关于推进光纤宽带网络建设的意见文件原文

工信部联通〔2010〕105号

关于推进光纤宽带网络建设的意见

为落实《电子信息产业调整和振兴规划》，引导推进光纤宽带网络建设，拉动国内相关产业发展，切实发挥光纤宽带对国民经济和社会发展的基础和促进作用，现就推进我国光纤宽带网络建设提出以下意见：

一、充分认识光纤宽带网络建设的重要性，共同推进网络建设发展

光纤宽带产业是当前信息产业中成长最快、发展空间最大的产业之一。推进光纤宽带网络建设能升级网络基础设施，提高自主创新能力，拉动相关产业发展，对应对金融危机影响，实现扩内需、保增长、促就业，以至提升国家长远竞争力均具有重要的战略意义。

我国光纤宽带网络已逐步开始部署，网络覆盖和接入速率不断提高。但在光纤宽带网络建设中，仍存在小区内网络部署困难、城市农村地区发展不平衡、宽带应用相对匮乏等问题。同时由于在经济不发达的农村地区开展光纤宽带网络建设投入大、效益差，电信企业缺乏积极性。上述问题的解决需要相关政策引导和扶持。

各有关单位要充分认识光纤宽带网络建设的重要意义，着力解决光纤宽带网络建设和应用中的困难和问题，共同推进光纤宽带网络建设发展。

二、加快光纤宽带网络建设，提升信息基础设施能力

电信企业要按照国家有关规定和技术规范开展光纤宽带网络建设，积极采取多种模式，以需求为导向，以光纤尽量靠近用户为原则，加快光纤宽带接入网络部署。新建区域直接部署光纤宽带网络，已建区域加快光进铜退的网络改造。有条件的商业楼宇和园区直接实施光纤到楼、光纤到办公室，有条件的住宅小区直接实施光纤到楼、光纤到户。优先采用光纤宽带方式加快农村信息基础设施建设，推进光纤到村。加强光纤宽带网络的共建共享和有效利用，积极推进三网融合。同步提升骨干网传输和交换能力，提高骨干网互联互通水平，改善网络服务质量，保障网络与信息安全。

到2011年，光纤宽带端口超过8000万，城市用户接入能力平均达到8兆比特每秒以上，农村用户接入能力平均达到2兆比特每秒以上，商业楼宇用户基本实现100兆比特每秒以上的接入能力。3年内光纤宽带网络建设投资超过1500亿元，新增宽带用户超过5000万。

三、制定和完善光纤宽带网络建设的配套措施，支持网络建设发展

各级通信行业主管部门要会同城乡规划、国土资源、市政等部门，组织电信企业编制管道、杆路、光缆等传输线路的专项规划，专项规划应符合当地土地利用总体规划和城乡规划的要求并做好相关衔接。

各级城乡规划、国土资源和投资主管部门在住宅小区、商住楼、办公楼等新建、改扩建项目的审批中，明确为光纤宽带建设预留管道、设备间、电力配套等资源，所需投资纳入建设项目概算，并保证电信企业平等进入，维护用户的选择权。通信行业主管部门组织电信企业参与相关建设方案制定和项目验收，并通过共建共享减少重复建设。

加快制定和完善光纤宽带网络相关的技术标准、工程规范和验收规范，加快城市新建住宅小区、商用楼预先布放光缆等规范的出台和落实。

四、引导宽带应用发展和创新，带动光纤宽带网络建设

电信企业要以市场为导向，联合产业链相关企业，发挥各自网络和技术优势，开发适合光纤宽带网络的特色业务，加快宽带应用的创新，积极推动三网融合业务发展，促进工业化和信息化融合，实现各方的合作共赢。

对利用宽带开展研发、技术改造、增值服务的企业，符合税收法律法规规定条件的，依法享受有关税收优惠政策。将光纤宽带网络的建设、应用和研发纳入《产业结构调整指导目录》鼓励类。基于光纤宽带网络的产品和应用，经认定为国家自主创新产品的，可列入《国家自主创新产品目录》和《政府采购自主创新产品目录》。

在实施“村村通电话”工程的基础上，结合家电下乡，加快推进宽带下乡的工作进程。鼓励各级地方政府对农村光纤宽带建设，优先保障供电需求，减免光缆敷设赔补费用。

鼓励各级地方政府对公共服务机构的光纤宽带使用、对软件及服务外包园区的高速宽带通道建设费用，给予财政补贴。鼓励政府和行业信息化的光纤宽带网络应用，促进宽带在电子政务、医疗卫生、城市管理、社区服务等领域的普及，推广基于宽带的视频应用，发展基于宽带的信息服务和文化创意产业。继续利用现有资金渠道和有关政策，鼓励大学生基于光纤宽带网络的创业，支持企业和单位利用光纤宽带网络开展业务、吸纳大学生就业。

五、完善其他相关配套措施，保障光纤宽带网络建设

加大光纤宽带通信核心芯片、器件、系统设备和应用等的研发投入和政策支持，鼓励光纤通信技术创新和提出自主光纤宽带技术标准，带动产业发展，支撑网络建设。加强对光纤宽带网络与信息安全的监督和管理，完善网间互联互通监管措施，完善电信基础设施共建共享配套措施，营造健康有序的市场竞争环境。

六、加强组织领导，确保各项工作落到实处

各有关单位要加强组织领导，落实责任分工，密切配合协作，务求实效，及时研究解决发展中出现的突出问题和矛盾，不断调整完善相关政策，进一步发挥光纤宽带网络建设和业务应用对国民经济的促进作用。有关单位要加强对本意见贯彻执行情况的督促检查。2100433B

为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）有关要求，推动电力供应使用从传统方式向现代交易模式转变，现就推进电力市场建设提出以下意见。

一、总体要求和实施路径

（一）总体要求。

遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律，积极培育市场主体，坚持节能减排，建立公平、规范、高效的电力交易平台，引入市场竞争，打破市场壁垒，无歧视开放电网。具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。

（二）实施路径。

有序放开发用电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制。选择具备条件地区开展试点，建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场；总结经验、完善机制、丰富品种，视情况扩大试点范围；逐步建立符合国情的电力市场体系。非试点地区按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》开展市场化交易。试点地区可根据本地实际情况，另行制定有序放开发用电计划的路径。零售市场按照《关于推进售电侧改革的实施意见》开展市场化交易。

二、建设目标

（一）电力市场构成。

主要由中长期市场和现货市场构成。中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。

（二）市场模式分类。

主要分为分散式和集中式两种模式。其中，分散式是主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式；集中式是主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。

各地应根据地区电力资源、负荷特性、电网结构等因素，结合经济社会发展实际选择电力市场建设模式。为保障市场健康发展和有效融合，电力市场建设应在市场总体框架、交易基本规则等方面保持基本一致。

（三）电力市场体系。

分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。区域电力市场包括在全国较大范围内和一定范围内资源优化配置的电力市场两类。其中，在全国较大范围内资源优化配置的功能主要通过北京电力交易中心（依托国家电网公司组建）、广州电力交易中心（依托南方电网公司组建）实现，负责落实国家计划、地方政府协议，促进市场化跨省跨区交易；一定范围内资源优化配置的功能主要通过中长期交易、现货交易，在相应区域电力市场实现。省（区、市）电力市场主要开展省（区、市）内中长期交易、现货交易。同一地域内不重复设置开展现货交易的电力市场。

三、主要任务

（一）组建相对独立的电力交易机构。按照政府批准的章程和规则，组建电力交易机构，为电力交易提供服务。

（二）搭建电力市场交易技术支持系统。满足中长期、现货市场运行和市场监管要求，遵循国家明确的基本交易规则和主要技术标准，实行统一标准、统一接口。

（三）建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，加大节能减排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。

（四）建立相对稳定的中长期交易机制。鼓励市场主体间开展直接交易，自行协商签订合同，或通过交易机构组织的集中竞价交易平台签订合同。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。允许按照市场规则转让或者调整交易合同。

（五）完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电，承担相应辅助服务义务，其他跨省跨区送受电参与电力市场。

（六）建立有效竞争的现货交易机制。不同电力市场模式下，均应在保证安全、高效、环保的基础上，按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力。

（七）建立辅助服务交易机制。按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易。在现货市场开展备用、调频等辅助服务交易，中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务。

（八）形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。

（九）建立市场风险防范机制。不断完善市场操纵力评价标准，加强对市场操纵力的预防监管。加强调度管理，提高电力设备管理水平，确保市场在电力电量平衡基础上正常运行。

四、市场主体

（一）市场主体的范围。

市场主体包括各类发电企业、供电企业（含地方电网、趸售县、高新产业园区和经济技术开发区等，下同）、售电企业和电力用户等。各类市场主体均应满足国家节能减排和环保要求，符合产业政策要求，并在交易机构注册。参与跨省跨区交易时，可在任何一方所在地交易平台参与交易，也可委托第三方代理。现货市场启动前，电网企业可参加跨省跨区交易。

（二）发电企业和用户的基本条件。

1．参与市场交易的发电企业，其项目应符合国家规定，单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准。新核准的发电机组原则上参与电力市场交易。

2．参与市场交易的用户应为接入电压在一定电压等级以上，容量和用电量较大的电力用户。新增工业用户原则上应进入市场交易。符合准入条件的用户，选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，不再按政府定价购电。对于符合准入条件但未选择参与直接交易或向售电企业购电的用户，由所在地供电企业提供保底服务并按政府定价购电。用户选择进入市场后，在一定周期内不可退出。适时取消目录电价中相应用户类别的政府定价。

五、市场运行

（一）交易组织实施。电力交易、调度机构负责市场运行组织工作，及时发布市场信息，组织市场交易，根据交易结果制定交易计划。

（二）中长期交易电能量合同的形成。交易各方根据优先购电发电、直接交易（双边或集中撮合）等交易结果，签订中长期交易合同。其中，分散式市场以签订实物合同为主，集中式市场以签订差价合同为主。

（三）日前发电计划。分散式市场，次日发电计划由交易双方约定的次日发用电曲线、优先购电发电合同分解发用电曲线和现货市场形成的偏差调整曲线叠加形成。集中式市场，次日发电计划由发电企业、用户和售电主体通过现货市场竞价确定次日全部发用电量和发用电曲线形成。日前发电计划编制过程中，应考虑辅助服务与电能量统一出清、统一安排。

（四）日内发电计划。分散式市场以5—15 分钟为周期开展偏差调整竞价，竞价模式为部分电量竞价，优化结果为竞价周期内的发电偏差调整曲线、电量调整结算价格、辅助服务容量、辅助服务价格等。集中式市场以5—15 分钟为周期开展竞价，竞价模式为全电量竞价，优化结果为竞价周期内的发电曲线、结算价格、辅助服务容量、辅助服务价格等。

（五）竞争性环节电价形成。初期主要实行单一电量电价。现货市场电价由市场主体竞价形成分时电价，根据地区实际可采用区域电价或节点边际电价。为有效规避市场风险，对现货市场以及集中撮合的中长期交易实施最高限价和最低限价。

（六）市场结算。交易机构根据市场主体签订的交易合同及现货平台集中交易结果和执行结果，出具电量电费、辅助服务费及输电服务费等结算依据。建立保障电费结算的风险防范机制。

（七）安全校核。市场出清应考虑全网安全约束。电力调度机构负责安全校核，并按时向规定机构提供市场所需的安全校核数据。

（八）阻塞管理。电力调度机构应按规定公布电网输送能力及相关信息，负责预测和检测可能出现的阻塞问题，并通过市场机制进行必要的阻塞管理。因阻塞管理产生的盈利或费用按责任分担。

（九）应急处置。当系统发生紧急事故时，电力调度机构应按安全第一的原则处理事故，无需考虑经济性。由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。当面临严重供不应求情况时，政府有关部门可依照相关规定和程序暂停市场交易，组织实施有序用电方案。当出现重大自然灾害、突发事件时，政府有关部门、国家能源局及其派出机构可依照相关规定和程序暂停市场交易，临时实施发用电计划管理。当市场运营规则不适应电力市场交易需要，电力市场运营所必须的软硬件条件发生重大故障导致交易长时间无法进行，以及电力市场交易发生恶意串通操纵行为并严重影响交易结果等情况时，国家能源局及其派出机构可依照相关规定和程序暂停市场交易。

（十）市场监管。切实加强电力行业及相关领域科学监管，完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段。充分发挥和加强国家能源局及其派出机构在电力市场监管方面的作用。国家能源局依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场及区域电力交易机构实施监管；国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。

六、信用体系建设

（一）建立完善市场主体信用评价制度。开展电力市场交易信用信息系统和信用评价体系建设。针对发电企业、供电企业、售电企业和电力用户等不同市场主体建立信用评价指标体系。建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将其纳入统一的信息平台，使各类企业的信用状况透明，可追溯、可核查。

（二）建立完善市场主体年度信息公示制度。推动市场主体信息披露规范化、制度化、程序化，在指定网站按照指定格式定期发布信息，接受市场主体的监督和政府部门的监管。

（三）建立健全守信激励和失信惩戒机制。加大监管力度，对于不履约、欠费、滥用市场操纵力、不良交易行为、电网歧视、未按规定披露信息等失信行为，要进行市场内部曝光，对有不守信行为的市场主体，要予以警告。建立并完善黑名单制度，严重失信行为直接纳入不良信用记录，并向社会公示；严重失信且拒不整改、影响电力安全的，必要时可实施限制交易行为或强制性退出，并纳入国家联合惩戒体系。

七、组织实施

在电力体制改革工作小组的领导下，国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、国务院国资委、国家能源局等有关部门，充分发挥部门联合工作机制作用，组织协调发电企业、电网企业和电力用户，通过联合工作组等方式，切实做好电力市场建设试点工作。

（一）市场筹建。由电力体制改革工作小组根据电力体制改革的精神，制定区域交易机构设置的有关原则，由国家发展改革委、国家能源局会同有关省（区、市），拟定区域市场试点方案；省级人民政府确定牵头部门并提出省（区、市）市场试点方案。试点方案经国家发展改革委、国家能源局组织专家论证后，修改完善并组织实施。试点地区应建立领导小组和专项工作组，做好试点准备工作。根据实际情况选择市场模式，选取组建区域交易机构或省（区、市）交易机构，完成电力市场（含中长期市场和现货市场，下同）框架方案设计、交易规则和技术支持系统基本规范制定，电力市场技术支持系统建设，并探索通过电力市场落实优先购电、优先发电的途径。适时启动电力市场试点模拟运行和试运行，开展输电阻塞管理。加强对市场运行情况的跟踪了解和分析，及时修订完善有关规则、技术规范。

（二）规范完善。一是对比分析不同试点面临的问题和取得的经验，对不同市场模式进行评估，分析适用性及资源配置效率，完善电力市场。二是继续放开发用电计划，进一步放开跨省跨区送受电，发挥市场机制自我调节资源配置的作用。三是视情况扩大试点范围，逐步开放融合。满足条件的地区，可试点输电权交易。长期发电容量存在短缺风险的地区，可探索建设容量市场。

（三）推广融合。一是在试点地区建立规范、健全的电力市场体系，在其他具备条件的地区，完善推广电力市场体系。进一步放开竞争性环节电价，在具备条件的地区取消销售电价和上网电价的政府定价；进一步放开发用电计划，并完善应急保障机制。二是研究提出促进全国范围内市场融合实施方案并推动实施，实现不同市场互联互通，在全国范围内形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。三是探索在全国建立统一的电力期货、衍生品市场。

关于推进公共机构节约能源资源促进生态文明建设的实施意见

国管节能〔2015〕579号

为贯彻落实《中共中央国务院关于加快推进生态文明建设的意见》（中发〔2015〕12号），现就推进公共机构节约能源资源，促进生态文明建设，提出如下实施意见。

一、总体要求

公共机构节约能源资源，是生态文明建设的重要组成部分，是加强公共机构自身建设的内在要求。各级公共机构要按照党的十八届五中全会关于创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，认真贯彻节约资源和保护环境的基本国策，树立节约集约循环利用的资源观，充分认识节约能源资源、促进生态文明建设的重要性和紧迫性，切实增强责任感和使命感，坚持以建设节约型、绿色化公共机构为主线，全面节约和高效利用能源资源，为生态文明建设作出积极贡献。公共机构推进生态文明建设，要与节能工作相结合，大力实施节能改造，积极采用节能新技术新产品，不断提高能源资源利用效率；要与节约型机关建设相结合，加强办公用房、各类资产、办公用品的节约集约使用，努力降低行政成本；要与精神文明建设相结合，积极开展生态文明宣传教育，践行绿色文明的生活方式，发挥公共机构的示范引领作用。

二、重点工作

（一）推进公共建筑节能。

加强对新建工程项目规划、设计、施工、竣工验收等环节的节能监督管理，严格执行建筑节能标准和建设项目节能评估审查制度，率先执行绿色建筑标准。推进既有建筑节能改造，实施围护结构、供热、空调、数据中心等既有设施设备节能改造。实施燃煤锅炉节能环保综合提升工程，加快淘汰小型分散燃煤锅炉，减少燃煤消耗。积极推广应用节能环保新技术、新材料、新产品以及太阳能、浅层地能等可再生能源，建设节能、节水、节地、节材的绿色建筑。

（二）抓好节约用水。

执行最严格的水资源管理制度，科学制定用水指标，强化用水目标管理，建立健全节约集约用水机制，实施水效领跑者引领行动，促进水资源使用结构调整和优化配置。大力推广应用节水技术，全面普及节水器具，积极实施用水器具、设施设备和老旧管网节水改造，推行合同节水管理。鼓励开展中水回收和雨水收集，提高水资源循环利用次数。组织开展节水型单位创建，到2020年全部省级机关和50%以上的省级事业单位建成节水型单位。

（三）高效利用各类资产。

新建、改扩建办公用房，应按照统筹兼顾、适用为主、满足办公需要的原则进行建设；具备条件的，要打破系统、部门之间的界限和一个单位一座办公楼的模式，实行集中建设或联合建设，共享公共服务和附属设施。优化办公家具、办公设备等配置，盘活存量资产，严格履行资产处置审批程序，减少和杜绝资产的闲置浪费。严格执行节能环保产品强制采购制度，优先采购节能、节水、节材等有利于环境保护、绿色低碳的产品、设施和设备。推动办公信息系统的统筹建设和云计算技术应用，实现网络平台互联互通和数据信息共享共用。

（四）推进资源循环利用。

加强废旧商品、生活垃圾、建筑垃圾等的分类收集，鼓励公共机构与有资质的企业建立定点定期回收机制，形成网络完善、处理良好、管理规范的回收体系，到2020年回收利用率达到80%以上。推广使用环保再生纸、再生鼓粉盒等资源再生产品。推进餐厨废弃物资源化利用，具备条件的公共机构要安装餐厨废弃物就地资源化处理设备。

（五）推广应用新能源汽车。

鼓励和引领新能源汽车的消费和应用，具备条件的公共机构要结合单位电动汽车配备更新计划以及职工购买使用电动汽车需求，利用内部停车场资源，规划建设配备充电设施或预留充电设施安装条件的电动汽车专用停车位，其比例不低于10%。鼓励和支持公共机构创新商业运营模式，引进社会资本利用既有停车位参与充电桩建设和提供新能源汽车应用服务。2016年公共机构配备更新公务用车总量中新能源汽车的比例达到30%以上，之后比例逐年增加，2020年实现新能源汽车广泛应用。

（六）营造绿色办公环境。

积极参与大气、水、土地污染防治工作，推进办公环境综合整治。抓好办公区绿化美化，因地制宜实施小微绿化、屋顶绿化和垂直绿化。加强公共区域内的人文遗迹和古树名木的保护管理。在公共机构食堂推广使用节能环保型炉灶，安装油烟净化设施，保证油烟排放达标。倡导和鼓励办公区内禁烟，积极打造无烟办公区。

（七）践行绿色生活方式。

培育绿色生活价值观念，倡导合理消费，反对过度消费，力戒奢侈浪费，广泛开展绿色生活行动，养成绿色低碳、文明健康的生活方式。积极引导干部职工购买和使用新能源汽车、高能效家电、节水型器具等节能环保低碳产品，限制和减少使用一次性用品和过度包装用品。大力倡导绿色低碳出行，鼓励干部职工乘坐公共交通工具。深入开展反食品浪费行动，引导干部职工养成爱粮、惜粮、节粮的餐饮习惯。

（八）培育生态文化。

加强节约能源资源和生态文明建设教育培训，广泛开展节能宣传周、全国低碳日、中国水周等主题宣传活动，在干部职工中普及生态文明法律法规、科学知识，树立生态文明理念，培育生态道德。各级公共机构及干部职工在履行职能职责过程中，要切实贯彻生态文明理念，认真落实生态文明建设任务，推动工作方式向科技含量高、资源消耗低、环境污染少的方向转变，推动生活方式向勤俭节约、绿色低碳、文明健康的方向转变，推动公共机构各项事业绿色、低碳、循环发展。

（九）拓展示范引领。

发挥公共机构节约能源资源的示范引领作用，深入开展节约型公共机构示范单位创建活动，在“十二五”时期创建2000家示范单位的基础上，再创建3000家示范单位。实施公共机构能效领跑者制度，建立评价标准体系，完善标准动态更新机制，推进能效领跑者创建工作，创评200家能效领跑者。在学校、医院等公共机构积极开展合同能源管理试点，2020年前实施600个示范项目。

三、保障措施

（一）加强组织领导。

加强对公共机构能源资源节约、生态文明建设工作的领导和指导，建立和完善由机关事务管理、发展改革、财政、工业和信息化、住房城乡建设、环境保护、水利、商务等部门参与的指导协调机制，形成分工明确、运转顺畅、执行有力、监管有效的管理监督机制。各级公共机构节能主管部门要切实履行推进、指导、协调、监督职能，与有关部门齐抓共管，及时研究新情况、解决新问题、推广新经验，一级抓一级，层层抓落实。各地区要结合实际制定工作方案，明确目标任务，确保各项措施落到实处。

（二）健全制度标准。

强化公共机构能耗、水耗强度控制，合理确定能源、水消费总量控制目标，健全节能节水目标责任制和奖励制。推进能源管理体系建设，加快制定修订能源资源消费基准、计量统计、能源审计、监督考核、降低碳排放等制度标准，强化节能评估与节能监察。加强公共机构节约能源资源统计工作，建立健全信息通报和公开制度。

（三）落实资金保障。

充分发挥财税、金融等政策作用，支持、激励和引导公共机构推进能源资源节约，促进生态文明建设。完善落实财税、金融等相关配套政策，加快推行合同能源管理、政府与社会资本合作（PPP）等市场机制，对符合条件的项目给予财税、信贷、融资支持，引导社会资本参与公共机构节约能源资源和生态文明建设。

（四）增强监管能力。

建立和完善节约能源资源目标责任制，逐级分解落实工作目标，把目标完成情况作为领导班子和领导干部综合考核评价的重要内容。落实领导班子和领导干部奢侈浪费、损害生态责任追究制度。推进公共机构重点用能单位能耗监管系统建设。年能源消费量500吨标准煤以上或年电力消耗200万千瓦时以上或建筑面积1万平方米以上的公共机构或集中办公区，每5年应开展一次能源审计，与节能规划计划编制、节能改造、合同能源管理等工作相衔接。

（五）强化技术支撑。

加强互联网、物联网技术与传统节能环保技术的融合，充分利用“互联网 ”模式，提升公共机构节能的信息化、智能化水平。建立健全节能环保技术和产品的遴选、鉴定、应用、推广机制，积极采取融资租赁、合同能源管理等模式，推动节能环保新技术、新产品的应用。

国家机关事务管理局 国家发展和改革委员会 财政部

2015年12月30日

（一）《关于推进电力市场建设的实施意见》的必要性、主要内容和主要特点是什么？

答：“推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制”是贯彻落实中发〔2015〕9号文“构建有效竞争的市场结构和市场体系”要求的核心工作，是中发〔2015〕9号文明确近期推进的电力体制改革重点任务之一。电力市场建设具有较强的专业性，涉及主体众多，因此，需要制定专门文件，以便推进和规范后续的电力市场建设工作。

《实施意见》包括七部分主要内容。一是总体要求和实施路径，要求在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，通过开展试点、总结完善、扩大试点，逐步实现。二是建设目标，明确主要市场类型和交易品种、主要市场模式、电力市场体系。三是主要任务，提出了组建相对独立的交易机构，完善技术支持系统，建立中长期和现货交易机制等。四是市场主体，明确了市场主体的范围、发电企业和用户的基本条件。五是市场运行，规定交易组织实施、双边交易、合同执行、交易结算等内容。六是信用体系建设，要求建立市场主体信用评价制度、守信激励和失信惩戒机制。七是组织实施，按照市场筹建、规范完善、推广融合分阶段推进市场建设。

《实施意见》着重突显以下九个主要特点。一是明确了市场建设“在具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制”的初期目标。二是强调有序放开发用电计划、竞争性环节电价，与扩大直接交易主体范围、市场规模以及市场化跨省跨区交易机制协同推进。三是提出分散式和集中式两类市场模式和一系列市场交易品种；对区域和省（区、市）电力市场范围和功能进行了界定。四是明确规划内可再生能源在优先发电的基础上，优先发电合同可转让，解决当前大规模可再生能源消纳与系统调峰容量不足、以及跨省区消纳与受电省发电企业利益冲突的问题。五是将各类发电企业纳入市场主体范围，以促进公平竞争和市场效率；将电力用户纳入市场主体范围，可充分利用市场机制促进电力供需平衡。六是建立了与电力供需相对应的实时价格机制，可以更好地保障电力系统的实时平衡，从而彻底解决直接交易只考虑电量平衡、不考虑电力平衡的弊端。七是允许试点地区结合本地区输电网架结构的实际情况，选择采用区域电价或节点边际电价。八是针对市场化后系统发生紧急事故、重大自然灾害、突发事件等情况，明确了应急处置原则。九是对市场信用体系制度建设提出了具体要求。

（二）当前着手推进的电力市场体系、实施路径和主要任务是什么？

从地理分布来看，市场结构分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。区域电力市场包括在全国较大范围内和一定范围内资源优化配置的电力市场两类。在全国较大范围内资源优化配置的区域电力市场主要通过北京电力交易中心（依托国家电网公司组建）、广州电力交易中心（依托南方电网公司组建）实现，负责落实国家计划、地方政府协议明确的定向送电，并促进这些计划性质的跨省跨区交易市场化。一定范围内资源优化配置的区域电力市场主要通过中长期交易、现货交易，实现电力交易品种全覆盖和电力在一定范围内的优化配置。例如，我们现行地理意义范围上的京津冀、南方等传统概念上的区域，其次，两个及以上省份（区、市）联合组成的市场也在此列。省（区、市）电力市场主要开展省（区、市）内中长期交易、现货交易，实现电力交易品种全覆盖。由于电力运行的特性限制，负责开展中长期交易和现货交易的区域市场和省（区、市）市场覆盖的地理范围互不重叠，平行设置，互不干预电力市场运行。

电力市场建设的实施路径是：有序放开发用电计划、竞争性环节电价，按照电压等级和用电容量不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，选择具备条件地区建设现货交易和中长期交易同步开展的电力市场试点，建立适应现货交易要求的优先发用电机制；电力市场试点运行一定时间后，总结试点经验、完善交易机制、丰富交易品种，视情况扩大试点范围，推动各电力市场的融合与联合运行。

非试点地区按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》以及《关于推进电力市场建设的实施意见》的有关内容开展市场化交易，在国家制定的中长期交易基本规则基础上，规范扩大电力直接交易，逐步过渡到适应现货交易要求的中长期交易机制，并在此基础上研究形成现货市场。各地零售市场按照《关于推进售电侧改革的实施意见》开展市场化交易。

电力市场建设明确九项主要任务：一是组建相对独立的电力交易机构。二是完善电力市场交易技术支持系统。三是建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，加大节能减排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。四是建立相对稳定的中长期交易机制。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。五是完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。六是建立有效竞争的现货交易机制。按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力，挖掘系统消纳清洁能源的能力。七是建立辅助服务交易机制，保障电网运行安全。八是形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。九是建立市场风险防范机制。

（三）电力市场是否影响电力系统安全稳定运行？

答：电力市场建设不改变现行电力系统安全管理体制。各电力企业仍然是电力安全稳定运行的责任主体，保障安全稳定运行仍旧是电力系统各方的首要任务。电力调度机构是电力系统运行的指挥中心，电力市场每一笔交易，都必须经过调度中心的安全校核。现货市场建立后，市场成员的广泛参与和监督将更有利于明确电网运行的安全约束，使得市场可以在清晰、严格的安全约束下组织，实现电网安全运行精益化管理；而且通过电力市场所产生的实时价格信号，增强发用电企业自我调节的积极性，挖掘市场成员提供辅助服务的潜力，提高电力系统实时平衡，更好地保障电力系统平稳运行，保障电网安全。

（四）电力市场能否降低电价？

答：现行电价体制下，用户终端价格主要包括发电上网价格、输配电价、政府基金和附加三部分。本次改革以核定输配电价为切入点，将电网企业购销差价作为主要收入方式转变为按照政府核定的输配电价收取过网费。市场建设重在理顺价格形成机制，构建反映供需变化、实现发电企业和电力用户间传导的价格信号，变“独买独卖”为“多买多卖”，其作用在于提高市场的竞争性，增强电力用户的用电选择权。从目前电力供需形势来看，在一段时间内电能量价格应该呈下降趋势。随着电力供需形势变化和市场机制的完善，电价将出现有升有降的局面。同时，监管机构将加大市场运行中市场力、串谋报价等问题的监管力度，避免市场平均价格大幅波动。

（五）《关于推进电力市场建设的实施意见》中为什么要突出建立现货市场？

答：这一次电力市场建设与2002年的市场化改革相比，一个鲜明的特点就是提出了：电力市场建设应中长期交易和现货交易并举；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货交易发现价格信号的电力市场。

过去我们推广开展的大用户直接交易，已经形成较为成熟的中长期电力交易机制，由于缺乏市场化的电力电量平衡机制，不能真实反映电力供需，价格信号存在失真情况，因此，需要建立现货市场。一是现货市场能满足电力特殊物理属性要求。目前大规模电能存储技术不成熟、也不经济，发电、输电、配电、用电瞬时完成，因而电力系统运行必须保证实时平衡。现货市场交易以每5-60分钟时段的电量为交易标的符合电力实时平衡的特性，交易时段越短（如5分钟为一个时段）越有利于保障电力实时平衡。二是现货市场能与节能发电调度目标一致，有利于清洁能源的消纳。现货市场以区域或节点边际电价作为市场出清价格，发电企业都是基于其发电机组的短期边际成本进行报价（市场力行为除外），一般情况下，发电机组按报价由低至高的排列顺序依次为可再生能源发电（包括风电、泾流式水电、光伏发电）机组、无调峰能力的水电机组、核电机组、低煤耗煤电机组、高能耗煤电机组、有调峰能力的水电机组、燃气发电机组、燃油机组等，除燃气机组之外，与节能发电调度的排序基本一致，满足清洁能源的优先消纳。三是现货市场能有效引导电源、电网投资建设。由于在现货市场上，每个时段、乃至不同地区或节点的市场价格不同，使得现货市场价格能够充分地反映不同时段、不同地点（节点或地区）的边际发电成本和供需状况，因而具有时间和位置信号，可以有效地引导电源投资、优化电源结构、布局和新建输变电工程需要。四是现货市场能为其他电力交易提供价格信号。由于电力系统实时平衡的特殊要求，发电机组组合一般在日前24小时才能确定，电网的安全约束和输电约束也同样在此时确定，所以电力的三个价格信号（即电的商品价格信号、时间价格信号、位置价格信号），在日前甚至更短的时间内释放出来。现货市场正好承担了这三个价格信号的发现功能，通过发现完整的电力价格信号，引导市场主体开展中长期电力交易、输电权交易和电力期货交易。所以说，电力现货市场被称为现代电力市场体系的标志和核心。

从国际经验来看，英国、北欧、美国等成功的电力市场建设均从现货市场建设开始，在此基础上，形成中长期交易和金融衍生品交易的价格信号。目前国家电网电力调度运行采用的D5000系统，已经考虑了现货市场交易的大部分功能。

（六）为什么要求用户应全部电量参与市场交易且一定周期不可退出？

答：符合条件的用户选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，且一旦参与，一定周期内不可退出，主要是为了保证电力市场的长期稳定运行，维护发用电企业双方的利益。在电力市场建设没有完成之前，不参与直接交易的部分发电企业和电力用户执行政府定价，价格相对固定，而市场交易价格是随着供需、发电成本变化（比如煤炭价格变化）的而变化的，两者之间必然存在一定的价差。如果发电企业和电力用户随意退出市场或选择部分电量参与市场交易，必然会影响其他市场主体的利益，也不能及时准确的反应电力供需和价格，达不到建设电力市场的作用。

我们保障所有用户的用电权利，保证电力普遍服务，不强制电力用户参与市场交易。符合条件但不想直接参与市场交易的电力用户，可以通过两种方式购电，一是通过售电企业进行购电，二是通过电网企业在当地的供电企业提供的保底供电服务，按照政府定价进行购电。

（七） 如何保障电力市场公平、公正和规范运行？

答：配套文件提出切实加强电力行业及相关领域科学监管，完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段。充分发挥和加强国家能源局及其派出机构在电力市场监管方面的作用。国家能源局将依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管；国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力市场监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。

目前，我们在原国家电监会颁布的《电力市场监管办法》基础上，结合当前电力体制改革新要求，修订完善了《电力市场监管办法》。对监管主体、监管对象、监管内容、监管措施等进行详尽的规定，形成有法可依、有规可依的监管环境。在实际工作中，除了加强日常监管外，还通过重点检查、信息披露、约谈约访、专项稽查、受理投诉举报等监管措施发现问题，违法违规情况一经认定，将按照规定进行处理，在事前、事中、事后的各个环节保障市场公平、公正和规范运营。