电力资质改革后，企业如何有效识别与防范运营风险？

在电力行业深化改革的背景下，国家能源局于2025年7月发布了《关于进一步深化电力业务资质许可管理更好服务新型电力系统建设的实施意见》（以下简称《实施意见》），标志着电力资质管理进入了以服务新型电力系统建设为核心的新阶段。此次改革不仅是市场准入制度的优化，更是对企业合规运营与风险管理能力的一次全面升级。对于广大电力企业而言，如何在新的资质管理框架下，系统性地识别与防范运营风险，已成为关乎生存与发展的核心课题。

一、 改革新规下的风险识别：构建全方位、多维度的辨识体系

风险识别是风险管理的第一步，其核心在于全面、系统地掌握潜在风险因素。在资质改革后，企业风险识别的范围应超越传统的生产安全，扩展至战略、合规、市场及运营全链条。

1.战略与政策风险识别：电力体制改革直接影响企业的经营模式与市场地位，是首要的战略风险源。《实施意见》明确要求持证企业必须“落实产业政策及电力规划，遵守项目核准（备案）制度要求”，这意味着企业需将政策跟踪与解读纳入常态工作，精准识别因规划调整、电价政策变化、市场准入规则修订（如新建发电机组取证时限、供电营业区划分变更流程）带来的不确定性。

2.合规与法律风险识别：资质许可本身即是合规底线。企业需重点识别在合同管理、劳动用工等环节的法律风险漏洞。例如，在合同纠纷高发的供用电、代理购电等领域，需严格审查合同相对方资质，避免因资格资信审查不严、合同条款缺失或履约证据留存不到位而引发纠纷。要关注如《烟花爆竹工程设计安全规范》等关联法规更新可能带来的衍生责任风险。

3.运营与安全风险识别：这是风险识别的传统核心，需遵循目的性、充分性原则，覆盖设备、作业、岗位、环境四类管理对象。具体可借鉴《电力系统安全运行与风险防范规范》等标准，运用故障树分析（FTA）、失效模式与影响分析（FMEA）等工具，对发电、输电、变电、配电、营销各板块进行深度分析。识别重点包括设备老化故障、自然灾害（台风、洪水）、人为操作失误以及日益严峻的网络安全攻击等。

二、 风险防范的闭环管理：从预警到应对的具体策略

识别风险后，关键在于建立闭环的防范与控制机制。一个有效的风险管理体系应包含风险预防、实时监控、预警与应急响应。

1.强化合规内控，筑牢制度防线：企业应将资质许可载明的权利义务全面融入内部控制体系。这意味着需要建立专门的合规风险管理流程，涵盖风险识别、评估、应对、监测、沟通与持续改进等环节。特别是在投资决策、项目并网（如风电、光伏项目并网后6个月内需取得许可证）、机组关停等关键节点，必须严格执行许可变更或注销程序，避免无证运营的法律后果。

2.依托技术手段，实现动态监控与智能预警：防范运营风险离不开技术支撑。企业应建立或升级实时监测系统，通过SCADA（数据采集与监视控制系统）、智能变电站和物联网技术，对关键设备状态和电网运行环境进行不间断监控。在此基础上，利用大数据分析技术，构建风险预警平台。例如，可参照《电力系统风险预警标准》（GB/T 31933-2015），设定频率波动、电压下降、绝缘子破损等关键参数的预警阈值，实现对极端天气等外因导致风险的早期预警。

3.制定具体参数化应对措施：

针对设备风险：建立基于状态的检修（CBM）制度，对高压输电线路、变压器等关键设备，明确其温度、局部放电、油色谱分析等具体监测参数和老化评估标准。

针对作业风险：完善“两票三制”（工作票、操作票、交接班制、巡回检查制、设备定期试验轮换制），并利用智能门禁、视频监控、移动终端等技术，确保操作过程可追溯，责任可落实到人。

针对网络安全风险：由信息技术部门牵头，建立包含防火墙、入侵检测、安全审计的多层次防御体系。定期进行渗透测试和模拟攻击演练，确保应急响应预案能在系统遭受攻击时，实现分钟级的威胁隔离与修复。

针对自然灾害风险：结合气象数据，制定差异化的防范标准。例如，针对台风区域，设定输电杆塔设计风速、基础防洪等级的具体参数要求；针对雷击多发区，明确接地电阻合格范围及避雷器配置标准。

三、 融入新型系统建设：将风险管理转化为发展动能

深化资质改革的最终目的是服务新型电力系统建设。企业的风险管理不能止于“防范”，更应主动“适应”和“引领”。

企业应充分利用《实施意见》中提出的“快优通道”等便利服务，为参与大型风光基地等重大项目扫清资质障碍。积极适应信用分级分类监管新趋势，通过持续良好的合规记录提升自身信用等级，从而在市场监管、金融支持等方面获得更多便利。本质上，一套科学、透明、高效的风险管理体系，不仅是企业满足监管要求的“通行证”，更是其提升运营可靠性、赢得市场信任、在新型电力系统构建中抢占先机的“核心竞争力”。