1. 國家發改委：加快建設全國統一電力市場體系 已注冊售電公司約5000家

2021年是黨和國家歷史上具有里程碑意義的一年，也是“十四五”經濟體制改革開局之年。

深化重點行業改革取得新成效。加快建設全國統一電力市場體系，電力市場交易規模不斷擴大，全年市場化交易電量同比增長17.2%，占全社會用電量約44.6%。深入推動增量配電業務改革，陸續實施5批483個增量配電試點項目，已注冊售電公司約5000家。繼續推進電網競爭性環節改革，推進電網企業剝離裝備制造等業務，組建中國電氣裝備集團公司。進一步推進油氣管網整合，推動國家管網集團完成全部油氣主干管網并網運行和資產整合，引導省級管網以市場化方式融入國家管網，形成“全國一張網”。

綠色轉型發展改革取得新成效。推動建立健全綠色低碳循環發展經濟體系。完善能源消費強度和總量雙控制度，對“十四五”國家重大項目實施能耗單列。促進煤炭市場體系建設，推進發電供熱企業煤炭中長期合同全覆蓋，有序推進煤炭消費總量控制，促進煤炭消費轉型。創新性開展綠色電力交易試點，共17個省份近300家市場主體參與，達成交易電量超過90億千瓦時。深化燃煤發電上網電價市場化改革，建立能漲能跌的市場化電價機制。開展生態產品價值實現機制試點和政策創新試驗。

更加注重通過改革防范化解重大風險。把推進改革同防范化解重大風險結合起來。加強戰略物資儲備體系建設，穩步推進電網、鐵路等行業改革，建設全國統一電力市場，保障重要資源能源安全。推動政府糧食儲備規模結構布局調整優化，保障糧食安全。完善社會主義市場經濟條件下的新型舉國體制，深化科技體制改革，推動實現高水平自立自強。

更加注重系統集成推進制度建設。堅持守正創新，注重以制度完善，解決實踐問題、鞏固改革成果。持續探索完善新型電力系統建設、煤電油氣運協調機制、糧食購銷領域監管體制機制。完善產權保護、市場準入、公平競爭、社會誠信等市場經濟基礎制度建設。深入推進綜合改革試點。強化改革抓落實和評估機制，推動改革更好落實落地。

 

2. 兩部委：完善能源綠色低碳轉型體制機制 健全適應新型電力系統的市場機制

2月10日，國家發展改革委 國家能源局發布了關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見。意見指出，健全適應新型電力系統的市場機制。建立全國統一電力市場體系，加快電力輔助服務市場建設，推動重點區域電力現貨市場試點運行，完善電力中長期、現貨和輔助服務交易有機銜接機制，探索容量市場交易機制，深化輸配電等重點領域改革，通過市場化方式促進電力綠色低碳發展。完善有利于可再生能源優先利用的電力交易機制，開展綠色電力交易試點，鼓勵新能源發電主體與電力用戶或售電公司等簽訂長期購售電協議。支持微電網、分布式電源、儲能和負荷聚合商等新興市場主體獨立參與電力交易。積極推進分布式發電市場化交易，支持分布式發電（含電儲能、電動車船等）與同一配電網內的電力用戶通過電力交易平臺就近進行交易，電網企業（含增量配電網企業）提供輸電、計量和交易結算等技術支持，完善支持分布式發電市場化交易的價格政策及市場規則。完善支持儲能應用的電價政策。

完善電力需求響應機制。推動電力需求響應市場化建設，推動將需求側可調節資源納入電力電量平衡，發揮需求側資源削峰填谷、促進電力供需平衡和適應新能源電力運行的作用。拓寬電力需求響應實施范圍，通過多種方式挖掘各類需求側資源并組織其參與需求響應，支持用戶側儲能、電動汽車充電設施、分布式發電等用戶側可調節資源，以及負荷聚合商、虛擬電廠運營商、綜合能源服務商等參與電力市場交易和系統運行調節。明確用戶側儲能安全發展的標準要求，加強安全監管。加快推進需求響應市場化建設，探索建立以市場為主的需求響應補償機制。全面調查評價需求響應資源并建立分級分類清單，形成動態的需求響應資源庫。

探索建立區域綜合能源服務機制。探索同一市場主體運營集供電、供熱（供冷）、供氣為一體的多能互補、多能聯供區域綜合能源系統，鼓勵地方采取招標等競爭性方式選擇區域綜合能源服務投資經營主體。鼓勵增量配電網通過拓展區域內分布式清潔能源、接納區域外可再生能源等提高清潔能源比重。公共電網企業、燃氣供應企業應為綜合能源服務運營企業提供可靠能源供應，并做好配套設施運行銜接。鼓勵提升智慧能源協同服務水平，強化共性技術的平臺化服務及商業模式創新，充分依托已有設施，在確保能源數據信息安全的前提下，加強數據資源開放共享。

 

3. 四川全面取消地方電網工商業目錄銷售電價 工商業用戶全部進入電力市場

日前四川省發改委發布關于調整地方電網目錄銷售電價有關事項的通知，通知指出全面取消地方電網工商業目錄銷售電價。地方電網僅保留現行居民生活、農業生產目錄銷售電價，并通過優先收購供區內并網直調水電予以保障。國網四川省電力公司躉售地方電網2021年12月和2022年1月結算電量納入四川電網優先購電保障范圍。

地方電網工商業目錄銷售電價取消后，工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電。暫未直接從電力市場購電、由電網企業代理購電的，用戶用電價格形成機制另行明確。

2022年1月31日前，地方電網企業應發布首次向代理購電工商業用戶售電的公告，公告一個月后按代理購電具體辦法規定向代理購電工商業用戶售電。地方電網企業代理購電機制運行前，原執行目錄銷售電價、暫未直接從電力市場購電的工商業用戶，繼續按原目錄銷售電價水平執行。地方電網企業代理購電機制運行后，已參與電力市場直接交易、改為電網企業代理購電的用戶，其價格按電網企業代理其他用戶購電價格的1.5倍執行。

對符合峰谷電價政策執行范圍的工商業用戶，繼續執行峰谷分時電價政策，結算價格應按四川省分時電價的峰谷時段及浮動比例執行。

 

4. 南方電網2021年新能源裝機增長23% 跨省區市場化交易電量達674億千瓦時

2021年，廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區新增風光等新能源發電裝機1340萬千瓦，同比增長23%，占當年新增電源裝機的55%，新能源裝機占比提升2.4個百分點，全年消納新能源電量1251億千瓦時，同比增加22.5%。風電、光伏發電利用率均達99.8%，區域能源結構轉型成效顯著。

為提升系統調節能力，全面服務新能源接入消納，公司印發實施《新能源服務指南》《關于加快新能源并網工作的通知》等，推進新能源“應并盡并、能并快并”。加大了新能源送出通道投資建設力度，投產粵西網架完善及電力外送新通道等工程，保障大規模海上風電等新能源及時接入和足額消納。2021年底提前投產陽江抽水蓄能電站和梅州抽水蓄能電站首臺機組，進一步提升電力系統調節能力。選取超過全網10%、共60個典型縣區開展分布式新能源接納能力提升專題規劃，不斷完善構建適應高比例新能源接入的配電網網架，服務整縣(市、區)分布式屋頂光伏建設。規劃未來十年投資約2000億元，建設3600萬千瓦抽水蓄能。

為提高清潔能源利用水平，公司加強統一調度，堅持將清潔能源最大化消納列為僅次于電網安全的優先調度約束，克服電力供應緊張和省間送電協調難度大的困難，最大限度消納清潔能源。加強電力需求側響應管理，科學精準實施有序用電，建立“月報告、周啟動、日調整”的工作機制，廣東省在全國率先建立市場化疏導的需求響應交易機制，累計注冊用戶數超過1.2萬戶，容量1500萬千瓦，引導用戶側主動“削峰填谷”。保障主要送電通道穩定運行，迎峰度夏前完成重要送電通道檢修，在電力供應緊張期間，關鍵設備和西電東送主通道均運行平穩，有力保障了汛期西部省區水電消納，同時支撐了全網電力安全穩定、可靠有效供應。

加強電力市場建設，推動市場發揮配置資源的決定性作用。健全“協議+市場”的跨省跨區電力交易模式，創新和優化交易品種，2021年南方區域跨省區市場化交易電量達674億千瓦時，同比增長92%，西電東送市場化電量比例提高6個百分點。首次引入抽水蓄能電站、核電機組進入跨省區市場；首次開展南方區域可再生能源電力消納量交易，實際成交憑證3292個，折合電量329.2萬千瓦時。加強輔助服務市場建設，建成投運全國首個區域統一調頻服務市場系統，實現南方區域內調頻資源的高效利用。貴州、海南、廣西電力調峰輔助服務市場先后投入正式運行，通過市場化手段為清潔能源消納騰出10.8億千瓦時發電空間。積極引導工業、交通等領域推進“新電氣化”，實現電能替代電量359億千瓦時，同比增長14.3%。