4个。2022年可再生能源电力消纳总量责任权重完成情况如表1，2022年可再生能源电力消纳非水电责任权重完成情况如表2。详情如下：国家能源局关于2022年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通报各省（自治区、直辖市）能源局、有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：为促进可再生能源开发利用，科学评估各地区可再生能源发展状况，根据可再生能源法和《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能〔2016〕54号）、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号）、《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）等文件，我局委托国家发展改革委能源研究所汇总有关可再生能源电力建设和运行监测数据，形成了《2022年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》（以下简称监测评价报告），作为各地区2022年可再生能源开发建设和并网运行的基础数据。现将监测评价报告予以通报。请各地区和有关单位高度重视可再生能源电力发展，进一步提高可再生能源利用水平，为助力实现碳达峰碳中和目标任务作出积极贡献。国家能源局2023年9月7日

国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就《电力现货市场基本规则（试行）》答记者问

时间：2023-09-22 阅读量：1410

9月15日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》（以下简称《基本规则》）。《基本规则》对规范电力现货市场建设和运营作出了哪些部署？记者专访了国家发展改革委、国家能源局有关负责同志。问：制定《基本规则》的背景是什么？答：2015年，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系。2022年，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，加快建设多层次统一电力市场体系。2022年，中共中央、国务院《关于加快建设全国统一大市场的意见》提出，建设全国统一的能源市场。目前，我国多层次统一电力市场体系已初具雏形：交易品种涵盖电力中长期、现货、辅助服务；交易范围已覆盖省间、省内；经营主体扩大到虚拟电厂、独立储能等新型主体；交易机构实现相对独立规范运作，市场决定电力价格的机制初步形成，市场在资源优化配置中的决定性作用逐步显现。电力现货市场作为反映电力供需形势的“风向标”，试运行周期不断拉长，经营主体逐步多元，市场价格优化发用电行为的引导作用不断显现。山西、甘肃、山东、蒙西和广东等已进入不间断结算试运行。电力现货市场运行取得以下重要成效：一是有效提高资源配置效率，推动电力生产组织由传统计划模式向市场模式转变，现货市场出清结果直接运用于电网调度运行，促进市场运营与系统运行深度融合；二是有效提升电力供需紧张时段的安全保供能力，现货市场分时价格信号有效反映供需形势，通过现货市场短时高电价信号引导火电企业顶峰发电、电力用户减少用电需求；三是有效激励灵活调节资源参与系统调节助力新能源消纳，新能源大发时段，通过现货市场价格信号引导火电企业压降出力、电力用户提高用电需求，扩大新能源消纳空间。总体来看，长周期结算试运行的现货试点地区开展了各具特色的实践探索，为后续市场建设积累了宝贵经验。为进一步巩固市场建设成果，深化市场建设共识，推动电力现货市场稳妥有序实现全覆盖，国家发展改革委和国家能源局制定了《基本规则》，对已实现电力现货市场连续运行的地区进一步规范引导，实现健康持续发展；为尚未开展电力现货市场运行的地区开展电力现货市场建设探索提供可借鉴的经验，降低试错成本。问：《基本规则》的出台有哪些重要意义？答：《基本规则》的出台有四方面重要意义。一是指导规范电力现货市场建设，构建全国统一电力市场体系。通过全面总结电力现货试点建设成功经验，进一步凝聚现货市场建设共识，指导各地因地制宜开展电力现货市场建设。以《基本规则》为指引，优化电力现货市场推进程序，规范电力现货市场规则编制，从市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算、交易技术标准等方面一体化设计规则体系。积极推动电力市场间衔接，加快构建全国统一电力市场体系，促进资源在更大范围内优化配置。二是提升电力安全保供能力，支撑国家能源安全。长期来看，市场化改革是保证能源安全的有效手段，电力现货市场建设作为市场化改革的核心举措之一，在保障电力供应安全方面具有重要作用，具体而言，电力现货市场构建了“能涨能降”的市场价格机制，依托分时价格信号动态反映市场供需形势及一次能源价格变化趋势，并通过短时尖峰价格信号有效激励火电、燃气机组顶峰发电，电力用户移峰填谷，显著提升电力保供能力，支撑经济社会高质量发展。三是构建适合新能源发展的电力市场体系，助力新型电力系统建设。建立适应新能源特性的市场机制，发挥电力现货市场分时价格信号作用，鼓励火电机组提升运行灵活性，促进源网荷储协同互动，充分释放系统整体调节能力。有序推动新能源参与电力市场交易，以市场方式促进变动成本更低的新能源优先消纳，实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳。四是有效激发市场活力，探索新型主体参与电力市场的新模式、新机制。适应储能、虚拟电厂等新型主体发展需要，不断优化市场机制，独立储能、虚拟电厂等新型主体已可实现自主参与现货市场申报，并按照现货市场分时价格信号参与系统灵活调节。未来，随着市场机制的进一步建立健全，可通过现货市场的分时价格信号更好激励新型主体充分发挥灵活调节能力，引导用户灵活用电，有效提升电力系统稳定性和灵活性，实现源网荷储各环节灵活互动，为新型电力系统建设提供机制保障。问：《基本规则》的适用范围和主要内容是什么？答：《基本规则》主要规范电力现货市场的建设与运营，包括日前、日内和实时电能量交易，以及现货与中长期、辅助服务、电网企业代理购电等方面的统筹衔接。适用于采用集中式市场模式的省（区、市）/区域现货市场，以及省（区、市）/区域现货市场与相关市场的衔接。《基本规则》包括十三章129条内容及名词解释附件，主要包括四方面内容。一是明确电力现货市场建设路径。《基本规则》明确近期重点推进省间、省（区、市）/区域市场建设，以“统一市场、协同运行”起步，加强中长期、现货、辅助服务交易衔接，畅通批发、零售市场价格传导，推动新能源、新型主体、各类用户平等参与电力交易。中远期现货市场建设要适应新型电力系统运行要求，实现源网荷储各环节灵活互动、高效衔接，形成平等竞争、自主选择的市场环境，逐步推动省间、省（区、市）/区域市场融合，推动全国统一电力市场体系全面建成。二是规范电力现货市场机制设计。扩大市场准入范围，将虚拟电厂等新型主体纳入市场交易；规范市场限价机制，明确价格限值的确定与修改原则；促进市场衔接，提出现货与中长期、辅助服务交易衔接的原则性要求；细化市场结算管理，明确结算流程及结算方式。三是明确电力现货市场运营要求。明确电力现货市场要依序开展模拟试运行、结算试运行和正式运行，并从规则体系、信息披露、技术支持系统、人员培训、计量管理、市场干预等方面规范了各阶段工作内容及相关要求，保障电力现货市场建设工作平稳有序推进。四是规范电力现货市场相关名词术语。通过名词解释，对部分电力现货市场相关的名词术语进行了统一规范，有效解决了专业术语中存在的一义多词或一词多义、含义不清的现象，例如对电能量批发市场有多种说法，现在统一明确为发电企业和电力批发用户或售电公司之间进行电力交易的市场，具体包括中长期电能量交易和现货电能量交易两种交易方式。问：《基本规则》的主要制度设计有哪些？答：结合“双碳”目标和构建新型电力系统的新形势、新要求，《基本规则》主要进行了三方面制度性设计。一是针对全国统一电力市场体系建设路径有待进一步明确、电力现货市场建设运营流程需要进一步规范等问题，在《基本规则》中明确了电力现货市场近期和远期重点任务，从市场规则发布、技术支持系统建设、经营主体培训与规则宣贯、市场运行情况分析、市场风险防控等方面，明确了电力现货市场模拟试运行、结算试运行和正式运行等不同阶段的启动条件和工作内容。二是针对电力市场需要一体化推进，特别是加强电力现货交易与相关交易和机制的统筹衔接等问题，在《基本规则》中设置了市场衔接机制章节，对现货与中长期、辅助服务、代理购电、容量补偿的衔接提出了各方达成共识的原则性要求。例如，中长期交易要约定分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素，推动调频、备用辅助服务与现货市场联合出清，探索建立市场化容量补偿机制等。三是针对市场运营风险防范，在《基本规则》中设置了风险防控章节，对市场风险分类提出了防控与处置机制，明确了国家能源局派出机构、省（区、市）有关主管部门和市场运营机构在市场风险防控中的职责分工，提出了市场风险监测以事前、事中为主，市场风险处置以事中、事后为主的风险防控原则。问：下一步如何推动《基本规则》有效落实？答：国家发展改革委、国家能源局将会同地方政府有关部门和国家能源局派出机构，因地制宜抓好《基本规则》的落实工作。一方面，指导已进入长周期结算试运行的地区依据《基本规则》进一步修改完善规则体系，在持续开展现货市场长周期结算试运行的基础上，在新能源和新型主体参与市场、加强批发市场与零售市场协同等方面开展创新探索。另一方面，稳妥有序扩大现货市场范围，引导其他地区参照《基本规则》开展电力现货市场规则体系编制和市场建设运营工作，加快完善市场关键机制设计，尽快启动现货市场试运行。同时，国家发展改革委、国家能源局将密切关注各地电力现货市场建设运营情况和《基本规则》落实情况，适时总结评估，根据新形势、新要求动态修订《基本规则》，不断健全电力现货市场相关政策体系，加强各类市场的协同和衔接，加快构建全国统一电力市场体系。（来源：国家能源局配售电中心孙孝文整理）

传统电力企业亟待破解的五大难题

时间：2023-09-08 阅读量：1422

根据中电联最新发布的数据显示，在去年为电力保供亏损千亿之后，2023年上半年我国煤电企业尚未整体实现扭亏为盈，大型发电集团煤电亏损面达到50%上下，部分大型发电集团仍处整体亏损状态。总体来看，同一些现代战略性新兴企业相比，我国绝大多数传统能源电力企业冗员人数多，企业底子薄，社会负担重，生产设备与手段陈旧落后，技术储备与创新能力不足，职工收入总体不高，优秀人才留不住，产品缺乏竞争力，呈现出步履维艰、进退维谷、良莠不齐的诸多困窘，突出表现在发展后劲弱、管理弊病多、债务规模高、治理效能差、国际化程度低等方面。如何有效破解上述发展“难题”，努力实现高质量发展和可持续发展，是摆在传统能源电力企业面前的战略性课题。难题之一低成长性“烦恼”多多实际上，一些能源电力企业早已步过青壮年阶段、进入到中老年阶段，发展后劲明显不足，呈现出老态龙钟的窘态，逐渐显现出“慢性病”和“综合疲劳症”。笔者屡屡听到业界的抱怨声，企业生产经营已经很努力、很拼命了，但钱却越来越赚了，日子一天比一天难过，“土豪家”、“老财主”家里的“余粮”所剩无几了。曾几何时，能源电力作为国民经济的先导产业，具有较强的行业垄断性，是大家都羡慕不来的“香钵钵”，经营难度不大、待遇相对优渥，收益却有保障。后来随着我国能源电力市场的全面放开，大量社会资本纷纷进入能源电力市场，市场竞争日益激烈，以前那种“躺着就有钱赚”的好日子一去不复返了，想赚钱、赚快钱也就没有那么容易了，真正的“苦日子”还在后面。造成现在的这种局面，其实是有着很多主客观和现实原因的：首先，从我国经济总体发展情况来看，随着我国经济进入新常态，目前正处于增长速度换挡期、结构调整阵痛期、历史包袱消化期“三期叠加”时期，加上传统粗放型、高增长的发展模式逐渐进入“死胡同”，作为国有“老企业”的典型代表的能源电力企业社会负担重、发展底子薄、冗余人员多、体制机制差、竞争意识弱，早已不具备高速成长的主观条件和客观环境，发展的黄金期已时过景迁，逐步陷入进退维谷的两难境地。其次，从能源电力产业发展属性来看，我国能源资源禀赋有着“富煤、贫油、少气”的特点，火电装机的高峰期已过，水电资源开发殆尽，可供开发的核电资源有限且安全性要求很高，风光等新能源全面进入平价和竞价期，我国能源电力市场基本上成为一个竞争性为主的市场，“僧多粥少”的现象难以从根本上改观，甚至有可能会愈演愈烈，整个行业已迈过产业的成长性，全面步入成熟期，有些领域甚至进入到衰退期，未来的能源电力市场已难以撑起庞大电力企业高速发展的空间，低成长、慢成长甚至不成长将成为能源电力发展的“最常态”。再者，从能源电力企业自身发展来看，虽然有些大型能源电力企业技术水平依然较为雄厚，但在某些关键核心技术方面同欧美强国相比差距仍很明显，一些核心工艺、基础件和关键设备不仅学不到、也买不来，加上因资金投入不足和人才培养重视不够，各类专业人才流失较为严重，不少基层企业出现技术人员断层；还有些企业为了生存“活命”，不计成本接活，低价竞标，盲目多元和跨界经营，野蛮增长，造成巨大亏损，让本来困苦不堪的企业更加雪上加霜，已丧失了企业快速发展的“先天性”条件。因此，如何突破自身发展的“瓶颈”、切实解决深层次矛盾和尽快走出低成长性“陷阱”是当今不少能源电力企业面临的最紧迫、最急切课题。从根本上讲，能源电力企业能够化解低成长性困局的唯一和根本出路在于创新，苦练内功，“内圣才能外王”，通过全方位的技术创新、业务创新和管理创新，全面培育自己的核心技术、拳头产品和管理优势，全力筑牢企业的核心竞争力，让“老”企业焕发出新优势、新生机。但创新说起来简单而真正做起非常难，所需要的“本钱”从哪儿找？人才从哪里来？突破口怎么选择？这些都是让能源电力人十分“烧脑”和头痛的问题。难题之二管理“顽疾”尾大不掉不可否认，像能源电力领域中从计划经济走过来的传统国有企业在管理上存在不少“通病”：因长期受计划经济和“等要靠”思想的侵蚀，加上受“乱点鸳鸯谱”改革重组的影响，把不同特质的企业强行扭在一起，导致一些能源电力企业生产经营五花八门、人员构成五湖四海、组织体系各自为政、管理层级和链条不断叠加，“集而不团、管而不控、控而不严、严而不活”成为普遍现象。如何跳出“一管就死、一死就放、一放就乱、一乱就收”的治理怪圈，真正告别过去那种“放—乱—管—死”的恶性循环，达到“管而不死、放而不乱、严而不苛、松而有度”的善治效果，形成上下同心、协同联动、和衷共济、齐抓共管的良治局面，成为能源电力企业提升管理水平的重要课题。客观上讲，不少能源电力企业在企业管理上易患上以下三大“病症”：管理“自闭症”。有一些能源电力企业吃惯了“大锅饭”，总是活在自己的世界内自娱自乐、自我陶醉、孤芳自赏，不能够因时而变、因势而动，企业的经营管理因循守旧、墨守成规、固步自封，像一潭死水，看不到一丝活力，不但管理手段多年一成不变，而且经营模式总是“老一套”，甚至产品也总是“老三样”，没有什么科技和技术含量，犯了“痴呆症”与“自闭症”，其归最终宿必然是企业的衰老与衰亡。管理“过度症”。一些企业大搞“层层加码”和“一刀切”，从而导致管理过度。实际上，过度管理比没有管理更可怕，因为过度管理的理性一定会抑制经营的野性。而在一个过分强调管控、强调制度、强调流程的企业里，几乎所有员工都会变成一群只会听话、压抑、谨小慎微的“小绵羊”，很难找到有几个具有开拓性、野性的“狼”，这将会严重损害企业的经营活力，最终必然会导致拼劲不足、创新乏力和成长呆滞。管理“多动症”。还有些能源电力企业“定力”不足，喜欢“瞎折腾”、爱好“走捷径”，一看到别人成功，就邯郸学步，或直接采取“拿来主义”，“照着胡芦画瓢”，生搬硬套地“复制”，频繁地导入和变更管理“招式”，仿佛变成了各种管理花架子的“试验场”，最后得到的却是猴子掰玉米—“一无所获”，让管理者与被管理者都疲于应付、无所适从，不但耗费了企业大量的精力和有限的成本，而且还带来适得其反的效果。俗话说得好，“没有规矩，难成方圆”。说得更直白一点，所谓管理就是管“人”与理“事”，需要注意拿捏好“收”和“放”的度数，让集权和分权成为有机统一体，既要“收”的到位，也要“放”的科学，让一切变得简单易行，尽可能地把复杂问题简单化，而不是让简单问题复杂化。而事实上，管得住不容易，放得开也很难，二者难以做到相互兼容与平衡。一个企业之所以能够发展得好，其真正秘诀在于：该“管”的要及时管起来，不可“越雷池半步”，真正做到杀伐果断、胆大心细、有条不紊，有步骤、有秩序、有章法地展开；该“放”的能够有序地放开，尽量做到徐徐放手、有序放松，而不是暴虎冯河，搞“大撒把”式的朝令夕改、大起大落。只有真正做到“集权有道、分权有序、收放自如、进退裕如”的要求，达到“以无法为有法，化无形为有形”的效应，才是能源电力企业管理要达到的最高境界。难题之三债务负担居高不下资金是企业的“血液”。世人印象中能源电力企业应该是“不差钱的”。其实，除少数能源电力企业资产负债率相对较低、资金较充裕外，大多数发电、建设施工及装备制造类的企业长期被资金紧张所困扰，并不是“富”得流油，而是“负”得流油，普遍存在自有资金严重不足、“两金”占用率过大、债务规模攀升、资产负债率过高、运营资金为负、造血功能不足、资金链紧张等现实问题，资金上的“贫血缺铁症”表现尤为突出。目前除少数几家具有较强垄断性的能源电力企业资金比较雄厚外，大多数企业的资产负债率达到或超过警戒数，有的甚至处于资不抵债的状态。其产生的根源既有历史形成、行业特点等客观因素，也有管理失当、经营失策等主观原因，综合考虑无外乎以下几大成因：由自身发展特性决定的。不少能源电力企业是从计划经济时代走过来，企业本身就是一个“小社会”，“天生命苦人”，职工人数众多，企业底子单薄，还承担着大量的社会负担，经营状况一直不佳，长期靠借贷过日子，经过长年积累，企业负债水平不断攀升。这种情况在一些从事生产、施工类电力企业表现特别明显。受业务过度扩张引起的。一些能源电力企业不计成本的“跑马圈地”，资产和负债的快速增长超过了企业的承受能力，而投资资金来源主要依靠“借东墙补西墙”，使得还本付息的压力不断增加，特别是一些投资项目投产后实际效益与预想效益差距很大，“折腾来去总成空”，推动资产负债率持续上升。因经营管理失误而产生的。债务结构很不合理，明显存在短贷长用；“两金”占比越来越高，大量应收账款难以按时收回甚至成为坏账等。特别是垫资、带资施工给企业的资金回收埋下不小隐患，致使企业负债水平“雪上加霜”。譬如，一些能源电力施工类企业为了“找活干”，不得不大量垫资承包，结果项目投产后难以及时“变现”，由承建方变成了“投资商”，不可避免地导致资金链出现紧张。由经营成本上升而形成的。具体表现为：原料与燃料价格上涨过快，人力用工成本的节节攀升，运输费用大幅提升，财务成本不断增大，尚未结算的新能源补贴逐年增加，环保、安全、土地等非生产性支出过快增长等，让本来并不宽裕的资金更加“捉襟见肘”，加大了企业的资金负担，增加了企业经营压力，使降低资产负债率更是“难上加难”。尤其是煤炭等燃料价格的过快上涨让以火力发电为主的企业苦不堪言。资产负债率是衡量一个企业经营质量的重要指标，按国际上通行标准，资产负债率超过50%，即为过度负债。过高的资产负债率成为一些能源电力企业的集体“焦虑”和挥之不去的“心病”，必将产生过重的财务负担，加大企业的现金压力，引起现金流的断流，降低了融资能力，使企业面临偿债安全性与稳定性下降的风险，给企业造成的危害是难以弥补的，不仅影响到企业正常的生产经营活动，而且还关系到企业的声誉及未来发展，甚至危及到企业的生存发展，成为不少能源电力企业的最大隐忧。化解过度负债的核心要义在于有效降低企业的有息债务规模，其主要途径大致有三：一是主动做好“增收节支、降本增效”，加大“两金”回收，全力化解“三角债”，尽可能降低资金占用；二是坚决抑制住盲目投资的“冲动”，坚持理性投资、有效投资、价值投资，合理安排投资节奏，不断加大股权融资力度，严控有息贷款规模；三是加快推进资产证券化，借助股改上市、并购重组、资产证券化等手段，切实盘活存量资产、放大经营资本。难题之四公司治理陷入僵局伴随着《国有企业三年改革行动方案》的正式收官，作为国有资本占主导地位的能源电力企业虽然形式上全部完成公司制改革，公司治理从形式上比以往有较大改进，但同形成真正独立的产权主体和市场主体还有较大的距离，国有股持股主体的行政化倾向仍然较严重，在公司治理上存在类似的“骨质疏松症”，突出表现在：董事会职权并未完全到位，有形无实，一些企业的党委会“前置讨论”变成“前置决定”，经理层经营活力严重不足、经营主体责任还有待激发，监事会的监督职责难以真正落实，在股东和经营者间缺乏科学的制衡机制，母子公司主要靠强大的行政关系和行政权力维持，治理主体高度重叠且效率低下，同公司治理能力和治理体系现代化的要求差距较大。本质上讲，公司治理是指所有者对一个企业的经营管理和绩效进行监督和控制的一整套制度安排，建设世界一流的企业需要搭建一流的公司治理体系。造成能源电力企业公司治理困局的根源在于人们常说的信息不对称，亦就是国有企业的全民所有制属性与公司董事会之间、董事会与监事会之间、董事会与经理层之间三种委托代理关系并没有实现真正理顺，导致产权的所有者与资产的经营者之间出现相互缺位，引起国有“产权主体虚置”的情况。因为国有企业的国有股的“实际股东”并非是最终的财产实际所有者，而只是国有资产形式上的“代理人”，虽然拥有一定的实际控制权，但并不拥有完全的资产收益权，也不完全承担其控制权使用的相应责任，从而造成国有股股权约束错位。另外，能源电力企业的公司治理还有一个不可忽视的问题是“一股独大”情况较为严重和普遍。作为产业自然垄断性相对较高的行业，能源电力企业基本上是国有股占据绝对主导地位。由于国有股权的高度集中，国有股的行使主体往往具有特殊的支配地位，很难做到企业所有权与经营权实现真正意义上的相互分离，这样很容易导致上级管理部门与企业自身的角色相互错位，把对企业的例行监督演变为过度的行政干预，企业的经营自主权难以得到充分落实，造成公司治理绩效和治理效率大为降低。虽然国企业产权制度和公司治理改革经历了差不多已有近四十年了，但上述问题一直没有得到有效的解决。个人认为，现代企业治理的核心在于形成自我约束和相互制衡机制，实现公平与效率相统一。因此，要想真正解决好上述问题，需要“五管齐下”：一是国资监管机构要真正“以管资本为主”推进自身的职能转变，准确把握依法履行出资人的职责定位，科学界定监管的边界，避免越位、缺位和错位的情况发生；二是充分发挥董事会在公司治理的核心作用，健全董事会的运作机制，提升董事会成员的履职能力，优化董事的履职环境，确保董事独立、专业、客观履行职责，保证董事会做出客观科学的经营决策。三是增强经理层的经营活力，建立健全董事会向经理层授权放权机制，全面推行经理层成员任期制和契约化管理，加快建立职业经理人制度，着力压实经营层的经营管理责任。四是优化监管方式和监管手段，推进监事会建设与纪检监察、巡视、审计等各类监督的贯通联动，构建协调有序的大监督工作格局。五是构建科学的激励约束机制，切实平衡好股东与管理层、大股东与中小股东、公司与其他利益相关者的关系，为企业价值创造提供坚强的制度保障。难题之五国际经营进退维谷在国家“走出去”战略和“一带一路”倡议的引领和带动下，能源电力企业的国际化经营取得了长足的发展，曾掀起一股到海外经营与投资的浪潮，成为我国在国际能源市场上一支不可忽视的中坚力量。但必须清醒地看到，我国“走了出去”的能源电力企业虽多如“牛毛”，但真正能有大成就者似乎屈指可数，在国际上有重要影响力的企业更是凤毛麟角，一些能源电力企业喜欢盲目跟风、好大喜功，没有开展全面细致的调查研究，没有制订明确的发展规划和经营策略，但凭一腔热血盲目地“走出去”，最终不得不铩羽而归，好象患上“夜盲症”一样，因方向不清、四处乱窜而摔了个“大跟头”，甚至走上了“不归路”。特别是近些年，受中美贸易冲突和新冠疫情的冲击，能源电力企业境外业务受到不小的掣肘，国际化发展面临诸多“烦恼”。一是全球经济陷入衰退迹象明显，“去全球化”的呼声再起，贸易保护主义重新抬头，还有发展中国家的债务负担加重，违约风险加大，同时以美国为首的多个发达国家以疫情为契机积极推动产业回流，对我国企业的打压变本加厉，中美经济“脱钩”裂痕愈加明显，为能源电力企业“走出去”的前景蒙上了一层阴影。二是境外资信认证难度加大，合规性隐忧日益显现。目前全球资信评级业务90%以上市场被标普、穆迪和惠誉三大机构占据，国际市场的信用评级权和话语权被西方公司牢牢控制，导致我国企业在信用调查取证、风险监测、信息收集等方面基本上处于被动弱势地位，加之缺乏统一跨境征信框架体系，能源电力企业在开展境外业务不可避免地会受到资信认证的困扰。三是一些国家为保护本国市场，寻找各种借口开展所谓的反倾销活动，通过利用技术法规、标准和合格评定程序设置等岐视性的贸易技术壁垒来限制我国企业进入当地市场，成为能源电力企业“走出去”的最大障碍，还有不少其他“隐形壁垒”也使得境外相关协议在具体落实过程中屡遭波折。另外，少数西方国家借碳排放、碳中和形成新的贸易壁垒也不容忽视。四是全球供给体系遭受巨大破坏，供应链产业链受到空前考验。新冠疫情、地缘政治冲突、自然灾害、去全球化、美元加息等引发的物价成本上升、能源危机、产业链断裂等问题层出不穷。美欧日借助其在全球能源电力供应链的领先地位，通过列入实体清单进行无理断供，使企业的生产、库存、运输、订单等活动陷入困境，让正常生产秩序受到严重破坏。越来越多的不可控因素，正在对全球供给体系形成史无前例的威胁和巨大的实质性破坏。总体来看，能源电力企业“走出去”的黄金期已过，国际经营所处的环境正在恶化，面临的外部条件更加严苛。尽管“走出去”的重大意义几乎人人都耳熟能详，但 “走出去”绝不是随意“放卫星”，企业需要三思而后行、谋定而后动，一些部门也不要“乱刮风”，否则极有可能带来难以估量的损失。能源电力作为国民经济发展的先导产业，也是各国重点关注和保护的行业，能源电力企业要想在国际市场上行得稳、走得远、跑得快，不但需要借助天时、地利、人和的先决条件，更需要拥有自己的拳手产品、重点市场和核心技术等过硬本领，方能在国际竞争的大潮中立于不败之地，走出一条海阔天空、“风光”无限之康庄大道。

全国绿电交易发布新规《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》

时间：2023-08-16 阅读量：1420

2022年5月，北京电力交易中心印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》。2023年8月9日北京电力交易中心发布《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（修订稿）》（京电交市〔2023〕44号），对原有交易细则进行修订！新细则共分十一章，适用于国家电网经营区域内开展的绿色电力交易。本细则明确：绿色电力产品：是指符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。市场初期，主要指风电和光伏发电企业上网电量，根据国家有关要求可逐步扩大至符合条件的其它电源上网电量。参与绿色电力交易的发电企业初期主要为风电和光伏等新能源企业。绿色电力交易：是指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，交易电力同时提供国家规定的可再生能源绿色电力证书(以下简称“绿证”)，用以满足发电企业、售电公司、电力用户等市场主体出售、购买绿色电力产品的需求。绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内、以及主动放弃补贴的风电和光伏电量(以下简称“无补贴新能源”)参与交易。稳步推进已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量(以下简称“带补贴新能源”)参与绿色电力交易，参与绿色电力交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益，在国家可再生能源补贴发放时等额扣减。发电企业放弃补贴的电量，参与绿色电力交易的全部收益归发电企业所有。绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和省间绿色电力交易，其中:省内绿色电力交易是指由电力用户或售电公司通过电力直接交易的方式向本省发电企业购买绿色电力产品。省间绿色电力交易是指电力用户或售电公司向其他省发电企业购买符合条件的绿色电力产品。初期由电网企业汇总并确认省内绿色电力交易需求，跨区跨省购买绿色电力产品。有序推动以平台聚合市场主体的方式参与省间绿电交易。绿色电力交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌、集中竞价等，可根据市场需要进一步拓展，应实现绿色电力产品可追踪溯源。参与绿色电力交易的市场成员包括发电企业、电力用户、售电公司等市场主体，以及电网企业、承担可再生能源发展结算服务的机构、电力交易机构、电力调度机构、国家可再生能源信息管理中心等。绿色电力证书是国家对发电企业每兆瓦时可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，作为绿色电力环境价值的唯一凭证。（转载于中欧碳中和）（由配售电中心孙孝文整理）

国家发展改革委财政部国家能源局三部委印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》

时间：2023-08-08 阅读量：1467

7月25日，国家发展改革委等三部委印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，明确了绿证的适用范围、核发、交易、应用等工作，对推动绿色电力消费、保障绿色电力消纳、保障能源安全和绿色低碳转型提供了强力支撑。《通知》明确了绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证；1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量；可交易绿证除用作可再生能源电力消费凭证外，还可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。《通知》明确了由国家能源局负责绿证相关管理工作，绿证对应电量不得申领电力领域其他属性凭证。对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证。其中，对以下发电类型发电量核发可交易绿证：1、集中式风电（含海上风电）、集中式太阳能发电（含光热发电）项目的上网电量；2、对分散式风电、分布式光伏发电项目的上网电量；3、对生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目的上网电量；4、对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转。对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。《通知》指出，绿证依托中国绿色电力证书交易平台、北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易，采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式交易绿证数量和价格；现阶段绿证仅可交易一次；无补贴项目绿证收益归发电企业或项目业主所有，享受中央财政补贴的项目，属于国家保障性收购的，绿证收益等额冲抵中央财政补贴或归国家所有；属于市场化交易的，绿证收益在中央财政补贴发放时等额扣减。《通知》明确了拓展应用场景。一是支撑绿色电力交易。绿色电力交易对应绿证由核发机构推送至电力交易机构，按交易合同或双边协商约定将绿证随绿色电力一同交易，分别明确绿证和物理电量的交易量和交易价格；二是核算可再生能源消费。落实可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制；三是认证绿色电力消费。以绿证作为电力用户绿色电力消费和绿电属性标识认证的唯一凭证，建立相关绿电消费认证标准体系；四是衔接碳市场。研究推进绿证与全国碳排放交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调；五是推动绿证国际互认。我国可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证，推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接。加强绿证核发、计量、交易等国际标准制定。《通知》鼓励社会各用能单位主动承担可再生能源电力消费氛围，主动承担可再生能源电力消费社会责任。强调要严防绿证核发、交易及绿电交易的造假行为；加强监管，加大发电数据核对工作。（售电部、规划发展部根据工作需要摘要整理）

2023年1-6月份全国电力市场交易简况

时间：2023-08-02 阅读量：1449

1-6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量26501.1亿千瓦时，同比增长6.7%，占全社会用电量比重为61.5%，同比提高0.9个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为21141.9亿千瓦时，同比增长5.9%。　　6月份，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4559.8亿千瓦时，同比增长8.0%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3610.7亿千瓦时，同比增长9.2%。　　一、全国各电力交易中心交易情况　　1-6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量26501.1亿千瓦时，同比增长6.7%，占全社会用电量比重为61.5%，同比提高0.9个百分点。省内交易电量合计为21317.6亿千瓦时，其中电力直接交易20557.9亿千瓦时（含绿电交易213.4亿千瓦时、电网代理购电4267.7亿千瓦时）、发电权交易698亿千瓦时、其他交易61.6亿千瓦时。省间交易电量合计为5183.6亿千瓦时，其中省间电力直接交易584亿千瓦时、省间外送交易4557.1亿千瓦时、发电权交易42.4亿千瓦时。　　6月，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4559.8亿千瓦时，同比增长8.0%。省内交易电量合计为3612.5亿千瓦时，其中电力直接交易3495.6千瓦时（含绿电交易39.1亿千瓦时、电网代理购电696.6亿千瓦时）、发电权交易106.8亿千瓦时、其他交易10.1亿千瓦时。省间交易电量合计为947.3亿千瓦时，其中省间电力直接交易115.1亿千瓦时、省间外送交易818.6亿千瓦时、发电权交易13.5亿千瓦时。　　1-6月，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量20898.0亿千瓦时，同比增长7.1%，占该区域全社会用电量的比重为61.3%，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为4860.5亿千瓦时，同比增长10.7%；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量4268.2亿千瓦时，同比增长2.2%，占该区域全社会用电量的比重为59.3%，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为323.1亿千瓦时，同比下降19.4%；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量1335亿千瓦时，同比增长17%，占该区域全社会用电量的比重为74.4%。　　二、全国电力市场中长期电力直接交易情况　　1-6月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为21141.9亿千瓦时，同比增长5.9%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为20557.9亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为584亿千瓦时。　　6月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3610.7亿千瓦时，同比增长9.2%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为3495.6亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为115.1亿千瓦时。　　1-6月，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为16248.7亿千瓦时，同比增长6.2%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为3759.7亿千瓦时，同比增长3.8%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为1133.6亿千瓦时，同比增长7.3%。

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