欢迎访问陕西建工新能源有限公司官网 Chinese | English
新闻动态 NEWS
<p> <strong>陕西建工新能源有限公司&nbsp;</strong> </p> <p> &nbsp;座机:029-83663581 </p> <p> &nbsp;邮箱:sjxny@sxnec.com </p> <p> &nbsp;地址:西安市未央区凤城九路79号 </p> <p> <img src="/upload/image/20200824/20200824160800_92394.png" alt="" /> </p>

行业动态 当前位置:网站首页 > 行业动态

  • 5月17日,国家能源局发布1-4月份全国电力工业统计数据。截至4月底,全国发电装机容量约24.1亿千瓦,同比增长7.9%。其中,风电装机容量约3.4亿千瓦,同比增长17.7%;太阳能发电装机容量约3.2亿千瓦,同比增长23.6%。

      1-4月份,全国发电设备累计平均利用1176小时,比上年同期减少41小时。其中,火电1417小时,比上年同期减少51小时;核电2447小时,比上年同期减少4小时;风电778小时,比上年同期减少45小时。

      1-4月份,全国主要发电企业电源工程完成投资1173亿元,同比增长5.1%。其中,太阳能发电290亿元,同比增长204.1%。电网工程完成投资893亿元,同比增长4.7%。

    图片

    图片

    注:1.全社会用电量为全口径数据,全国供电量为调度口径数据。2.“同比增长”列中,标*的指标为绝对量;标▲的指标为百分点。

    来源:国家能源局

  • 国家能源局关于印发《2022年能源工作指导意见》的通知

      国能发规划〔2022〕31号

    各省(自治区、直辖市)能源局,有关省(自治区、直辖市)及新疆生产建设兵团发展改革委,各派出机构,中核集团、中国石油、中国石化、中国海油、国家管网、国家电网、南方电网、中国华能、中国大唐、中国华电、国家电投、中国三峡集团、国家能源集团、国投、华润集团、中煤集团、中广核:

      为深入贯彻落实党中央、国务院有关决策部署,扎实做好2022年能源工作,持续推动能源高质量发展,国家能源局研究制定了《2022年能源工作指导意见》,现予发布,请结合各地、各单位实际情况,抓好落实,并将执行情况于2022年12月底前函告我局。

      国家能源局

    附件原文:

    2022年能源工作指导意见 

    2022年是进入全面建设社会主义现代化国家、向第二个百年奋斗目标进军新征程的重要一年,是落实十四五规划和碳达峰目标的关键一年,做好全年能源发展改革工作至关重要。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,持续推动能源高质量发展,制定本意见。

    一、总体要求

    (一)指导思想

    以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神,深入落实中央经济工作会议和政府工作报告的部署,坚持稳中求进工作总基调,完整、准确、全面贯彻新发展理念,加快构建新发展格局,坚持系统观念,深入落实能源安全新战略,统筹能源安全和绿色低碳转型,全面实施“十四五”规划,深入落实碳达峰行动方案,以科技创新和体制机制改革为动力,着力提升能源供给弹性和韧性,着力壮大清洁能源产业,着力提升能源产业链现代化水平,加快建设能源强国,以优异成绩迎接党的二十大胜利召开。

    (二)基本原则

    保障供应,增强储备。统筹国内外能源资源,适应能源市场变化,充分考虑可能面临的风险和极端天气,适度超前布局能源基础设施,加大储备力度,保持合理裕度,化解影响能源安全的各种风险挑战。

    绿色发展,平稳降碳。坚持以立为先,通盘谋划,加快发展非化石能源,夯实新能源安全可靠替代基础,加强化石能源清洁高效利用,推动煤炭和新能源优化组合,稳步推进能源绿色低碳发展。

    创新引领,改革赋能。增强能源科技创新能力,狠抓绿色低碳技术攻关,加快能源产业数字化和智能化升级。深化能源体制机制改革,加快能源市场建设,完善市场监管体系。积极培育新增长点、新动能。

    服务民生,共享发展。坚持以人民为中心,加快能源民生保障工程建设,持续优化营商环境,大力提升能源服务水平,推动能源发展成果更多更好惠及广大人民群众,为实现人民对美好生活的向往提供坚强能源保障。

    强化预警,压实责任。加强各地区能源供需监测预测和风险预判,做好应对预案,压实能源保供地方政府属地责任和企业主体责任,充分发挥大型企业在能源保供中的支撑托底作用,特别是国有企业要带头做好保供稳价。

    (三)主要目标

    增强供应保障能力。全国能源生产总量达到44.1亿吨标准煤左右,原油产量2亿吨左右,天然气产量2140亿立方米左右。保障电力充足供应,电力装机达到26亿千瓦左右,发电量达到9.07万亿千瓦时左右,新增顶峰发电能力8000万千瓦以上,“西电东送”输电能力达到2.9亿千瓦左右。

    稳步推进结构转型。煤炭消费比重稳步下降,非化石能源占能源消费总量比重提高到17.3%左右,新增电能替代电量1800亿千瓦时左右,风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右。

    着力提高质量效率。能耗强度目标在“十四五”规划期内统筹考虑,并留有适当弹性。跨区输电通道平均利用小时数处于合理区间,风电、光伏发电利用率持续保持合理水平。

    、夯实能源供应保障基础

    以保障能源安全稳定供应为首要任务,着力增强国内能源生产保障能力,切实把能源饭碗牢牢地端在自己手里。

    加强煤炭煤电兜底保障能力。统筹资源接续和矿区可持续发展,有序核准一批优质先进产能煤矿。加快推进在建煤矿建设投产,推动符合条件的应急保供产能转化为常态化产能。以示范煤矿为引领,加快推进煤矿智能化建设与升级改造。深化煤矿安全改造。科学规划建设先进煤电机组,按需安排一定规模保障电力供应安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源,保持装机合理余量,新建项目要严格执行煤耗等最新技术标准。推动落实煤电企业电价、税收、贷款等支持政策,鼓励煤电企业向“发电+”综合能源服务型企业和多能互补企业转型。

    持续提升油气勘探开发力度。落实十四五规划及油气勘探开发实施方案,压实年度勘探开发投资、工作量,加快油气先进开采技术开发应用,巩固增储上产良好势头,坚决完成2022年原油产量重回2亿吨、天然气产量持续稳步上产的既定目标。积极做好四川盆地页岩气田稳产增产,推动页岩油尽快实现规模化效益开发。以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业基地为重点,加快煤层气资源探明和产能建设,推动煤系地层多气综合勘探开发。稳妥推进煤制油气战略基地建设。

    积极推进输电通道规划建设。结合以沙漠、戈壁、荒漠等地区为重点的大型风电光伏基地规划开发及电力供需发展形势,积极推进规划已明确的跨省跨区输电通道前期工作,条件具备后,抓紧履行核准手续。加快建设南阳~荆门~长沙、驻马店~武汉、荆门~武汉、白鹤滩~江苏、白鹤滩~浙江等特高压通道。推进重点输电通道配套的电网、电源工程建设,着力提升输电通道利用效率和可再生能源电量占比。

    三、加快能源绿色低碳转型

    坚持以立为先,深入落实碳达峰、碳中和目标要求,深入落实《“十四五”可再生能源发展规划》,大力发展非化石能源,着力培育能源新产业新模式,持续优化能源结构。

    大力发展风电光伏。加大力度规划建设以大型风光基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。优化近海风电布局,开展深远海风电建设示范,稳妥推动海上风电基地建设。积极推进水风光互补基地建设。继续实施整县屋顶分布式光伏开发建设,加强实施情况监管。因地制宜组织开展“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”。充分利用油气矿区、工矿场区、工业园区的土地、屋顶资源开发分布式风电、光伏。健全可再生能源电力消纳保障机制,发布2022年各省消纳责任权重,完善可再生能源发电绿色电力证书制度。

    有序推进水电核电重大工程建设。推动雅鲁藏布江下游水电开发前期工作,建成投产白鹤滩、两河口水电站全部机组,加快推动雅砻江孟底沟、黄河羊曲水电站建设,推进旭龙水电站核准,水电装机达到4.1亿千瓦。建成投运福清6号、红沿河6号、防城港3号和高温气冷堆示范工程等核电机组,在确保安全的前提下,积极有序推动新的沿海核电项目核准建设。

    积极发展能源新产业新模式。加快“互联网+”充电设施建设,优化充电网络布局。组织实施《核能集中供热及综合利用试点方案》,推进核能综合利用。因地制宜开展可再生能源制氢示范,探索氢能技术发展路线和商业化应用路径。开展地热能发电示范,支持中高温地热能发电和干热岩发电,积极探索作为支撑、调节性电源的光热发电示范。加快推进纤维素等非粮生物燃料乙醇产业示范。稳步推进生物质能多元化开发利用。大力发展综合能源服务,推动节能提效、降本降碳。

    四、增强能源供应链弹性和韧性

    坚持底线思维和问题导向,加强能源储运、调节和需求侧响应能力,有力有效保障能源稳定供应。

    加强能源储运能力。推进中俄东线南段、西三线中段、西四线、川气东送二线、龙口LNG-文23储气库等重大管网工程建设,加快管输瓶颈互联互通补短板和省际联通通道建设,加强油气管道保护,巩固跨境油气进口通道安全稳定运营水平。加快沿海LNG接收站及储气设施,华北、西北等百亿方级地下储气库扩容达容等项目建设。加强煤炭产能储备,在煤炭消费集散地、铁路运输枢纽和重点港口布局建设一批煤炭储备基地。

    加快电力系统调节能力建设。加快龙头水库建设,提升流域调蓄能力,缓解部分地区枯水期缺电量、汛期缺调峰容量的问题。推动制定各省抽水蓄能中长期规划实施方案和十四五项目核准工作计划,加快推动一批抽水蓄能电站建设。在保障电力稳定供应、满足电力需求的前提下,积极推进煤电机组节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”。落实“十四五”新型储能发展实施方案,跟踪评估首批科技创新(储能)试点示范项目,围绕不同技术、应用场景和重点区域实施试点示范,研究建立大型风电光伏基地配套储能建设运行机制。扎实推进在沙漠、戈壁、荒漠地区的大型风电光伏基地中,建设光热发电项目。

    提升能源需求侧响应能力。健全分时电价、峰谷电价,支持用户侧储能多元化发展,充分挖掘需求侧潜力,引导电力用户参与虚拟电厂、移峰填谷、需求响应。进一步优化有序用电及天然气“压非保民”的管理措施,加强可中断负荷管理,梳理业务流程及标准,精准实施用能管理。优化完善电网主网架,在关键节点布局电网侧储能,提升省间电力互补互济水平,鼓励用户投资建设以消纳新能源为主的智能微电网。统筹兼顾和综合利用源网荷储各类主体的调节能力,规划建设一批源网荷储一体化和多能互补项目。

    五、提升能源产业现代化水平

    加大能源技术装备和核心部件攻关力度,积极推进能源系统数字化智能化升级,提升能源产业链现代化水平。

    加强能源科技攻关。加快实施《十四五能源领域科技创新规划》。继续抓好核电科技重大专项和《核电技术提升行动计划》,加快推进小型堆技术研发示范。以“揭榜挂帅”方式实施一批重大技术创新项目,巩固可再生能源、煤炭清洁高效利用的技术装备优势,加快突破一批新型电力系统关键技术。持续推动能源短板技术装备攻关,重点推动燃气轮机、油气、特高压输电、控制系统及芯片等重点领域技术攻关。推进深远海海上风电技术创新和示范工程建设,探索集中送出和集中运维模式。加快新型储能、氢能等低碳零碳负碳重大关键技术研究。

    加快能源系统数字化升级。积极开展煤矿、油气田、管网、电网、电厂等领域设备设施、工艺流程的智能化升级。推动分布式能源、微电网、多能互补等智慧能源与智慧城市、园区协同发展。加强北斗系统、5G、国密算法等新技术和互联网+安全监管智能技术在能源领域的推广应用。适应数字化、自动化、网络化能源基础设施发展,建设智能调度体系,实现源网荷互动、多能协同互补及用能需求智能调控。实施“区块链+能源”创新应用试点。

    推动完善能源创新支撑体系。开展能源领域碳达峰、碳中和标准提升行动计划,加快构建能源领域碳达峰、碳中和标准体系。围绕新型电力系统、新型储能、氢能和燃料电池、碳捕集利用与封存、能源系统数字化智能化、能源系统安全等6大重点领域,增设若干创新平台。开展创新平台优化整改工作,积极承担国家能源科技创新任务。开展2022年度能源领域首台套技术装备评定并推广示范应用。完善依托工程推动能源技术装备创新和示范应用的政策措施。

    六、提高能源服务水平

    持续优化营商环境,统筹安排好煤电油气运保障供应,加大民生用能保障力度,不断提升全社会用能水平。

    持续深化“放管服”改革。推进能源领域许可告知承诺制,促进“证照分离”改革全覆盖。全面提升“获得电力”服务水平,大力推广居民用户和160kW及以下小微企业用户报装“三零”服务和高压用户报装“三省”服务。出台《电力可靠性管理办法(暂行)》,促进可靠性工作向规划建设、设备制造、运行维护等环节深度延伸。优化涉企服务,打通堵点,为分布式发电就近交易、微电网、综合能源服务等新产业新业态新模式发展创造良好环境。

    着力改善用能条件。继续实施农村电网巩固提升工程,提高农网供电保障水平。充分发挥可再生能源供暖作用,持续推进北方地区清洁取暖,做好清洁取暖专项监管。出台推进电能替代的指导意见,扩大电能替代的深度和广度。深入推进成品油质量升级国家专项行动,确保2023年1月1日全国全面供应国六B标准车用汽油。提升城镇电网智能化水平,满足分布式电源就地消纳与电动汽车充电设施、新型储能等多元化负荷的灵活接入。

    七、增强能源治理能力

    强化立法、规划、改革和监管的作用,加强能源形势监测预测,不断完善能源治理制度,增强能源治理效能。

    加强能源形势分析和需求预测。推进能源供需分析体系建设,强化苗头性倾向性潜在性问题研判,健全能源数据信息报送机制。组织分省区滚动开展月度、季度能源需求预测,可能出现时段性、区域性供需紧张的地区,要从资源落实、基础设施布局、新建产能等方面提前谋划应对措施,保障能源稳定供应,防止市场供应和价格大起大落。

    加大能源监管力度。深化电网、油气管网等自然垄断环节监管,加大公平开放、调度交易、价格成本、合同履约、电网代购电等方面的监管力度,加强电煤库存、非计划停机、机组出力受阻、有序用电的监管。强化能源行政执法工作,健全完善监管执法体系,严肃查处用户受电工程“三指定”、向虚拟货币“挖矿”项目违法供电等行为。充分发挥12398能源监管热线作用,畅通互联网等投诉举报新途径,及时研究解决人民群众反映的突出问题。

    强化电力安全管控。贯彻“四个安全”治理理念,构建科学量化的监督管理指标体系,试点开展电力安全生产标准化建设,推动安全新技术研究应用,开展安全文化建设,构建安全审计工作机制和培训体系深化“季会周报”电力安全风险分级管控和隐患排查治理挂牌督办通报机制,推进能源重大基础设施安全风险评估,强化直流系统、重要输电通道安全风险管控,开展在建重点工程施工安全和新能源发电项目安全监管,加强水电大坝隐患排查治理。推进电力应急指挥中心、态势感知平台和网络安全靶场建设,组织开展关键信息基础设施安全保护监督检查,推进大面积停电事件应急演练。细化完善重大活动电力保供方案,确保党的二十大等重大活动用电安全。

    加快能源立法和规划实施。推动能源法制定,推进电力法、可再生能源法、煤炭法、石油储备条例制修订。抓好《“十四五”现代能源体系规划》以及各分领域规划的实施,落实《推动能源绿色低碳转型 做好碳达峰工作的实施方案》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》明确的任务举措。加强规划政策衔接协同,强化能源规划、政策和重大项目实施情况监管,推进政策落地见效。结合新形势新要求,加强落实能源安全新战略的政策储备研究。

    深化重点领域市场化改革。推动全国统一电力市场体系建设,做好南方、长三角、京津冀等区域电力市场建设。健全中长期交易、现货交易和辅助服务交易有机衔接的市场体系,推动具备条件的电力现货试点转入长周期运行。积极推进分布式发电与用户就近直接交易。完善电力调度交易机制,推动电网和油气管网设施公平开放。支持引导省级管网以市场化方式融入国家管网,积极推进油气干线管道建设和互联互通,推动省级管网运营企业运销分离,鼓励用户自主选择供气路径和供气主体。

    八、深入推进高质量能源国际合作 

    以高标准、可持续、惠民生为目标,巩固能源合作基础,拓展能源合作空间,扎实风险防控网络,努力实现更高合作水平、更高投入收益、更高供给质量、更高发展韧性。

    扎实推进能源务实合作在有效防范对外投资风险的前提下加强同有关国家的能源资源合作。大力支持发展中国家能源绿色低碳发展。巩固深化传统能源领域合作和贸易,务实推动核电领域海外合作,建设运行好海外能源合作项目,深化周边电力互联互通。加强与各国在绿色能源、智慧能源等方面的交流合作。建成一批绿色能源合作示范项目,让绿色切实成为共建“一带一路”的底色。

    深化国际交流和合作。秉持共商共建共享原则,弘扬开放、绿色、廉洁理念,打造绿色、包容的“一带一路”能源合作伙伴关系。加强与能源国际组织交流与合作。积极为国际规则和标准制定贡献力量,推动建立公平合理、合作共赢的全球能源治理体系。

    加强境外项目风险管控。落实风险防控制度,压紧压实企业主体责任和主管部门管理责任。统筹推进疫情防控和能源国际合作,全力保障境外相关资产和人员安全。规范各类企业境外经营行为,杜绝恶性竞争,维护国家利益和形象。

    各省(区、市)能源主管部门、国家能源局派出机构和有关能源企业,要依据本指导意见,结合本地区和企业的实际情况,采取有力有效措施,全力抓好各项任务落实,保障能源安全稳定供应,推动能源低碳转型和高质量发展,为全面建设社会主义现代化国家提供稳定可靠的能源保障。

    来源:国家能源局

  • 3月21日,国家能源局发布1-2月份全国电力工业统计数据。截至2月底,全国发电装机容量约23.9亿千瓦,同比增长7.8%。其中,风电装机容量约3.3亿千瓦,同比增长17.5%;太阳能发电装机容量约3.2亿千瓦,同比增长22.7%。

      1-2月份,全国发电设备累计平均利用597小时,比上年同期减少8小时。其中,核电1195小时,比上年同期增加48小时;风电323小时,比上年同期减少96小时。

      1-2月份,全国主要发电企业电源工程完成投资471亿元,同比下降1.9%,其中,水电123亿元,同比下降19.6%;太阳能发电94亿元,同比增长153.7%。电网工程完成投资313亿元,同比增长37.6%。

      注:1.全社会用电量为全口径数据,全国供电量为调度口径数据。2.“同比增长”列中,标*的指标为绝对量;标▲的指标为百分点。

    源:国家能源局

  • 国家发展改革委 国家能源局关于完善能源
    绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见


    发改能源〔2022〕206号


    各省、自治区、直辖市人民政府,新疆生产建设兵团,国务院有关部门,有关中央企业,有关行业协会:
      能源生产和消费相关活动是最主要的二氧化碳排放源,大力推动能源领域碳减排是做好碳达峰碳中和工作,以及加快构建现代能源体系的重要举措。党的十八大以来,各地区、各有关部门围绕能源绿色低碳发展制定了一系列政策措施,推动太阳能、风能、水能、生物质能、地热能等清洁能源开发利用取得了明显成效,但现有的体制机制、政策体系、治理方式等仍然面临一些困难和挑战,难以适应新形势下推进能源绿色低碳转型的需要。为深入贯彻落实《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》有关要求,经国务院同意,现就完善能源绿色低碳转型的体制机制和政策措施提出以下意见。
      一、总体要求
      (一)指导思想。
      以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神,深入贯彻习近平生态文明思想,坚持稳中求进工作总基调,立足新发展阶段,完整、准确、全面贯彻新发展理念,构建新发展格局,深入推动能源消费革命、供给革命、技术革命、体制革命,全方位加强国际合作,从国情实际出发,统筹发展与安全、稳增长和调结构,深化能源领域体制机制改革创新,加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,促进能源高质量发展和经济社会发展全面绿色转型,为科学有序推动如期实现碳达峰、碳中和目标和建设现代化经济体系提供保障。
      (二)基本原则。
      ——坚持系统观念、统筹推进。加强顶层设计,发挥制度优势,处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系,处理好转型各阶段不同能源品种之间的互补、协调、替代关系,推动煤炭和新能源优化组合,统筹推进全国及各地区能源绿色低碳转型。
      ——坚持保障安全、有序转型。在保障能源安全的前提下有序推进能源绿色低碳转型,先立后破,坚持全国“一盘棋”,加强转型中的风险识别和管控。在加快形成清洁低碳能源可靠供应能力基础上,逐步对化石能源进行安全可靠替代。
      ——坚持创新驱动、集约高效。完善能源领域创新体系和激励机制,提升关键核心技术创新能力。贯彻节约优先方针,着力降低单位产出资源消耗和碳排放,增强能源系统运行和资源配置效率,提高经济社会综合效益。加快形成减污降碳的激励约束机制。
      ——坚持市场主导、政府引导。深化能源领域体制改革,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,构建公平开放、有效竞争的能源市场体系。更好发挥政府作用,在规划引领、政策扶持、市场监管等方面加强引导,营造良好的发展环境。
      (三)主要目标。
      “十四五”时期,基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架,形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系,构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。到2030年,基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系,形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。
      二、完善国家能源战略和规划实施的协同推进机制
      (四)强化能源战略和规划的引导约束作用。以国家能源战略为导向,强化国家能源规划的统领作用,各省(自治区、直辖市)结合国家能源规划部署和当地实际制定本地区能源规划,明确能源绿色低碳转型的目标和任务,在规划编制及实施中加强各能源品种之间、产业链上下游之间、区域之间的协同互济,整体提高能源绿色低碳转型和供应安全保障水平。加强能源规划实施监测评估,健全规划动态调整机制。
      (五)建立能源绿色低碳转型监测评价机制。重点监测评价各地区能耗强度、能源消费总量、非化石能源及可再生能源消费比重、能源消费碳排放系数等指标,评估能源绿色低碳转型相关机制、政策的执行情况和实际效果。完善能源绿色低碳发展考核机制,按照国民经济和社会发展规划纲要、年度计划及能源规划等确定的能源相关约束性指标,强化相关考核。鼓励各地区通过区域协作或开展可再生能源电力消纳量交易等方式,满足国家规定的可再生能源消费最低比重等指标要求。
      (六)健全能源绿色低碳转型组织协调机制。国家能源委员会统筹协调能源绿色低碳转型相关战略、发展规划、行动方案和政策体系等。建立跨部门、跨区域的能源安全与发展协调机制,协调开展跨省跨区电力、油气等能源输送通道及储备等基础设施和安全体系建设,加强能源领域规划、重大工程与国土空间规划以及生态环境保护等专项规划衔接,及时研究解决实施中的问题。按年度建立能源绿色低碳转型和安全保障重大政策实施、重大工程建设台账,完善督导协调机制。
      三、完善引导绿色能源消费的制度和政策体系
      (七)完善能耗“双控”和非化石能源目标制度。坚持把节约能源资源放在首位,强化能耗强度降低约束性指标管理,有效增强能源消费总量管理弹性,新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制,合理确定各地区能耗强度降低目标,加强能耗“双控”政策与碳达峰、碳中和目标任务的衔接。逐步建立能源领域碳排放控制机制。制修订重点用能行业单位产品能耗限额强制性国家标准,组织对重点用能企业落实情况进行监督检查。研究制定重点行业、重点产品碳排放核算方法。统筹考虑各地区可再生能源资源状况、开发利用条件和经济发展水平等,将全国可再生能源开发利用中长期总量及最低比重目标科学分解到各省(自治区、直辖市)实施,完善可再生能源电力消纳保障机制。推动地方建立健全用能预算管理制度,探索开展能耗产出效益评价。加强顶层设计和统筹协调,加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。
      (八)建立健全绿色能源消费促进机制。推进统一的绿色产品认证与标识体系建设,建立绿色能源消费认证机制,推动各类社会组织采信认证结果。建立电能替代推广机制,通过完善相关标准等加强对电能替代的技术指导。完善和推广绿色电力证书交易,促进绿色电力消费。鼓励全社会优先使用绿色能源和采购绿色产品及服务,公共机构应当作出表率。各地区应结合本地实际,采用先进能效和绿色能源消费标准,大力宣传节能及绿色消费理念,深入开展绿色生活创建行动。鼓励有条件的地方开展高水平绿色能源消费示范建设,在全社会倡导节约用能。
      (九)完善工业领域绿色能源消费支持政策。引导工业企业开展清洁能源替代,降低单位产品碳排放,鼓励具备条件的企业率先形成低碳、零碳能源消费模式。鼓励建设绿色用能产业园区和企业,发展工业绿色微电网,支持在自有场所开发利用清洁低碳能源,建设分布式清洁能源和智慧能源系统,对余热余压余气等综合利用发电减免交叉补贴和系统备用费,完善支持自发自用分布式清洁能源发电的价格政策。在符合电力规划布局和电网安全运行条件的前提下,鼓励通过创新电力输送及运行方式实现可再生能源电力项目就近向产业园区或企业供电,鼓励产业园区或企业通过电力市场购买绿色电力。鼓励新兴重点用能领域以绿色能源为主满足用能需求并对余热余压余气等进行充分利用。
      (十)完善建筑绿色用能和清洁取暖政策。提升建筑节能标准,推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展,推进和支持既有建筑节能改造,积极推广使用绿色建材,健全建筑能耗限额管理制度。完善建筑可再生能源应用标准,鼓励光伏建筑一体化应用,支持利用太阳能、地热能和生物质能等建设可再生能源建筑供能系统。在具备条件的地区推进供热计量改革和供热设施智能化建设,鼓励按热量收费,鼓励电供暖企业和用户通过电力市场获得低谷时段低价电力,综合运用峰谷电价、居民阶梯电价和输配电价机制等予以支持。落实好支持北方地区农村冬季清洁取暖的供气价格政策。
      (十一)完善交通运输领域能源清洁替代政策。推进交通运输绿色低碳转型,优化交通运输结构,推行绿色低碳交通设施装备。推行大容量电气化公共交通和电动、氢能、先进生物液体燃料、天然气等清洁能源交通工具,完善充换电、加氢、加气(LNG)站点布局及服务设施,降低交通运输领域清洁能源用能成本。对交通供能场站布局和建设在土地空间等方面予以支持,开展多能融合交通供能场站建设,推进新能源汽车与电网能量互动试点示范,推动车桩、船岸协同发展。对利用铁路沿线、高速公路服务区等建设新能源设施的,鼓励对同一省级区域内的项目统一规划、统一实施、统一核准(备案)。
      四、建立绿色低碳为导向的能源开发利用新机制
      (十二)建立清洁低碳能源资源普查和信息共享机制。结合资源禀赋、土地用途、生态保护、国土空间规划等情况,以市(县)级行政区域为基本单元,全面开展全国清洁低碳能源资源详细勘查和综合评价,精准识别可开发清洁低碳能源资源并进行数据整合,完善并动态更新全国清洁低碳能源资源数据库。加强与国土空间基础信息平台的衔接,及时将各类清洁低碳能源资源分布等空间信息纳入同级国土空间基础信息平台和国土空间规划“一张图”,并以适当方式与地方各级政府、企业、行业协会和研究机构等共享。提高可再生能源相关气象观测、资源评价以及预测预报技术能力,为可再生能源资源普查、项目开发和电力系统运行提供支撑。构建国家能源基础信息及共享平台,整合能源全产业链信息,推动能源领域数字经济发展。
      (十三)推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系。以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点,加快推进大型风电、光伏发电基地建设,对区域内现有煤电机组进行升级改造,探索建立送受两端协同为新能源电力输送提供调节的机制,支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发。各地区按照国家能源战略和规划及分领域规划,统筹考虑本地区能源需求和清洁低碳能源资源等情况,在省级能源规划总体框架下,指导并组织制定市(县)级清洁低碳能源开发利用、区域能源供应相关实施方案。各地区应当统筹考虑本地区能源需求及可开发资源量等,按就近原则优先开发利用本地清洁低碳能源资源,根据需要积极引入区域外的清洁低碳能源,形成优先通过清洁低碳能源满足新增用能需求并逐渐替代存量化石能源的能源生产消费格局。鼓励各地区建设多能互补、就近平衡、以清洁低碳能源为主体的新型能源系统。
      (十四)创新农村可再生能源开发利用机制。在农村地区优先支持屋顶分布式光伏发电以及沼气发电等生物质能发电接入电网,电网企业等应当优先收购其发电量。鼓励利用农村地区适宜分散开发风电、光伏发电的土地,探索统一规划、分散布局、农企合作、利益共享的可再生能源项目投资经营模式。鼓励农村集体经济组织依法以土地使用权入股、联营等方式与专业化企业共同投资经营可再生能源发电项目,鼓励金融机构按照市场化、法治化原则为可再生能源发电项目提供融资支持。加大对农村电网建设的支持力度,组织电网企业完善农村电网。加强农村电网技术、运行和电力交易方式创新,支持新能源电力就近交易,为农村公益性和生活用能以及乡村振兴相关产业提供低成本绿色能源。完善规模化沼气、生物天然气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用扶持政策和保障机制。
      (十五)建立清洁低碳能源开发利用的国土空间管理机制。围绕做好碳达峰碳中和工作,统筹考虑清洁低碳能源开发以及能源输送、储存等基础设施用地用海需求。完善能源项目建设用地分类指导政策,调整优化可再生能源开发用地用海要求,制定利用沙漠、戈壁、荒漠土地建设可再生能源发电工程的土地支持政策,完善核电、抽水蓄能厂(场)址保护制度并在国土空间规划中予以保障,在国土空间规划中统筹考虑输电通道、油气管道走廊用地需求,建立健全土地相关信息共享与协同管理机制。严格依法规范能源开发涉地(涉海)税费征收。符合条件的海上风电等可再生能源项目可按规定申请减免海域使用金。鼓励在风电等新能源开发建设中推广应用节地技术和节地模式。
      五、完善新型电力系统建设和运行机制
      (十六)加强新型电力系统顶层设计。推动电力来源清洁化和终端能源消费电气化,适应新能源电力发展需要制定新型电力系统发展战略和总体规划,鼓励各类企业等主体积极参与新型电力系统建设。对现有电力系统进行绿色低碳发展适应性评估,在电网架构、电源结构、源网荷储协调、数字化智能化运行控制等方面提升技术和优化系统。加强新型电力系统基础理论研究,推动关键核心技术突破,研究制定新型电力系统相关标准。推动互联网、数字化、智能化技术与电力系统融合发展,推动新技术、新业态、新模式发展,构建智慧能源体系。加强新型电力系统技术体系建设,开展相关技术试点和区域示范。
      (十七)完善适应可再生能源局域深度利用和广域输送的电网体系。整体优化输电网络和电力系统运行,提升对可再生能源电力的输送和消纳能力。通过电源配置和运行优化调整尽可能增加存量输电通道输送可再生能源电量,明确最低比重指标并进行考核。统筹布局以送出可再生能源电力为主的大型电力基地,在省级电网及以上范围优化配置调节性资源。完善相关省(自治区、直辖市)政府间协议与电力市场相结合的可再生能源电力输送和消纳协同机制,加强省际、区域间电网互联互通,进一步完善跨省跨区电价形成机制,促进可再生能源在更大范围消纳。大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设,鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。电网企业应提升新能源电力接纳能力,动态公布经营区域内可接纳新能源电力的容量信息并提供查询服务,依法依规将符合规划和安全生产条件的新能源发电项目和分布式发电项目接入电网,做到应并尽并。
      (十八)健全适应新型电力系统的市场机制。建立全国统一电力市场体系,加快电力辅助服务市场建设,推动重点区域电力现货市场试点运行,完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制,探索容量市场交易机制,深化输配电等重点领域改革,通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制,开展绿色电力交易试点,鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。积极推进分布式发电市场化交易,支持分布式发电(含电储能、电动车船等)与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易,电网企业(含增量配电网企业)提供输电、计量和交易结算等技术支持,完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。完善支持储能应用的电价政策。
      (十九)完善灵活性电源建设和运行机制。全面实施煤电机组灵活性改造,完善煤电机组最小出力技术标准,科学核定煤电机组深度调峰能力;因地制宜建设既满足电力运行调峰需要、又对天然气消费季节差具有调节作用的天然气“双调峰”电站;积极推动流域控制性调节水库建设和常规水电站扩机增容,加快建设抽水蓄能电站,探索中小型抽水蓄能技术应用,推行梯级水电储能;发挥太阳能热发电的调节作用,开展废弃矿井改造储能等新型储能项目研究示范,逐步扩大新型储能应用。全面推进企业自备电厂参与电力系统调节,鼓励工业企业发挥自备电厂调节能力就近利用新能源。完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。鼓励新能源发电基地提升自主调节能力,探索一体化参与电力系统运行。完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制,更好发挥相关设施调节作用。
      (二十)完善电力需求响应机制。推动电力需求响应市场化建设,推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡,发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用。拓宽电力需求响应实施范围,通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应,支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源,以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。明确用户侧储能安全发展的标准要求,加强安全监管。加快推进需求响应市场化建设,探索建立以市场为主的需求响应补偿机制。全面调查评价需求响应资源并建立分级分类清单,形成动态的需求响应资源库。
      (二十一)探索建立区域综合能源服务机制。探索同一市场主体运营集供电、供热(供冷)、供气为一体的多能互补、多能联供区域综合能源系统,鼓励地方采取招标等竞争性方式选择区域综合能源服务投资经营主体。鼓励增量配电网通过拓展区域内分布式清洁能源、接纳区域外可再生能源等提高清洁能源比重。公共电网企业、燃气供应企业应为综合能源服务运营企业提供可靠能源供应,并做好配套设施运行衔接。鼓励提升智慧能源协同服务水平,强化共性技术的平台化服务及商业模式创新,充分依托已有设施,在确保能源数据信息安全的前提下,加强数据资源开放共享。
      六、完善化石能源清洁高效开发利用机制
      (二十二)完善煤炭清洁开发利用政策。立足以煤为主的基本国情,按照能源不同发展阶段,发挥好煤炭在能源供应保障中的基础作用。建立煤矿绿色发展长效机制,优化煤炭产能布局,加大煤矿“上大压小、增优汰劣”力度,大力推动煤炭清洁高效利用。制定矿井优化系统支持政策,完善绿色智能煤矿建设标准体系,健全煤矿智能化技术、装备、人才发展支持政策体系。完善煤矸石、矿井水、煤矿井下抽采瓦斯等资源综合利用及矿区生态治理与修复支持政策,加大力度支持煤矿充填开采技术推广应用,鼓励利用废弃矿区开展新能源及储能项目开发建设。依法依规加快办理绿色智能煤矿等优质产能和保供煤矿的环保、用地、核准、采矿等相关手续。科学评估煤炭企业产量减少和关闭退出的影响,研究完善煤炭企业退出和转型发展以及从业人员安置等扶持政策。
      (二十三)完善煤电清洁高效转型政策。在电力安全保供的前提下,统筹协调有序控煤减煤,推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。按照电力系统安全稳定运行和保供需要,加强煤电机组与非化石能源发电、天然气发电及储能的整体协同。推进煤电机组节能提效、超低排放升级改造,根据能源发展和安全保供需要合理建设先进煤电机组。充分挖掘现有大型热电联产企业供热潜力,鼓励在合理供热半径内的存量凝汽式煤电机组实施热电联产改造,在允许燃煤供热的区域鼓励建设燃煤背压供热机组,探索开展煤电机组抽汽蓄能改造。有序推动落后煤电机组关停整合,加大燃煤锅炉淘汰力度。原则上不新增企业燃煤自备电厂,推动燃煤自备机组公平承担社会责任,加大燃煤自备机组节能减排力度。支持利用退役火电机组的既有厂址和相关设施建设新型储能设施或改造为同步调相机。完善火电领域二氧化碳捕集利用与封存技术研发和试验示范项目支持政策。
      (二十四)完善油气清洁高效利用机制。提升油气田清洁高效开采能力,推动炼化行业转型升级,加大减污降碳协同力度。完善油气与地热能以及风能、太阳能等能源资源协同开发机制,鼓励油气企业利用自有建设用地发展可再生能源和建设分布式能源设施,在油气田区域内建设多能融合的区域供能系统。持续推动油气管网公平开放并完善接入标准,梳理天然气供气环节并减少供气层级,在满足安全和质量标准等前提下,支持生物燃料乙醇、生物柴油、生物天然气等清洁燃料接入油气管网,探索输气管道掺氢输送、纯氢管道输送、液氢运输等高效输氢方式。鼓励传统加油站、加气站建设油气电氢一体化综合交通能源服务站。加强二氧化碳捕集利用与封存技术推广示范,扩大二氧化碳驱油技术应用,探索利用油气开采形成地下空间封存二氧化碳。
      七、健全能源绿色低碳转型安全保供体系
      (二十五)健全能源预测预警机制。加强全国以及分级分类的能源生产、供应和消费信息系统建设,建立跨部门跨区域能源安全监测预警机制,各省(自治区、直辖市)要建立区域能源综合监测体系,电网、油气管网及重点能源供应企业要完善经营区域能源供应监测平台并及时向主管部门报送相关信息。加强能源预测预警的监测评估能力建设,建立涵盖能源、应急、气象、水利、地质等部门的极端天气联合应对机制,提高预测预判和灾害防御能力。健全能源供应风险应对机制,完善极端情况下能源供应应急预案和应急状态下的协同调控机制。
      (二十六)构建电力系统安全运行和综合防御体系。各类发电机组运行要严格遵守《电网调度管理条例》等法律法规和技术规范,建立煤电机组退出审核机制,承担支持电力系统运行和保供任务的煤电机组未经许可不得退出运行,可根据机组性能和电力系统运行需要经评估后转为应急备用机组。建立各级电力规划安全评估制度,健全各类电源并网技术标准,从源头管控安全风险。完善电力电量平衡管理,制定年度电力系统安全保供方案。建立电力企业与燃料供应企业、管输企业的信息共享与应急联动机制,确保极端情况下能源供应。建立重要输电通道跨部门联防联控机制,提升重要输电通道运行安全保障能力。建立完善负荷中心和特大型城市应急安全保障电源体系。完善电力监控系统安全防控体系,加强电力行业关键信息基础设施安全保护。严格落实地方政府、有关电力企业的电力安全生产和供应保障主体责任,统筹协调推进电力应急体系建设,强化新型储能设施等安全事故防范和处置能力,提升本质安全水平。健全电力应急保障体系,完善电力应急制度、标准和预案。
      (二十七)健全能源供应保障和储备应急体系。统筹能源绿色低碳转型和能源供应安全保障,提高适应经济社会发展以及各种极端情况的能源供应保障能力,优化能源储备设施布局,完善煤电油气供应保障协调机制。加快形成政府储备、企业社会责任储备和生产经营库存有机结合、互为补充,实物储备、产能储备和其他储备方式相结合的石油储备体系。健全煤炭产品、产能储备和应急储备制度,完善应急调峰产能、可调节库存和重点电厂煤炭储备机制,建立以企业为主体、市场化运作的煤炭应急储备体系。建立健全地方政府、供气企业、管输企业、城镇燃气企业各负其责的多层次天然气储气调峰和应急体系。制定煤制油气技术储备支持政策。完善煤炭、石油、天然气产供储销体系,探索建立氢能产供储销体系。按规划积极推动流域龙头水库电站建设,提升水库储能、运行调节和应急调用能力。
      八、建立支撑能源绿色低碳转型的科技创新体系
      (二十八)建立清洁低碳能源重大科技协同创新体系。建设并发挥好能源领域国家实验室作用,形成以国家战略科技力量为引领、企业为主体、市场为导向、产学研用深度融合的能源技术创新体系,加快突破一批清洁低碳能源关键技术。支持行业龙头企业联合高等院校、科研院所和行业上下游企业共建国家能源领域研发创新平台,推进各类科技力量资源共享和优化配置。围绕能源领域相关基础零部件及元器件、基础软件、基础材料、基础工艺等关键技术开展联合攻关,实施能源重大科技协同创新研究。加强新型储能相关安全技术研发,完善设备设施、规划布局、设计施工、安全运行等方面技术标准规范。
      (二十九)建立清洁低碳能源产业链供应链协同创新机制。推动构建以需求端技术进步为导向,产学研用深度融合、上下游协同、供应链协作的清洁低碳能源技术创新促进机制。依托大型新能源基地等重大能源工程,推进上下游企业协同开展先进技术装备研发、制造和应用,通过工程化集成应用形成先进技术及产业化能力。加快纤维素等非粮生物燃料乙醇、生物航空煤油等先进可再生能源燃料关键技术协同攻关及产业化示范。推动能源电子产业高质量发展,促进信息技术及产品与清洁低碳能源融合创新,加快智能光伏创新升级。依托现有基础完善清洁低碳能源技术创新服务平台,推动研发设计、计量测试、检测认证、知识产权服务等科技服务业与清洁低碳能源产业链深度融合。建立清洁低碳能源技术成果评价、转化和推广机制。
      (三十)完善能源绿色低碳转型科技创新激励政策。探索以市场化方式吸引社会资本支持资金投入大、研究难度高的战略性清洁低碳能源技术研发和示范项目。采取“揭榜挂帅”等方式组织重大关键技术攻关,完善支持首台(套)先进重大能源技术装备示范应用的政策,推动能源领域重大技术装备推广应用。强化国有能源企业节能低碳相关考核,推动企业加大能源技术创新投入,推广应用新技术,提升技术水平。
      九、建立支撑能源绿色低碳转型的财政金融政策保障机制
      (三十一)完善支持能源绿色低碳转型的多元化投融资机制。加大对清洁低碳能源项目、能源供应安全保障项目投融资支持力度。通过中央预算内投资统筹支持能源领域对碳减排贡献度高的项目,将符合条件的重大清洁低碳能源项目纳入地方政府专项债券支持范围。国家绿色发展基金和现有低碳转型相关基金要将清洁低碳能源开发利用、新型电力系统建设、化石能源企业绿色低碳转型等作为重点支持领域。推动清洁低碳能源相关基础设施项目开展市场化投融资,研究将清洁低碳能源项目纳入基础设施领域不动产投资信托基金(REITs)试点范围。中央财政资金进一步向农村能源建设倾斜,利用现有资金渠道支持农村能源供应基础设施建设、北方地区冬季清洁取暖、建筑节能等。
      (三十二)完善能源绿色低碳转型的金融支持政策。探索发展清洁低碳能源行业供应链金融。完善清洁低碳能源行业企业贷款审批流程和评级方法,充分考虑相关产业链长期成长性及对碳达峰、碳中和的贡献。创新适应清洁低碳能源特点的绿色金融产品,鼓励符合条件的企业发行碳中和债等绿色债券,引导金融机构加大对具有显著碳减排效益项目的支持;鼓励发行可持续发展挂钩债券等,支持化石能源企业绿色低碳转型。探索推进能源基础信息应用,为金融支持能源绿色低碳转型提供信息服务支撑。鼓励能源企业践行绿色发展理念,充分披露碳排放相关信息。
      十、促进能源绿色低碳转型国际合作
      (三十三)促进“一带一路”绿色能源合作。鼓励金融产品和服务创新,支持“一带一路”清洁低碳能源开发利用。推进“一带一路”绿色能源务实合作,探索建立清洁低碳能源产业链上下游企业协同发展合作机制。引导企业开展清洁低碳能源领域对外投资,在相关项目开展中注重资源节约、环境保护和安全生产。推动建设能源合作最佳实践项目。依法依规管理碳排放强度高的产品生产、流通和出口。
      (三十四)积极推动全球能源治理中绿色低碳转型发展合作。建设和运营好“一带一路”能源合作伙伴关系和国际能源变革论坛等,力争在全球绿色低碳转型进程中发挥更好作用。依托中国—阿盟、中国—非盟、中国—东盟、中国—中东欧、亚太经合组织(APEC)可持续能源中心等合作平台,持续支持可再生能源、电力、核电、氢能等清洁低碳能源相关技术人才合作培养,开展能力建设、政策、规划、标准对接和人才交流。提升与国际能源署(IEA)、国际可再生能源署(IRENA)等国际组织的合作水平,积极参与并引导在联合国、二十国集团(G20)、APEC、金砖国家、上合组织等多边框架下的能源绿色低碳转型合作。
      (三十五)充分利用国际要素助力国内能源绿色低碳发展。落实鼓励外商投资产业目录,完善相关支持政策,吸引和引导外资投入清洁低碳能源产业领域。完善鼓励外资融入我国清洁低碳能源产业创新体系的激励机制,严格知识产权保护。加强绿色电力认证国际合作,倡议建立国际绿色电力证书体系,积极引导和参与绿色电力证书核发、计量、交易等国际标准研究制定。推动建立中欧能源技术创新合作平台等清洁低碳能源技术创新国际合作平台,支持跨国企业在华设立清洁低碳能源技术联合研发中心,促进清洁低碳、脱碳无碳领域联合攻关创新与示范应用。
      十一、完善能源绿色低碳发展相关治理机制
      (三十六)健全能源法律和标准体系。加强能源绿色低碳发展法制建设,修订和完善能源领域法律制度,健全适应碳达峰碳中和工作需要的能源法律制度体系。增强相关法律法规的针对性和有效性,全面清理现行能源领域法律法规中与碳达峰碳中和工作要求不相适应的内容。健全清洁低碳能源相关标准体系,加快研究和制修订清洁高效火电、可再生能源发电、核电、储能、氢能、清洁能源供热以及新型电力系统等领域技术标准和安全标准。推动太阳能发电、风电等领域标准国际化。鼓励各地区和行业协会、企业等依法制定更加严格的地方标准、行业标准和企业标准。制定能源领域绿色低碳产业指导目录,建立和完善能源绿色低碳转型相关技术标准及相应的碳排放量、碳减排量等核算标准。
      (三十七)深化能源领域“放管服”改革。持续推动简政放权,继续下放或取消非必要行政许可事项,进一步优化能源领域营商环境,增强市场主体创新活力。破除制约市场竞争的各类障碍和隐性壁垒,落实市场准入负面清单制度,支持各类市场主体依法平等进入负面清单以外的能源领域。优化清洁低碳能源项目核准和备案流程,简化分布式能源投资项目管理程序。创新综合能源服务项目建设管理机制,鼓励各地区依托全国投资项目在线审批监管平台建立综合能源服务项目多部门联审机制,实行一窗受理、并联审批。
      (三十八)加强能源领域监管。加强对能源绿色低碳发展相关能源市场交易、清洁低碳能源利用等监管,维护公平公正的能源市场秩序。稳步推进能源领域自然垄断行业改革,加强对有关企业在规划落实、公平开放、运行调度、服务价格、社会责任等方面的监管。健全对电网、油气管网等自然垄断环节企业的考核机制,重点考核有关企业履行能源供应保障、科技创新、生态环保等职责情况。创新对综合能源服务、新型储能、智慧能源等新产业新业态监管方式。

    国家发展改革委

    国家能源局

    2022年1月30日

  • 1215日,2021中国光伏行业年度大会暨(滁州)光伏创新发展高峰论坛在安徽滁州举行。国家能源局新能源司副司长任育之发表会议致辞。 据任育之透露,“十四五”可再生能源发展规划已正式印发,近期将向社会公开。“十四五”期间,可再生能源行业将深入实施能源安全新战略,坚持稳中求进工作总基调,锚定碳达峰、碳中和目标,以高质量跃升发展为主题,以提质增效为主线,以改革创新为动力,推动可再生能源大规模高比例市场化高质量发展,有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。 总体上,国家能源局推动新能源发展有四个方面,以区域布局优化发展,以重大基地支撑发展,以示范工程引领发展,以行动计划落实发展。 对于光伏的发展,国家能源局将坚持五个并举,坚持集中式与分布式并举,就地消纳与外送消纳并举,单品种开发与其他多品种能源互补并举,单一场景与综合场景并举,进一步推动光伏发电更大范围、更多场景、更多模式、更高水平的利用。 具体上,国家能源局们近期开展了五个方面的工作。 以下为重要讲话内容: 当前应对气候变化已成为全球共识,加快能源清洁低碳转型是各国共同的选择。习近平总书记作出碳达峰、碳中和的重大宣誓后,为我国新能源的发展明确了任务,指明了方向,提出了要求。 近年来,光伏行业齐心协力,携手奋进,我国的光伏发展成就举世瞩目。一是开发规模持续扩大。据统计,截至10月底,我国光伏发电总装机规模达到2.8亿千瓦,新增装机规模约2900万千瓦,总装机和新增装机规模多年来位居全球首位。二是利用水平显著提高。据统计,今年我国光伏发电的平均利用率达到了约98%。三是技术水平不断进步,我国光伏发电技术加速迭代,不断刷新转换效率世界纪录,成本持续下降,有力支撑了我国光伏发电进入平价无补贴的发展阶段。四是产业优势持续增强,产业链硅料、硅片、电池、组件等各环节产量均占全球绝对引领地位。 今年是“十四五”规划的开局之年,“十四五”可再生能源发展规划已正式印发,近期将向社会公开。从明年开始,我们将充分发挥规划的引导作用,着力推动规划落地。“十四五”期间,可再生能源行业将深入实施能源安全新战略,坚持稳中求进工作总基调,锚定碳达峰、碳中和目标,以高质量跃升发展为主题,以提质增效为主线,以改革创新为动力,推动可再生能源大规模高比例市场化高质量发展,有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。 总体上,我们推动新能源发展有四个方面,以区域布局优化发展,以重大基地支撑发展,以示范工程引领发展,以行动计划落实发展。 对于光伏的发展,我们将坚持五个并举,坚持集中式与分布式并举,就地消纳与外送消纳并举,单品种开发与其他多品种能源互补并举,单一场景与综合场景并举,进一步推动光伏发电更大范围、更多场景、更多模式、更高水平的利用。 具体上,我们近期开展了五个方面的工作,一是推进光伏基地化开发,积极推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地开发。第一批项目装机规模约1亿千瓦,目前正在按照成熟一个开工一个的原则有序开工。同时我们正在着手准备第二批基地的项目。二是推进光伏分布式化开发,组织开展整县屋顶分布式光伏试点工作,明确了试点要求,目前全国有676个县纳入了试点范围。下一步我们将开展监测评估,加强指导,规范有序推进。三是依托水电统筹推进水风光综合基地开发,充分发挥水电的灵活调节能力强、系统支撑能力强的优势,利用水电外送消纳通道,着力打造100%的可再生能源基地。四是大力实施行动计划,推进光伏更大规模发展,通过千家万户沐光计划、光伏+综合利用计划等,持续拓展开发应用场景,推动光伏发电与建筑、农业、交通、通信等领域融合发展。五是组织开展试点,示范推进光伏更高质量发展,通过光伏走廊、新型高效电池高频应用的示范,以点带面,探索总结出可复制可推广的发展路径,持续推进光伏发电技术进步,规模扩大,用力提升。 应该说“十四五”期间光伏发电将迎来巨大的发展机遇,但同时我们要清醒地认识到,光伏发电同样面临着不少挑战,尤其是今年以来光伏产业链的价格波动严重影响了光伏行业的平稳发展,未来如何保持行业的平稳快速发展,是在座的各位和我们共同面临的问题。 在此我谈三点建议,一是共同维护光伏产业链的平稳发展,为实现碳达峰、碳中和的目标,推动光伏行业持续健康高质量发展,这离不开产业链的有力支撑。产业链供应稳定,价格平稳,这既是全行业共同的期待,也符合全行业的共同利益。每位成员都有责任有义务维护,希望大家牢记国字大字,共同维护产业链平稳有序发展,为我国如期实现碳达峰、碳中和目标奠定坚实的产业基础。二是坚持科学创新,持续推进光伏行业技术进步成本下降。新能源已成为全球各国关注焦点,谁能在科技创新中占领制高点,谁就能在产业发展中获得先手棋,掌握主动权,希望大家加大技术创新攻关力度,加强前瞻性、前沿性颠覆性技术研究,持续巩固我国光伏发电的全球引领地位。三是要坚持模式创新,积极培育新模式新业态。光伏发电的应用场景越来越广泛,开放模式越来越丰富,不少地方开展了光伏+农业,光伏+充电桩,光伏+生态的新模式。今年我们开展的整县阵地分布式光伏也是一种尝试,希望大家继续探索新的发展模式,特别是分布式光伏的运维模式,持续拓宽光伏发电的应用场景,进一步激发光伏发电的发展活力。 各位领导各位专家,“十四五”是推动实现碳达峰、碳中和的关键期和窗口期,我们将与各位同仁一道坚定行业发展信心,完善行业发展政策,推动光伏行业高质量发展,为我国如期实现大家都看中的目标,圆满完成“十四五”规划贡献更大的力量。
    来源:北极星太阳能光伏网
  • 为规范风电场改造升级和退役管理工作,推动风电产业高质量发展,国家能源局综合司组织编制了《风电场改造升级和退役管理办法》(征求意见稿)。

    以下原文:

    各省(自治区、直辖市)和新疆生产建设兵团发展改革委、能源局,各派出机构,国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司,中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、中国广核集团有限公司,电力规划设计总院、水电水利规划设计总院、国家发展改革委能源研究所,中国可再生能源学会风能专业委员会:

    为规范风电场改造升级和退役管理工作,推动风电产业高质量发展,我们组织编制了《风电场改造升级和退役管理办法》(征求意见稿)。现送你单位研提意见,请于12月15日前书面反馈我局新能源司。


    附件

    风电场改造升级和退役管理办法

    (征求意见稿)

     

    第一章  总 则

    第一条 为规范风电场改造升级和退役管理工作,充分用好优质风能资源,提升风电场发电能力,推进风电产业高质量发展,助力实现碳达峰碳中和目标任务,根据《中华人民共和国可再生能源法》《政府核准的投资项目目录》《电力业务许可证监督管理办法》和《电力业务许可证注销管理办法》,制定本办法。

    第二条 本办法所称风电场改造升级,是指对风电场风电机组进行“以大代小”,对配套升压变电站、场内集电线路等设施进行更或技术改造升级。风电场改造升级分为增容改造和等容改造。

    本办法所称风电场退役,是指一次性解列风电机组后拆除风电场全部设施,并对场址进行生态复。

    办法适用于中华人民共和国领域和管辖的其他海域的所有风电场。鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级和退役。

    第三条 风电场改造升级和退役管理按照公平自愿、先进高效、生态优先、有序实施、确保安全的原则组织开展

    第四条 国务院能源主管部门负责对全国风电场改造升级和退役实施统一管理。国务院有关部门在各自的职责范围内负责有关的风电场改造升级和退役管理工作。各省级能源主管部门会同有关部门负责本行政区域内风电场改造升级和退役管理工作,并加强事中事后监管。各派出能源监管机构负责辖区内风电场改造升级和退役的监管各级电网企业负责风电场改造升级和退役配套电力送出工程改扩建工作。各开发企业具体实施风电场改造升级和退役。

    第二章  组织管理

    第五条 开发企业自主向省级能源主管部门提出风电场改造升级和退役申请。省级能源主管部门根据开发企业申报的风电场运行情况及安全状况,结合本地区风电发展规划及生态环境管控要求,组织编制本行政区域内风电场改造升级和退役实施方案,并征求同级生态环境主管部门意见。方案应明确本行政区域年度拟改造升级和退役风电场具体规模计划,保证工作整体有序、阶段实施。方案向国务院能源主管部门报备后实施。

    鼓励采用先进高效的风电机组对风电场进行改造升级,提升风能资源和土地利用率。

    第六条 省级能源主管部门要简化风电场改造升级项目审批流程。原则上对纳入风电场改造升级和退役实施方案且具备改造升级和退役条件的项目予以审批,并明确全容量并网时间。项目全容量并网不得变更开发主体。

    派出能源监管机构按电力业务许可有关规定,负责风电场增容改造后电力业务许可证的变更。

     风电场退役充分尊重企业意愿,不得强制实施。风电机组运行达到设计使用年限时,开发企业应委托第三方专业机构开展安全性评估,评估结果报当地能源主管部门、派出能源监管机构和电网企业。经评估不符合安全运行条件且不愿意进行改造升级的风电场,开发企业应及时拆除,并按有关要求修复生态环境。

    派出能源监管机构按电力业务许可有关规定,及时注销退役风电场的电力业务许可证

    第三章  电网接入

    第八条 省级能源主管部门应根据风电场改造升级的规划及备案情况,指导电网企业做好风电场改造升级项目相关的电网规划工作,将相关电网项目纳入省级电力规划,做好网源协调。

     电网企业负责风电场改造升级系统接入,确保送出线路改扩建工程同步投产,满足项目并网需求。对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的配套送出工程,允许开发企业投资建设,建设完成后,经电网企业与发电企业双方协商同意,由电网企业依法依规进行回购。

    开发企业按照并网运行管理有关规定密切配合做好系统接入,加强并网安全管理,等容改造项目实施前应做好接入系统方案复核,增容改造项目实施前要重新办理接入系统意见。

     电网企业负责做好风电场改造升级后的并网接入,加强并网安全管理,原并网容量不占用新增消纳空间。省级能源主管部门统筹考虑各类项目,在保障性并网规模内,优先将新增并网容量纳入本省(区、市)保障性并网规模,鼓励通过市场化方式并网。

    十一 电网企业负责指导开发企业开展涉网试验及保障网络安全、电力系统安全所必须的其他试验,根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全稳定运行的原则,与开发企业重新签订并网调度协议和购售电合同。

    第四章  有关保障

    十二 风电场改造升级和退役用地按照国家有关法律和规定执行。各类自然保护地内的风电场原则上不进行改造升级,风电场改造升级应尽量不占或少占林地,改造升级确需使用林地的,应符合使用林地条件并依法办理使用林地手续。对不改变风电机组位置且改造后用地面积总和小于改造前面积的改造升级项目,符合国土空间规划的,不需重新办理用地预审与选址意见书。

    第十 风电场改造升级和退役要严格执行国家生态环境法律法规,实施过程中不得对生态环境造成破坏,项目实施完成后应及时做好生态环境修复。风电场改造升级项目应依法履行环评手续。不改变风电机组位置的改造升级项目,无需重新办理水保手续,但实施过程中应按原批复意见做好相关工作。

    第十 运营期未满20累计发电量未超过改造前项目全生命周期补贴电量的改造升级项目按照《关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》(财建〔2020426相关规定享受中央财政补贴资金,风电场改造升级期间须计入项目全生命周期补贴年限,改造升级完成后按照《财政部办公厅关于开展可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》(财办建20206)有关规定进行补贴清单变更,每年补贴电量改造前项目全生命周期补贴电量的5%(实际发电量未达到改造前项目全生命周期补贴电量5%的,补贴电量按实际发电量执行)风电场完成改造升级后,运营期满20年或累计发电量超过改造前项目全生命周期补贴电量享受中央财政补贴资金。

    第十 风电场改造升级项目上网电价补贴电量部分按原项目电价政策执行其余电量部分按项目重新备案当年电价政策执行。

    第十 国家可再生能源信息管理中心负责全国风电场改造升级和退役项目的信息监测,并做好与全生命周期合理利用小时数和国家补贴资金管理以及其他可再生能源行业监管工作的衔接。

    各开发企业在国家可再生能源信息平台及时做好风电场改造升级和退役项目的变更申请、建设、投产和运行发电等项目信息的填报工作。

    第五章  循环利用和处置

    第十 开发企业依法做好风电机组叶片、发电机、主轴承、齿轮箱、塔架,升压站电气设备和场内电缆等风电场改造升级和退役项目废旧物资循环利用工作。

    第十 国务院能源主管部门组织相关标准化技术委员会,会同发展改革、工业和信息化等标准制定部门风电场改造升级和退役项目拆除及废旧物资循环利用和处置相关标准和规范的制定工作,引导产业发展,规范废旧物资利用和处置

    第十 鼓励设备制造企业做好风电项目废旧物资回收利用。鼓励开发企业、设备厂商、科研机构开展废旧物资循环利用研究,建立健全循环利用产业链体系,培育壮大风电产业循环利用新业态

    第六章  附  则

    二十 本办法由国家能源局负责解释。

    二十一 本办法自发布之日起施行。

    二十二 各省级能源主管部门可参考本办法制定风电场改造升级和退役管理工作实施细则。



    来源:国家能源局综合司
  • 中央预算公共平台发布“关于提前下达2022年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知”。根据通知,新能源补贴资金38.7亿元。其中,光伏22.8亿元、风电15.5亿元。


    通知全文:


    财政部关于提前下达2022年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知

    财建〔2021〕346号

    山西、内蒙古、吉林、浙江、湖南、广西、重庆、四川、贵州、云南、甘肃、青海、新疆等省(自治区、直辖市)财政厅(局):

      根据《财政部 国家发展改革委 国家能源局关于印发<可再生能源电价附加资金管理办法>的通知》(财建〔2020〕5号,以下简称《资金管理办法》)和你单位申请情况,现拨付2022年度可再生能源电价附加补助资金,资金支付方式按照财政国库管理制度有关规定执行,具体金额及支付方式见附件2。项目代码和名称为“Z175060070001 可再生能源电价附加补助地方资金”,支出列2022年政府收支分类科目:“2116001 风力发电补助”、“2116002 太阳能发电补助”、“2116003 生物质能发电补助”。具体金额见附件2。待2022年预算年度开始后,按程序拨付使用。有关事项通知如下:

      一、请严格按照预算管理要求,尽快将补贴资金拨付至电网企业或公共可再生能源独立电力系统项目企业。

      二、电网企业应严格按照《资金管理办法》,将补贴资金拨付至已纳入可再生能源发电补助项目清单范围的发电项目。在拨付补贴资金时,应优先足额拨付国家光伏扶贫项目、50kW及以下装机规模的自然人分布式项目至2022年底;优先足额拨付公共可再生能源独立系统项目至2021年底;优先足额拨付2019年采取竞价方式确定的光伏项目、2020年起采取“以收定支”原则确定的符合拨款条件的新增项目至2021年底;对于国家确定的光伏“领跑者”项目和地方参照中央政策建设的村级光伏扶贫电站,优先保障拨付项目至2021年底应付补贴资金的50%;对于其他发电项目,按照各项目至2021年底应付补贴资金,采取等比例方式拨付。

      三、按照《资金管理办法》,电网企业在拨付单个项目补贴资金时,不得超过发展改革委确定的合理利用小时数。

      四、为保障资金安全,提高资金使用效率,电网企业应按年度对补贴资金申请使用等情况进行全面核查,必要时可聘请独立第三方。为深入贯彻落实《中共中央 国务院关于全面实施预算绩效管理的意见》,切实提高财政资金使用效益,请你单位在组织预算执行中对照绩效目标(附件3)做好绩效监控,确保年度绩效目标如期实现。同时,你单位应按规定及时上报绩效自评结果,绩效自评结果将作为分配预算资金的重要依据。


      附件:1.可再生能源电价附加补助地方资金预算汇总表

            3.可再生能源电价附加补助地方资金绩效目标表

      财  政  部  



  • 2021118日,国家能源局召开四季度网上新闻发布会,发布前三季度能源形势、可再生能源并网运行情况,并回答记者提问。

    全文如下:

    2021年前三季度能源结构持续优化

     今年以来,我国经济持续恢复,能源需求快速增长。国家能源局深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,加强能源安全保障能力建设,加快推进能源绿色低碳转型。前三季度能源形势可以概括为四个特点:

      一是能源消费同比增速逐季回落。今年以来能源消费增长呈现“前高后低”态势,同比增速逐季回落,三季度同比增速较一季度、二季度分别回落约14.3个百分点、4.7个百分点。其中,三季度全社会用电量同比增长7.6%,较一季度、二季度分别回落13.7个百分点、4.2个百分点;三季度煤炭消费增速较一季度、二季度分别回落13.1个百分点、2.8个百分点;天然气消费增速较一季度、二季度分别回落10.5个百分点、9.5个百分点;成品油表观消费增速较一季度、二季度分别回落14个百分点、6.7个百分点。

      二是高耗能产业用能增速明显回落。三季度四大高耗能产业用电量同比增长2.2%,较一季度、二季度分别回落16.7个百分点、7.3个百分点,对全社会用电增长的贡献率从6月的18.7%降至9月的-4.2%;化工、陶瓷、玻璃、钢铁等行业合计用气同比增长9.4%,较一季度、二季度分别回落43.1个百分点、17.6个百分点,对天然气消费增长的贡献率由6月的32.4%下降到9月的0.7%。建材行业用煤自5月开始同比负增长,钢铁行业用煤自6月开始同比、环比均为负增长。三产对全社会用电量增长的拉动作用提高,贡献率分别从6月份的29%上升到9月份的31.6%。

      三是清洁能源产业持续壮大。加快推动新型电力系统建设,印发《抽水蓄能中长期发展规划(2021—2035年)》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,进一步扩大清洁能源消纳规模。截至9月底,水电、核电、风电、太阳能发电装机容量合计10.1亿千瓦,占电力总装机容量的比重提升至44.1%,较去年同期提高3个百分点。

      四是部分地区能源供应紧张。平稳度过年初采暖季和夏季两个用能高峰后,进入8月,受南方地区来水偏枯和煤炭价格高企影响,火电机组顶峰能力不足,南方区域4省(区)、蒙西实施有序用电措施。9月以来,全国临时检修机组容量增加,有序用电范围进一步扩大,个别地区出现了拉闸限电情况。

      针对上述情况,国家迅速出台一系列政策措施,当前,煤炭产能加快释放,增产增供取得明显成效,日均产量维持较高水平,电煤库存可用天数提升,煤炭价格高位回落;电力保供能力逐步增强,全国电力供需紧张形势已经有所缓解,未再出现拉闸限电现象。下一步,国家能源局将深入贯彻党中央、国务院关于保障今冬明春能源电力供应、确保安全温暖过冬的决策部署,狠抓煤炭增产增供,强化天然气产运储销衔接,全力保障电力安全供应。

      2021年前三季度可再生能源持续保持高质量发展

      一、可再生能源整体发展情况

      2021年前三季度,国家能源局认真贯彻落实习近平生态文明思想和“四个革命、一个合作”能源安全新战略,锚定碳达峰碳中和目标任务,着力加强行业管理,加快推进大型风电光伏基地等重大项目建设,聚焦能源民生保障,全力增加清洁电力供应,努力推动可再生能源高质量发展。

      可再生能源装机规模稳步扩大。截至2021年9月底,我国可再生能源发电装机达到9.94亿千瓦。其中,水电装机3.84亿千瓦(其中抽水蓄能3249万千瓦)、风电装机2.97亿千瓦、光伏发电装机2.78亿千瓦、生物质发电装机3536.1万千瓦。

      可再生能源发电量持续增长。2021年1-9月,全国可再生能源发电量达1.75万亿千瓦时。其中,规模以上水电9030亿千瓦时,同比下降0.9%;风电4694亿千瓦时,同比增长41.5%;光伏发电2486亿千瓦时,同比增长24.0%;生物质发电1206亿千瓦时,同比增长25.7%。

      可再生能源保持高利用率水平。2021年1-9月,全国主要流域水能利用率约97.6%,较上年同期提高1.5个百分点,弃水电量约153.9亿千瓦时;全国风电平均利用率96.9%,较上年同期提高0.3个百分点,弃风电量约147.8亿千瓦时;全国光伏发电平均利用率98.0%,较上年同期下降0.3个百分点,弃光电量约50.2亿千瓦时。

      积极推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设。为深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和的重大战略决策,加快建设风电和光伏发电基地,国家发展改革委、国家能源局在各省提出的具备条件项目基础上,汇总提出了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目,规模约1亿千瓦。这些项目主要分布在内蒙古、青海、甘肃、宁夏、陕西、新疆6省(区)和新疆生产建设兵团等,正在按照“成熟一个、开工一个”的原则有序开工。我们将对大型风电光伏基地按月调度,及时掌握基地建设进展,督促推动基地建设,确保按时建成。

      二、水电建设和运行情况

      2021年1-9月,全国新增水电并网容量1436万千瓦,截至2021年9月底,全国水电装机容量约3.84亿千瓦(其中抽水蓄能3249万千瓦),白鹤滩水电站已有4台机组投产发电,两河口水电站首批机组投产发电。

      2021年1-9月,全国规模以上水电发电量9030亿千瓦时,同比下降0.9%;全国水电平均利用小时数为2794小时,同比下降100小时。

      2021年1-9月,全国主要流域水能利用率约97.6%,同比提高1.5个百分点;弃水电量约153.9亿千瓦时,较去年同期减少112.0亿千瓦时。弃水主要发生在四川省、河南省,四川省弃水电量101.7亿千瓦时,较去年同期减少74.4亿千瓦时;河南省弃水电量35.4亿千瓦时,主要发生在小浪底水利枢纽;其他省份弃水电量维持较低水平。

      三、风电建设和运行情况

      2021年1-9月,全国风电新增并网装机1643万千瓦,其中陆上风电新增装机1261万千瓦、海上风电新增装机382万千瓦。从新增装机分布看,中东部和南方地区占比约60%,“三北”地区占40%,风电开发布局进一步优化。到2021年9月底,全国风电累计装机2.97亿千瓦,其中陆上风电累计装机2.84亿千瓦、海上风电累计装机1319万千瓦。

      2021年1-9月,全国风电发电量4964亿千瓦时,同比增长41.5%;利用小时数1649小时,利用小时数较高的省区中,云南1995小时、蒙西1897小时、江苏1883小时。

      2021年1-9月,全国风电平均利用率96.9%,同比提升0.3个百分点,弃风电量约147.8亿千瓦时;尤其是湖南、甘肃和新疆,风电利用率同比显著提升,湖南风电利用率98.6%、甘肃风电利用率96.1%,新疆风电利用率92.6%、同比分别提升4.2、2.5、3.0个百分点。

      四、光伏发电建设和运行情况

      2021年1-9月,全国光伏新增装机2556万千瓦,其中,光伏电站915万千瓦、分布式光伏1641万千瓦。到2021年9月底,光伏发电累计装机2.78亿千瓦。从新增装机布局看,装机占比较高的区域为华北、华东和华中地区,分别占全国新增装机的44%、19%和17%。

      2021年1-9月,全国光伏发电量2486亿千瓦时,同比增长24.0%;利用小时数919小时,同比增加3小时;利用小时数较高的地区为东北地区1141小时,华北地区1010小时,其中利用小时数最高的省份为吉林1206小时、内蒙1204小时和黑龙江1197小时。

      2021年1-9月,全国光伏发电利用率98.0%,同比下降0.3个百分点,弃光电量约50.2亿千瓦时。光伏消纳问题较为突出的西北地区、华北地区光伏发电利用率分别为94.7%、98.5%,同比分别下降1.2个百分点和升高0.2个百分点。

      五、生物质发电建设和运行情况

      2021年1-9月,生物质发电新增装机554.7万千瓦,累计装机达3536.1万千瓦,生物质发电量1206亿千瓦时。累计装机排名前五位的省份是山东、广东、浙江、江苏和安徽,分别为399.7万千瓦、337.9万千瓦、288.2万千瓦、255.2万千瓦和230.2万千瓦;新增装机排名前五位的省份是河北、广东、浙江、黑龙江、河南,分别为85.3万千瓦、55.5万千瓦、48.1万千瓦、40.8万千瓦和35万千瓦;年发电量排名前六位的省份是广东、山东、浙江、江苏、安徽和河南,分别为157.7亿千瓦时、139.2亿千瓦时、106.9亿千瓦时、98.8亿千瓦时、86.0亿千瓦时和56.7亿千瓦时。

      答记者问实录

      一、为做好今冬明春清洁取暖工作,国家能源局采取了哪些政策措施?

      针对今冬明春采暖季保暖保供可能面临的严峻形势,国家能源局全面贯彻落实习近平总书记重要指示批示精神,按照国务院常务会议决策部署,全力做好今冬明春清洁取暖工作。

      一是印发《关于做好2021年北方地区冬季清洁取暖工作的通知》。指导督促地方切实提升组织领导和统筹协调水平,形成保暖保供合力;全面落实能源保供、财政补贴、价格优惠等清洁取暖支持政策,确保已建清洁取暖设施持续稳定运行;改进工作作风,杜绝“一刀切”等极端做法;加强运行维护,落实安全管理责任。

      二是组织开展2021-2022年采暖季北方地区清洁取暖专项监管。重点关注能源供应、取暖费用、取暖效果、优惠政策落实、贫困群众取暖和安全取暖等情况,压实地方和企业保暖保供的主体责任,确保群众安全温暖过冬。

      三是狠抓采暖季前准备工作。督促各地开展“煤改气”“煤改电”用户进村进户排查,在采暖季到来之前整改到位,确保户户能够供电(气)、供暖。认真做好供电、供气、供煤计划和应急保障预案,将保供热放在更突出的位置。

      二、为保障能源稳定供应,最近一段时间,国家能源局开展了煤炭增产增供工作,成效如何?下一步还有什么工作安排?

      国家能源局坚决贯彻落实习近平总书记重要指示批示精神和党中央、国务院关于能源稳定供应的决策部署,以保证今冬明春煤炭供应为目标,以煤炭增产为导向,积极会同有关部门、重点产煤省区细化措施,全力以赴做好煤炭增产保供,保障人民群众温暖过冬。通过采取释放先进产能、现场督导、消除限产措施、压紧压实责任、强化产量调度等措施,煤炭产量取得了较为显著的增长。国庆节期间,全国煤矿坚持正常生产。10月1日-28日调度日均产量1120万吨,比9月份日均增加80万吨,近日日均产量1140万吨左右。从重点产煤地区看,晋陕蒙日均煤炭产量超过830万吨,占全国煤炭产量的75%,对产量增长的贡献率达100%左右,充分发挥了大省大矿的作用。

      冬春两季是能源消费高峰,煤炭需求还将在目前较高水平的基础上进一步增加。下一步,国家能源局将继续贯彻党中央、国务院关于能源保供的决策部署,统筹增产保供和安全环保,紧盯煤炭生产,积极协调稳产增产过程中的突出问题,有效增加煤炭生产能力,确保经济社会平稳运行,确保能源安全保供,确保人民群众温暖过冬。一是紧抓煤炭增产增供。加强分类指导和政策协同,及时跟踪了解已出台政策落地落实情况,对不适应的实时作出调整。重点保证产煤大省和安全有保障的大矿满产稳产,帮助产能利用率较低、仍有增产潜力的省区解决好实际困难,进一步提高产能利用率,推动全国煤炭产量稳定在较高水平,实现安全增产增供。二是优化煤炭供应。密切关注迎峰度冬煤炭供需态势,总体上做到紧而有序、形势可控。突出抓好东北等重点地区煤炭保供,在资源、运力上予以优先安排并紧盯落实,坚决保障好民生用煤需求。三是做好通盘统筹考虑。按照充分发挥煤炭主体能源作用的原则实施好煤炭“十四五”规划,坚持系统观念,持续深化供给侧结构性改革,坚持“上大压小、增优汰劣”,全面提升煤矿安全生产、绿色生产素质,把煤炭兜底保障作用进一步落到实处。

      三、近年来,国家能源局在储气能力建设方面取得了哪些成绩?

      2021年以来,国家能源局大力推动天然气产供储销体系建设,提高供气保障能力。

      今年采暖季可建成投产新疆煤制气外输管道(潜江—郴州段)、西气东输西段增压工程、辽河储气库外输管道增压工程。

      同时,国家能源局以“应开尽开”“应储尽储”为工作主线,全力抓好储气能力建设,今年地下储气库注气计划可在采暖季前提前超额完成,为冬季天然气调峰保供奠定坚实基础;此外,国家能源局全力抓好项目开工建设,列入年度计划的新建扩建储气项目实现“应开尽开”,印发《国家能源局关于印发<全国储气能力建设实施方案>的通知》,加强“十四五”和中长期储气能力建设。

  • 10月20日,国家能源局官网发布《国家能源局综合司关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知

    通知原文如下:


    国家能源局综合司关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知


    国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:

      今年以来,我国电力、煤炭消费较快增长,电力供需持续偏紧。加快风电、光伏发电项目建设并网,增加清洁电力供应,既有利于缓解电力供需紧张形势,也有利于助力完成能耗双控目标,促进能源低碳转型。为进一步做好2021年度新能源发电项目并网接入工作,现将有关事项明确如下。

      一、请各电网企业按照“能并尽并”原则,对具备并网条件的风电、光伏发电项目,切实采取有效措施,保障及时并网。

      二、请各电网企业按照“多发满发”原则,严格落实优先发电制度,加强科学调度,优化安排系统运行方式,实现新能源发电项目多发满发,进一步提高电力供应能力。

      三、请各单位加大统筹协调力度,加快风电、光伏发电项目配套接网工程建设,与新能源发电项目建设做好充分衔接,保障同步投运。

      四、请各单位科学组织力量,优化工作流程,合理安排工期,在确保安全生产的前提下,做好各项工作,为能源电力供应发挥积极作用。

    国家能源局综合司

    2021年10月15日

陕西建工新能源有限公司电话: 029-83663581邮箱:sjxny@sxnec.com

地址: 西安市未央区凤城九路鼎正中央领郡17号楼17层陕ICP备18010279号-1