第一篇：电力体制改革有望深入
电力行业：电力体制改革有望深入
日期:2010-03-08 来源:全景网络－证券时报 作者:
事件描述：
2010年政府工作报告：深化资源性产品价格和环保收费改革，作为节约能源资源、保护环境、实现可持续发展的重要举措；要扩大用电大户与发电企业直接交易试点，推行居民用电阶梯价格制度，健全可再生能源发电定价和费用分摊机制。
2009年政府工作报告：推进资源性产品价格改革。继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。
评论：
1.再言电力改革，推迚改革迚程。继在2009年政府工作报告中，温家宝总理首次提出关于深化电价体制改革后，2010年政府工作报告再次提到电力体制改革，并且在内容上更加具体。关于电力体制改革方面，2010年政府工作报告主要涉及了四个方面：
1、深化资源性产品价格和环保收费改革；
2、扩大用电大户与发电企业直接交易试点；
3、推行居民用电阶梯价格制度；
4、健全可再生能源发电定价和费用的分摊机制。
2.深化资源性产品价格和环保收费改革，将对电力行业的发电成本造成负面影响。此次工作报告将深化资源性产品价格和环保收费改革放到了节约能源资源、保护环境、实现可持续发展的大背景下，这意味着资源性产品价格和环保收费机制将更市场化，价格将更能有效的反映资源和环境的成本及供求关系。同时，考虑到减排压力，总体上，我们认为2010年资源性价格和环保收费改革进程有望取得实质性突破。
而对电力行业的影响，我们认为将主要涉及三方面：
1、深化煤炭资源税和水资源费改革，增加电力企业发电成本。目前，煤炭资源税和水资源费还都是从量税，而相对于从价税，从量税的市场属性较弱，调节资源配置能力相对较差，因此，我们认为2010年煤炭资源税有可能从当前的从量税改成从价税。而关于水资源费改革，我们认为短期内转变成从价税可能还是有一定的难度，但是，可能会根据各地的具体情况，提高水资源费价格，以便更有效的反映水资源价格，并且会逐渐推动向从价税转变。但是，无论是煤炭资源税改革还是水资源费改革，其成本必将传递到电力企业，从而增加电企的营业成本。当然，这也将会推动电力价格体制的改革进程，电力企业也可能会将部分成本传递到消费者，但总体上，我们认为短期内电企还是难以向下游完全传递增加的成本；
2、深化环保收费改革，可能会增加电力企业的排放成本。在我国，电力企业是二氧化碳排放最多的行业，排放量超过了一半，因此，如果增收二氧化碳排放税，必将增加电力企业的发电成本，但另一方面这会进一步推动“上大压小”和清洁能源的发展。
3、深化环保收费改革，将可能会推动电力企业在脱硫、脱硝方面的投入力度。目前，电力企业脱硫进程已经渐近成熟，但是，脱硝目前还处于初始阶段，因此，如果政府加强对含硫、氮的化合物的排放监管和提高排放费用，我们认为必将推动电力企业在脱硝方面的投入力度。
3.扩大用电大户与发电企业的直接交易试点，迚一步推动电力体制市场化改革。2009年，温总理在政府工作报告中提出“逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制”，提出了改革的中长期目标，而今年提出的扩大直购电试点工作在内容上则更具体，表明将会实实在在的推动改革步伐。直购电试点工作有望为完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制打开突破口。直购电试点工作，由于发电企业和用电大户直接基于市场交易商定价格和电量，提高了电力价格的市场化程度，并且通过试交电网输配电费用，有利于完善输配电价形成机制，为电价体制改革奠定基础。
由于目前对参与直购电试点工作的发电企业和大用户都迚行了严格的条件限制，导致直购电的覆盖面比较小。同时，试行办法还比较严格，存在许多限制。而此次提出扩大直购电试点，我们认为有助于放宽迚入条件，同时，也可能会改迚试行办法，促使交易更接近市场化。
5.推行居民用电阶梯价格制度，理顺居民用电与其他用电的关系，促使节约用电。推行居民用电阶梯价格制度，我们认为将会是2010年销售价格体制改革的一个重要内容。2009年11月，国家发改委提出拟对居民用电推行阶梯价格制度，实行分档定价，用电价格与用电量成正向关系。居民用电阶梯式用电价格有助于纠正长期电力价格的扭曲，理顺居民用电与其他用电的关系，并且通过调节价格促使居民节约用电。总体上，我们认为阶梯式用电价格更符合当前的居民用电情况，并且能较好的起到促使节约用电作用，不过如果要充分发挥作用，我们认为分档价格一方面要充分考虑到居民的承受力，同时也要考虑到对过度用电的约束力。但是考虑到居民用电量所占比重较小，因此，目前，居民阶梯式用电价格制度对行业整体的业绩影响可能有限，不过无疑将有助于节约用电。
6.健全可再生能源发电定价和费用的分摊机制，推动可再生能源的发展。涉及可再生能源发电定价和费用的分摊机制，我们认为主要是涉及两大类的可再生能源，一是常规能源水电，二是太阳能、风能等新能源。关于水电方面，主要涉及的就是上网电价定价机制问题。总体上，目前水电还没有一个统一的上网电价定价机制，还是以具体电站单独定价的形式，缺乏一个统一的标准。这一定价模式一方面导致不同水电站“同网不同价”，扭曲市场竞争，另一方面导致水电价格过低，不能有效的反应水资源成本和移民费用，造成水、火电价格差异较大，从而影响资源的有效利用。继2009年提出水电“同网同价”试点工作以来，我们认为2010年关于水电定价形成机制的改革可能会取得突破性迚展。
而关于太阳能、风能等新能源发电定价机制的健全，我们认为将是2010年的一个重点工作。目前，中国的新能源产业将渐迚入快速发展期，并且未来几年可能会迚入增长的爆发期，但是，直到目前我国还缺乏一个相对有效的新能源发电定价机制，导致风能、太阳能等发电不能有效的上网，人为造成停产，资源利用效率低。同时，由于风能、太阳能等新能源发电成本较高，相比于火电、风电等常规能源在价格方面缺乏竞争优势，由于没有一个健全的费用分摊机制，一方面导致投资企业亏损，缺乏投资市场的激励性，另一方面也导致电网不愿意购买其电量，从而影响到新能源的发展。因此，我们认为健全新能源发电定价和费用分摊机制，并且形成高效的补贴政策，将是2010年及未来几年一个重要工作。
7.投资策略。在投资策略方面，由于煤价处于高位，水情较差并处于枯水期，而行业估值相对比较合理，我们维持行业“中性”投资评级。而在个股选择方面，我们建议投资者关注自身或者母公司具有丰富煤炭资源的上市公司比如华能国际
第二篇：电力体制改革
电力体制改革
我国电力十年清洁发展历经两个阶段2002年电力体制改革，至今已走过十年历程。作为电力业内人士，既见证了电力行业跨越式发展带来的变化，也亲历了电力企业为改善生态环境所做的艰苦探索与实践。以煤价暴涨、金融危机、新能源革命的2008年为分水岭，电力清洁发展主要经历了两个阶段：
第一个阶段（2002~2008年）：“先发展后环保、边污染边治理”阶段。改革催生活力，竞争促进发展。2002年电改极大地激发了发电行业发展的活力，这一阶段各大发电集团抢占资源、规模扩张，我国装机规模连续突破4亿、5亿、6亿、7亿、8亿千瓦，为迅速扭转全国缺电局面做出了重大贡献。但是，在清洁发展上缺少整体规划，新增装机主要以火电为主，而且环保设施投入不够，质量参差不齐，使用率不高，存在一次性资源大量消耗、排放增加、环境污染等问题，基本上还处于“先发展后环保、边污染边治理”阶段。
第二个阶段（2008年以后至今）：调整结构、清洁发展阶段。这一阶段电力行业正处于“转方式、调结构”时期，主要表现为注重价值创造、战略转型、绿色低碳发展，着力调整电源结构、产业结构、区域布局以及管控模式，在项目发展上，首先规划清洁高效电源项目，清洁能源发电在新建项目中逐渐占据主导地位，出现了火电投资连年下降，风电、太阳能、核电、水电等清洁能源得到迅速发展的局面，电力企业从“要我清洁”转变为“我要清洁”。为什么以2008年作为分水岭？主要原因有三个：一是煤炭价格上涨，火电板块2008年出现全行业亏损，火电投资的积极性下降，急需寻找新的出口；二是为应对气候变化，抵御金融危机冲击，世界对中国节能减排的期望越来越高，我国对外作出 “到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%、单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%”的目标承诺，节能减排成为大势所趋；三是顺应世界新能源革命要求，我国把新能源作为战略性新兴产业，大幅度提高核电、风电、太阳能发电装机规划目标，研究核电控股投资主体多元化。
总之，从2008年开始，受内外环境的影响，发展清洁能源、降低对煤炭等化石能源的依赖成为电力行业的共识，电力行业的发展由规模扩张转向结构调整，以煤电一体，“上大压小”，热电联产，发展核电、水电及新能源为主要内容的电源结构调整成为新时期电力行业发展的一条主线。
电力十年清洁发展取得的主要成绩近年来，电力行业积极转变发展方式、调整电源结构，坚持走清洁、绿色、低碳发展之路，为社会经济发展和生态文明建设作出了重要贡献。主要体现在六个方面：
一是清洁发展纳入战略规划。各大发电集团均把清洁发展作为企业发展的重要指标，纳入中长期战略规划，如华能集团公司着力打造“注重科技、保护环境的绿色公司”；大唐集团公司将“提供清洁电力、点亮美好生活”作为企业使命；华电集团公司提出建设“价值华电、绿色华电、创新华电、幸福华电”的战略目标；国电集团公司确立了“以大力发展新能源引领企业转型，建设一流综合性电力集团”的战略目标；中电投集团公司坚持“电源结构和产业结构调整”的战略核心。
二是电力保障能力显著增强。十年间，全国发电装机容量实现跨越式增长，从3.57亿千瓦增至11.4亿千瓦，年均增长约7800万千瓦；年发电量从1.65万亿千瓦时增至5万亿千瓦时，年均增长约3300万千瓦时，总体上打破了长期制约我国经济发展的电源供应瓶颈。以华电集团公司为例，截至2012年底，装机容量达到1亿千瓦，是2002年刚成立时的4倍；年发电量4300亿千瓦时，是2002年的3.7倍。
三是电源结构持续优化。2011年，全部非化石能源利用量约为2.83亿吨，在能源消费总量中占8.1%，非化石能源比例较2005年提高3.4个百分点。加快高参数、大容量清洁燃煤机组、燃气电站建设，截至2012年11月，全国在运百万千瓦超超临界燃煤机组达到47台，投运、在建、拟建的百万千瓦超超临界机组数量居全球之首；30万千瓦及以上火电机组占全部火电机组容量的74.4%。积极发展新能源和可再生能源，2002年至2012年11月，全国水电规模从8607万千瓦增至24610万千瓦，风电规模从零起步增至5600万千瓦，核电规模从446万千瓦增至4623万千瓦，清洁能源占总装机容量的比重由25%增至28.2%，目前我国水电装机容量、风电并网装机容量、核电在建规模跃居世界第一位。
四是节能减排成效突出。2002年至2012年，全国火电机组供电煤耗从383克/千瓦时降至324克/千瓦时，降幅超过15%，达到世界先进水平；2006年以来淘汰落后小火电机组8000万千瓦，每年可节约原煤6000多万吨；加快建设燃煤机组脱硫、脱硝设施，烟气脱硫机组占全国燃煤机组的比重达到90%；广泛应用清洁高效燃煤发电技术，加大废水、废气、废渣
治理，主要污染物排放大幅降低。以华电集团公司为例，2012年单位发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放绩效较2002年分别下降76％、75％、36％。
五是CDM项目发展成果丰硕。开展清洁发展机制项目合作，截至2012年8月底，全国共批准了4540个清洁发展机制项目，预计年减排量近7.3亿吨二氧化碳当量，其中已有2364个项目在联合国清洁发展机制执行理事会成功注册，占全世界注册项目总数的50.41％，已注册项目预计年减排量约4.2亿吨二氧化碳当量，占全球注册项目年减排量的54.54％，项目数量和年减排量都居世界第一。
六是电力科技水平迅速提升。百万千瓦超超临界、大型空冷等大容量高参数机组得到广泛应用，70万千瓦水轮机组设计制造技术达到世界先进水平；基本具备百万千瓦级压水堆核电站自主设计、建造和运营能力，高温气冷堆、块堆技术研发取得重大突破，成为世界上第7个自主设计和建造核电站的国家；风电装备大型化、智能化取得重大进展，单台容量提升较快，3兆瓦风电机组批量应用，6兆瓦风电机组成功下线；太阳能光伏发电转化效率明显提高，太阳能热发电在聚光装备、槽式真空管等方面取得重要成果。
第三篇：电力体制改革试题
电 力 改 革 试 题 库
一、填空
1、电力体制改革从根本上改变了指令性计划体制和 政企不分、厂网不分 等问题。
2、通过电力体制改革，要建立健全电力行业“ 有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效的市场机制。
3、山西省电力中长期交易规则中规定，电力中长期交易可以采取 双边协商、集中竞价、挂牌交易 等方式进行。
4、推进售电侧改革的基本原则是 坚持市场方向、坚持安全高效、鼓励改革创新、完善监管机制。
5、深化电力体制改革是一项紧迫的任务，事关我国 能源安全 和经济社会发展 全局。
6、售电公司以 服务用户 为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则。
7、电力市场售电公司准入条件要求，资产总额在 2千万元至1亿元 人民币的，可以从事年售电量不超过6至30亿千瓦时的售电业务。
8、符合准入电力市场的市场主体向 省级政府 或由 省级政府 授权的部门申请，并提交相关资料。
9、潞安集团电力中心是集团电力的业务主管部门，负责集团发电、供电、配电、售电管理及光伏和新能源电站管理。对潞安集团电力市场化运作负监督和管理责任。
10、电力市场有序开发用电计划的主要原则是坚持市场化、坚持保障民生、坚持节能减排和清洁能源优先上网，坚持电力系统安全和供需平衡，坚持 有序推进。
11、对于社会资本投资增量配电网控股的，在取得供电业务许可后即拥有配电网的 运营权，在供电营业区域内拥有与电网企业 相同 的权力，并切实履行相同的责任和义务。
12、山西省售电侧改革实施方案中指出要理顺电价形成机制，还原电力的 商品 属性，推进电力市场建设，完善市场化交易机制。
13、进一步激活省内用电市场，提高电力消纳能力，在现有大用户直接交易的基础上，不断扩大参与电力市场交易的 市场主体 范围和交易规模。
14、坚持市场化改革要区分竞争性和垄断性环节，在 发电 侧和 售电 侧开展有效竞争。
15、放开增量配电业务应按照“试点先行、积极稳妥、有序推进”的原则，严格履行试点手续，及时总结试点经验并逐步扩大试点范围。
16、按照 公平、公正、公开 的原则，组建相对独立的电力市场交易机构，组建电力市场管理委员会，推动电力市场规范运行。
17、为保障电力系统安全稳定运行、促进清洁能源消纳以及满足各类用户安全可靠用电，按照“谁受益，谁承担”的原则构建电力用户参与的辅助服务分担共享机制。
18、创新售电业务市场准入机制，以注册认定代替 行政审批，实行“一承诺、一公示、一注册、两备案”。
19、统筹推动 省内、省外 两个市场建设，更好地发挥国家综合能源基地优势，促进“黑色煤炭绿色发展，高碳资源低碳发展”。
20、电力市场中，市场主体违反国家有关 法律法规 的、严重违反交易规则和破产倒闭的需强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场。
20、增量配电网的试点范围是以 煤矿集团等大型企业自供区和国家、省级园区为重点，鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务。
21、电力市场的交易方式是以自主协商交易为主，集中撮合竞价交易为辅，协商和
竞价 相结合的交易方式进行。
22、电力改革初期，电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收国家基金，并按规定及时向有关发电企业和售电企业支付电费。
23、拥有配电网运营权的售电公司，应将 配电 业务和竞争性售电业务分开核算。
24、同一营业区内可以有多个售电公司，但只能有一个拥有配电网资产的售电公司，具有配电网经营权，并提供 保底供电 服务。
25、潞安配售电公司于 2017年1月17日 正式成立。
26、供电企业供电的额定频率为交流 50 赫兹。
27、售电公司在准入后，需取得电力用户的交易委托代理权，并向交易中心提交委托代理协议后方可参与市场交易。
28、未参与电力市场的用户，继续执行 政府定价。
29、电网企业要严格按照《山西省发展和改革委员会关于山西电网2017——2019年输配电价及有关事项的通知》中规定的价格执行，不得擅自 提高 和 降低 电价水平。30、2017年7月1日起，大工业电度电价，110KV电压等级是 0.4582元/千瓦时；35KV电压等级是 0.4782 元/千瓦时。
31、参与电力市场化交易的电力用户输配电价水平按山西电网输配电价表执行，并按规定征收 政府性基金 及附加。32、2017年山西省电力直接交易规模为500亿千瓦时，约占全省工业用电量的36%，占全社会用电量的30%。
33、两部制上网电价是将上网电价分成 电量 电价和 容量 电价两部分。
34、峰谷分时电价是指根据电网负荷变化情况，将电力系统中负荷的一个周期（一般指一天24小时）划分为 高峰、平段 和 低谷 等多个时段分别制定不同的电价水平以鼓励用电客户合理安排用电时间。35、2016年，潞安集团按照国家电力体制改革的政策导向，实现总交易电量13.5亿KWh，交易电价0.4284元/KWh，比以往购电方式下降0.071元/KWh，全年可为集团公司降低购电成本超过 10135万元。36、2017年集团电力中心电力2—8月组织的直接交易，共完成交易及结算电量 11.16亿 KWh，同比2016年电价水平为集团节约电费支出约7300 多万元。
37、国家电力需求侧管理平台是国家发展改革委为广泛深入推进电力需求侧管理工作而组织开发的综合性、专业化、开放式的网络应用平台。
38、国家电力需求侧管理平台功能模块本着“总体设计、分步实施”的原则进行开发。
二、单选题
1、《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》是中发【2015】（B）号文。A、5 B、9 C、280、还原电力商品属性，输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分（A）等级核定。A、电压 B、电流 C、电量
3、电力交易中直接交易双方通过（A）决定交易事项，依法依规签订电网企业参与的三方合同。A、自主协商 B、自由结合 C、相互约定
4、建立相对独立的电力交易机构，形成（C）市场交易平台。A、公平竞争 B、公平协商 C、公平规范
5、电力市场售电公司准入条件中要求，资产总额在（B）亿元人民币以上的，不限制其售电量。A、1 B、2 C、3
6、稳步推进售电侧改革，（A）向社会资本放开售电业务。A、有序 B、逐步 C、统一
7、深化电力体制改革，实现三个规范分别是规范交易机构的运行、规范市场化售电业务和（C）
A、规范售电公司管理B、规范供电系统管理C、规范自备电厂管理
8、开展输配电价摸底测算要全面调查电网输配电资产、（A）和企业经营情况。A、成本 B、利润 C、收入
9、山西电网的特点是（B）、送出型、规模型。A、内向型 B、外向型 C、内外结合型
10、建立优先发电制度是以资源消耗、环境保护为主要依据，坚持节能减排和（A）优先上网的原则。A、清洁能源 B、高耗能源 C、燃煤能源
11、经山西省人民政府同意，晋政办发【2016】113号文件印发《山西省（A）改革实施方案》。A、售电侧 B、发电侧 C、用电侧
12、售电公司应拥有与申请的售电规模相适应的掌握电力系统技术经济相关知识、具备（B）年以上相关工作经验的专业人员。A、1 B、2 C、3
13、山西省售电侧改革实施步骤分为两个阶段，第一阶段是（C），第二阶段是2018年——2020年。A、2010——2015 B、2015——2017 C、2016——2017
14、售电侧改革第一阶段的工作内容中要求完善山西省电力直接交易机制，电力直接交易规模达到全社会用电量的（B）A、20% B、30% v C、50%
15、开展放开增量配电投资业务试点要求社会资本投资增量配电网（B）控股，拥有配电网运营权。A、相对 B、绝对 C、参与
16、供电设备计划检修时，对35KV及以上电压供电用户的停电次数，每年不应超过（A）次，对10KV供电的用户，每年不应超过三次。A、一 B、二 C、三
18、供电企业必须按规定的周期校验、轮换计费电能表，并对计费电能表进行（B）检查。A、定期 B、不定期 C、经常
19、山西省电网销售电价表中规定大工业用电的基本电价部分，按最大需量是（C）元/千瓦••月；按变压器容量是（C）元/千伏安•••月。A、24、36 B、40、20 C、36、24 20、电力体制改革的实施使电网企业的收入来源不再是原来的上网电价和销售电价价差，而是按照政府核定的输配电价收取（A）。A、过网费 B、政府性补贴 C、附加费
三、多选题
1、电力体制改革的重要性包括（ABCD）
A、促进了电力行业快速发展 B、提高了电力普遍服务水平C、初步形成了多元化市场体系 D、电价形成机制逐步完善
2、市场交易价格可以通过以下哪些方式确定（ABC）
A、双方自主协商确定 B、集中撮合C、市场竞价 D、政府定价
3、推进售电侧改革的组织实施包括以下哪些方面（ABC）
A、分步推进 B、加强组织指导C、强化监督检查D、加强协商管理
4、电力交易机构在山西省能源监管办和山西省电力管理部门和监管下为市场主体提供（BCD）的电力交易服务。A、开放B、规范C、公开D、透明
5、山西省售电侧改革实施方案的基本原则是（ABCD）A、坚持市场方向B、坚持安全高效 C、鼓励改革创新D、完善监管机制
6、电网的基本供电任务是履行确保（ABCD）等用电的基本责任。
A、居民B、农业C、重要公用事业D、公益性服务
7、对按规定实行差别电价和惩罚性电价的企业，不得借机变相对其提供（BC）A、降低电价B、优惠电价C、电费补贴D、照顾补贴
8、鼓励发用电双方建立（AB）的交易关系，科学规避市场风险，防止出现非理性竞争。A、长期 B、稳定 C、短期 D、融洽
9、用电计量装置包括（ABCD）
A、计费电能表B、电压互感器C、电流互感器D、二次连接线导线
10、在电力交易中各有关交易主体应按照交易规则要求，平等协商，自主交易，诚信为本，严禁（ABC）
A、串通联盟B、形成价格壁垒C、干扰交易秩序D、恶性竞争
四、判断题
1、此次国家电改进入“厂网分开”时段。（√）
2、此次国家电改现在进入“管住中间、放开两头”阶段。（√）
3、潞安电力体制改革的方向是“经营与管理职能分离”。（√）
4、参与国家及山西省电力体制改革是潞安电力产业发展的必经之路。（√）
5、从事配售电业务不需要办理《电力业务许可证（供电类》。（╳）【需要】
6、电改形势下，职工思想和职业技术素养都需要进一步提升。（√）
7、电网企业是指拥有输电网、配电网运营权（包括地方电力公司、趸售县供电公司），承担其供电营业区保底供电服务的企业。（√）
8、拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的 30%（╳）【20%】。
9、发电公司、电网企业、售电公司和用户应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订 双方（╳）【三方】合同。
10、推进输配电价改革的总体目标是建立规则明晰、水平合理、监管有力，科学透明的独立的输配电价体系，形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。（√）
11、对于历史形成的，国网山西省电力公司和晋能集团有限公司以 内（╳）【外】的存量配电网资产，可视为增量配电业务。
12、山西省放开增量配电业务试点方案中纳入电网建设计划中包括电压等级在110KV及以下的新增配电网和 110KV（╳）【220KV】及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。
13、电网企业应履行的职责和相关业务有基本供电、普遍服务、信息报送和披露、交易结算。（√）
14、电力市场售电企业的合法主体是的是按照《中华人民共和国公司法》进行工商注册，具有独立法人资格的售电公司。（√）
15、电力市场的电力用户企业和准入条件包括用电项目手续齐全、能源消耗达到国家标准、环保排放达到国家标准、信用良好、拥有自备电源并满足微电网接入系统条件的用户。（√）
16、电力市场主体的准入步骤是“一承诺，一公示，一注册，一（╳）【两】备案。”
17、供电企业和用户应当在正式供电前，根据用户用电需求和供电企业的供电能力以及办理用电申请时双方认可协商一致的相关文件签订供用电合同。（√）
18、在电力市场交易中对2016有违约记录、信誉度较低的企业和上交易合同兑现较低的企业，适当扣减2017年交易总量上限或取消交易资格。(√)
19、国家需求侧管理平台目前主要具有门户、业务两类功能。（√）
20、潞安集团抓住新一轮电改机遇，将对现有电网结构进行优化和改造，实现潞安煤—电—化、煤—电—油产业成本优化、协同发展。（√）
五、问答题
1、深化电力体制改革的基本原则是什么？
答：坚持安全可靠，坚持市场化改革，坚持保障民生，坚持节能减排，坚持科学监管。
2、现有电力体制下售电公司分哪三类？
答：第一类是电网企业的售电公司；第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。
3、山西省电力体制综合改革的必要性和可行性有哪些？
答：一是山西实施电力体制综合改革有基础；二是山西实施电力体制综合改革有需求；三是山西实施电力体制综合改革有共识。
4、推进输配电价改革的主要任务有哪些？
答：①开展输配电价摸底预算；②做好输配电价定价成本监审；③妥善处理电价交叉补贴；④制定输配电价改革试点方案。
5、如何建立和完善电力市场交易机制？
答：①完善省内直接交易机制；②开展跨省跨区电力直接交易试点；③适时建立有效竞争的现货交易机制；④探索建立市场化的辅助服务分担机构。
6、参与电力市场的用户购电价格由哪几部分组成？
答：由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）和政府性基金及附加组成。
7、电力市场交易主体应该满足哪些要求？
答:应该是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。8、2017年山西省电力市场的交易模式有哪些？
答：普通交易、重点交易、长协交易。对重点交易和长协交易，同一发电企业只能选择其一，不得同时参加。
9、省电力交易平台发布的交易信息公告包括哪些内容？
答：电量规模、输配电价、线损、政府性基金、交易政策及电网的主要约束条件等。
10、国家电力需求侧管理平台具有哪些功能？
答：具有信息发布、在线监测、核查认证、电力供需形势分析、有序用电管理、网络培训、经济分析、需求响应等功能。
11、峰谷分时电价的意义是什么？
答：提高高峰时段的电价，降低低谷时段的电价，以鼓励用电客户合理安排用电时间，削峰填谷，提高系统负荷率和电力资源的利用效率。
12、为了保证电力市场的正常运行，电力市场应该具备的六大要素是什么？ 答：市场主体、市场客体、市场载体、市场价格、市场规则和市场监管等。
第四篇：国外电力体制改革情况摘编
【内容:】孔祥元中国农村水电及电气化信息网2007
澳大利亚电力改革
自1989年推行改革以来，澳大利亚电力工业发生了巨大的变化，旧的垄断体制被逐步打破，电力生产的发供配三大环节完全分离，具有自然垄断性质的业务与具备竞争条件的部分实现了彻底分离，通过强化监管职能实现了垄断与竞争的有机统一。经过几年的努力，一个竞争有序的市场机制已经建立起来，几乎所有电力企业在竞争中不断提高效率，降低成本，经济效益明显提高；电价大幅度降低，服务质量不断提高，广大用户受益匪浅。澳大利亚的电力体制改革无疑是成功的。
1澳大利亚进行电力改革和推行电力市场的起因
(1)1989年以前，全国的电力发展和运作都由政府经手，发展电力的资金与负债都纳入联邦及州政府预算，政府财务不堪重负；
(2)原有的电力管理体制使电力缺乏市场竞争，效率低下；
(3)经过70年代和80年代的快速发展，电力供需矛盾缓和，出现装机容量过剩；
(4)作为英联邦的成员国之一，英国电力市场改革的成功推动了澳大利亚电力改革的进程。
2澳大利亚电力改革的方向和目标
澳大利亚政府对电力改革和电力市场的建设给予了高度重视，积极支持电力改革，建立有关机构实行政府的宏观指导和监督，并拨专款扶持改革。政府决定学习英国等国家在电力改革方面的成功经验，改组电力结构，推行电力市场化，促使电力企业从市场竞争中找契机，提高生产效率，促进技术改造，降低企业成本，降低电价；通过改革，促进其他行业改革，促进投资，吸引外资，活跃国家经济。澳大利亚电力改革的最终目标是构筑一个用户能在众多的发电商或零售商中自主选择供应商的电力市场。
3改革进程
澳大利亚是联邦制国家，电力工业的管理和发展主要靠州政府来实现。全国行政区划分为7个州，比较发达的地区集中在东南沿海的新南威尔斯州和维多利亚州。全国共有8个独立的(州和地区)新电力系统，至1998年底，共拥有发电总装机容量37670万kW，当年发电量为1600亿kWh。
(1)新南威尔斯州的太平洋电力公司是全国电力改革的先驱。1989年，新南威尔斯州的太平洋电力公司是州政府管辖的集发电、输电和有关服务于一体的全能性电力公司，电力总装机1230万kW，员工10500人，州内的配电业务由27家配电公司独立经营。1989年，州成立电力工作小组，建立内部电力市场发展委员会，考虑引入竞争政策，在发、输电和工程服务等方面实行内部结算。1991年7月，太平洋电力公司进行内部结构调整，将发电企业分别独立，开展内部发电环节竞争，服务设施付费，引入输电服务定价机制，实施了内部电力市场。
3年后，即1994年7月，太平洋电力公司实行结构性改组，将发电和输电完全分开。1995年2月，输电业务从太平洋电力公司完全分离出来，由新组建的电网公司负责管理。1995年6月，州内27个配电公司改组合并为7个配电公司，负责配电网的管理和售电。1996年3月，在充分考虑各电厂已投运年限、装机容量、资产负债、现金流量、资本需求和地域分布等因素的基础上，发电业务改组为3个独立的发电公司，其中太平洋电力公司变成单纯以发电为主的发电公司。
新南威尔斯州电力结构重组实现了发电、输电和配电的分离，为电力市场的运作创造了组织结构基础。
(2)维多利亚州电力私有化改革。1991年，维多利亚州的发、输、配电是一体的，由州电力委员会管理，发电装机700万kW，员工22000人。机构重组改革后，员工紧缩为7000人，发电厂、电网公司和配电公司分离，各自独立经营，全部资产135亿澳元公开出售，全部私有化。1994年7月，维多利亚州开始了电力市场的运营。
(3)全国电力市场化的实现。以新南威尔斯州和维多利亚州电力改革为先导，其他各电力系统也相继改革，直到1998年11月，澳大利亚实现了全国电力市场化。电力市场以发电商、配电商、终端用户及市场和系统运营者为主体，通过电网这个市场载体，构成电力市场。这个市场又分为电力批发市场和电力零售市场，实行现货(实际)市场交易和合同(期货)市场交易。
4改革成果
经过近10年的努力，澳大利亚电力改革取得了明显的成效。以新南威尔斯州和维多利亚州为例，新南威尔斯州太平洋电力公司通过公司结构调整和引入电力市场，经营业绩发生显著变化，取得良好的效益。1995年与改革前的1988年相比，员工从10500人减少到4300人，下降59%；生产率提高3倍，发电厂设备利用率提高41.8%，热电效率提高6.9%，事故停机减少85.5%；电力销售从430亿kWh增加到536亿kWh，提高24.65%；每千瓦时发电平均成本从7澳分下降到4.7澳分，下降32.85%；平均售电价从7.3澳分降低到5.4澳分，下降26.03%；1988年的经营效益亏损2亿澳元，1995年扭亏为盈，盈利5.63亿澳元。
新西兰电力体制改革
1电力工业概况
新西兰电力供应充裕，人均拥有装机2.16kW。在现有发电设备中，95%～96%属国有的新西兰电力公司所有，装机容量730万kW；4%～5%为小火电，属地方供电公司所有，装机容量为30万kW。新西兰的发电设备构成中，67%为水电，7%为地热，26%为火电，是一个以水电为主的电源结构。近年来，新西兰的电力装机增长缓慢，年发电量处于徘徊状态。1992年，新西兰人均拥有发电量8598kWh，电力主要用户是城乡居民生活用电，占用电量的35%。家庭每户平均用电量在7500kWh。
电力工业改革前，新西兰的发电和输电由国家经营和管理。配电由地方电力管理委员会和市政府电力局负责。供电局有法定的营业范围，没有引入竞争机制。
2改革的起因
新西兰的电力管理体制改革是从1987年开始的。在此之前，政府直接管理和经营企业，经济运行不灵活。在政府经营管理过程中，由于政府的过多干预，出现了三个主要问题：一是很高的失业率，二是很高的企业负债率，三是很高的通货膨胀率。为解决这些问题，政府从宏观的角度对经济部门进行体制改革。主要是政企分开，商业化和公司化，减少政府的干预，鼓励竞争，提高经济效益。电力工业的改革，一方面强调引入竞争机制，提供商业机制政策；另一方面是对垄断企业(新西兰电力公司)给予法律、法规的约束，要求对用户透明。改革的目标是获得最大的经济效益，包括社会效益和企业效益，同时给电力用户以最大的自由选择和最好的服务。
3改革的步骤
新西兰的电力体制改革是从配电到发电逐步推开，即配电公司的竞争→电力市场→发电竞争上网。据此，新西兰电力体制改革可分为5个步骤：①政企分开，把政府机构改变成公司化企业；②加强立法，修改或制订有关电力法律和法规；③配电企业化，实行竞争供电；④输电独立，将输电公司从新西兰电力公司分离出来，输电公司独立经营；⑤建立电力批发市场。
按照这个步骤，1987年新西兰工党政府撤销电力部，将其所属的发电、输电国有企业商业化和公司化，成立了新西兰电力公司和输电公司，输电公司拥有并负责电网运行，改革初期是作为新西兰电力公司的子公司。
4发电端的改革
新西兰电力公司成为经营实体后，政府规定国有资产50%作为资本金，50%作为政府贷款，3年内归还政府。在改革方面，新西兰电力公司准备采取以下措施：
(1)发电与输电分离，发电和输电各自筹措资金；
(2)在电力零售方面要建立电力市场，打破供电专营区，开展竞争；
(3)解决发电公司一统天下的局面，推行合同购电；
(4)发电公司允许投资者办电，但只能经营管理15年回收资本和盈利；
(5)提高新西兰电力公司的国际信誉，让国际金融界参与新西兰的电力投资和承担风险。
5输电端的改革
输电公司管理着13000km的输电线路、186座户外变电站和1个调度中心。输电公司由国家控制，不参与竞争，但要独立核算。国家要从输电公司抽回原来的投资，不再提供投资。此后，电网发展所需资金来源有企业利润、用户出资、银行贷款。输电公司的任务包括：一是输电可靠，二是输电安全，三是费用控制，四是保证投资者的回报。
6配电端的改革
新西兰有41个供电公司，一直由地方经营管理。在改革中主要解决所有权问题和引入竞争机制。配电部门在1993年进行公司化改组后，资产的经营方式共有四种：①有10个大的供电公司改组为股份有限公司，每股1新元，上市溢价发行每股1.7新元，全部由股民拥有；②合作社形式，由用户持有股权，不准上市买卖；③由信托公司代表用户的利益，全权经营供电公司；④归市政府所有。
1992年新西兰制定电力法案，取消了供电专营区的限制。改革后的供电公司可以向任何地区的用户供电，用户可以自由选择供电公司。分两个步骤：第一步从1993年4月1日起，凡用电量小于50万kWh的用户可以自由买卖和供电；第二步从1994年4月1日起，用电量大于50万kWh的也可以自由买卖电和供电用户可以向供电公司买电，也可以直接从发电厂买电。
为保证公平竞争，供电公司要将配电成本和销售成本分开，配电网络对供电者和用户开放。任何供电者要通过供电公司配电网络供电，要向供电公司缴纳路网费。
新西兰在供电领域首先引入竞争机制，除了提高供电领域的经济效益外，还想通过竞争兼并公司，减少供电公司的数量，在5年内将41个供电公司减少到12个或10个。
7建立电力市场
新西兰发电与输电分离，配电端公司化以后，就形成了电力市场。目前电力市场由电力市场公司经营。电力市场公司向发电公司买电，然后趸售给供电公司。电力市场的电价和合同内容公开透明。售电分两类，一类是合同购电，一类是按边际成本价格临时购电。电力市场的形成和配电领域引入竞争机制后，电力供应中的交叉补贴随之取消。不能再依靠提高电价和提高供电量来提高供电公司的效率和盈利水平，必须靠提高经营管理水平和服务质量来实现，这给供电公司带来巨大的压力和挑战。
8改革的效果
新西兰电力工业由于实行了政企分开，发、输、配电分开，商业化运行和公司化改组，目前已取得明显效益，主要表现在：①单位平均趸售电价降低14%；②单位平均运行成本(不包括折旧)下降29%；③单位平均消耗下降24%；④水电站设备可用率由87%提高到93%，火电厂设备可用率由73%提高到97%；⑤资本金回报率由8.6%上升到13.1%；⑥电力职工由6000多人下降到3000多人，电力工业劳动生产率提高1倍以上；⑦利税增加。
新西兰电力管理体制改革仍在进行，尚未完成，但已取得显著的效果
第五篇：世界电力体制改革大事记
世界各国电力体制改革大事记
1982年
智利颁布《电力服务法》，为第一个电力工业结构重组和自有竞争法律框架 1983年
智利实施电力结构重组，基本实现发、输、配分开 英国颁布《能源法》，取消电力行业进入限制，实施电网无歧视进入 1984年
美国缅因州首次引入发电侧竞争招标，对新增发电容量按可免成本公开招标
新西兰开始推行电力工业私有化，撤销了能源部下电力厅 1985年
智利建立成本型电力库 西班牙成立独立输电公司 1986年
智利实现2MW以上用户零售竞争 1987年
新西兰实现电力政企分开，成立新西兰电力公司(ECNZ)1988年
新西兰电力公司重组，形成发电、输电、营销、电建四个利润中心
英国政府发布“电力工业私有化”白皮书，开启电力改革 1989年
英国议会通过《电力法1989》，同步实施电力重组、私有化、市场建设和行业监管，成立独立监管机构 阿根廷颁布《国家改革法》，确立国有工业私有化 荷兰颁布电力法，确定电力改革原则，实现电网开放 澳大利亚中央政府调查电力工业效率，成为发展全国电力市场的导火索 1990年
澳大利亚成立专职负责全国电力市场设计和建设的电网管理委员会(NGMC)。新南威尔士和维多利亚州实施模拟市场 墨西哥总统泽迪罗发起在发电、配电、售电引入竞争的系列电力改革
英国国家电网公司(NGC)成立，英格兰地区发、输、配完全分开，放开1MW以上用户。建立英格兰威尔士强制型电力库，为世界上第一个现代意义的组织性电力市场(organized market)。NGC负责调度、结算、基金周转和组织辅助服务 挪威颁布新能源法，为电改提供法律框架 芬兰引入电力趸售竞争
波兰撤销电力煤炭委员会(类似电力部)，开始重组电力企业，实施发、输、配三分开 1991年
阿根廷颁布电力市场法，确定电改框架
澳大利亚工业委员会提出电力改革与电力市场建设建议报告
苏格兰实行除核电外全部发电资产私有化
葡萄牙出台电力改革计划，开始葡萄牙电力公司(EDP)的重组 1992年
美国能源政策法出台，要求在电力批发市场引入竞争，对大宗买卖电开放输电网 墨西哥批准独立发电商计划
阿根廷开始实施发电私有化，开放电力批发市场
澳大利亚制定国家电力工业战略，确定放松管制目标和方案 新西兰制定电力法案，分步骤取消供电专营
意大利国家电力公司(国有一体化)该组成联合股份公司 瑞典实施“厂网分开”，其国家电力局发电资产组成Vattefall(大瀑布)电力公司，电网资产组成SK电网公司，均为全国有
挪威、芬兰输电资产分离，成立国家输电公司，同时发布通用输电价格
俄罗斯统一电力系统成立，实现股份制，成立俄罗斯统一电力公司 1993年
墨西哥设立能源监管委员会
智利输电资产分离，成立输电公司，并向社会出售
澳大利亚制定“国家电力市场试行要点”，开始全国市场模拟。维多利亚州宣布电力工业改组规划
西班牙开始放松电力管制改革
瑞典提出自愿型电力库方案
挪威国家电力市场有限公司(Statnett Marked)成立
1994年
澳大利亚维多利亚州电力库开始运行;新南威尔士太平洋电力公司厂网分开，改组为纯发电公司
新西兰输电资产分离，成立输电公司，同时放开发电投资
英格兰放开售电市场至100千瓦以上用户
葡萄牙电力公司分拆成1个发电、1个输电、4个配电公司
芬兰电力库运行
韩国首次提出重组韩国电力公司，引入竞争型交易市场
1995年
澳大利亚新南威尔士重组成立7个供电公司，负责配电和售电
新西兰电力公司分离30%电厂成立新的发电公司
英国国家电网公司实行私有化，并出售其抽蓄电站
日本修改电力法，放开新增发电竞争 1996年
美国加州通过电力改革法案。美国联邦能源监管委员会颁布888、889号法令，要求发输配售分开，开放批发市场，发布统一输电价格，无歧视开放电网
加拿大阿尔伯塔省建立电力批发市场
澳大利亚新南威尔士州启动批发市场，包括太平洋电力在内的3家发电参与竞争。同年，澳大利亚国家电力市场规则发布
新西兰实现售电完全竞争，建立批发市场，2家国有发电公司和新增发电公司参与竞争
西班牙电力市场建立，开放2500万千瓦时以上用户
欧盟15国达成内部统一电力市场协议，发布96指令
瑞典新电力法生效，开始零售竞争
挪威、瑞典建成第一个跨国电力市场Nord Pool
丹麦国家电网向年电量在1亿千瓦时以上发电、配电和用户开放
波兰制定能源改革方案，确立到2010年改革路线图
日本开始放开发电，对新建电源实施招标
1997年
阿根廷和巴西相互开放电力市场
澳大利亚维多利亚和新南威尔士2州开始实施国家电力市场计划
葡萄牙电力公司实施部分私有化，降低国家持股至50%
芬兰电网公司向全部用户开放输电网
波兰实施《能源法》，设立能源监管局
埃及颁布“投资保护奖励法”，电力工业作为私有化对象
1998年
美国PJM竞争市场建立。加州电力改革方案开始实施。在加州等10个州开始第一批大用户跨州交易试点
巴西调度独立，国家电力系统运行机构成立
澳大利亚国家电力市场正式运营
新西兰通过《电力工业改革法》，以进一步促进发电和售电竞争
英国售电市场全面开放
德国颁布《电力和天然气自由化法》，取消供电专营
西班牙实施新电力法，开放电力市场。西班牙电网公司成立电力交易中心，该中心后续改组为独立股份公司，股东为各发电公司和供电公司
芬兰加入北欧电力市场
波兰将发电重组为7家公司
印度颁布并实施《电力监管委员会法》 南非发表《能源政策白皮书》，开始对Escom进行重组，成立独立发电、输电、配电公司 1999年
美国新英格兰市场从成本型电力库转为竞价型电力库。美国联邦能源委员会发布2000号法令，促进成立区域输电组织RTO
加拿大安大略水电局改组成立独立发电、输电、配电公司
新西兰新成立的国有发电公司Contact Energy私有化
英国发布NETA(新电力交易制度)详细文件
意大利国家电力公司中分拆成立3家独立发电公司
丹麦西部电网加入北欧电力市场
德国第一个电力交易中心—莱比锡电力交易所成立
波兰成立能源交易公司，从次年6月开始电力交易 日本颁布并实施新电力法，开放30%大用户直接参与批发市场
韩国公布电力工业重组方案
2000年
美国加州爆发电力危机。加拿大阿尔伯塔省批发电价急剧上升。巴西因干旱发生电力危机
墨西哥建立电力“影子市场”，包括日前和实时平衡市场，实施节点电价，包含容量补偿
法国迫于欧盟压力发布电力自由化法，开放市场，分设发电、输电、配电部门，调度中立
意大利国家电力调度中心正式运行，财政部拥有全部股权
丹麦东部加入北欧电力市场
俄罗斯实施两次电力改革，国家只保留电网和调度控制权 韩国通过《电力企业修正法》和《电力工业重组促进法》
2001年
加州电力市场停运。FERC发布四个RTO设想
英国开始实施NETA，用自愿型平衡机制代替强制型电力库，涵括长期、中期、短期和实时市场
欧盟宣布电力和天然气全面放开计划
俄罗斯成立电力改革工作组，发布打破垄断时间表
印度达波尔电厂项目流产，IPP计划失败，市场建设停滞
韩国电力公司开始重组，剥离6家发电公司，成立独立调度交易中心KPX，建立成本型电力库 2002年
美国FERC发布“标准电力市场”草案。
加拿大安大略省实施发电私有化，竞价上网，用户放开
北欧电力市场拆分现货业务，成立北欧电力现货交易所
俄罗斯政府向议会提交一揽子电力改革法案
克罗地亚通过电力私有化法案
7月，印度大停电，2.35亿用户断电。8月，印度政府发布包括电力改革在内的15项经济发展方案，提出2012人人有电
埃及、约旦、叙利亚、土耳其、伊拉克五国联网工程完成，目标是在2015年建成地中海电力市场
波兰全部发电、配电公司及波兰输电公司全部实现民营化
2003年
美国新英格兰市场采用“标准电力市场”模式改造成功
英国发布BETTA法案，苏格兰纳入全国电力市场 法国电力进行私有化改造
意大利放开大用户选择权
欧盟颁布48号文件，全面指导各国电力市场化改革
北欧电力交易所清算业务独立，成立北欧电力交易清算所
俄罗斯总统普金签署六项法案，启动新一轮电力改革，包括厂网分开、输配分开、调度独立、主辅分离，2006年完成。该年11月，电力交易所正式运营
印度通过新电力法，推进电力私有化，允许用户直接交易
日本修订电气事业法，赋予用户选择供电商的自由
2004年
巴西成立电力监管委员会
法国电力公司改制为股份公司。该年7月1日，法国放开非家庭用户
意大利电力交易所正式运营
俄罗斯拆分并出售联合能源旗下发电公司
日本放开500千瓦以上用户 2005年
英国将电力市场NETA模式推广到全国，建立了BETTA模式
法国电力(EDF)整体改制上市，但国家仍绝对控股，对输电网公司RTE实施法律性分离，RTE成为EDF的全资子公司
北欧电交所成为欧洲首个欧盟排碳配额(EUA)交易的电力交易所
德国《能源工业法案2005》出台
澳大利亚出台新的国家能源法和国家能源规则
日本电力批发市场开始运行，允许容量为50千瓦以上且供电电压6千伏以上的用户自由选择售电商，这部分用户的用电量占总用电量的比例达到63%
印度颁布了与2003年电力法案相应的国家电力政策，开始执行输、配电网开放接入
2007年
北欧电交所成为欧洲首个开展核证减排量(CER)交易的电力交易所
俄罗斯开始建立容量机制，由系统调度机构对新增容量进行招标，并支付容量费用(该费用作为系统使用费在全体用户电价中分摊)
印度电力监管委员会发布了电力交易的准则
2008年
俄罗斯完成了拆分俄罗斯统一电力公司RAO和垂直一体化区域电力公司AO-energos的过程
印度颁布《输电项目鼓励竞争指南和输电服务竞标指南》、《开放使用条例》，发布了“应对气候变化国家行动计划”(NAPCC)
印度能源交易所和印度电力交易所开始正式运营 2009年
欧盟发布第三能源法案，要求将垂直一体化公司的垄断业务拆分出来，各成员国建立独立的监管机构，制定协调一致的电力市场规则，促进电力市场融合和跨国电力交易。北欧与德国联合运作启动日内平衡市场。
澳大利亚能源市场运营商成立，负责管理国家电力市场和天然气市场
印度电力监管委员会原则上批准成立国家电力交易公司
2010年
NASDAQ OMX收购了NordPool ASA，包括电力金融交易、清算、咨询三块业务，与NordPool Spot AS合作在英国启动N2EX电力市场 俄罗斯修订电力法，保留政府对批发市场价格的部分控制力，管制价格依据成本和合理投资收益确定
印度国家电网公司将国调和5个区调从职能部门中分离出来，注册成立其全资拥有的电力系统调度运行公司
2011年
欧洲理事会正式宣布2014年完成内部欧盟能源市场建设
英国能源部发布《电力市场化改革白皮书(2011)》
德国按照欧盟第三能源法案要求实施了相关指令
俄罗斯启动了长期容量交易市场，进行发电容量的自由交易
澳大利亚成立了能源市场改革工作小组，负责能源市场改革工作
福岛核电事故后，日本提出新一轮电力改革思路框架 2012年 俄罗斯将输配电重新整合，将跨区域的配电公司(IDGC)与联邦输电公司(FGC)合并，组建输电和配电一体化的国有电网公司
为应对电价上涨的挑战，澳大利亚政府通过了一揽子国家能源市场改革计划
日本开始实施可再生能源发电全额收购制度
南非政府发起了可再生能源独立发电商采购计划(RE IPPPP)2013年
英国能源气候变化部(DECC)发布《电力体制改革实施草案》，宣布2014年正式实施新一轮电力市场化改革。主要内容包括针对低碳电源引入差价合约机制、对新建机组设立碳排放绩效标准、建立容量机制、引入最低碳价机制等
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