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国家能源局7月31日发布2019年重点专项监管报告,通报组织交易不规范,交易规则执行不到位等问题。
部分供电企业用电报装业务办理时间超出国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》规定的时限要求;业务办理存在“体外循环”,重复或滞后发起系统流程、补填或涂改时间记录,用电报装时间统计信息不准确等问题。
部分供电企业违规收费或由关联企业变相违规收费;投资界面不清晰,随意扩大用户受电工程范围,将部分应由供电企业承担的费用转嫁给用户;在交费协议中对用户交费金额、方式设置不清晰或隐含预付费条件;对用户变更信息不及时导致重复收费。
部分电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则,相同条件下不同风电场站弃风比例差异较大;部分电力交易机构未与部分新建机组在调试前签订购售电合同,导致发电企业不能按期结算并网调试期上网电费。
详情如下:
根据《国家能源局综合司关于印发2019年重点专项监管工作方案的通知》(国能综通监管〔2019〕38号),国家能源局组织各派出机构开展了用户“获得电力”优质服务情况、清洁能源消纳、12398热线投诉举报共性问题重点专项监管(以下简称重点专项监管)。在日常监管、企业自查、现场检查的基础上,形成本报告。
一、基本情况
国家能源局严格落实中央“基层减负年”部署要求,将重点专项监管与能源行业漠视侵害群众利益问题专项整治、农网改造升级大排查工作统筹安排、协同推进,努力减轻基层负担。各派出机构坚持目标引领和问题导向,认真制定实施方案和工作台账,按照启动部署、自查整改、现场监管等步骤,全面摸底排查,深入调研督导,严格行政执法,确保重点专项监管工作取得实效。在监管工作中,国家能源局集中全局力量,组成15个工作组,在全国范围内进行了调研督导和现场监管。
从监管情况看,各电网公司及各级供电企业基本能够落实重点专项监管工作要求,注重拓展服务渠道、创新服务方式,努力提高供电质量和供电服务水平,积极解决人民群众反映的各类用电问题,取得了较好成效。在监管中也发现了部分企业在用电报装办理、配电网运维管理和市场交易组织等方面存在的问题。
二、存在问题
经统计,国家能源局工作组和各派出机构在重点专项监管中共发现各类问题717项。本报告按照同类合并、通报典型原则,重点披露以下问题。
(一)用电业务办理时间超出国家规定时限或业务办理“体外循环”,时间信息不真实
部分供电企业用电报装业务办理时间超出国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》规定的时限要求;业务办理存在“体外循环”,重复或滞后发起系统流程、补填或涂改时间记录,用电报装时间统计信息不准确等问题。
专栏1:
1.广东湛江供电局在竣工检验和装表接电环节超时率达35%;内蒙古赤峰、山西太原、河南邓州、贵州湄潭等地区供电企业部分用电报装资料不符合逻辑,业务办理环节时间倒置。
2.天津城西、西藏林芝等地区供电企业营销系统记录时间与业扩资料记录时间不一致,或与实际情况不一致;宁夏石嘴山、安徽阜阳、广西贺州等地区供电企业存在先办理用电业务、后发起系统流程的现象;新疆喀什供电公司部分低压非居民新装用电业务直至装表接电环节才发起系统流程。
(二)办电资料或环节精简不到位,线上报装系统功能不完善或推行力度不够
部分供电企业办电资料或环节精简不到位,有的增设审批、承诺事项,有的报装申请资料繁杂,有的线上办电系统功能不完善或推行力度不够,制约了“获得电力”便利化水平提升。
专栏2:
3.福建闽侯等地区供电企业对部分用电报装项目增设“前期办电指导”环节;湖北新洲等地区供电企业要求低压用电报装必须委托台区网格员办理;浙江省电力有限公司在用电报装业务办理中对110kV及以上用户增设“接入系统审批”环节。
4.河北承德、唐山等地区供电企业要求新装用户既提交纸质用电申请资料,又使用“掌上电力”APP重复提交业务申请;江苏无锡供电公司在办电报装办理过程中重复收取营业执照、法人身份证复印件。
5.海南三亚供电局在个别用户用电报装时,要求提供包括管委会报装函、中标通知书、管理合同等11项报装申请资料。
(三)接电和抄表收费不规范,违规收费情况依然存在
部分供电企业违规收费或由关联企业变相违规收费;投资界面不清晰,随意扩大用户受电工程范围,将部分应由供电企业承担的费用转嫁给用户;在交费协议中对用户交费金额、方式设置不清晰或隐含预付费条件;对用户变更信息不及时导致重复收费。
专栏3:
6.云南电网有限责任公司对部分使用变电站间隔和既有电缆通道的用户收取租赁费,违反《国家发展改革委办公厅关于清理规范电网和转供电环节收费有关事项的通知》(发改办价格〔2018〕787号)规定;广西富川水电公司自立名目收取电能表材料费、电表押金、验表费等。
7.安徽亳州、陕西延安等地区供电企业将计量、用电信息采集、负控装置等本应由供电企业承担的费用转嫁至部分用户承担;海南三亚供电局将计量装置辅件有关费用转嫁至用户,2017年至2019年5月份累计约600万元。
8.浙江省电力有限公司统一印制《低压电力智能交费服务协议》相关条款限制用户变更交费方式的选择权,且对用户交费金额、方式设置不清晰,并在办理过程中对用户的知情权和选择权没有充分告知;重庆市电力公司在推广智能交费时设置隐含预付费条件,且要求预付费账户余额不得低于20元。
9.内蒙古呼和浩特赛罕供电分局因电量采集不及时导致部分用户用电递升阶梯,电费升高,连续两次被通报仍未采取有效措施予以解决。
(四)配电网网架结构薄弱,低电压频繁停电问题较为突出
部分农村地区配电网架构薄弱,供电能力不足,低电压、频繁停电等问题多发频发;部分供电企业电网运行方式安排不合理、计划检修统筹不科学、停电抢修不及时,供电“两率”数据管理不规范、统计不准确。
专栏4:
10.河南信阳、周口、驻马店等地区,河北唐山、沧州、保定等地区,湖北恩施、黄冈等地区,陕西西安、汉中等地区,广西贺州、玉林等地区,贵州毕节、铜仁等地区农村配电网基础设施较为薄弱,当地群众反映的低电压和频繁停电问题较为突出,投诉举报数量偏高。
11.四川省部分藏区县配电网建设投资不足,网架薄弱,供电能力、供电可靠性较低,频繁停电、低电压等问题突出。
12.宁夏石嘴山供电公司停电计划执行率偏低,2019年1月、5月计划检修执行率为71.43%、77.5%;陕西西安供电公司2019年1月主网停电工作中临时检修占比达50%,配电网停电计划完成率仅为39%。
(五)用户受电工程市场公平开放不到位,市场竞争不充分
部分供电企业区别对待关联企业和其他承装(修、试)电力设施企业,影响和阻碍市场公平开放;其关联企业利用特殊地位,影响公平竞争;对承装(修、试)电力设施许可资质查验把关不严,存在无资质或虚假资质施工单位违规承揽用户工程的现象。
专栏5:
13.湖南郴电国际郴州分公司明确要求该公司各部门直接介入用户工程设计、施工单位确定、材料采购、项目管理等各环节。
14.浙江绍兴、衢州等地区供电企业的关联企业与用户签订的施工合同部分条款显失公平,如要求用户在合同签订后10日内付清全款、未约定质保金或质保期。
15.江苏常熟供电公司的关联企业在当地用户(含居配)接入工程设计、施工、监理市场份额占比100%,河南安阳、湖南株洲等地区供电企业的关联企业电力试验项目市场占有率超过80%。
16.甘肃酒泉、河南西峡等地区供电企业对承装(修、试)电力设施许可资质审核把关不严,个别未取得资质或资质已注销的施工企业仍在承揽用户工程。
(六)信息发布不规范,办电透明度有待进一步提高
部分供电企业对用户“获得电力”优质服务举措宣传贯彻不到位,宣传内容与优化用电营商环境政策不相符;部分供电企业未按照《供电企业信息公开实施办法》要求,及时、准确、全面地公开相关信息;个别电力交易机构未及时向清洁能源发电企业披露与市场交易相关的安全约束、出清结果等信息。
专栏6:
17.国家电网有限公司部分供电企业在门户网站、供电营业场所等处公开的《供电服务“十项承诺”》中,对部分用电业务的办理时限规定不符合国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》要求;安徽安庆等地区供电企业门户网站未公布营业网点信息。
18.甘肃兰州供电公司停电计划制定不严谨,停电时间预测偏差较大,不利于群众合理安排生产生活用电;山西朔州山阴、右玉等地区供电企业只发布计划检修停电信息,其他故障停电信息未发布。
19.山西电力交易机构新能源交易公布出清结果耗时较长,外送交易公告时间较短;信息披露不完整,缺少关键输电通道剩余可用能力、关键设备检修预安排等安全约束信息。
(七)调度运行和并网管理不严格,未平等对待清洁能源发电企业
部分电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则,相同条件下不同风电场站弃风比例差异较大;部分电力交易机构未与部分新建机组在调试前签订购售电合同,导致发电企业不能按期结算并网调试期上网电费。
专栏7:
20.冀北电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则,同一风力资源区、同一输电断面的不同风电场站弃风比例差异较大。
21.辽宁电力交易机构未与新建机组并网前签订购售电合同,未与发电企业按期结算并网调试期上网电费,影响发电企业效益。
(八)组织交易不规范,交易规则执行不到位
个别电力交易机构未按交易方案组织市场交易,定向扩大市场交易规模;未按要求提交调度机构进行安全校核;新能源发电计划安排不合理,执行进度差异较大;省间外送电交易合同执行率较低。
专栏8:
22.新疆电力交易机构未遵循交易方案,超规模组织新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易,挤占了新能源优先发电和市场化交易电量空间。
23.蒙东电力交易机构2019年上半年组织的市场化交易均未经电力调度机构安全校核。
24.青海电力交易机构安排新能源基数电量计划无明确原则,在月度电量交易计划编制时,未根据前期各电厂基数电量完成情况进行合理调整,新能源企业基数电量计划完成进度差异较大。
25.四川省电力公司2019年上半年外送电年度交易合同执行率仅为67%,影响省内市场交易边界条件确定和发电企业发电计划制定。
(九)电费结算和补贴发放不及时,承兑汇票比例偏高
部分电网企业结算上网电费、发放可再生能源补贴不及时,对市场交易用户的退费管理不规范,退费时间滞后;支付购电费金额与应付购电费存在差异;向发电企业支付电费中银行承兑汇票比例较高。
专栏9:
26.天津市电力公司存在单月结算多个月电费情况;冀北电力有限公司对可再生能源企业支付补贴不及时;四川省电力公司对市场交易用户的退费管理不规范,退费时间滞后,所属供电企业之间差异明显,退费时间跨度最长达3个月。
27.陕西省电力公司月度支付购电费与应付购电费存在差异,且差额在年底核对清算。
28.贵州电网有限责任公司结算电费中银行承兑汇票比例较高,将用户开具的大部分银行承兑汇票转移支付给发电企业,自行承担比例较低。
(十)对群众投诉举报重视不够,处理质量不高
部分供电企业对12398热线投诉举报共性问题重点专项监管部署滞后、效果不佳;未严格落实12398热线投诉举报事项调查处理要求,内部流程不清晰、调查结果不准确、责任认定不严谨;处理群众投诉举报问题针对性不强、处理质量不高。
专栏10:
29.新疆喀什等地区供电企业对个别用户多次反映低电压的投诉举报事项重视不够,整治问题不及时、不彻底;新疆阿勒泰等地区供电企业处理部分群众投诉举报问题针对性不强,解决措施不具体。
30.湖南平江供电公司没有建立12398热线投诉举报共性问题处理台账,多项投诉举报未及时进行处理;四川泸州供电公司共性问题台账不规范,无基本信息、整改措施等内容;四川省能源投资集团有限责任公司、乐山电力股份有限责任公司工作部署滞后,未能有效组织所辖供电企业开展12398热线投诉举报共性问题专项监管。
三、监管成效
针对重点专项监管发现的问题,国家能源局按照闭环监管工作要求,综合运用会商通报、监管约谈、行政处罚等方式,推动发现问题得到有效解决。对属于国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司的623项问题,国家能源局于2020年4月13日、15日分别与两家电网公司进行了会商通报。在重点专项监管中,两家电网公司按照监管工作要求制定专项工作方案,明确工作措施和时间节点,对国家能源局及派出机构发现的问题即时进行整改,同时坚持举一反三,强化建章立制,不断健全问题解决长效机制。截至5月15日,两家电网公司的562项问题已经整改完毕;其余61项因涉及农网改造、资金投入等因素,也已明确整改措施和预计完成时间,将逐步予以解决。对属于地方电力企业的94项问题,各派出机构向相关企业进行了通报,并责令进行了整改。
总体来看,通过重点专项监管的深入开展,推动了各地用电营商环境持续改善,健全了电力市场交易机制,促进了清洁能源消纳和更大范围的资源优化配置,解决了一批人民群众反映强烈、反复出现、矛盾突出的共性问题,进一步提高了供电质量和供电服务水平。主要体现在以下几个方面。
(一)推动“获得电力”优质服务水平进一步提升
我国用户“获得电力”优质服务水平稳步提升,全国用电营商环境持续优化。2019年10月,世界银行发布的《全球营商环境报告2020》显示,以北京、上海为样本城市参评的我国“获得电力”指标排名由第14位进一步提升至第12位,连续两年保持全球领先水平,部分指标属全球最佳。
专栏11:
1.办电更省时。上海市电力公司无缝对接地方政府“一网通办”和“联审平台”,低压小微企业平均接电时间4.22天,最短仅需1天;福建省电力有限公司促请地方政府对20-200米内的配套电力外线工程占掘路实行备案制,用户办电平均时长较2018年压缩超过1/3;青海省电力公司实现低压业扩配套工程“抢修领料”工作模式,办电效率同比提升32.5%。
2.办电更省心。北京市电力公司创新运用 “互联网+”“大数据”,实现工程管理全流程电子化,用户报装接电全程“指尖”完成;深圳供电局有限公司推出了“零资料”“零审核”的无感低压用电报装,市民仅需“刷脸”即可完成低压报装业务;江苏省电力有限公司在农村地区实现网格化、片区化综合服务,通过深化大数据应用、推广移动作业终端、推进“线上+线下”业务融合,实现农村低压用户办电“一次都不跑”,偏远地区居民用电“7×24预约上门服务”。
3.办电更省钱。广东电网有限责任公司广州供电局创新推行“临电租赁共享”“电能保”等供电服务,降低企业用电成本。2019年,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)有限责任公司等3家电网公司通过提高低压接入容量、延伸投资界面,合计为用户节省投资约225亿元。
4.信息更透明。重庆市电力公司编制线上线下宣传材料,通过新闻发布会、走访沟通、典型案例宣传等方式全面宣介“三零”服务举措及“掌上电力”APP,方便企业群众知政策、享便利、得实惠。
(二)推动清洁能源消纳能力进一步增强
全国清洁能源装机保持稳步增长,电源结构持续优化,清洁能源消纳水平不断提高,弃电量、弃电率实现“双降”,弃水问题得到有效缓解,风光消纳逐年好转。清洁能源市场化交易机制不断完善,交易组织、安全校核、电量调度等环节精益化管理水平有所提升。电力辅助服务市场建设逐步深化,系统灵活调节能力和安全裕度全面提升,清洁能源消纳空间进一步拓展,能源结构转型升级效果显著。
专栏12:
5.清洁能源消纳整体形势持续向好。2019年,全国主要流域弃水电量约300亿千瓦时,水能利用率96%,同比提高4个百分点。全国弃风电量约169亿千瓦时,平均弃风率4%,同比下降3个百分点。全国弃光电量约46亿千瓦时,平均弃光率2%,同比下降1个百分点。通过电力辅助服务市场深度挖掘系统调峰能力3100万千瓦,促进清洁能源电量增发850亿千瓦时,相当于少消耗2600万吨标煤,少排放1.7万吨二氧化硫、1.6万吨氮氧化物。
6.资源优化配置成效显著。西北区域跨省调峰市场实现了区域资源共享和省间互济,以甘肃为例,2019年区域辅助服务市场为甘肃电网提供调峰电量25.83亿千瓦时,甘肃电网为其他省份提供调峰电量2.28亿千瓦时。东北区域开展跨省调峰支援991次,支援电量近18.12亿千瓦时,并积极协调俄罗斯、朝鲜开展跨国调峰,缓解冬季低谷时期调峰困难。
7.清洁能源消纳空间不断拓展。南方区域提前建成滇西北直流工程,新增云电送粤能力500万千瓦;加强调峰电源建设,新增抽水蓄能装机130万千瓦。东北区域加强清洁能源消纳综合管理,2019年消纳清洁能源发电量830.37亿千瓦时,同比增长14.85%,新能源受限电量15.59亿千瓦时,同比减少46.55%,实现历史最好水平。
8.电力调度运行机制不断完善。华北区域实施集中式光伏扶贫电站优先调度机制,2019年,河北省电力有限公司、冀北电力有限公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司光伏扶贫电站合计增发电量1.97亿千瓦时,增收1.56亿元,助力打赢精准脱贫攻坚战。云南开展梯级水电群精细化调度,2019年主汛期全网弃水电量同比减少92.5%,全年弃水电量同比减少158.1亿千瓦时。
(三)推动投诉举报共性问题得到较好解决
各供电企业按照监管要求,对人民群众反映强烈、反复出现、矛盾突出的频繁停电、低电压、停电抢修不及时、用户报装受限等12类共性问题进行了深入自查整改,共自查问题13551个,绝大部分问题于2019年完成整改,一大批人民群众身边的操心事、烦心事、揪心事得到有效解决。同时,国家能源局严格行政执法,对重点专项监管中发现的侵犯人民群众合法权益事项坚决予以查处,对13起严重违法案件进行了行政处罚,罚没金额195万元。
专栏13:
9.群众反映集中的电能质量问题得到重点解决。针对投诉举报集中的低电压、频繁停电等电能质量问题,各供电企业进行了重点治理,解决电能质量问题8093个。广东电网有限责任公司认真梳理电压不稳和低电压共性问题案例,开展降低故障率专项行动,完成942个低电压台区的问题治理,区域内的电压不稳及低电压问题得到有效缓解,频繁停电问题数量大幅下降。河南省电力公司针对排查出的低电压、频繁停电问题,制定专门台区改造计划,下达9.5亿元专项整改资金,集中对相关台区进行改造治理,12398热线投诉举报数量排名下降明显。
10.影响较大的部分深层次问题得到有效解决。针对群众反映强烈的河南部分地区农业生产灌溉用电费用较高问题,河南监管办将该问题列入共性问题清单进行专项治理,联合地方政府有关部门、供电企业,从规划衔接、并网接入、电费收取等方面研究出台意见,推动了相关问题的有效解决。针对福建地区行业反映强烈的新建住宅小区供电配套设施建设问题,福建监管办开展专题调研,联合地方政府出台规范性文件,辖区内的相关问题得到了较好解决。
11.投诉举报共性问题长效解决机制初步建立。中国南方电网有限责任公司制定《南方电网公司大力减少12398投诉十项举措》,实行客户问题“日监控、周分析、月通报”机制,打造“全客户、全渠道、全业务、全数据”的“四全”统一服务平台,投诉举报管控力度持续强化,客户问题解决能力全面提升。四川省电力公司完善投诉举报管控机制,建立三级分析例会制度,定期核查重难点问题;建立低电压精准治理工作机制,强化投诉举报问题源头治理。辽宁省电力有限公司制定12398热线投诉举报共性问题专项管控方案,建立共性问题台账长效分析制度,常态开展“回头看”。
四、监管意见
各电网公司及各级供电企业要深入践行以人民为中心的发展思想,认真贯彻能源安全新战略,提高政治站位,强化责任担当;要进一步强化问题治理,持续推进能源结构转型升级,全面提升服务质量和服务水平,不断满足人民群众日益增长的美好生活需要。
(一)全面提升“获得电力”优质服务水平
各供电企业要加快复制推广北京、上海等地“获得电力”典型经验做法,聚焦用户需求,创新服务方式,拓展服务渠道,进一步压缩办电时间、提高办电便利度、降低办电成本,全面提升我国“获得电力”整体服务水平,确保完成“2020年供电企业办理电力用户用电业务平均时间压减到40个工作日以内”的目标任务;同时,要进一步规范服务行为,强化企业内部管理,加大信息公开力度,切实提高用户对优质服务的获得感。
(二)持续提高供电能力和供电质量
各供电企业要加大城市配网和农村电网投资建设和改造力度,将农村地区线路老化、供电半径大、电压低、停电频繁等突出问题优先纳入电网改造计划,着力解决低电压、频繁停电等突出问题;要加强对贫困地区倾斜投资,对供电能力较差、突出问题较多的贫困地区进行重点改造,着力解决电网建设发展不平衡问题;要优化综合保障体系,提高电网运行维护管理水平,加强停电计划管控和停电过程管理,严格执行国家供电质量有关规定和标准,全面提升供电可靠能力。
(三)建立清洁能源消纳综合保障体系
各电网公司和电力调度、交易机构要注重长效机制建设,着力破解清洁能源消纳的制约因素,构建适应高比例清洁能源消纳的综合保障体系;要统筹推进网源荷储协调发展,同步规划、同步建设、同步运行清洁能源配套电网工程;要积极配合电力辅助服务市场机制建设,进一步优化实时调度原则和联合调度运行方式;要持续规范市场化交易组织方式,加强市场化交易合规管理和电量分解执行工作,提升交易规则、交易方案的执行刚性,提高清洁能源消纳公平性;要认真落实清洁能源电力消纳责任权重,合理确定各省(自治区、直辖市)清洁能源利用率目标并适时动态调整,稳步提升清洁能源电量在能源消费中占比。
(四)进一步健全完善投诉举报处理机制
各供电企业要高度重视12398热线投诉举报处理相关工作,高度关注人民群众的每一项诉求,认真查找服务短板,严格规范内部流程,加快投诉举报处理进度,提高投诉举报处理质量,持续提升群众反映问题的解决能力,确保群众诉求得到及时回应,群众困难得到圆满解决;要重点关注和定期总结群众投诉举报中的共性问题,善于从群众诉求中发现一般性规律和普遍性诉求,注重从配网建设、投资布局、力量配备、服务能力等方面解决深层次矛盾,做到共性问题“发现一个、整改一批、杜绝一类”;要进一步健全完善投诉举报响应机制,优化投诉举报处理制度,科学合理制定投诉举报考核评价体系,不断健全完善共性问题处理长效机制。
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北极星输配电网获悉,近日,武汉市人民政府印发关于《武汉市加大纾困帮扶力度促进市场主体恢复发展若干措施》的通知。措施提到,规范用能成本。降低企业获能报装成本,自2022年2月1日起,全面推行容量在160千瓦及以下小微低压企业用户用电报装零费用接入;免收企业专用受电工程中涉及的电能表、互感器
“请各位测评人员应本着对企业和个人高度负责的态度,对测评表中相关内容进行勾选互评”9月8日,国网浙江宁波余姚市供电公司工作人员在泗门供电所开展客户受电工程“三指定”问题专项测评。
为深入贯彻落实党中央、国务院关于“放管服”改革和优化营商环境的决策部署,全面提升“获得电力”服务水平,持续优化用电营商环境,近日,国家能源局印发了《提升“获得电力”服务水平综合监管工作方案》,决定在全国范围内组织开展提升“获得电力”服务水平综合监管。
据国家能源局12月23日消息,近日,国家能源局印发了《国家能源局用户受电工程“三指定”行为认定指引》(国能发监管〔2020〕65号)(以下简称《认定指引》)。《认定指引》是国家能源局查处“三指定”行为的重要认定标准,对于防范和打击“三指定”行为,保障市场主体和人民群众合法权益,有效维护用户
近日,国家能源局印发了《国家能源局用户受电工程“三指定”行为认定指引》(国能发监管〔2020〕65号)(以下简称《认定指引》)。《认定指引》是国家能源局查处“三指定”行为的重要认定标准,对于防范和打击“三指定”行为,保障市场主体和人民群众合法权益,有效维护用户受电工程市场秩序,持续提升
新建居民住宅小区受电工程,包括由房地产开发企业建设的商品住宅小区、政府组织建设的保障及集中安置小区,以及其他依法依规建设的非商品住宅等非供电企业投资建设的受电工程都属用户工程。供电企业对新建住宅小区受电工程不得直接、间接或者变相指定设计、施工和设备将料供应单位,不得限制和排斥其他
为依法履行能源监管职责,适应国家能源局行政处罚和争议调解及裁决工作实际需要,我们对《国家电力监管委员会用户受电工程“三指定”行为认定指引(试行)》(办稽查〔2009〕76号)、《电力并网互联争议处理工作程序规则》(办稽查〔2006〕81号)进行了修订,形成了《国家能源局用户受电工程“三指定”
浙江能监办日前发布了关于印发《浙江省电力用户受电工程市场行为监管办法》等四项制度文件的通知,由于用户受电工程市场秩序监管工作需要,浙江能监办对《浙江省电力用户受电工程市场行为监管办法》《浙江省电力用户受电工程中间检查和检验规范》《用户受电工程施工承包合同(参考文本)》《关于用户受
近日,国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》(以下简称《通知》),进一步明确了新型储能的功能定位、调度范围及技术要求,布置了并网和调度运用工作任务,指明了当前新型储能的提升举措,对强化新型储能在新型电力系统中的地位具有重要意义。以下是国家电网公司国家电力调度控制中
乌克兰国家电力公司23日在社交媒体发文说,为了应对电力短缺,该公司已连续两天从欧洲国家紧急购电并计划对工商业企业实施用电高峰限电措施。乌国家电力公司说,因受到导弹袭击影响,乌克兰火力发电厂等能源企业受损严重,发电量已无法满足国民电力消耗。22日以来,该公司电力调度中心被迫从罗马尼亚、
4月12日,南方电网公司在云南首次启动新能源AGC(自动发电控制)功能全网集中测试,推动网、省、地三级调度主站统一新能源控制策略和高效协同控制。AGC是实现新能源市场化消纳最有效的数字化调控手段。本次集中测试由南方电网电力调度控制中心牵头,云南电网电力调度控制中心具体负责,公司各级调度机构
为切实做好2024年迎峰度夏电力保障工作,进一步规范电力市场建设与市场监管,近日,福建能源监管办在福州组织召开2024年第一次电力调度交易与市场秩序厂网联席会议。福建能源监管办、福建省发改委、国网福建省电力公司、福建电力调控中心、福建电力交易中心、省级发电企业和独立发电企业有关代表参加本
记者从南方电网公司获悉,截至目前,广东、广西、云南、贵州、海南五省区新能源装机容量达到1.45亿千瓦,占总装机的32%,首次超过煤电,成为第一大电源类型。分省区看,广东、广西、云南、贵州、海南新能源装机分别为5016万千瓦、2932万千瓦、3860万千瓦、2052万千瓦、639万千瓦,各占全省(区)总装机
清明节假期,华东电力调峰辅助服务市场日内市场(以下简称“日内调峰市场”)开展首次结算试运行。华东电力调度控制中心、四省一市电力调度控制中心、有关发电企业按照华东电力调峰辅助服务市场运营规则完成申报、出清、执行等流程,日内调峰市场运转正常。近年来,华东电网网内新能源发电占比不断提高
3月27日,四川甘孜州委书记沈阳在康定与国网四川省电力公司董事长、党委书记衣立东一行座谈交流,双方围绕深化地企合作、加快构建现代化产业体系、推进建设国家重要清洁能源基地等深入沟通交流。沈阳希望国网四川省电力公司一如既往大力支持甘孜各项事业高质量发展,继续发挥自身优势和电网优化配置资
为切实做好2024年电力供应保障工作,推进电力市场建设与市场监管,进一步发挥厂网沟通协调机制作用,3月28日,国家能源局在京召开2024年电力调度交易与市场秩序厂网联席会议。国家能源局党组成员、副局长宋宏坤出席会议并讲话。会议强调,党中央、国务院的各项重要决策部署为进一步做好能源监管工作指
“光桥43C6线开关远程遥控预置合位正确,现场与主站信号核对一致…”3月18日,随着最后一步操作结束,标志着杭州地区500kV变电站首次接入新一代调度技术支持系统及杭调D5000系统。攻坚克难·创新突破为确保自动化系统从D5000到新一代的平稳过渡,电网运行监控安全稳定,国网杭州供电公司电力调度控制中
3月22日,全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会电网调控工作组2024年第一次标准审查会在北京召开。国网天津经研院设计中心(勘测设计公司)作为《电力调度控制大厅设计导则第2部分:设计原则》电力行业标准牵头修编单位参加会议。电力调度控制大厅作为电力系统的核心指挥调度场所,是调度、监
为加强厂网信息交流,协调厂网关系,规范电力调度交易与市场秩序,近日,华中监管局分别组织召开华中区域、湖北省、江西省、重庆市2024年电力调度交易与市场秩序厂网联席会议。华中监管局相关负责同志出席会议并讲话。河南监管办、湖南监管办、湖北省能源局、江西省能源局相关负责同志分别应邀出席相关
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