时间：2023-06-08 11:00:24
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇电力监管办法，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
第一条本办法适用于国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）对供电企业提供供电服务的情况实施监管。
第二条为了加强供电服务监管，规范供电服务行为，维护电力使用者的合法权益和社会公共利益，根据《电力监管条例》和有关法律、行政法规的规定，制定本办法。
本办法所称供电企业是指依法取得电力业务许可证、从事供电业务的企业。
第三条供电企业应当按照法律、行政法规和规章的规定，向用户提供质量合格、价格合理、行为规范的供电服务，并接受电力监管机构的监管。
第四条供电服务监管应当依法进行，并遵循公开、公正、效率的原则。
第二章监管内容
第五条电力监管机构对供电企业履行电力社会普遍服务义务的情况实施监管。
供电企业应当按照国家规定履行电力社会普遍服务义务，保障任何人能够以普遍可以接受的价格获得最基本的供电服务。
第六条电力监管机构对供电企业的供电质量实施监管。
在电力系统正常的情况下，供电企业的供电质量应当符合下列规定：
（一）向用户提供的电能质量符合国家标准或者电力行业标准；
（二）城市地区年供电可靠率不低于99.00％，城市居民用户受电端电压合格率不低于95.00％。
农村地区年供电可靠率和农村居民用户受电端电压合格率由电力监管机构根据各地实际情况规定。
第七条电力监管机构依法对供电企业执行国家规定的电价政策和收费标准的情况实施监管。
第八条电力监管机构对供电企业实施电力需求侧管理的情况进行监管。
供电企业应当按照国家规定实施电力需求侧管理，指导用户科学用电、合理用电和节约用电。
第九条电力监管机构对供电企业按规定披露信息的情况实施监管。
供电企业应当在营业场所显著位置公示用电业务的办理程序、电价和收费标准。
供电企业应当按照电力监管机构的要求，披露停电、限电和事故抢修处理等信息。
第十条电力监管机构对供电企业办理用电业务的情况实施监管。
供电企业办理用电业务的期限应当符合下列规定：
（一）向用户提供供电方案的期限，自受理用户用电申请之日起，一般居民用户不超过5个工作日，低压电力用户不超过10个工作日，高压单电源用户不超过30个工作日，高压双电源用户不超过60个工作日；
（二）对用户受电工程设计文件和有关资料审核的期限，自受理之日起，低压电力用户不超过10个工作日，高压电力用户不超过30个工作日；
（三）给用户装表接电的期限，自受电装置检验合格并办结相关手续之日起，一般居民用户不超过3个工作日，低压电力用户不超过5个工作日，高压电力用户不超过7个工作日。
第十一条电力监管机构对供电企业向用户受电工程提供服务的情况实施监管。
供电企业应当对用户受电工程建设提供必要的业务咨询和技术标准咨询；对用户受电工程进行竣工检验，应当执行国家有关标准；发现用户受电设施存在故障隐患时，应当及时告知用户并指导其制定有效的解决方案。
供电企业不得对用户受电工程指定设计单位、施工单位和设备材料供应单位。
第十二条电力监管机构对供电企业实施停电、限电规定的情况进行监管。
在电力系统正常的情况下，供电企业应当连续向用户供电。需要停电或者限电的，应当符合下列规定：
（一）因供电设施计划检修需要停电的，供电企业应当提前7日公告停电区域、停电线路、停电时间，并通知重要用户；
（二）因供电设施临时检修需要停电的，供电企业应当提前24小时通知重要用户；
（三）因电网发生故障或者电力供需紧张等原因需要停电、限电的，供电企业应当按照批准的有序用电方案执行。
引起停电或者限电的原因消除后，供电企业应当尽快恢复正常供电。
第十三条电力监管机构对供电企业履行紧急供电义务的情况实施监管。
因抢险救灾、突发事件需要紧急供电时，供电企业应当及时提供电力供应。
第十四条电力监管机构对供电企业处理供电故障的情况实施监管。
供电企业应当建立完善的报修服务制度，公开报修电话，24小时受理供电故障报修。
供电企业应当迅速处理供电故障，尽快恢复正常供电。供电企业工作人员到达现场抢修的时限，自接到报修之时起，城区范围不超过60分钟，农村地区不超过120分钟，边远、交通不便地区不超过240分钟。因天气、交通等特殊原因无法在规定时限内到达现场的，应当向用户作出解释。
第十五条电力监管机构对供电企业处理用电投诉的情况实施监管。
供电企业应当建立用电投诉处理制度，公开投诉电话。对用户的投诉，供电企业应当自接到投诉之日起10个工作日内提出处理意见并答复用户。
第三章监管措施
第十六条电力监管机构根据供电服务监管的需要，有权要求供电企业按照规定报送电压合格率、供电可靠率、重大的用电投诉及其处理情况等信息。
电力监管机构应当定期对供电企业报送和披露的信息进行核查，发现违法行为及时处理。
第十七条电力监管机构按照规定可以依法采取下列现场检查措施：
（一）进入供电企业进行检查；
（二）询问有关人员，要求其对检查事项做出说明；
（三）查阅、复制与检查事项有关的文件、资料、投诉记录等，对可能被转移、隐匿、损毁的文件、资料、投诉记录等予以封存；
（四）对检查中发现的违法行为，有权当场予以纠正或者要求限期改正。
第十八条电力监管机构可以根据监管工作的需要，在用户中开展供电服务情况调查并向社会公布调查结果。
第十九条电力监管机构可以向社会公布供电企业违反本办法的行为。
第二十条对供电企业未按照本办法规定实施供电服务的，电力监管机构应当予以记录；造成重大损失或者重大影响的，电力监管机构可以对供电企业的主管人员和其他直接责任人员依法提出处理意见和建议。
第二十一条任何单位和个人对违反本办法和国家有关供电服务监管规定的行为有权向电力监管机构举报，电力监管机构应当按照有关规定及时处理。
第四章罚则
第二十二条电力监管机构从事监管工作的人员违反电力监管有关规定，损害供电企业、用户的合法权益以及社会公共利益的，依法给予行政处分；构成犯罪的，依法追究刑事责任。
第二十三条供电企业违反本办法第六条、第八条、第九条、第十条、第十一条、第十二条、第十四条、第十五条规定的，由电力监管机构责令改正；情节严重的，给予警告。
第二十四条供电企业违反本办法第七条规定的，电力监管机构应当及时向有关部门提出价格行政处罚建议。
第二十五条供电企业违反本办法第五条、第十三条规定的，由电力监管机构责令改正，给予警告；情节严重的，对直接负责的主管人员和其他直接责任人员，依法给予处分。
第二十六条供电企业有下列情形之一的，由电力监管机构责令改正；拒不改正的，处5万元以上50万元以下的罚款，对直接负责的主管人员和直接责任人员，依法给予处分；构成犯罪的，依法追究刑事责任：
（一）拒绝或者阻碍电力监管机构及其从事监管工作的人员依法履行监管职责的；
（二）提供虚假或者隐瞒重要事实的文件、资料的；
（三）未按照规定披露有关信息的。
第二条国家电力监管委员会（以下简称电监会）负责全国电力可靠性的监督管理；电监会电力可靠性管理中心（以下简称可靠性中心）负责全国电力可靠性监督管理的日常工作，并承担电力可靠性管理行业服务工作；电监会派出机构负责辖区内电力可靠性监督管理。
第三条发电企业、输电企业、供电企业以及从事电力生产的其他企业（以下统称电力企业）应当依照本办法开展电力可靠性管理工作。
第四条电力可靠性监督管理包括下列内容：
（一）制定电力可靠性监督管理规章和电力可靠性技术标准；
（二）建立电力可靠性监督管理工作体系；
（三）组织建立电力可靠性信息管理系统，统计分析电力可靠性信息；
（四）组织电力可靠性管理工作检查；
（五）组织实施电力可靠性评价、评估工作；
（六）电力可靠性指标和电力可靠性监管报告；
（七）推动电力可靠性理论研究和技术应用；
（八）组织电力可靠性培训；
（九）开展电力可靠性国际交流与合作。
第五条电力企业作为电力可靠性管理工作的责任主体，应当按照下列要求开展本企业电力可靠性管理工作：
（一）贯彻执行有关电力可靠性监督管理的国家规定、技术标准，制定本企业电力可靠性管理工作规范；
（二）建立电力可靠性管理工作体系，落实电力可靠性管理岗位责任；
（三）建立电力可靠性信息管理系统，采集分析电力可靠性信息；
（四）准确、及时、完整地报送电力可靠性信息；
（五）开展电力可靠性成果应用，提高电力系统和电力设施可靠性水平；
（六）开展电力可靠性技术培训。
第六条电力可靠性信息管理实行统一管理、分级负责，建立全国统一的电力可靠性信息管理系统。
第七条电力企业应当报送下列信息：
（一）发电设备可靠性信息，包括发电主机、发电辅助设备基本情况和运行情况；
（二）输变电设施可靠性信息，包括发电侧、电网侧输变电设施基本情况和运行情况；
（三）直流输电系统可靠性信息，包括直流输电系统基本情况和运行情况；
（四）供电系统可靠性信息，包括供电系统基本情况和运行情况；
（五）电力可靠性管理工作报告和技术分析报告；
（六）重大非计划停运、停电事件的分析报告。
第八条电力可靠性信息报送按照下列规定办理：
（一）电监会区域监管局城市监管办公室（以下简称城市电监办）辖区内的电力企业向城市电监办报送；城市电监办汇总核实后报电监会区域监管局（以下简称区域电监局）。区域电网公司，未设立城市电监办的省、自治区、直辖市范围内的电力企业，直接向所在区域电监局报送。区域电监局汇总后报可靠性中心。
（二）中央电力企业、其他资产跨区域的电力企业向可靠性中心报送。其中，中国南方电网有限责任公司应当同时向所在区域电监局报送。
第九条电力企业报送电力可靠性信息应当符合下列期限要求：
（一）每月10日前报送上一月发电主机可靠性信息；
（二）每季度的第15日前报送上一季度发电辅助设备、输变电设施、直流输电系统以及供电系统可靠性信息；
（三）每年1月20日前报送上一年度电力可靠性管理工作报告和电力可靠性技术分析报告；
（四）重大非计划停运、停电事件发生后一个月内报送事件分析报告。
第十条城市电监办应当自电力企业信息报送期限截止之日起3日内向区域电监局报送本省的汇总信息。区域电监局应当自城市电监办信息报送期限截止之日起5日内向可靠性中心报送本区域的汇总信息。
第十一条电监会对电力系统可靠性水平进行评价。电力可靠性评价工作由可靠性中心具体实施。电力可靠性评价实施办法另行制定。
第十二条电力可靠性评价应当遵循客观、公平、公正的原则。
第十三条实施电力可靠性评价，可以对电力企业报送的有关信息进行调查核实。
第十四条年度电力可靠性评价结果经电监会审核后统一。
第十五条电监会及其派出机构实施电力可靠性监督检查，可以采取下列现场检查措施：
（一）进入电力企业进行检查并询问相关人员，要求其对检查事项做出说明；
（二）查阅、复制与检查事项有关的文件、资料。
第十六条电力企业及其工作人员应当配合、协助电监会及其派出机构进行现场检查，按照有关规定提供有关资料和数据。
第十七条电监会及其派出机构的工作人员未按照本办法实施电力可靠性监督管理有关工作的，依法追究其责任。
第十八条电力企业有下列行为之一的，依法追究其责任：
（一）虚报、瞒报电力可靠性信息的；
（二）伪造、篡改电力可靠性信息的；
（三）拒报或者屡次迟报电力可靠性信息的；
一、基本原则和适用范围
（一）节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。
（二）基本原则。以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施优化调度，并与电力市场建设工作相结合，充分发挥电力市场的作用，努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。
（三）适用范围。节能发电调度适用于所有并网运行的发电机组，上网电价暂按国家现行管理办法执行。对符合国家有关规定的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有购电合同，合同期满后，执行本办法。
二、机组发电序位表的编制
（四）机组发电排序的序位表（以下简称排序表）是节能发电调度的主要依据。各省（区、市）的排序表由省级人民政府责成其发展改革委（经贸委）组织编制，并根据机组投产和实际运行情况及时调整。排序表的编制应公开、公平、公正，并对电力企业和社会公开，对存在重大分歧的可进行听证。
（五）各类发电机组按以下顺序确定序位：
1.无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组；
2.有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组；
3.核能发电机组；
4.按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组；
5.天然气、煤气化发电机组；
6.其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组；
7.燃油发电机组。
（六）同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供的机组能耗参数排序，逐步过渡到按照实测数值排序，对因环保和节水设施运行引起的煤耗实测数值增加要做适当调整。污染物排放水平以省级环保部门最新测定的数值为准。
三、机组发电组合方案的制订
（七）省级发展改革委（经贸委）认真组织开展年、季、月、日电力负荷需求预测及管理工作，并定期向相关部门及电网和发电企业预测信息；根据负荷预测和发电机组实际运行情况，制定本省（区、市）年、季、月发电机组发电组合的基础方案。
（八）各级电力调度机构应按照排序表和发电组合的基础方案，并根据电力日负荷预测和发电机组的实际发电能力、电网运行方式，综合考虑安全约束、机组启停损耗等各种因素，确定次日机组发电组合的方案。
（九）省级电力调度机构依据本省（区、市）排序表和各机组申报的可调发电能力，确定发电机组的启停机方式，形成满足本省（区、市）电力系统安全约束的机组次日发电组合方案，报所在区域电力调度机构。
（十）区域电力调度机构在各省（区、市）机组次日发电组合方案的基础上，依据本区域内各省（区、市）排序表、各机组申报的可调发电能力、跨省输电联络线的输送电能力和网损，进一步优化调整本区域内发电机组的启停机方式。即：进一步对各省（区、市）边际机组（被调用的最后一台机组）考虑网损因素后的供电煤耗率（简称边际供电煤耗率）进行比较，对边际供电煤耗率较高的省（区、市）依次调整安排停机，对边际供电煤耗率较低的省（区、市）依次调整安排启机，直至区域中各省（区、市）的边际供电煤耗率趋同，或跨省（区、市）输电联络线达到输送容量的极限。
（十一）国家电网公司和南方电网公司电力调度机构依据跨区域（省）输电联络线的输送电能力、网损以及发电机组排序结果，按照第十条的原则，协调所辖各区域（省）的发电机组启停机方式，形成各区域机组日发电组合方案，下发各区域（省）电力调度机构执行，并抄报有关省（区、市）发展改革委（经贸委）和区域电力监管机构。
四、机组负荷分配与安全校核
（十二）各级电力调度机构依照以下原则，对已经确定运行的发电机组合理分配发电负荷，编制日发电曲线。
1.除水能外的可再生能源机组按发电企业申报的出力过程曲线安排发电负荷。
2.无调节能力的水能发电机组按照“以水定电”的原则安排发电负荷。
3.对承担综合利用任务的水电厂，在满足综合利用要求的前提下安排水电机组的发电负荷，并尽力提高水能利用率。对流域梯级水电厂，应积极开展水库优化调度和水库群的联合调度，合理运用水库蓄水。
4.资源综合利用发电机组按照“以（资源）量定电”的原则安排发电负荷。
5.核电机组除特殊情况外，按照其申报的出力过程曲线安排发电负荷。
6.燃煤热电联产发电机组按照“以热定电”的原则安排发电负荷。超过供热所需的发电负荷部分，按冷凝式机组安排。
7.火力发电机组按照供电煤耗等微增率的原则安排发电负荷。
（十三）各级电力调度机构应积极开展水火联合优化调度，充分发挥水电的调峰、调频等作用。
（十四）节能发电调度要坚持“安全第一”的原则。电力调度机构应依据《电力系统安全稳定导则》的要求，对节能发电调度各环节进行安全校核，相应调整开停机方式和发电负荷，保障电力系统安全稳定运行和连续可靠供电。
在电力系统异常或紧急情况下，值班调度员可根据实际情况对发电组合和负荷分配进行调整。电力系统异常或紧急情况消除后，电力调度机构应按照排序表逐步调整到新的机组发电组合。
五、机组检修、调峰、调频及备用容量安排
（十五）发电机组的检修由发电企业按照有关规程的规定和实际需要提出申请，经相应电力调度机构批准后执行。燃煤、燃气、燃油发电机组检修应充分利用年电力负荷低谷时期、丰水期进行。各级电力调度机构应依据负荷预测结果和排序表，在保证系统运行安全的前提下，综合各种因素，优化编制发电机组年、月检修计划；依据短期负荷预测结果，安排日设备检修工作。各类机组的检修安排信息要予以公布。
（十六）所有并网运行的发电机组均有义务按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用。具体经济补偿办法由电监会会同发展改革委另行制定。
（十七）电网调峰首先安排具有调节能力的水电、燃气、燃油、抽水蓄能机组和燃煤发电机组，然后再视电力系统需要安排其他机组。必要时，可安排火电机组进行降出力深度调峰和启停调峰。
（十八）为保证电力系统安全稳定运行，各级电力调度机构应根据有关规定和安全校核的要求，安排备用容量。备用容量安排应以保证电网运行安全为前提，按照节能环保要求，统筹考虑，合理分布。
六、信息公开与监管
（十九）节能发电调度的全过程实行信息公开制度。各有关单位应按有关规定及时、准确、完整地向相应电力调度机构提供节能调度所需的信息，并对其所提供信息的准确性和完整性负责。
（二十）各级电力调度机构要严格按照本办法的规定实施发电调度，按照有关规定及时对全体发电企业和有关部门调度信息，定期向社会公布发电能耗和电网网损情况，自觉接受电力监管机构、省级发展改革委（经贸委）的监管和有关各方的监督。具体监管办法由电监会会同发展改革委另行制定。
（二十一）火力发电机组必须安装并实时运行烟气在线监测装置，并与省级环保部门、电力监管机构和省级电力调度机构联网；供热机组必须安装并实时运行热负荷实时监测装置，并与电力调度机构联网，接受实时动态监管。未按规定安装监测装置或监测装置不稳定运行的，不再列入发电调度范围。
（二十二）并网的发电厂应加强设备运行维护，提高设备运行的可靠性；要加强技术改造，降低能源消耗，减少污染物排放。
（二十三）火力发电机组煤耗的检测与认证工作，由发展改革委指定技术监督检测机构或行业协会负责。各机组污染物排放水平测定工作，由省级环保部门负责。
第一条为了加强承装(修、试)电力设施许可证的管理，维护承装、承修、承试电力设施的市场秩序，规范承装(修、试)电力设施许可行为，根据《电力供应与使用条例》和国家有关规定，制定本办法。
第二条承装(修、试)电力设施许可证的申请、受理、审查、颁发、管理和监督，适用本办法。国家另有规定的，从其规定。
第三条国家电力监管委员会负责指导、监督全国承装(修、试)电力设施许可证的颁发和管理。
国家电力监管委员会派出机构（以下称许可机关）负责辖区内承装(修、试)电力设施许可证的受理、审查、颁发和日常监督管理。
第四条在中华人民共和国境内从事承装、承修、承试电力设施业务，应当按照本办法的规定取得承装(修、试)电力设施许可证。任何单位或者个人未取得承装(修、试)电力设施许可证的，不得从事承装、承修、承试电力设施业务。
本办法所称承装、承修、承试电力设施，是指对输电、供电、受电电力设施的安装、维修和试验。
第五条取得承装(修、试)电力设施许可证的单位依法开展业务，受法律保护。
第二章分类与分级
第六条承装(修、试)电力设施许可证分为承装、承修、承试三个类别。
取得承装类承装(修、试)电力设施许可证的，可以从事电力设施的安装业务。
取得承修类承装(修、试)电力设施许可证的，可以从事电力设施的维修业务。
取得承试类承装(修、试)电力设施许可证的，可以从事电力设施的试验业务。
第七条承装(修、试)电力设施许可证分为一级、二级、三级、四级和五级。
取得一级承装(修、试)电力设施许可证的，可以从事所有电压等级电力设施的安装、维修或者试验业务。
取得二级承装(修、试)电力设施许可证的，可以从事220千伏以下电压等级电力设施的安装、维修或者试验业务。
取得三级承装(修、试)电力设施许可证的，可以从事110千伏以下电压等级电力设施的安装、维修或者试验业务。
取得四级承装(修、试)电力设施许可证的，可以从事35千伏以下电压等级电力设施的安装、维修或者试验业务。
取得五级承装(修、试)电力设施许可证的，可以从事10千伏以下电压等级电力设施的安装、维修或者试验业务。
第三章申请
第八条申请承装(修、试)电力设施许可证，应当向申请人所在地的许可机关提出。
承装、承修、承试电力设施的单位，在取得许可机关颁发的承装(修、试)电力设施许可证后，方可向工商管理部门申请营业执照或者变更营业范围。
第九条申请承装(修、试)电力设施许可证应当具备下列条件：
（一）具有法人资格；
（二）具有与申请的许可证类别和等级相适应的注册资本；
（三）具有与申请的许可证类别和等级相适应的设备、经营场所和相关资源；
（四）技术负责人、安全负责人具有与申请的许可证类别和等级相适应的技术职称，且不能同时在其他单位任职；
（五）具有与申请的许可证类别和等级相适应的专业人员，且不能同时在其他单位任职。
申请一级至三级承装(修、试)电力设施许可证的，还应当具有规定年限内与申请的许可证类别和等级相适应的业绩。
申请承装(修、试)电力设施许可证应当具备本办法附件《承装(修、试)电力设施许可证等级标准》规定的具体条件。
第十条申请承装(修、试)电力设施许可证应当提供以下材料：
（一）许可证申请表；
（二）法人证明材料和净资产证明材料；
（三）主要设备及机具清单、经营场所证明材料；
（四）技术负责人、安全负责人的简历、专业技术任职资格证书等有关证明材料；
（五）工程技术人员、经济管理人员明细表及其专业技术任职资格证明文件；
（六）电工作业人员登记表。
申请一级至三级承装(修、试)电力设施许可证的，还需要提供规定年限内从事相关业务的业绩报告及相关证明材料。
第十一条合并后新设单位，应当向许可机关重新申请承装(修、试)电力设施许可证。合并后新设单位的许可证等级根据实际达到的条件予以核定，但不得高于合并前各方中同类许可证的最高等级。
合并后新设单位申请承装(修、试)电力设施许可证，除提供第十条规定的材料外，还应当提供下列材料：
（一）合并的证明材料；
（二）合并前各单位的承装(修、试)电力设施许可证。
第十二条分立后新设单位，应当向许可机关重新申请承装(修、试)电力设施许可证。许可机关根据资产、人员和设备等情况，认定分立后至多一个单位部分或者全部延续分立前单位从事同类业务的业绩。
分立后新设单位的许可证等级根据实际达到的条件按照本办法予以核定，但不得高于分立前单位同类许可证等级。
分立后新设单位申请一级至三级承装(修、试)电力设施许可证的，除提供第十条规定的材料外，还应当提供下列材料：
（一）分立的证明材料；
（二）业绩证明材料；
（三）原单位的承装(修、试)电力设施许可证。
第四章受理、审查与决定
第十三条许可机关收到申请，应当对申请材料是否齐全、是否符合法定形式进行审查。许可机关有权要求申请人就申请事项作出解释或者说明。
第十四条许可机关对申请人提出的许可申请，应当根据下列情况分别作出处理：
（一）申请材料存在可以当场更正的错误的，应当允许申请人当场更正；
（二）申请材料不齐全或者不符合法定形式的，应当当场或者5日内向申请人发出《申请材料补正通知书》，并一次告知需要补正的全部内容；
（三）申请材料齐全并符合法定形式的，或者申请人按照许可机关的要求提交全部补正申请材料的，向申请人发出《受理通知书》。
第十五条许可机关应当自受理之日起20日内完成对申请人审查，并按以下规定作出是否许可的决定：
（一）经审查，申请人的条件符合法定条件、标准的，许可机关应当依法作出准予许可的书面决定，并自作出决定之日起10日内向申请人颁发、送达许可证；
（二）经审查，申请人的条件不符合法定条件、标准的，许可机关应当依法作出不予许可的决定，以书面形式通知申请人，通知书中应当说明不予许可的理由。
第十六条许可机关在审查过程中认为需要对申请材料的实质性内容进行核实的，应当指派两名以上的工作人员进行现场核查。
第十七条许可机关自《受理通知书》发出之日起20日内不能作出决定的，经许可机关负责人批准，可以延长10日，并将延长期限的理由告知申请人。
第五章变更与延续
第十八条承装（修、试）电力设施许可证的变更分为许可事项变更和登记事项变更。
许可事项变更是指许可证类别、许可证等级的变更。
登记事项变更是指被许可人名称、住所、法定代表人等事项的变更。
第十九条申请许可事项变更，应当向许可机关提出；符合法定条件、标准的，许可机关应当按照本办法的规定办理变更手续。
第二十条有下列情形之一的，申请增加许可证类别或者提高许可证等级的，一年内不予受理：
（一）申报业绩不属实的；
（二）在合同规定的质保期内出现重大质量责任事故的；
（三）出现重大安全责任事故的；
（四）超越许可范围从事承装、承修、承试电力设施业务的；
（五）涂改、倒卖、出租、出借许可证，或者以其他形式非法转让许可证的。
第二十一条申请许可事项变更，除提供本办法第十条第一款第(二)至(六)项和第二款规定的有关材料外，还应当提供下列材料：
（一）许可事项变更申请表；
（二）原许可证。
第二十二条许可机关应当按照本办法第四章规定的有关程序办理许可事项变更。
许可事项变更后，被许可人应当依法向工商行政管理部门办理有关的变更手续。变更后的承装（修、试）电力设施许可证，有效期限不变。
第二十三条被许可人名称、住所或者法定代表人发生变化，被许可人应当自工商行政管理部门依法办理变更登记之日起30日内，向许可机关提出登记事项变更申请，并提供以下材料：
（一）登记事项变更申请表；
（二）原许可证；
（三）变更后的法人执照；
（四）涉及修改单位章程的，应当提交修改后的单位章程。
变更后的住所与原住所属于不同许可机关管辖的，应当向变更后住所地的许可机关提出登记事项变更申请。
许可机关应当自收到登记事项变更申请之日起15日内，办理变更手续，并通知申请人。变更后的承装（修、试）电力设施许可证，有效期限不变。
第二十四条承装（修、试）电力设施许可证有效期为6年。有效期届满需要延续的，应当在有效期届满30日前，向许可机关提出申请。许可机关应当按照本办法第四章规定的有关程序，在许可证有效期届满前作出是否准予延续的决定。逾期未作出决定的，视为同意延续并补办相应手续。
第六章监督检查
第二十五条国家电力监管委员会应当加强对许可机关实施承装(修、试)电力设施许可的监督检查，及时纠正实施中的违法行为。
许可机关应当对被许可人从事承装、承修、承试电力设施业务情况进行监督检查。
第二十六条许可机关应当对辖区内从事承装、承修、承试电力设施业务的被许可人建立管理档案，实行跟踪管理，履行监督责任。
第二十七条许可机关应当督促被许可人建立相应的自检制度，并将自检结果报送许可机关。
第二十八条许可机关可以采用现场检查或者通过核查被许可人提供的反映其从事承装（修、试）电力设施业务情况的有关材料，对被许可人实行检查。被许可人在检查过程中，应当配合许可机关的工作。
许可机关在监督检查时，发现被许可人在从事承装、承修、承试电力设施业务过程中存在安全隐患的，应当责令其立即改正。
第二十九条许可机关应当根据监督检查的情况，作出结论，结论分为合格和不合格两种。
监督检查结论定为不合格的，许可机关应当责令其限期整改；经整改仍不合格的，应当根据其实际具有的条件重新核定许可证。
第三十条许可机关依法对被许可人从事承装（修、试）电力设施业务活动进行监督检查时，应当将监督检查的情况和处理结果予以记录，由监督检查人员签字后归档。
第三十一条被许可人资产、专业人员、设备等情况发生重大变化，已不符合许可证等级标准的，应当自发生重大变化之日起30日内向许可机关报告。许可机关应当按照本办法的规定，根据其实际具有的条件重新核定。
第三十二条被许可人在从事承装(修、试)电力设施业务过程中出现重大安全责任事故或者重大质量责任事故的，应当及时向许可机关报告。
第三十三条任何组织或者个人发现违法从事承装(修、试)电力设施业务的，有权向电力监管机构举报，电力监管机构应当及时核实，按照有关规定处理。
第三十四条有下列情形之一的，许可机关应当依法办理承装(修、试)电力设施许可证的注销手续：
（一）许可证有效期届满未按照本办法规定申请延续的或者未被准予延续的；
（二）被许可人因解散、破产、倒闭、歇业等原因而依法终止的；
（三）许可证依法被撤销的；
（四）因不可抗力导致被许可人不具备从事许可事项的能力的；
（五）按照本办法和法律、法规的规定应当注销的其他情形。
第七章法律责任
第三十五条申请人隐瞒有关情况或者提供虚假申请材料的，许可机关不予受理或者不予许可，并给予警告，1年内不再受理其许可申请。
被许可人隐瞒有关情况或者提供虚假申请材料申请许可事项变更的，许可机关不予受理或者不予批准，并给予警告，1年内不再受理其许可事项变更申请。
第三十六条被许可人采取欺骗、贿赂等不正当手段取得许可证的，许可机关应当撤销许可，给予警告，并处1万元以上3万元以下罚款，3年内不再受理其许可申请。
被许可人采取欺骗、贿赂等不正当手段变更许可事项的，许可机关应当撤销许可事项变更，给予警告，并处1万元以上3万元以下罚款，3年内不再受理其许可事项变更申请。
第三十七条被许可人涂改、倒卖、出租、出借许可证，或者以其他形式非法转让许可证的，许可机关应当给予警告，并处1万元以上3万元以下罚款。
第三十八条未依法取得许可证，非法从事承装、承修、承试电力设施业务的，许可机关应当责令其停止相关的经营活动，并处1万元以上3万元以下罚款。
第三十九条被许可人超越许可范围从事承装、承修、承试电力设施业务的，许可机关应当责令其停止相关的经营活动，并处1万元以上3万元以下罚款。
第四十条被许可人从事承装、承修、承试电力设施业务过程中出现重大安全责任事故或者重大质量责任事故的，许可机关给予警告，责令其限期整改，在规定限期内仍未整改的或者整改后仍不合格的，处以1万元以下罚款；情节严重的，降低许可证等级。
第四十一条被许可人未按照本办法第二十三条规定办理登记事项变更手续的，许可机关责令限期办理，逾期未办理的，处以5000元以下罚款。
第四十二条被许可人未按照规定向许可机关提供反映其活动情况的材料，或者向许可机关隐瞒有关情况，提供虚假材料的，许可机关应当给予警告，责令其限期改正，逾期未改的，处以1万元以下罚款。
第四十三条许可机关工作人员、、的，对直接负责的主管人员和其他直接责任人员依法给予行政处分；构成犯罪的，依法追究刑事责任；给当事人造成损害的，依法给予赔偿。
第八章附则
关键词：完全成本法；输配电企业；成本核算
一、引言
输配电企业从属于电网企业，它的生产经营活动主要包括输电和配电两个环节。其中，输电环节是从发电厂或发电厂群向供电区输送大量电力的主干渠道或不同电网之间互送大量电力的活动；配售电环节是指在供电区之内将电能分配至用户的活动。
二、输配电企业成本核算现状
我国现今对输配电成本核算是在考虑电能生产、输送和销售同步性特点上，采用完全成本法进行核算。完全成本法的运用是在制造企业采用的制造成本法的基础上，将发生的所有生产经营费用（包括其他费用）都计入输配电业务成本，并按照输配电成本的具体成本项目进行核算。
据《输配电成本监管办法（试行）》规定，完全成本法下输配电企业应根据输配电业务经营特点和管理要求设置成本核算对象，企业应在“生产成本”科目下单独设置“输配电成本”二级明细科目，而在此科目下再设置包括“材料费”、“工资”、“福利费”、“折旧费”、“检修运维成本”和“其他费用”在内的六个三级科目核算输配电企业发生的成本费用。
六个明细科目中，“检修运维成本”是指企业在维护电网运行安全、保证电能输配过程中发生的各项修理费用，包括固定资产日常修理费，委托外单位进行的房屋、建筑物、器具修理费等。“其他费用”是指企业在维护电网运行安全、保证电能输配过程中发生的应计入输配电成本，但不列入其它五项成本项目的费用，包括办公费、水电费、差旅费、会议会、低值易耗品费、劳动保护费、外部劳务费等；以及工会经费、职工教育经费、保险费、税金、排污费、坏账损失、劳动保险费、土地使用费、研究实验开发费、计提的坏账准备、长期待摊费用摊销、计提的存货跌价准备等非可控费用。
同时完全成本法下，输配电企业成本核算过程中将企业全部费用支出归集计入“输配电成本科目”，尚未对销售费用和管理费用进行单独核算，只将财务费用单独列为其他费用进行核算。例如“其他费用”明细科目核算的业务费、广告费、业务招待费等内容本应计入“销售费用”和“管理费用”，但在完全成本法下，全部归集在“输配电成本――其他费用”科目下。
三、我国输配电企业成本核算存在的问题
通过对输配电企业成本核算现状分析可以看出我国输配电企业的核算仍然存在以下几个问题：
（1）成本核算时，输配电成本包含除财务费用以外的所有其他费用
其他费用主要指期间费用，包括管理费用、销售费用和财务费用三项，应直接计入当期损益，而非计入产品成本。目前，输配电企业成本核算过程中已将财务费用单独列为其他费用进行核算，但却不包括销售费用和管理费用，而是则作为输配电成本进行核算。因此，从目前的输配电成本核算来说，其他费用只包含财务费用，未按规定将应计入其他费用的销售费用和管理费用从输配电成本中分离出来，虚增了输配电企业成本。
（2）共同费用未在输配电业务和其他非管制业务之间进行分配
共同费用是指由两种或两种以上业务共同耗用的成本费用。在2011年11月国家电监会颁布的《输配电成本监管暂行办法》中要求电网企业建立输配电成本核算制度，包括输配电成本与其他业务成本的分类核算和共同费用的分摊办法，要求输配电企业的共同费用应按资产、电量、上年标准等分配方法在管制业务和其他非管制业务之间进行合理的归集和分配。因此，在除了有输配电业务的输配电企业中，共同费用的核算也应予以重视。
四、输配电企业成本核算问题的成因
（1）电力监管职权分散，各部门职能发挥不到位
在我国的电力监管实践中，政府的多个部门对电力行业享有监管职权，形成了“多头管理”的局面，它们用不同的影响程度和方式负责电力的监管。其中，电监会在诸多职能当中只充当旁观者的角色，只能提参考性建议并没有决定权，因此，在对电网企业进行监督管制时缺乏动力，监管效果发挥不到位。
（2）输配电企业核算制度和方法不够科学、完善
《输配电成本核算办法》明确了输配电企业的成本核算体系，对电网企业的成本核算对象、成本项目和会计科目的设置做了详细的规定，但是其允许输配电企业仍然采用完全成本法这种“大一统”式的核算方法，由于方法简单粗放，导致核算的结果不太合理。
（3）输配电企业定价成本核算标准的缺失
输配电定价成本是以输配电企业核算出的会计成本为基础进行核定的，但监管机构对其核定的方法及标准并不明确，甚至可以说并没有相应的计算方法，直接将输配电企业会计上核算的成本视为定价成本。这种现状导致输配电企业在进行成本核算时没有定价成本核算规定的引导，缺乏目的性，尚未设立定价成本核算目标，只盲目寻求计算上的简便、易行。
（4）电力产品的特殊性及企业具体情况导致
电网企业的主要业务就是输配送和销售电能。而电能是一种不可储存的商品，其生产、输配送和销售过程几乎是同时完成的。因此，对于输配电业务而言，销售费用无法在时间和空间上与其进行明确区分，造成销售费用只能计入输配电成本。
这种客观特殊性直接造成了销售费用与输配电成本的难以分离。同时，该输配电企业除了输配电业务之外的几乎没有其他业务收入，因此未考虑共同费用在管制和非管制业务之间的分配。
随着时代的不断向前，经济市场变化飞速，电力资源在现代社会发展中发挥着越来越重要的作用，是我国各类行业发展的基础。同时，在社会的现代化进程中，除了要对电力工程提出更高的要求，针对电力工程技术管理也需要也要更上一个台阶。在新时期，做好电力工程技术的管理工作，是关系到电力事业发展的重要部分，进而关系到社会生产的发展内核，影响到我国经济社会的增长速度。因此，对于电力工程技术管理中出现的问题以及应对对策，具有实用的社会价值。
关键词：
电力工程；技术管理；难点；对策
0引言
随着电力企业的不断发展，在电力工程技术管理过程中出现了诸多问题，已经开始影响到电力企业的供电效应，与现代化的市场需求产生了隔阂，不能够很好的适应市场经济发展的需求。因此，针对在电力工程技术管理中出现的问题点、难点，应该尽快找到及时有效的解决办法，做好社会的电力资源供应工作，为市场的生产效率、社会的最终进步而做出努力。因此，本文会着重阐述电力工程技术管理过程中常见的难点并提出解决策略，希望为关心这一话题的人提供参考，促进行业的全面发展。
1电力工程技术管理的内容
（1）施工前的准备工作。在电力工程施工之前，需要先对施工项目工程技术管理的梗概进行可落地操作的制定，在其通过标准化地审核之后，需要签订合法的监理工作合同。需特别警惕的是，在对电力工程监理的规划内容以及实施细节进行撰写时，必须严格按照监理合同进行，符合法律法规，为未来能够有效地实施到电力工程之中做准备。在工程正式开始之前，首先必须按照承包商、签订的合同内容以和细节性的管理制度，制定可操作的、符合工程具体要求的施工规划，需要对施工单位进行科学规范的审核，并且将审核的最终结果分发到各单位部门，严密监管电力工程的施工过程。（2）施工过程中的主要内容。在电力工程的施工过程中，首先需要根据电力工程的实际情况，制作出可落地的施工技术方案和施工作业的明细，并且需要在通过建立的审批后再开始施工。在电力开工中，绝大多数都是采用机械振动以及搅拌的办法，如果在施工过程中遇到其他线路，需要采用人工方式继续作业。关于电力的所有的施工必须有科学的技术人员进行交底，而且需要同时做书面的留底，以防后期工程出现纠纷。（3）规划文件的核准。在电力工程的具体施工时，需使用符合法律规范的文件，并在使用之初，必须经有关部门的核准后才可。在审核施工图之时，需有指挥中心、工程的承包商、规划商、物质供应商均在场参加，在图纸的会审工作之后，其纪要需要由指挥中心进行记录。在日后当规范性文件出现改变，规划商需要及时提交变更的通知文件，需要将改变的原因说出来，与此同时，也要变更电力工程施工的具体技术案、工程预算和工程体量估算案，并且在实施之前需要由监理和指挥中心签字批准。在工程结束之后，需与工程承包商制定的图纸一致，最后由监理和指挥中心在核准之后无异议后签字。
2关于电力工程技术管理中的难点
（1）综合管理水平有待提高。从目前发展情况来看，电力工程技术管理的工作人员对于投资效益的观念还比较淡薄，对于工程合同和造价成本控制上也缺乏精细化的理念，由此经常性地导致电力设备的购买预算不够准确，并且当购买中出现作假现象无法识别甄别。另外在合同之中，关于机主供应的附属设备解释不够清晰合理，由此会比以往购买的成本要偏高。例如在变电站内有独立的电流互感器和相应的开关，母线的位置是有不同的装卸办法。从以往情况来看，电流传感器的安置可以有两种位置结构可以选择，一个是开关线路侧，另一个是母线侧。在电力变电站内，进线侧及母线侧的下来就是开关位置，另外再就是电流的互感效用器。在电力工程的技术检修过程中，是非常麻烦的一项工作，其复杂性导致工作人员需要花费大量的时间检修，对于相关的工作人员要求较高。（2）关于电力工程技术管理中的监管缺位问题。目前的传统电力工程施工过程中，仍然缺乏对于技术管理工作的重视程度，导致在电力工程的技术管理工作中难以进行有效的可落地的监管工作，由于电力工作涉及的范围较广，因此需要突然大量的人力、财力、物力才能进行全面有效的监管。（3）技术管理工作不到位。针对电力工程技术管理工作的效果，不应该仅仅体现在其完善的制度和法规上，更应该体现在对于电力工程中各项技术管理的落地程度，从目前发展来看，大多数电力工程的技术管理工作不够落地，仅仅以书面为主，联系实际的情况不够深入。
3应对电力工程技术管理中难点的策略分析
（1）提高综合管理水平。针对目前电力工程技术管理的不到位问题，首先应该增强对其的重视程度，提高电力工程技术管理人员的管理意识，并且需要加强对其的专业技术培训，进而提高其管理水平和能力，除此之外，还要不断加强对于电力工程技术管理的创新和改革，将其改变为适合现代经济发展的标准化、科学化的管理体系。（2）加强监管力度。电力工程质量的提高离不开技术管理过程的监管力度，考虑到电力工程中问题涉及的范围广、内容纷杂，因此，在电力工程技术管理过程中，需要不断完善管理制度，让所有行为都有据可依，通过健全的管理体系来制约工程施工中的不良行为。（3）加强工作队伍建设。要不断提升电力工程技术管理水平，需要持续加强工作队伍的建设，其管理工作的专业化水平是直接关系到电力工程实施情况。由此，需要电力企业不断加强对工程技术管理人员的专业水平和技术要点进行培训和考核。（4）管理工作的具体落位。在电力工程的技术管理工作中，需要注意管理工作的实施情况，切记贪多嚼不烂，但是每一步都必须到位，发挥其期望中的效用，可以在适当的时候对于监管工作进行核实，以确保工作有所监管，有所制约。
4结论
总而言之，在当前这样市场变化迅速的时代，电力产业的发展需要不断加强电力工程技术管理，发挥其管理的效用，需要不断挖掘掌握新技术的人才，探究新的管理方法，积极运用现代化的管理措施，最终确保电力工程可以安全高效的实施并完成。因此，不断探求电力工程技术管理的策略具有重要的现实意义。
参考文献：
[1]赵龙生.论电力工程技术管理的难点和策略[J].财富管理,2015(07):37-38.
[2]孙建.浅析电力工程技术管理的难点和策略[J].电力技术,2015(08):45-46.
2013年4月20日8时02分，四川省雅安市芦山县发生里氏7.0级地震，当地交通、电力、通讯等基础设施受到影响。国家电网公司第一时间启动应急预案，组织应急队伍赶往受灾地区，全面展开各项救援工作。在这次抗震救灾过程中，国家电网公司的电力应急抢险救灾工作表现突出，体现了较高的科学性、专业性，受到社会的高度评价，国务院总理也称赞其“打了一场抗震救灾恢复供电的漂亮仗”。在此次国家电网抗震救灾保电工作高效率的背后，透视出近几年我国电力应急救援培训工作的开展所取得的成果。
我国电力应急培训发展历程回顾
2005年5月，国务院办公厅印发了《国家处置电网大面积停电事件应急预案》，标志着国家电力安全应急机制的建立。
2006年10月，广东省在全国率先举行省级电网大面积停电事故应急联合演练。
2007年，国家电网公司在浙江省开展了省级大面积停电事件应急联合演练。
2008年，南方冰雪灾害和四川汶川大地震暴露出我国电力应急机制尚需完善等问题。中国电力监管委员会启动了《电力应急预案编制通用规范》及《电力突发安全事件应急演练通用规范》的编制工作，为电力应急培训工作的开展提供明确的参考。
2009年12月，国家电力监管委员会印发了《电力企业应急预案管理办法》，对电力企业应急培训做出进一步明确的要求。
2011年6月，国务院第159次常务会议通过了《电力安全事故应急处置和调查处理条例》，首次对电力安全事故等级进行了划分，强调电力监管机构应当指导电力企业加强电力应急救援队伍建设，完善应急物资储备制度。
2011年7月14、26日，国家电网公司泰安应急培训基地、龙泉驿应急培训基地分别揭牌启用，是国家电网公司应急体系建设的一个里程碑，标志着国网公司应急体系建设和应急培训工作迈上一个新的台阶。同时也预示了我国应急管理工作正逐步走向成熟。
在地震等自然灾害和其他社会突发事件的处理过程中，人员素质是关键。定期对相关应急专业人员进行培训，大力提高社会公众对防灾减灾的认知程度，是提高驾驭复杂局势、处置突发事件水平的重要手段。
关键词：电力产业；监管需求；演变
一、电力价格监管需求
(一)输、配电价格监管的刚性需求。尽管电力产业经历了市场化改革，但输、配电领域显著的自然垄断特性仍决定了其价格监管需求的刚性。在包括电力产业在内的自然垄断产业中，政府“从资源有效配置和服务的公平供给观点出发，以限制垄断企业确定垄断价格为目的，对价格(在规制产业中称为收费)水平和价格体制进行规制”。对于以追求利润最大化为经营目标，且拥有业务专营权和相对独立的生产经营决策权的企业来说，其所具有的强市场垄断力，很容易使其滥用垄断地位制定垄断价格来获取超额利润，使消费者承担较高的价格，从而产生一种扭曲分配效率的潜在可能性，这也是价格监管的最根本原因。具体来看，若按照电力企业定价的利益取向，即以边际成本等于边际收入定价，将形成保证企业获得最大利润但电量偏低的垄断电价，很明显，这是代表公众利益的政府所不能允许的。但政府进行的电价监管也并非一味地关注消费者利益而置企业的生存于不顾，公平地说，政府对电价的监管是试图兼顾到双方的利益。因为如果按照公众所期望的理想电力价格，应该使价格等于边际成本，这将避免价格高于边际成本而引起的效率损失，从而形成帕累托最优。但由于自然垄断企业的成本是递减的，因此，这种定价必将导致电力企业亏损，除非政府给予长期特别补贴。而事实上，政府不可能长期为某个行业提供补贴，所以这种令消费者满意的定价又不能够保证电力企业的利益。因此，政府的电价监管必须围绕如何解决电力产品的企业最优价格与社会最优价格之间的矛盾展开。总之，政府对输、配电垄断环节的电价监管的目的在于：通过设计合理的电价形成机制，力求既能抑制垄断企业获取超额利润，保证消费者利益不受侵害，又能在保证企业正当利益的同时，有效刺激电力企业提高效率，且实现资源的有效配置。
(二)逐步放开的发、售电价格监管。随着技术变迁等因素所导致发、售电领域自然垄断特征逐渐弱化，其电力价格应由市场竞争形成，从而使其价格监管需求降低。按照规制经济学原理，在能够实现比较充分竞争的业务领域内，政府应放松规制，力求充分发挥竞争机制的作用，提高资源配置的效率。然而，政府对售电价格监管政策的放弃应是一个渐进的过程。其一，由于电力产业的发、输、配、供四个环节之间需要高度的协调性，电力产品的生产价格及输、配电价格会通过转移价格影响最终的零售电价。因此，在售电领域还没有被完全放开的阶段，政府对电力零售供应小的环节仍实行价格监管显然是必要的。其二，电力产业是一个特殊行业，作为一个在国民经济中占有极其重要地位的基础产业和公共部门，电力产品的准公共品特征使其无法摆脱政府监管的需求。电力产品的终端用户涉及到社会的方方面面，其价格变动的涉及面广、对社会经济影响大，公众的敏感性强，政府对电价的监管关系着广大公众的切身利益及国家整体竞争力的提高。在一定程度上，电价监管是电力产业安全、可靠、高效运行及国民经济持续稳定发展的有力保障。出于这种考虑，即使在电力市场化改革提出在发、售电领域引入竞争的情况下，电力准公共品的特性也会使售电的价格受到较多限制，不可能也不应很快放开。
二、电力市场准入的监管需求
(一)确保规模经济的发电市场准入监管。在电力产业发、售电领域引入竞争的市场化改革之前，电力产业作为资本密集型的国家基础设施产业的技术经济特征(如网络经济性、规模经济性、范围经济性，及资本沉淀性)，决定了它一直以自然垄断产业而存在，并进行纵向一体化的垄断经营。因此，发电市场的准入有政府监管的需求，并一度受到政府严格的进入限制，目的是确保规模经济，避免过度竞争。我国实行电力项目行政审批制度，大中型电力建设项目由当时的国家计委审批，小型电力建设项目由省级计委审批。而且，由于电力生产具有的规模经济及地方保护主义的存在，倘若政府对电力生产领域的准入不加限制和监管，很容易导致生产能力过剩及效率低下的小水电厂、小火电厂的大量出现，造成资源配置不当和环境污染。
(二)可竞争市场与电力准入监管的放松。随着电力产业发、售电环节自然垄断特征的淡化，其可竞争市场潜质日益显露，政府对发电领域的准入监管理由也开始变得不充分。同时，许多国家已认识到电力产业效率低下的根本原因在于缺乏市场竞争机制，传统的政府对发电领域严格的一74一进入控制经常导致电力建设投资短缺、电源建设不足及出现寻租、腐败现象。由此，各国开始在电力产业的发展中逐步重视并不断强化市场竞争机制的作用。20世纪90年代以来，国际上兴起了电力产业打破垄断、引入竞争的市场化改革，发电和售电领域与原来纵向一体化垄断的电力产业分离开来，成为竞争性电力市场。由此，各国政府进一步解除对发、售电市场准入的限制。
(三)维护有效竞争与发、售电准入监管的重建。电力竞争性市场的形成并非意味着发、售电市场准入的监管需求完全消失。事实上，很多国家在电力行业放松规制的同时，对电力市场的发、售电环节的准入进行了监管制度的重建。即在电力产业市场化改革的过程中，发、售电环节的市场准入体现了再规制的需求。对于引入竞争的电力产业而言，尽管在发电领域引入竞争机制、采用宽松的市场准入，有利于各类发电公司进行公平竞争，实现资源的优化配置并提高效率，可保证和推动电力工业持续发展。但有效的竞争必须依赖于结构完善且有组织的市场，而现实世界中并不存在完美的竞争性市场，竞争者总是会利用市场中的每一个弱点和漏洞。如，电力产业的在位发电厂商往往可以利用其在位优势，设置限制竞争障碍，对电力市场开放后的新进入者进行排挤，或卖方价格联合，以及恶性竞争或兼并，最终形成另一种垄断状态，损害公众利益。这意味着，政府为电力市场确立一套保护公平竞争的市场行为规则，创造一种公平的比赛环境成为必要。
因此，在可竞争的发、售电市场，政府放松原来对市场准入严格控制的同时，以公平、透明的准入条款限定企业进入市场的资格，并按照统一的市场规则来规范企业在市场中的经营行为，可以促进竞争性领域的电力企业公平进入市场，且维护有效竞争的电力市场环境，确保竞争的活力和效率，这也正是电力准入再规制的理由和目的。三、正外部性与电力安全、普遍服务的监管需求
(一)电力系统安全监管。电力产业是一个国家的基础设施产业，它的安全、稳定运行支撑着国民经济的正常运行和增长。电力产业作为国民经济发展的先行行业，为其他行业提供动力支持和保障供给，带动相关产业(如机械制造业)的发展。此外，电作为一种准公共品，是企业和居民不可或缺的生产资料和生活资料，与国计民生密切相关，其供应的稳定性与安全性必须得到保证。随着经济发展和人民生活水平的提高，社会对安全供电的要求越来越高。尤其对进行电力改革的国家而言，电力体制处于调整转换的过程中，电力体制的市场化改革必然会使既定的各利益主体之间产生利益冲突，如中央与地方、电网企业与发电企业、电力企业内部的主业和辅业之间。而且，由于不同地区间能源丰缺的差异及国家范围内电力供应的不均衡，必然存在一些地区电力供应紧张的状况，这些因素都将对国家的电力安全产生潜在的威胁。因此，政府有义务和理由全力保护、维持和增进电力产业的这种正外部效应，即保证电力系统安全、稳定运行是政府对电力进行社会性监管的首要内容。
(二)提供电力普遍服务。电力产业的经济社会特征决定了提供电力“普遍服务”的必然性。电力行业所提供的产品和服务与人们的正常生活密不可分，是一种基础、普遍的服务需要。电力产品的准公共品特征也决定了政府应通过贯彻执行电力普遍服务方面的标准，确保消费者享受平等服务以及社会福利不受损害。从本质上看，电力普遍服务的监管，作为政府的公共政策目标，属于政府的责任。电力普遍服务是政府社会性监管的一个内容，如何设计普遍服务机制，更好地监督普遍服务政策的实施也是政府监管政策中要进一步考虑的问题。
四、负外部性与电力产业环境监管需求
(一)输、配电价格监管的刚性需求。尽管电力产业经历了市场化改革，但输、配电领域显著的自然垄断特性仍决定了其价格监管需求的刚性。在包括电力产业在内的自然垄断产业中，政府“从资源有效配置和服务的公平供给观点出发，以限制垄断企业确定垄断价格为目的，对价格(在规制产业中称为收费)水平和价格体制进行规制”。对于以追求利润最大化为经营目标，且拥有业务专营权和相对独立的生产经营决策权的企业来说，其所具有的强市场垄断力，很容易使其滥用垄断地位制定垄断价格来获取超额利润，使消费者承担较高的价格，从而产生一种扭曲分配效率的潜在可能性，这也是价格监管的最根本原因。具体来看，若按照电力企业定价的利益取向，即以边际成本等于边际收入定价，将形成保证企业获得最大利润但电量偏低的垄断电价，很明显，这是代表公众利益的政府所不能允许的。但政府进行的电价监管也并非一味地关注消费者利益而置企业的生存于不顾，公平地说，政府对电价的监管是试图兼顾到双方的利益。因为如果按照公众所期望的理想电力价格，应该使价格等于边际成本，这将避免价格高于边际成本而引起的效率损失，从而形成帕累托最优。但由于自然垄断企业的成本是递减的，因此，这种定价必将导致电力企业亏损，除非政府给予长期特别补贴。而事实上，政府不可能长期为某个行业提供补贴，所以这种令消费者满意的定价又不能够保证电力企业的利益。因此，政府的电价监管必须围绕如何解决电力产品的企业最优价格与社会最优价格之间的矛盾展开。总之，政府对输、配电垄断环节的电价监管的目的在于：通过设计合理的电价形成机制，力求既能抑制垄断企业获取超额利润，保证消费者利益不受侵害，又能在保证企业正当利益的同时，有效刺激电力企业提高效率，且实现资源的有效配置。
(二)逐步放开的发、售电价格监管。随着技术变迁等因素所导致发、售电领域自然垄断特征逐渐弱化，其电力价格应由市场竞争形成，从而使其价格监管需求降低。按照规制经济学原理，在能够实现比较充分竞争的业务领域内，政府应放松规制，力求充分发挥竞争机制的作用，提高资源配置的效率。然而，政府对售电价格监管政策的放弃应是一个渐进的过程。其一，由于电力产业的发、输、配、供四个环节之间需要高度的协调性，电力产品的生产价格及输、配电价格会通过转移价格影响最终的零售电价。因此，在售电领域还没有被完全放开的阶段，政府对电力零售供应小的环节仍实行价格监管显然是必要的。其二，电力产业是一个特殊行业，作为一个在国民经济中占有极其重要地位的基础产业和公共部门，电力产品的准公共品特征使其无法摆脱政府监管的需求。电力产品的终端用户涉及到社会的方方面面，其价格变动的涉及面广、对社会经济影响大，公众的敏感性强，政府对电价的监管关系着广大公众的切身利益及国家整体竞争力的提高。在一定程度上，电价监管是电力产业安全、可靠、高效运行及国民经济持续稳定发展的有力保障。出于这种考虑，即使在电力市场化改革提出在发、售电领域引入竞争的情况下，电力准公共品的特性也会使售电的价格受到较多限制，不可能也不应很快放开。
二、电力市场准入的监管需求
(一)确保规模经济的发电市场准入监管。在电力产业发、售电领域引入竞争的市场化改革之前，电力产业作为资本密集型的国家基础设施产业的技术经济特征(如网络经济性、规模经济性、范围经济性，及资本沉淀性)，决定了它一直以自然垄断产业而存在，并进行纵向一体化的垄断经营。因此，发电市场的准入有政府监管的需求，并一度受到政府严格的进入限制，目的是确保规模经济，避免过度竞争。我国实行电力项目行政审批制度，大中型电力建设项目由当时的国家计委审批，小型电力建设项目由省级计委审批。而且，由于电力生产具有的规模经济及地方保护主义的存在，倘若政府对电力生产领域的准入不加限制和监管，很容易导致生产能力过剩及效率低下的小水电厂、小火电厂的大量出现，造成资源配置不当和环境污染。
(二)可竞争市场与电力准入监管的放松。随着电力产业发、售电环节自然垄断特征的淡化，其可竞争市场潜质日益显露，政府对发电领域的准入监管理由也开始变得不充分。同时，许多国家已认识到电力产业效率低下的根本原因在于缺乏市场竞争机制，传统的政府对发电领域严格的一74一进入控制经常导致电力建设投资短缺、电源建设不足及出现寻租、腐败现象。由此，各国开始在电力产业的发展中逐步重视并不断强化市场竞争机制的作用。20世纪90年代以来，国际上兴起了电力产业打破垄断、引入竞争的市场化改革，发电和售电领域与原来纵向一体化垄断的电力产业分离开来，成为竞争性电力市场。由此，各国政府进一步解除对发、售电市场准入的限制。
(三)维护有效竞争与发、售电准入监管的重建。电力竞争性市场的形成并非意味着发、售电市场准入的监管需求完全消失。事实上，很多国家在电力行业放松规制的同时，对电力市场的发、售电环节的准入进行了监管制度的重建。即在电力产业市场化改革的过程中，发、售电环节的市场准入体现了再规制的需求。对于引入竞争的电力产业而言，尽管在发电领域引入竞争机制、采用宽松的市场准入，有利于各类发电公司进行公平竞争，实现资源的优化配置并提高效率，可保证和推动电力工业持续发展。但有效的竞争必须依赖于结构完善且有组织的市场，而现实世界中并不存在完美的竞争性市场，竞争者总是会利用市场中的每一个弱点和漏洞。如，电力产业的在位发电厂商往往可以利用其在位优势，设置限制竞争障碍，对电力市场开放后的新进入者进行排挤，或卖方价格联合，以及恶性竞争或兼并，最终形成另一种垄断状态，损害公众利益。这意味着，政府为电力市场确立一套保护公平竞争的市场行为规则，创造一种公平的比赛环境成为必要。
因此，在可竞争的发、售电市场，政府放松原来对市场准入严格控制的同时，以公平、透明的准入条款限定企业进入市场的资格，并按照统一的市场规则来规范企业在市场中的经营行为，可以促进竞争性领域的电力企业公平进入市场，且维护有效竞争的电力市场环境，确保竞争的活力和效率，这也正是电力准入再规制的理由和目的。
三、正外部性与电力安全、普遍服务的监管需求
(一)电力系统安全监管。电力产业是一个国家的基础设施产业，它的安全、稳定运行支撑着国民经济的正常运行和增长。电力产业作为国民经济发展的先行行业，为其他行业提供动力支持和保障供给，带动相关产业(如机械制造业)的发展。此外，电作为一种准公共品，是企业和居民不可或缺的生产资料和生活资料，与国计民生密切相关，其供应的稳定性与安全性必须得到保证。随着经济发展和人民生活水平的提高，社会对安全供电的要求越来越高。尤其对进行电力改革的国家而言，电力体制处于调整转换的过程中，电力体制的市场化改革必然会使既定的各利益主体之间产生利益冲突，如中央与地方、电网企业与发电企业、电力企业内部的主业和辅业之间。而且，由于不同地区间能源丰缺的差异及国家范围内电力供应的不均衡，必然存在一些地区电力供应紧张的状况，这些因素都将对国家的电力安全产生潜在的威胁。因此，政府有义务和理由全力保护、维持和增进电力产业的这种正外部效应，即保证电力系统安全、稳定运行是政府对电力进行社会性监管的首要内容。
(二)提供电力普遍服务。电力产业的经济社会特征决定了提供电力“普遍服务”的必然性。电力行业所提供的产品和服务与人们的正常生活密不可分，是一种基础、普遍的服务需要。电力产品的准公共品特征也决定了政府应通过贯彻执行电力普遍服务方面的标准，确保消费者享受平等服务以及社会福利不受损害。从本质上看，电力普遍服务的监管，作为政府的公共政策目标，属于政府的责任。电力普遍服务是政府社会性监管的一个内容，如何设计普遍服务机制，更好地监督普遍服务政策的实施也是政府监管政策中要进一步考虑的问题。
四、负外部性与电力产业环境监管需求
关键词：电价;电力市场;区域电价
在我国当前的社会主义市场经济环境下，传统的电价征收标准和方式方法早已被新的市场经济发展运行机制所淘汰，面对日趋激烈的市场竞争和能源竞争，电力企业只有不断的改革创新、拓展思路、与时俱进，才能适应新的经济发展形势的需要，走出一条科学合理的发展道路，为市场经济的健康发展发挥作用。下面本文就市场经济环境下的电价问题做进一步的探讨分析。
一、电价影响因素
（一）电力成本。电力成本可以分为发电成本、输送成本和交易成本三部分。具体来说，它包括发电所需的燃料费;在输电、配电过程中的损失费;从事电力生产所需的人工费用和管理费用;发电、输电、配电所需的维修费用;设备老化折旧的费用以及更新所需的费用;随着电力负荷的不断增长，还要考虑发电、输电、配电所需的发展和还贷费用。
（二）市场供应需求。市场供求关系的变动，直接影响产品价格的波动，这是市场价值规律的必然。在电力市场中，电价的高低主要取决于系统的供求情况。当系统的总需求很大，而电力供应紧张时，电价便会升高;当系统的总需求很小，而电力供应充足时，电价便会降低。
（三）输电约束。输电网络对电价也有比较大的影响。输电费用包括电网设备使用费或占用费、电网扩建费、网损分摊和维护费和阻塞费。阻塞费用可以理解为一种机会费用，正如维持系统平衡的费用应由导致不平衡的市场成员支付一样，如在新西兰实行的强制损失金和强制补偿金，输电阻塞调度的费用应由引起阻塞的市场成员支付。在输电阻塞严重的地区，由于输电约束而不能将其他低电价地区的电力输送至缺电地区。导致部分节点电价非常高，致使整个市场的出清电价升高。
二、我国区域电价制定存在的问题
（一）区域电力市场电价存在的问题。要想解决目前我国的电力市场的现状就需要改进，“打破垄断与区域电力市场建立模式”是一个好的解决办法，但是建立区域电力市场面临着不小的障碍。首先是利益上的障碍。电网资产在区域网和省网之间划分，也发生很大的矛盾，谁都想强化自己这块。其次是制度层面的障碍。现在改革没有法律制度的保障，电力法也没有修改，一些制度都是转轨初期形成的，以至于我们一些新的机构没有法律的依据，缺少与改革相配套的法规制度。
（二）区域市场问题分析。首先，不要一刀切。省公司不要说一定是子公司， 或分公司可以有独立核算的公司。但基点要建立在区域市场上。然后，处理好区和省的关系，应该统一的要统一，同时要有分工。交易品种应该分工，如现货市场、 期货市场、 实时市场等等。现在交易量不大，10%-20%，好多市场产品没开发出来，好多问题还没想清楚。最后，建立区域市场要把握两个立足点，即中国的国情，和电力工业的自身规律。中国的财税体制、 管理体系、 责任体系都是省为基础。 所以省电网公司变为分公司很难做到。另外各省经济发展程度不一，对电价承受能力差距很大。这对市场的模式的形成会有很大影响。
三、对解决区域电价制定具体实施的建议
（一）区域电力公司实行计划单列。建议区域性的电力公司独立出来，由国有资产管理委员会直接授权各个区域电力市场， 实行计划单列。国有资产管理委员会成立后，国网公司和南方电网公司、五大集团一样，地位已经平等。未来相当长时期，我国电力市场仍旧是区域电力市场为主。供需双方要自己面对面， 进一步改革，建议在省或大区，选一些大用户，在这个范围里自主选择、谈判，按合同执行。让供需双方在新机制里感到完全可行，不影响原有重大利益，积极推进直供大用户。
（二）客户供电非常必要。如煤涨价钢铁肯定要涨价，电也是工业用户的成本， 也应该随行就市。南方电网搞竞价，就能真正走通，不走市场就永远走不通。在这个基础上，才能更好的建立双边的、长期的现货市场，使电力市场从低级到高级发展。
（三）电力监管体制要分工。建议监管体制分成两块，国家电监会和它在区域的派出机构，重点放在发电侧的监管，因为发电侧重点应该是打破省间壁垒，搞区域资源优化配置。国家电监会没有局部利益，监管发电侧市场也能相对公平。省内供电、 配电应该由省设立单独的监管机构，面向用户，主要管普遍服务、服务质量、价格。国家监管机构和省级监管机构有分工， 又有关联，地方监管机构受国家电监会的指导和协调。这样工作量可以大大减轻，力量也可相对集中。
总而言之，利用电价在市场环境中的经济信号作用，可以有效的指导、调节、控制电力生产与消费，从而达到优化资源配置，合理组织生产，提高社会经济效益的目的。
参考文献：
关键词： 大庆油田；电力集团；用电单位；用电检查
在科学发展观的指导下，大庆油田坚持用高科技打好新时期的新会战，现代科技在油田生产和管理的应用越来越广泛，电能不仅是油田生产的推动力，还是现代科技得以广泛应用必不可少的能源。而用电检查就是为了保障油田正常的供用电秩序和安全生产而从事的检查、监督、指导、帮助油田用电单位进行安全、经济、合理用电的行为。
1 大庆油田加强用电检查的必要性
“大庆电力”是大庆油田有限责任公司所属电力集团主打品牌，涵盖发电、供电、电力工程设计与施工、电力营销、电力技术服务等业务。目前电力集团拥有各类发电机组13台，总装机容量1008兆瓦， 35千伏以上变电所271座，各类电压等级输电线路3471千米，年发电能力62亿千瓦时，年供电能力185亿千瓦时，经营规模和技术水平处于全国石油系统电力行业领先地位，各项可比经济技术指标接近或达到全国一流电力企业标准，为大庆油田生产推进和科技发展乃至人民生活水平的提升提供了重要保障。
然而，随着油田开发的不断扩大和新单位的不断设立，目前电力集团电网负荷与日俱增，其面向的用电客户仅二级分公司和子公司性质的单位就有68家之多，此外还要担负油田员工居住区的供电任务，这对油田电网的稳定和平稳运行提出了挑战。尤其是近年来窃电、非法用电、企业用电操作违规等现象层出不穷，给油田安全生产埋下了风险隐患。因此，无论是电力集团还是油田下属各单位电力专业技术人员都必须不断强化用电检查工作，确保生产生活的正常运行，排除安全隐患。
2 大庆油田用电检查工作现状
油田电网实现安全平稳运行，离不开电力集团及各用电单位的共同维护，但是目前各单位电气工程师和电气专业技术员大都没有建立强化用电检查的意识，将用电检查单纯地归为电力集团这种供电企业应当做的工作，因而忽视了用电检查工作的开展，而电力集团无论是人力、物力还是财力都较为有限，仅靠自身的力量难以将用电检查工作细致地贯穿到每一个角落。
2.1 电力集团用电检查工作存在的问题
2.1.1 电力集团用电检查监管力度有待提升。电力集团作为大庆油田有限责任公司下属的一个企业，既要为油田各用电单位提供电力服务，满足各油田单位生产和生活的用电需要，肩负着维护油田电网安全的重任，又要努力实现增益创收，这是电力集团作为企业而不同于电力监管行政部门的最主要区别。电力集团要实现盈利就必须要考虑成本问题，尤其是随着油田开发和生产规模的不断扩大，电力企业检查成本与日俱增，在成本控制的企业要求下和大庆油田国企编制紧张的背景下，电力集团不可能像行政管理部门那样随着用电单位的增加而对应增设新的管理机构，从而导致目前电力集团专业用电检查队伍数量和质量的增长速度难以跟上油田开发的速度，不能充分、全面地将用电检查工作落实到生产生活的方方面面，违法程序私接电源施工、非法用电等现象难以得到有效的控制，提升用电检查力度已经成为电力集团有效维护电网安全稳定运行的迫切要求。
2.1.2 对油田用电单位缺乏有针对性地用电检查宣传。由于油田开发速度的不断加快，电力集团目前将工作重心主要放在提升发电能力和提供优质服务两方面，对油田各用电单位所开展的培训学习和宣传教育也主要以推广各项电力业务和提倡生产安全用电为主题，忽视了对各用电单位进行加强用电检查工作的宣传，没有唤起各单位电气工程师和专业技术员加强用电检查工作的意识，也导致了各二级单位下属基层单位尤其是前线单位施工时违规接点事件的频繁发生，对油田用电秩序和电网安全造成威胁。
2.2 油田各用电单位用电检查工作存在的问题
2.2.1 油田用电单位没有对用电检查引起足够重视。电力集团作为供电企业，是用电检查管理的主体单位，负责按月、按季度定期对各油田单位进行用电检查，而实际上油田各个单位才应当是每天日常用电检查的实施者。然而由于电力集团缺乏用电检查管理的培训和宣传，导致各用电单位没有对用电检查引起足够重视，仅仅是为了应付上级月度、季度和年度用电检查而被动地进行用电管理，没有真正将用电检查的日常管理落实到位。
2.2.2 用电单位电气管理人员用电检查职责不明。油田各用电单位尤其是用电大户大都是以生产为主的单位，因而大多数单位的电气工程师和电气技术员大都以确保生产供电为己任，即将工作重点放在了电力设备、供电线路和生产设备电器电子元件的维修上，一旦出现问题各二级单位电力维修部门和各基层单位电器专业技术员、工程师确实能够做到及时抢修，第一时间恢复生产供电，为油田生产提供了切实保障。但也因此，各用电单位制定的《电气管理办法》和电力管理制度大都以规范电力操作和电力维修为重心，没有明确为电气工程师和技术员制订与用电日常检查相关的详细职责，而电力集团制订的《供用电监督管理办法》也没有具体细化到各个用电单位的相应管理岗位，从而导致用电单位电气管理人员用电检查职责不明，在平时电气管理工作中难以把握用电检查工作的定位。
2.3 电力集团和各用电单位的共性问题
用电检查人员专业素质有待提升是电力集团和各用电单位存在的共性问题。由于长期以来用电检查工作与管理的弱化，导致用电检查人员队伍的成长也较为缓慢。目前无论是电力集团还是各用电单位用电检查人员的专业知识水平都有待提升，还不能熟练掌握政策、法规、供用电管理制度和技术标准，加之长期以来用电检查工作长落实不到位，导致用电检查不仅缺少先进的设备设施，而且缺乏现场工作管理经验。
3 强化大庆油田用电检查工作的建议
3.1 加强用电检查的监管力度，奖惩分明
电力集团要加强用电检查的监管力度，不仅要发挥企业内部的力量还要发动群众协助监管，建立举报奖励机制，加大对违规单位的处罚力度，对举报确实符合实际情况的给予奖励，并将用电检查考核与单位年终兑现挂钩：一方面，如果每季度、每年违规用电发生事故在规定次数以内，则对电力集团给予奖励，反之则给予扣减；另一方面，对于屡犯的单位年终兑现奖数额和单位领导年终兑现奖数额给予一定比例的扣减。
不仅如此，为了保证用电检查能够落到实处，并且真正与绩效考评联系在一起，就必须制定专门的《用电检查管理办法》下发给各用电单位，用制度化、规范化来明确电力集团月度、季度巡检的内容和考评标准，同时也使各用电单位明确日常用电检查管理的内容和考核标准。
3.2 重点开展用电检查主题宣传活动
若要加强用电单位的用电检查工作，首先就要提高用电单位的电力管理意识。为此，要定期对用电单位特别是容易违规的前线各基层单位的电气专业人员和管理人员进行用电检查主题宣传培训活动，提升他们用电检查日常管理的意识，使他们明白用电检查工作的重点所在，逐渐引导他们将原有“一头独大”的工作重心转变为日常用电检查和电力维修并重的工作方式。
3.3 规范用电检查程序，明确用电检查责任
制定《油田用电检查管理手册》，明确用电检查程序和电力专业人员用电检查职责。首先，无论是电力集团用电检查人员还是各二级单位用电检查人员对下属基层单位进行用电检查时，必须先填写《油田用电检查审批单》，待审批通过后按照《油田用电检查管理手册》规定的各级单位相应的检查内容进行检查，在检查过程中填写《油田用电检查现场工作单》记录检查结果，《用电检查工作单》交回单位存档，作为绩效考评的标准。同时，还应当规定用电检查人员在检查时必须出示《油田公司用电检查证》，没有出示证件的，被检查单位有权拒绝检查，否则被检查单位和个人应当积极配合、提供方便、协助检查，不得阻碍、干扰、影响用电检查人员的正常工作。
3.4 培养高技能、高素质的用电检查人才
无论是作为供电企业的电力集团还是各用电单位，都要加大对用电检查工作人员的职业培训，切实提高用电检查工作人员的政策水平、专业知识水平和现场工作水平。此外，油田还应当提高用电检查人员的准入门槛，将用电检查人员分为一至三由高至低三个等级，不同等级检查人员的月奖金和年终兑现奖都有一定的级差，进而激励用电检查工作人员不断进步。
3.5 引进先进的用电检查设施，提升用电检查技术
改善现有的技术手段，引进先进的检查设备。例如，结合蓝牙技术、GPS定位技术和信息技术开发用电检查现场巡检系统，对大庆油田用电单位所在区域分版块地进行巡逻及检查，为用电设备的正常可靠运行；而随着电能量采集系统的投入使用，用电检查工作人员已经能够自动统计分析任意时段的供电量、线损电量和线损率，有效保障企业利益。
4 结语
在当前大庆油田努力打造行业一流的石油化工基地和科技创新基地的新形势下，明确用电检查的重要性，强化大庆油田用电检查工作，提高电力集团和各用电单位电力检查的重视程度，不断解决用电检查工作中存在的问题，对症下药，才能确保用电检查工作能够真正为维护油田电网安全平稳运行、提高电力服务质量、推进油田生产和科技发展提供坚持保障！
参考文献：
1）电力工作者缺乏对电力安全管理规范的理解和执行。近些年，电力系统已经建立了许多电力安全管理相关规范。但是，在理解与执行方面却不够到位，其中缺乏强制性的规范和惩罚措施。导致很多电力企业的员工对安全管理制度认知不足，在理解方面产生偏差，最后引起电力安全事故频发。
2）电力安全管理制度没有落实到位。当前，大多数电力企业拥有健全的安全管理制度，但是未能得到充分的贯彻落实，或者对于制度的执行力度欠缺，这些情况导致安全管理制度不能发挥其真正的作用。企业管理人员对安全管理的必要性认识不足，对管理中的细节问题缺乏思考，在惩罚措施的施行中监管不严，失去了制度本身的震慑效果。另外，一些电力企业不注重安全培训，或者培训的有效性较差，达不到让电力工人切实掌握安全知识的目标。
3）电力安全管理的考核制度不合理。电力系统的安全性对于电力企业管理尤其重要，而只有建立与电力安全管理标准相符的考核制度，才能有效提高电力系统的安全性。可是，在电力企业中，很少能够正确认识到考核制度的重要性，也就不能对安全管理人员做出定期的考核评定，在考核制度的执行与贯彻方面的落实效率较低。部分企业只是通过采取惩罚措施进行管理，这种管理办法只会适得其反，不仅达不到安全管理的目的，还可能为员工带去心理负担，造成员工出现不满情绪，影响员工工作效率，起到负面作用。
2落实电力安全管理应遵循的基本原则
2.1坚持以人为本当前，电力企业要想大力发展，必须注重以人为本的原则开展工作。企业管理人员应该不断增强社会责任心，把工人的人身安全放到第一位。在此基础之上，让员工去确保电网、设备安全运行。
2.2做到精细化管理电力企业要想落实电力安全管理，应该做到精细化管理，第一，坚持“两会一活动”的管理策略。其中两会包含工作前的会议和工作后的会议，一活动是指组织安全教育活动；第二，坚持“两票三制”的完善。两票包含工作票和操作票，三制分为交接班制、巡回检查制、设备定期检验更换制；第三，坚持“四项原则”。1）一级查一级、层层抓落实。2）全面覆盖、各负其责、互不替代。3）隐患和问题“四不放过”。4）谁用工、谁主管、谁负责；第四，坚持“四个凡事”。凡事有章可循、凡事有据可查、凡事有人负责、凡事有人监督。
3提高电力安全管理执行力的实现途径
1）不断强化电力安全管理思想。思想理论对管理实践具有重要的指导意义。电力生产的性质决定着电力公司的战略方向，即要求具备较高的安全性，并且在安全管理的把握上应遵循较严格的标准。在安全管理工作中，应该坚持“预防为主”的策略，对各项工作从源头抓起，始终贯彻安全管理的思想。安全思想应该在管理的过程中深入到每位员工的内心，让大家共同为实现电力企业的安全管理做出努力。因此，安全管理的第一要务就是进行安全思想教育，将安全思想工作落实并做好。逐渐加大安全培训力度，让电力工人虚心领会现代安全管理知识和方法，将安全警示牢记于心，为职工提高安全意识和生产技能打好基础。同时，注意吸取教训，对频发的事故提高警惕、认真总结，不断完善解决办法，并编制出具体的、实用的规章制度，强化相对薄弱的环节，让每位员工清楚地了解各自岗位的安全防护措施。此外，还应做好事故通报汇编工作，事故通报汇编是血的教训，是经验的积累，必须组织全体员工认真学习，从而杜绝重复事故发生。
2）严格执行安全管理规程制度，规范安全工作行为。我国电力企业不断发展的过程中，留下了大量宝贵的实践经验和规程、制度。这些“财富”下发到变电站及各个电力工人手中，不是让我们束之高阁，而是留给我们从中学习、理解，便于在实际的电力工作中应用和执行。当然，我们不能照本宣科，全部按照上级制定的规程制度执行工作，因为难免有些内容过于陈旧或是不好把握。因此，我们有必要在符合原则的前提下，结合实际工作对上级制度改进、细化，重新规划工作细则。同时，还要加强规范安全作业行为，避免出现违章乱纪现象。安全生产工作的每一项都有严格的规定，只有每个人都自我规范安全工作行为，才能确保电力安全管理工作有效推进。
3）加强电力安全管理的评价工作。要想实现电力安全管理工作的有效性，必须开创与国际安全管理水平接轨的新措施，开展安全性评价是行之有效的办法之一。传统的安全管理办法已经不能完全适应电力企业的时展需求，它无法做好充分的事故预见，不具备超前控制事故的能力。在安全性评价策略之中，坚持“安全第一，预防为主”的先进理念，通过现代化的管理手段和措施积极促进生产操作中全员、全方位、全程闭环管理的安全运行。安全性评价工作的开展能够充分提高安全管理的水平，对安全工作做出有效诊断，做到心中有底。安全性评价工作的开展是对电力企业全员的培训，通过这样的方法可以对他们进行全面的、深入的安全思想教育，同时拓展员工的业务能力。全体员工通过参与安全性评价工作能够深入学习安全生产各项规程和规章制度，充分提高安全意识，对电力行业的相关法律法规、标准规程、规定、制度等通通加以熟悉和掌握。
4结束语
