1. 国家发改委：加快建设全国统一电力市场体系 已注册售电公司约5000家

2021年是党和国家历史上具有里程碑意义的一年，也是“十四五”经济体制改革开局之年。

深化重点行业改革取得新成效。加快建设全国统一电力市场体系，电力市场交易规模不断扩大，全年市场化交易电量同比增长17.2%，占全社会用电量约44.6%。深入推动增量配电业务改革，陆续实施5批483个增量配电试点项目，已注册售电公司约5000家。继续推进电网竞争性环节改革，推进电网企业剥离装备制造等业务，组建中国电气装备集团公司。进一步推进油气管网整合，推动国家管网集团完成全部油气主干管网并网运行和资产整合，引导省级管网以市场化方式融入国家管网，形成“全国一张网”。

绿色转型发展改革取得新成效。推动建立健全绿色低碳循环发展经济体系。完善能源消费强度和总量双控制度，对“十四五”国家重大项目实施能耗单列。促进煤炭市场体系建设，推进发电供热企业煤炭中长期合同全覆盖，有序推进煤炭消费总量控制，促进煤炭消费转型。创新性开展绿色电力交易试点，共17个省份近300家市场主体参与，达成交易电量超过90亿千瓦时。深化燃煤发电上网电价市场化改革，建立能涨能跌的市场化电价机制。开展生态产品价值实现机制试点和政策创新试验。

更加注重通过改革防范化解重大风险。把推进改革同防范化解重大风险结合起来。加强战略物资储备体系建设，稳步推进电网、铁路等行业改革，建设全国统一电力市场，保障重要资源能源安全。推动政府粮食储备规模结构布局调整优化，保障粮食安全。完善社会主义市场经济条件下的新型举国体制，深化科技体制改革，推动实现高水平自立自强。

更加注重系统集成推进制度建设。坚持守正创新，注重以制度完善，解决实践问题、巩固改革成果。持续探索完善新型电力系统建设、煤电油气运协调机制、粮食购销领域监管体制机制。完善产权保护、市场准入、公平竞争、社会诚信等市场经济基础制度建设。深入推进综合改革试点。强化改革抓落实和评估机制，推动改革更好落实落地。

 

2. 两部委：完善能源绿色低碳转型体制机制 健全适应新型电力系统的市场机制

2月10日，国家发展改革委 国家能源局发布了关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见。意见指出，健全适应新型电力系统的市场机制。建立全国统一电力市场体系，加快电力辅助服务市场建设，推动重点区域电力现货市场试点运行，完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制，探索容量市场交易机制，深化输配电等重点领域改革，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿色电力交易试点，鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。积极推进分布式发电市场化交易，支持分布式发电（含电储能、电动车船等）与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易，电网企业（含增量配电网企业）提供输电、计量和交易结算等技术支持，完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。完善支持储能应用的电价政策。

完善电力需求响应机制。推动电力需求响应市场化建设，推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用。拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。明确用户侧储能安全发展的标准要求，加强安全监管。加快推进需求响应市场化建设，探索建立以市场为主的需求响应补偿机制。全面调查评价需求响应资源并建立分级分类清单，形成动态的需求响应资源库。

探索建立区域综合能源服务机制。探索同一市场主体运营集供电、供热（供冷）、供气为一体的多能互补、多能联供区域综合能源系统，鼓励地方采取招标等竞争性方式选择区域综合能源服务投资经营主体。鼓励增量配电网通过拓展区域内分布式清洁能源、接纳区域外可再生能源等提高清洁能源比重。公共电网企业、燃气供应企业应为综合能源服务运营企业提供可靠能源供应，并做好配套设施运行衔接。鼓励提升智慧能源协同服务水平，强化共性技术的平台化服务及商业模式创新，充分依托已有设施，在确保能源数据信息安全的前提下，加强数据资源开放共享。

 

3. 四川全面取消地方电网工商业目录销售电价 工商业用户全部进入电力市场

日前四川省发改委发布关于调整地方电网目录销售电价有关事项的通知，通知指出全面取消地方电网工商业目录销售电价。地方电网仅保留现行居民生活、农业生产目录销售电价，并通过优先收购供区内并网直调水电予以保障。国网四川省电力公司趸售地方电网2021年12月和2022年1月结算电量纳入四川电网优先购电保障范围。

地方电网工商业目录销售电价取消后，工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电。暂未直接从电力市场购电、由电网企业代理购电的，用户用电价格形成机制另行明确。

2022年1月31日前，地方电网企业应发布首次向代理购电工商业用户售电的公告，公告一个月后按代理购电具体办法规定向代理购电工商业用户售电。地方电网企业代理购电机制运行前，原执行目录销售电价、暂未直接从电力市场购电的工商业用户，继续按原目录销售电价水平执行。地方电网企业代理购电机制运行后，已参与电力市场直接交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。

对符合峰谷电价政策执行范围的工商业用户，继续执行峰谷分时电价政策，结算价格应按四川省分时电价的峰谷时段及浮动比例执行。

 

4. 南方电网2021年新能源装机增长23% 跨省区市场化交易电量达674亿千瓦时

2021年，广东、广西、云南、贵州、海南五省区新增风光等新能源发电装机1340万千瓦，同比增长23%，占当年新增电源装机的55%，新能源装机占比提升2.4个百分点，全年消纳新能源电量1251亿千瓦时，同比增加22.5%。风电、光伏发电利用率均达99.8%，区域能源结构转型成效显著。

为提升系统调节能力，全面服务新能源接入消纳，公司印发实施《新能源服务指南》《关于加快新能源并网工作的通知》等，推进新能源“应并尽并、能并快并”。加大了新能源送出通道投资建设力度，投产粤西网架完善及电力外送新通道等工程，保障大规模海上风电等新能源及时接入和足额消纳。2021年底提前投产阳江抽水蓄能电站和梅州抽水蓄能电站首台机组，进一步提升电力系统调节能力。选取超过全网10%、共60个典型县区开展分布式新能源接纳能力提升专题规划，不断完善构建适应高比例新能源接入的配电网网架，服务整县(市、区)分布式屋顶光伏建设。规划未来十年投资约2000亿元，建设3600万千瓦抽水蓄能。

为提高清洁能源利用水平，公司加强统一调度，坚持将清洁能源最大化消纳列为仅次于电网安全的优先调度约束，克服电力供应紧张和省间送电协调难度大的困难，最大限度消纳清洁能源。加强电力需求侧响应管理，科学精准实施有序用电，建立“月报告、周启动、日调整”的工作机制，广东省在全国率先建立市场化疏导的需求响应交易机制，累计注册用户数超过1.2万户，容量1500万千瓦，引导用户侧主动“削峰填谷”。保障主要送电通道稳定运行，迎峰度夏前完成重要送电通道检修，在电力供应紧张期间，关键设备和西电东送主通道均运行平稳，有力保障了汛期西部省区水电消纳，同时支撑了全网电力安全稳定、可靠有效供应。

加强电力市场建设，推动市场发挥配置资源的决定性作用。健全“协议+市场”的跨省跨区电力交易模式，创新和优化交易品种，2021年南方区域跨省区市场化交易电量达674亿千瓦时，同比增长92%，西电东送市场化电量比例提高6个百分点。首次引入抽水蓄能电站、核电机组进入跨省区市场；首次开展南方区域可再生能源电力消纳量交易，实际成交凭证3292个，折合电量329.2万千瓦时。加强辅助服务市场建设，建成投运全国首个区域统一调频服务市场系统，实现南方区域内调频资源的高效利用。贵州、海南、广西电力调峰辅助服务市场先后投入正式运行，通过市场化手段为清洁能源消纳腾出10.8亿千瓦时发电空间。积极引导工业、交通等领域推进“新电气化”，实现电能替代电量359亿千瓦时，同比增长14.3%。