国家能源局开展电力系统调节性电源建设运营综合监管

国家能源局关于开展电力系统调节性电源建设运营综合监管工作的通知

国能发监管〔2023〕39号

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，各派出机构，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，各发电企业，各储能企业：

　　为深入贯彻落实党的二十大精神，助力新型能源体系规划建设，保障电力安全稳定供应，进一步推动电力系统调节性电源及资源更好发挥作用，根据《国家能源局关于印发〈2023年能源监管重点任务清单〉的通知》(国能发监管〔2023〕5号)，国家能源局决定在全国范围开展电力系统调节性电源建设运营综合监管工作。现将有关事项通知如下。

　　一、监管目标

　　深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，紧紧围绕加快规划建设新型能源体系、积极稳妥推进“双碳”目标，开展抽水蓄能、煤电灵活性改造机组、燃气发电、调节性水电、新型储能等灵活调节性电源及资源建设运营综合监管，全面摸清底数，聚焦规划建设、调度运行、市场交易、价格机制等方面存在的突出问题，针对性地提出监管意见建议，推动相关政策完善落实，切实发挥调节性电源及资源在提升电力系统整体运行效率、保障电网安全稳定运行、促进清洁能源消纳等方面的支撑作用，助力新型电力系统建设和能源高质量发展。

　　二、监管范围和对象

　　(一)监管范围

　　全国范围内符合以下条件的调节性电源及资源，具体如下：

　　1.所有在运、在建抽水蓄能项目。

　　2.“十三五”以来实施灵活性改造、接入电压等级220千伏及以上、单台机组容量30万千瓦及以上的煤电项目。

　　3.“十三五”以来投产、接入电压等级110千伏及以上、单台机组容量10万千瓦及以上的燃气发电项目。

　　4.具有库容日调节及以上调节能力、装机容量30万千瓦及以上的水电项目。

　　5.2020年1月1日以来并网的新型储能项目。

　　(二)监管对象

　　各电网企业、各发电企业、相关储能企业、各电力调度机构和电力交易机构(以下简称电力企业)。

　　三、监管内容及依据

　　(一)关于调节性电源落实国家有关规划政策的情况

　　重点监督调节性电源(包含抽水蓄能、煤电灵活性改造、燃气发电、调节性水电)执行国家规划文件的情况，项目布局、工程建设进度是否符合规划要求，建设管理是否符合核准文件有关要求、是否严格执行基本建设程序等。

　　主要依据：《电力监管条例》(国务院令第432号)、《企业投资项目核准和备案管理条例》(国务院令第673号)、《抽水蓄能中长期发展规划(2021─2035年)》 《“十四五”现代能源体系规划》(发改能源〔2022〕210号)等。

　　(二)关于调节性电源及资源实际调用及能力发挥的情况

　　重点监管调节性电源及资源实际调节能力是否符合设计要求，调节作用的实际利用情况，“两个细则”执行情况(新型储能除外);电网企业是否提供公平接入服务，相关电力调度机构是否按照“三公”原则实施优化调度，是否建立和完善新型储能项目接网程序、优化调度运行机制实现科学优先调用等。

　　主要依据：《电力监管条例》(国务院令第432号)、《关于加强抽水蓄能电站运行管理工作的通知》(国能新能〔2013〕243号)、《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(发改能源〔2018〕364号)、《电力并网运行管理规定》(国能发监管规〔2021〕60号)、《新型储能项目管理规范(暂行)》(国能发科技规〔2021〕47号)、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(发改办运行〔2022〕475号)等。

　　(三)关于调节性电源及资源参与电力市场交易的情况

　　重点监管调节性电源及资源参与电力市场交易的有关情况，参与辅助服务考核补偿机制的情况，各类电源配建新型储能自愿选择与所属电源联合或转为独立储能参与电力市场的情况，市场化交易价格的浮动范围是否符合国家政策要求;市场运营机构是否按照公平无歧视的原则执行市场准入、信息披露、交易结算、合同签订等相关制度等。

　　主要依据：《电力监管条例》(国务院令第432号)、《关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》(国能新能〔2015〕8号)、《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号)、《电力并网运行管理规定》(国能发监管规〔2021〕60号)、《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规〔2021〕61号)、《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(发改办运行〔2022〕475号)等。

　　(四)关于调节性电源及资源落实国家有关价格政策的情况

　　重点监督调节性电源及资源电价的形成情况，参与灵活性调节的容量补偿机制情况，实际结算电费是否按照交易合同约定量价进行结算;燃气发电项目执行天然气发电价格机制;调节性电源及资源项目盈利情况;抽水蓄能抽水电量、向电网送电的独立储能电站充电电量是否执行输配电价、承担政府性基金及附加等。

　　主要依据：《电力监管条例》(国务院令第432号)、《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》(发改价格〔2014〕3009号)、《区域电网输电价格定价办法》(发改价格规〔2020〕100号)、《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规〔2021〕61号)、《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)等。

　　四、监管进度安排

　　本次综合监管工作分五阶段开展，具体如下：

　　(一)启动部署(5月上旬至5月中旬)。国家能源局编制印发综合监管工作通知，启动电力系统调节性电源建设运营综合监管工作，监管司会同科技司、电力司、新能源司开展宣传解读、组织业务培训、开发监管信息平台等。

　　(二)信息填报(5月中旬至5月下旬)。各派出机构会同省级能源主管部门摸排辖区内相关电力企业情况，督促企业按照通知要求，于5月15日至31日期间通过国家能源局监管信息平台(https://jianguan.renewable.org.cn)完成相关信息填报，具体填报内容和指标说明见附件。

　　(三)自查摸排(6月)。各省级能源主管部门、各派出机构按照职责分工对企业自查情况进行核实，通过自查信息比对等方式收集问题线索，其中，省级能源主管部门对项目规划建设情况进行核实，派出机构对项目调度运行、价格政策落实与执行情况进行核实。对于排查发现的问题，能直接整改的，应提醒相关电力企业立行立改;对于暂无法完成整改的，督促相关企业研究提出改进措施和进度安排。国家电网、南方电网、内蒙古电力公司和各发电央企总部要根据项目自查情况形成书面材料，于6月30日前报送监管司，重点反映所属企业自查发现问题情况，提出相应整改措施。

　　(四)现场监管(7月至9月)。国家能源局采取“双随机、一公开”方式开展现场监管工作，成立现场监管工作组，实行组长负责制，重点是核实问题线索、现场调查取证、抽查自查阶段整改情况、发现突出问题、听取意见建议等。各省工作组应于现场监管结束后的15个工作日内完成现场监管报告，报告内容应包括但不限于：企业自查整体情况、现场调查取证情况、监管发现的问题、下一步工作举措及相关政策建议。

　　(五)问题处置(10月至11月)。国家能源局汇总综合监管工作成果，按照《能源监管发现问题后续处理工作规范》(国能综通监管〔2020〕129号)要求，认真梳理监管发现问题，经综合研判后，提出监管意见建议，视情况采取责令整改、监管约谈、行政处罚等方式进行处理，并将综合监管工作情况适时按程序发布。

　　五、有关要求

　　(一)切实提高思想认识。开展电力系统调节性电源建设运营综合监管工作是加快构建新型电力系统、支撑新型能源体系建设的一项重要基础性工作，有利于维护公平竞争的市场秩序，保障市场主体合法权益，促进调节性电源及资源健康可持续发展。各电力企业要切实提高思想认识，按照综合监管要求认真做好配合工作，客观、真实地准备相关材料和数据，落实相关责任，高质量按期完成信息填报任务。

　　(二)加强工作协同配合。各省级能源主管部门要高度重视，按照综合监管工作要求，落实属地责任，做好自查摸排阶段的相关核实工作，并协助监管工作组开展现场监管，督促企业做好问题整改，客观分析制约调节性电源及资源健康可持续发展的体制机制障碍，提出针对性的意见建议。

　　(三)严格遵守工作纪律。各监管工作组要严格落实中央八项规定及其实施细则精神，吃住行要严格按照规定标准执行，不得收受有关企业赠送的礼金、土特产等任何物品，不得私自与监管对象单独接触、泄露综合监管工作开展情况等，做到程序规范、依法用权，并做好相关保密工作。

　　附件：

　　国家能源局

　　2023年5月4日