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深化电力领域“放管服”改革 加快建设能源强国
2022年09月19日 11:04 来源:中国社会科学网 作者:孙 飞 字号
2022年09月19日 11:04
来源:中国社会科学网 作者:孙 飞

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  近年来,能源主管部门按照党中央、国务院简政放权改革的决策部署,持续推进电力领域“放管服”改革,优化营商环境,培育和激发市场主体活力,取得了积极进展。新发展阶段,必须提高对电力领域“放管服”改革重要性的认识。深化电力领域“放管服”改革,是推动有效市场和有为政府协同作用,加快破解电力系统新旧体制双重约束下“电荒之困”的关键,更是深入推动能源革命、加快建设能源强国的战略举措。2021年全国“放管服”改革电视电话会议强调,坚持从市场主体的痛点、难点出发,深化“放管服”改革,推动全链条优化审批、全过程优化监管、全周期提升服务。2021年中央经济工作会议提出,坚持稳中求进,调整政策和推动改革要把握好时度效;同时强调要加强煤电油气运等调节,促进电力充足供应。这为当下深化“放管服”改革、优化电力市场营商环境、完善供电保障体系提出了更高要求。

  一、电力领域“放管服”改革取得了积极进展

  笔者参与2021年国家能源领域“放管服“改革优化营商环境评估调研活动中获取的数据材料显示,近年来,我国大力推进电力领域“放管服”改革,取得了积极进展。

  (一)深化简政放权改革,大幅简化核准审批程序

  能源主管部门按照“放管服”改革的基本要求,积极推进电力领域行政审批事项的下放、取消和清理工作,优化项目核准方式和流程,明确规定审批流程表、审批时限,推动项目核准审批减环节减时间。如目前海南省除仍需上报国家核准的项目之外,省内核准权限的投资项目,一律由核准制改为备案制。优化再造投资项目前期审批流程,深入推进“多规合一”,有效解决了原来核准前置条件与核准申请相互制约问题。如部分地区核准所需的必要文件(如土地预审),获取部门从省级下放到市级。业主建设配电网工程项目核准流程进一步简化,核准周期逐步缩短,如福建省项目业主开展配电网工程研究并编制申请报告,报所在地级市发改委核准,政府部门在收到材料的12个工作日内做出核准答复。增量配电业务审批环节和流程进一步压减,地方政府审批权限、核准内容及标准逐步放宽,推动增量配电项目较快发展。目前,各地区电力市场主体的准入与退出的审批事项已大幅减少,仅需各省电力主管部门审批即可。入市注册平台统一为电力交易平台,一地注册、多地共享。如北京、福建、甘肃等19个地区市场主体仅采取注册制就可进入市场,从注册到准入1个月之内即可办理完成,市场主体入市更加便捷高效。

  (二)放管有机结合,监管效能显著提升

  近年来,国家能源主管部门在电力监管中逐步完善了监管法律制度体系,健全了放权后的相关政策支撑体系,对制定的规划、政策、标准、项目等落实情况实施了严格监管,尤其是加强了投资项目的事中事后监管,强化了对规划、政策实施后的评估和调整,市场主体和电力用户的权益得到了有效保障。同时,国家能源主管部门及时制定出台了“双随机、一公开”、信用监管实施细则,规范运行程序,创新监管方式,采用企业自查、现场检查、专项治理等多种方式,维护了市场运营的公平性有序性。注重技术赋能监管,充分利用大数据等新技术新手段,推广新型监管方式,创新“互联网+”监管,紧密结合非现场监管与现场检查,对政策落实情况进行了有效监管。此外,国家能源主管部门还积极推动派出机构和业务司之间,以及派出机构与地方政府之间的协同联动机制建设,明确了监管责任和职能,形成了跨部门大监管合力。强化了信息披露机制建设,组织专业机构对信息披露总体情况进行了评价和公布。如山西省电力交易中心收集了售电公司年度审计报告、开展售电公司现场核查等;辽宁、陕西、云南等省已建立了售电公司和用户的信用体系。

  (三)着力优化服务体系,提高供电用电保障能力

  国家各级能源主管部门遵照优化营商环境的行动计划和实施办法,精简办电环节,全面降低了低压非居民、高压单电源客户的平均接电时间。如北京市高压和低压客户接入环节分别精简到4个和2个,平均接电时间分别不超过80天和25天;海南低压非居民、高压单电源客户平均接电时间分别控制在10天、60天内。全国各省(区、市)供电企业积极推进智慧线上办电服务,提升业务办理效率。如目前供电企业办理用电报装业务时间在原基础上压减了40%,部分省(区、市)压减了60%以上。充分利用官方网站、智能APP等技术手段,向办理客户提供多元化精准化服务。能源主管部门重视提高供电可靠性管控能力,协同地方政府、供电企业主动对标国际先进水平,积极应对全国电力供需面临的系统性缺电风险。如深圳以“零停电”为目标,重点提升配网转供电能力和自动化水平,配网自动化覆盖率达98%,配网可转供电率达99.1%;厦门核心区建成“花瓣式”合环运行自愈电网,故障毫秒级快速隔离,配网可转供电率达99.2%,配网自动化覆盖率达100%。北京、上海、重庆、广州、深圳、佛山、珠海、济南、青岛、杭州等城市,基于国家供电可靠性管理的相关法律法规及电网供电恢复时间、供电服务等基本指标要求,当地政府部门与供电企业共同建立了限制停电的财务遏制措施,持续提升了供电可靠性管控能力。

  二、电力领域“放管服”改革有待解决的主要问题

  调研发现,我国电力领域“放管服”改革取得了阶段性成效,但是进入深水区的改革依然面临如下一些问题。

  (一)权力下放后部门衔接、政策配套有待加强

  目前,部分省存在下放权力后部门不衔接问题,主要涉及环保、土地核准的相关政府主管部门的配套授权与电力主管部门不一致、不协调,项目核准后实施进展缓慢。同时,还存在权力下放后配套政策不够问题,项目核准审批的政策清单化、明细化水平较低。如水电项目全生命周期需办理的审批事项不够清晰、系统;部分地方政府对增量配电项目规划审批、试点项目核准不明确,一些增量配电企业对市场准入资质、办理流程及运营风险点等不清晰,一定程度上延缓了试点项目审批、核准周期。部分领域存在放权不到位,如在煤电项目的审批中,“等量替代”的项目审批权限下放不到位;热电项目的热电比要求过高等。

  (二)协同监管的体制机制建设滞后

  目前,国家能源主管部门的派出机构与地方政府部门之间的协同监管机制建设还处在初级阶段,双方监管事权划分不够清晰,责任不明确。如一些地方政府对增量配电网市场的主体准入、电网公平开放、并网管理、交易行为、电力服务等的事中监督管理滞后。由于缺乏对跨省区电力交易秩序的监管机制,缺乏对售电市场新生事物“居间商”的管理制度,导致部分售电公司不遵守市场规则,用低价恶意竞争扰乱市场。同时,部分地方政府未能及时制定增量配电的价格政策文件,对设计增量配电企业盈利模式及运营机制等缺乏必要的政策引导。如当前增量配电试点项目只能按照省级电网输配电价差确定配电价格,一些试点项目没有盈利空间,运营困难。至今尚未出台分类指导政策,推动电力新业态发展,也未明确电网侧、发电侧和用户侧新业态项目的发展定位。另外,尚未建立售电公司退市机制和信用惩戒机制,缺乏对电力用户违规违约行为的惩处机制,对通过虚假信息获取入市资格、违反交易规则、虚报电量计划等市场失信行为的惩处力度较小。

  (三)供电侧用电侧服务水平仍需进一步提升

  全国电力业务线上服务水平不高,目前仍然存在用户使用线上服务渠道意愿不强、客户黏性不高、使用体验感距离互联网企业产品仍有一定差距等问题,在线办理水平仍需提升。电网企业与当地政府相关部门实施政务数据交互阻力较大,数据共享困难。如相关部门没有对交易机构开放工商信息、人员身份信息核验的数据接口,交易合同查询平台透明度不够,不利于企业更好地自主选择售电公司。供电可靠性水平仍存在发展不平衡问题,如珠海、深圳、上海、广州、厦门、北京、杭州等地全面实施了不断完善网架结构、持续提升自动化水平、大力开展不停电作业等政策举措,供电可靠性水平持续提升。但部分地区依旧存在网架基础薄弱、供电半径长、电压水平低、电能质量差等问题,供电可靠性尚有较大改善空间。

  三、深化电力领域“放管服”改革的建议

  (一)推动全链条优化审批,全面提升放权承接效率

  李克强总理在全国深化“放管服”改革着力培育和激发市场主体活力电视电话会议上的讲话(2021年6月2日),提出“四减”,即推进涉企审批减环节、减材料、减时限、减费用。继续深化电力投资项目审批改革,优化精简审批流程,进一步细化核准目录,对于不涉及本地区重大规划布局、重要资源开发的电力建设项目,进一步下放核准层级。简化电力市场准入流程,完善退出机制,全面落实“放管服”改革“四减”新要求。增量配电业务试点项目的配电网规划、输变电工程核准等均应减少审批前置条件,实施“并联审批、限时办结”,提高审批效率。政府各部门要协同推动项目审批、用地预审、选址、环境影响评价等事项,实行项目单位编报一套材料,政府部门统一受理、同步评估、同步审批。健全放权后上下衔接机制,做到能源规划与电力规划有机衔接,电源规划和电网规划与当地土地、生态、环保等主管部门有机衔接,让项目早落地、早投产。

  (二)推动全过程优化监管,大力提升监管效能

  健全监管法律规则,把依法监管的理念贯穿于电力市场监管各个环节,提高监管的权威性和公信力,以公正监管保障公平竞争。创新监管方式,强化科技支撑,加快构建以大数据、人工智能、区块链、5G技术等为支撑的新型监管方式。健全电力主管部门、能源局派出机构、地方政府之间的协同监管机制。加快出台电力市场交易信用评价管理办法,完善电力企业信用风险分类管理机制,推动全过程优化监管。加强对增量配电项目监管,加强电力领域新业态的准入、价格、经营范围、运营模式等监管,加强对电力施工领域的监管,健全限制停电财务遏制机制,提升供电可靠性管控能力。保障增量配电网与大电网在电源接入、交易结算等方面具有平等地位。健全国家层面的配电价格机制,加快制定电网与配电网企业间在“输配电价执行、电费结算、业务流程和协议签订”等方面的相关政策,充分发挥市场化电价在激励投资、保供电力方面的重要调节作用。

  (三)推动全周期提升服务,切实提高服务品质

  深入推进电力线上服务标准化便利化,全面推进供电侧用电侧服务“网上办”、“掌上办”、“一次办”,尤其要推动电力投资项目全流程在线审批。对标互联网优质案例,持续优化线上渠道使用体验,完善线上服务功能。用制度和技术的手段和方法,让市场主体和群众依规办事不求人。能源监管机构要积极推动各地政府建立政务数据的统一标准、统一平台和运营安全的数据管理机制,完善技术支持系统,提高数据推送的准确性、及时性、完整性。丰富信息披露内容,开放外网申报和查询功能,降低供电企业接入政务数据平台的门槛,减少数据获取的制度性成本。国家发改委、国家能源局等部门要加快建立差异化的评价标准,采用梯队式排名的方式,实现以评促改、以评促优,引导优化用电营商环境。地方政府要加快建立增量配电行业标准体系、地方标准体系,全面促进增量配电网建设,提升服务的整体水平。统筹协调配电网和农网发展规划,统筹配置电力资源,继续大力支持老、少、边、穷地区电网基础设施建设和改造升级,实现供电质量和用电质量的双提升。

 

  (作者系国务院发展研究中心公共管理与人力资源研究所副研究员)

 

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