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%。

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。

二、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。

来源：国家能源局

发改能源〔2022〕206号

国家发展改革委

国家能源局

2022年1月30日

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换或技术改造升级。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，并对场址进行生态修复。

本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的管理工作，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 各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。项目全容量并网前不得变更开发主体。

各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。

第七条 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。

各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。

第九条 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。

第十条 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。

第十一条 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

第十二条 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。

第十三条 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。

第十四条 运营期未满20年且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〔2020〕426号）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〔2020〕6号）有关规定进行补贴清单变更，每年补贴电量为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，不再享受中央财政补贴资金。

第十五条 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。

第十六条 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

第十七条 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的循环利用工作。

第十八条 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推动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。

第十九条 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

第二十条 本办法由国家能源局负责解释。

第二十一条 本办法自发布之日起施行。

第二十二条 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。

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  

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。

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