7月21日，国家发改委发布《关于废止、修改部分规章、行政规范性文件和一般政策性文件的决定》，自2023年9月1日起施行。其中包括多项电力行业有关行政规范性文件和一般政策性文件的废止。

以下为原文

中华人民共和国国家发展和改革委员会令

第3号

《关于废止、修改部分规章、行政规范性文件和一般政策性文件的决定》已经2023年6月14日第2次委务会议审议通过，现予公布，自2023年9月1日起施行。

主任：郑栅洁

2023年7月11日

    近日，国家发展改革委 国家能源局 国家乡村振兴局关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见指出，到2035年，基本建成安全可靠、智能开放的现代化农村电网，农村地区电力供应保障能力全面提升，城乡电力服务基本实现均等化，全面承载分布式可再生能源开发利用和就地消纳，农村地区电气化水平显著提升，电力自主保障能力大幅提高，有力支撑乡村振兴和农业农村现代化。合理规划布局电源点，加强负荷联络通道建设，逐步解决边远地区农村电网与主网联系薄弱问题。加快解决西部地区115个公用电网未覆盖乡镇、逐步解决其他公用电网未覆盖村寨的电力保底供应矛盾，在合理供电范围内有序推动公用电网延伸覆盖，因地制宜通过合理配置分布式光伏和风电、储能、柴油发电机等建设改造可再生能源局域网。

原文如下：

国家发展改革委 国家能源局 国家乡村振兴局

关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见

发改能源规〔2023〕920号

  实施农村电网巩固提升工程，提升农村地区电力保障水平，是更好满足人民美好生活需要的内在要求，对巩固拓展脱贫攻坚成果、促进乡村振兴具有重要意义。为更好促进农村电网发展，保障农村经济社会发展和农民群众生产生活用电需求，推进城乡电力服务均等化，推动构建农村新型能源体系，现就实施农村电网巩固提升工程提出如下意见。

  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，深入贯彻党的二十大精神，认真落实“四个革命，一个合作”能源安全新战略和乡村振兴战略，强化规划引领，统筹资源要素，动员各方力量，深入实施农村电网巩固提升工程，补短板、强弱项、夯基础、促提升，全面巩固提升农村电力保障水平，推动构建农村新型能源体系，助力乡村振兴和农业农村现代化。

  （二）基本原则

  突出重点、统筹兼顾。坚持问题导向和目标导向，既要聚焦解决农村生产生活用电中的急难愁盼问题，补齐农村电网短板，提升农村地区供电能力和供电质量，也要适应农村可再生能源开发、新能源汽车下乡等新任务新要求，提升农村电网综合承载能力，推动农村电网巩固提升和农村用能清洁低碳转型。

  因地制宜、降本增效。把握不同地区农村电网发展阶段，分区域、差异化合理确定农村电网发展目标，根据不同地区实际情况分类施策，科学确定经济合理的农村电网巩固提升方案，精准实施农村电网巩固提升工程，有效控制成本，提高投资效益。

  企业为主、政府支持。坚持企业自主投资和政府精准支持相结合，既要发挥电网企业主体作用，压实电网企业主体责任，切实加大农村电网巩固提升投资力度，也要充分利用中央预算内投资、农网还贷资金、地方政府专项债券等渠道，加强财政、金融等支持力度，切实形成支持农村电网巩固提升的强大合力。

  （三）主要目标

  到2025年，农村电网网架结构更加坚强，装备水平不断提升，数字化、智能化发展初见成效；供电能力和供电质量稳步提高，东部地区农村电网供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量分别不低于99.94%、99.9%、3.5千伏安，中西部和东北地区分别不低于99.85%、99.2%、2.3千伏安，各地结合实际差异化制定本区域发展目标；农村电网分布式可再生能源承载能力稳步提高，农村地区电能替代持续推进，电气化水平稳步提升，电力自主保障能力逐步提升。

  到2035年，基本建成安全可靠、智能开放的现代化农村电网，农村地区电力供应保障能力全面提升，城乡电力服务基本实现均等化，全面承载分布式可再生能源开发利用和就地消纳，农村地区电气化水平显著提升，电力自主保障能力大幅提高，有力支撑乡村振兴和农业农村现代化。

  二、聚焦薄弱环节，补齐农村电网发展短板

  （四）巩固提升脱贫地区、革命老区电力保障水平

  落实党中央、国务院“四个不摘”决策部署，聚焦国家乡村振兴重点帮扶县、脱贫地区、革命老区，巩固拓展脱贫攻坚成果，提升电力普遍服务水平。结合易地扶贫搬迁、生态宜居搬迁、农村集聚发展搬迁等，统筹加强迁入地农村电网基础设施建设改造，持续提高电力保障能力。

  （五）加强农村电网薄弱地区电网建设改造

  合理规划布局电源点，加强负荷联络通道建设，逐步解决边远地区农村电网与主网联系薄弱问题。加快解决西部地区115个公用电网未覆盖乡镇、逐步解决其他公用电网未覆盖村寨的电力保底供应矛盾，在合理供电范围内有序推动公用电网延伸覆盖，因地制宜通过合理配置分布式光伏和风电、储能、柴油发电机等建设改造可再生能源局域网。加强新划转县域农村电网建设改造，逐步实现“统一规划、统一标准、统一管理、统一服务”。加强频繁停电、低电压等突出问题的整治，保障夏季高温、春节等用电高峰时段农民群众的用电需求。

  三、精准升级农村电网，提升农村电网现代化水平

  （六）因地制宜完善农村电网网架结构

  西部地区、东北地区推进农村电网补短板、强弱项、破难题，统筹高压电网延伸覆盖和中低压电网更新改造，增加变电站和配变台区布点，加大线路输送能力，支撑家用电器下乡和更新换代。中部地区推进输配电网协调发展，提高负荷转供能力，提升供电质量，低压线路供电半径一般不应超过500米。东部地区以中低压电网为重点，提升电网灵活性，推进城乡电网一体化，更好满足分布式光伏和新能源汽车充电基础设施发展需要。

  （七）提升农村电网装备水平

  加快老旧电网设备更新，逐步淘汰S9及以下变压器等落后低效设备，原则上不得新采购能效低于节能水平（能效2级）的电力设备。推广典型供电模式、典型设计和通用造价，推进农村电网装备标准化。加大配电自动化建设力度，有条件地区稳步推动农村电网数字化、智能化转型发展，推进智能配电网建设。积极推广先进适用的新技术、新设备、新材料、新工艺，提高农村电网建设改造的综合效益。

  （八）增强农村电网防御自然灾害能力

  推进农村电网差异化设计，适当提高建设标准，增强防御台风、雷暴、低温雨雪冰冻等自然灾害的能力。推进低洼变电站、地下配电房的整改，防止内涝影响。受台风影响频繁的东部沿海地区，要结合实际全面开展农村电网设备防风加固工作，2025年前基本完成沿海关键重点输电线路防风加固及防风偏改造、2028年前全面完成一般线路改造、2030年前完成沿海60km范围内的配电网防风加固，无法加固的重要线路可采取电缆入地等措施提升抗风性能。

  四、加强网源规划建设衔接，支撑农村可再生能源开发

  （九）提升分布式可再生能源消纳能力

  统筹发展和安全，结合“千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”，加强农村电网发展规划与农村分布式可再生能源发展的衔接。统筹可再生能源开发、农村负荷增长等情况，在深入挖掘消纳潜力基础上，有序推进农村电网建设改造，提升农村电网分布式可再生能源承载能力，实现分布式可再生能源和多元化负荷的安全可靠、灵活高效接入，促进分布式可再生能源就近消纳。

  （十）做好分布式可再生能源发电并网服务

  各级电网企业要积极做好农村分布式可再生能源发电并网服务，依法简化并网手续，优化服务流程，推广线上服务应用，确保农村分布式可再生能源发电“应并尽并”。

  五、推进配套供电设施建设，助力农村电气化水平提升

  （十一）服务新能源汽车下乡

  统筹考虑乡村级充电网络建设和输配电网发展，做好农村电网规划与充电基础设施规划的衔接，加强充电基础设施配套电网建设改造和运营维护，因地制宜、适度超前、科学合理规划县域高压输电网容载比水平，适当提高中压配电网供电裕度，增强电网支撑保障能力。在东部地区配合开展充电基础设施示范县和示范乡镇创建，构建高质量充电基础设施体系，服务新能源汽车下乡。

  （十二）提升农村电气化水平

  服务农业农村现代化，重点保障农户、农村合作社等用户电烘干、电加工，田头预冷、贮藏保鲜、冷链物流，以及现代化养殖等农业生产电气化需求；做好农村新型基础设施、工业园区等供电服务，满足乡村旅游、休闲农业、健康养老等新业态用电需求。围绕粮食生产核心区建设需求，持续巩固“机井通电”成果，健全长效机制，继续做好高标准农田配套电网建设，保障粮食稳产增产。在保障电力供应的基础上因地制宜、稳妥有序实施农村“煤改电”，推动农村地区清洁取暖。满足农村智能家居、新型家用电器等用电需求，提升农村生活电气化水平。

  六、组织实施

  （十三）加强组织领导和统筹协调

  各级发展改革部门、能源管理部门是农村电网巩固提升工程的行业管理部门，要进一步完善工作机制，强化政策衔接和统筹协调，推进符合条件的项目纳入乡村建设项目库，规范和简化项目管理程序，加强与同级财政、建设规划、自然资源等部门的沟通协调，形成工作合力。各级电网企业是农村电网巩固提升工程的实施主体，要进一步规范项目管理，明确工作程序，科学安排计划，及时、高质、高效实施农村电网巩固提升工程。

  （十四）强化规划引领和计划管理

  省级和县级发展改革部门、能源管理部门负责组织编制本地区农村电网巩固提升工程规划，统筹规划本地区农村电网巩固提升工程实施的任务目标、建设重点、保障措施等。各级电网企业要支持和配合农村电网巩固提升工程规划工作，并按审定的政府部门规划编制企业规划，建立三年期项目储备库和滚动投资计划，编制年度建设改造计划并组织实施。

  （十五）加大资金保障和信贷支持

  电网企业要发挥主体作用，落实主体责任，加大投资力度，做好农村电力普遍服务保障和转型升级等工作。鼓励和引导金融机构加强对国家乡村振兴重点帮扶县等脱贫地区的倾斜支持，加大对符合国家优先发展方向的农村地区能源产业发展和能源基础设施建设的信贷支持。加大财政、金融政策支持，用好地方政府专项债券和农网还贷资金，优化调整农村电网巩固提升工程中央预算内投资支持范围。

  （十六）强化监督管理和绩效评估

  各级发展改革部门、能源管理部门要按职责加强对农村电网巩固提升工程的跟踪分析和监督管理，及时掌握和调度工作进度，协调解决工程实施过程中的困难和问题，督促电网企业扎实推进各项工作，确保工程顺利实施。加强对农村电网规划、年度建设改造计划、项目实施、中央预算内投资及农网还贷资金使用等环节的全过程监督，强化工程管理，严控工程造价，节约建设成本。以省域为单位、县域为参考，定期开展农村电网巩固提升工程实施情况绩效评估，及时总结经验、发现问题，推动整改落实。实施过程中的重大事项及时报告。

  本意见由国家发展改革委、国家能源局、国家乡村振兴局负责解释，自发布之日起施行，有效期5年。

国家发展改革委

国 家 能 源 局

国家乡村振兴局

2023年7月4日

来源：中华人民共和国国家发展和改革委员会

风电场改造升级按下“加速键”。国家能源局近日发布的《风电场改造升级和退役管理办法》提出，鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级；并网运行达到设计使用年限的风电场应当退役。推动老旧风电场升级改造，不仅有利于提升风能资源和土地利用效率，提高存量风电场经济效益，还可大幅拓展风电市场空间，加强电力保供能力，为能源绿色低碳转型注入新动力。

何谓风电场升级改造？对于近年来大力推广的城镇老旧小区改造，大家都不陌生。一般来说，新建的小区要比老旧小区建筑标准高、配套设施齐全、居住环境优良，要提升老旧小区的居住品质就需要进行改造。风电场也一样，只不过改造的对象从房子变成了风力发电机。风电场改造升级，是指以大单机容量机组替代小单机容量机组，以性能优异机组替代性能落后机组，相应的对配套升压变电站、场内集电线路等设施进行更换或技术改造升级，从而实现风电场提质增效。

2003年以来，我国风电进入产业化发展阶段，装机规模不断扩大。按风电机组设计寿命20年计算，早期投运的风电场已陆续进入运营后期。这些风电场多数集中在风资源较为丰富的地区，但受到早期风电机组技术的限制，使用的机组额定功率小，普遍不足1兆瓦，且发电利用小时数低。运行10多年之后，面临发电效率下降、运维成本高、安全稳定性不足等问题，使得风能资源无法被充分利用。

随着我国陆上风能资源的深度开发，各地对于风电项目在土地、环保、电网等方面的要求不断提高，陆上风电开发受到的土地资源和风能资源约束日益明显，新建风电项目开发难度逐年增加。若使用新机组进行改造升级，能够进一步用好优质资源，合理扩大装机规模，有效提升发电效率，切实盘活存量资产。数据显示，目前国内陆上主流风电机组单机容量已达到5兆瓦以上级，发电效率实现倍增。通过“以大代小，以优代劣”，原有风电场规划范围内的实际装机规模和发电量可增加数倍。

风电换新市场空间广阔。进入“十四五”时期，我国风电退役换新市场规模呈现指数级增长态势。有机构测算，到2025年退役机组将达近2000台，装机容量超百万千瓦；到2030年将超过3万台，装机容量近5000万千瓦。若这些风机全部退出，实施“以大换小”，有望带来上亿千瓦装机市场需求。与目前全国风电3.8亿千瓦的装机规模相比，这个数字非常可观，对于风电装备企业可谓重大利好。

从供应链角度看，风电换新还将打开风机叶片回收再利用的行业新蓝海。伴随风电场改造升级和退役而来的是叶片等大部件批量化处置问题。据估算，2029年国内退役叶片重量将是2018年退役叶片重量的上百倍。风机叶片绿色循环利用势在必行，相关产业将迎来重大发展机遇。

虽然蛋糕诱人，此前却是看得见，吃不着。《办法》出台之前，宁夏、河北、广东等部分地区已经开始了风电场改造升级试点探索。但因审批、电价补贴等政策细节存在变数，项目具有一定的不确定性，改造升级步履蹒跚。及时出台相关管理办法，指导和推动风电场改造升级和退役工作十分必要。

此次《办法》的出台，在土地变更、电网接入、配套输变电工程改造、环评水保、价格和国家财政补贴衔接等方面作出了针对性的制度安排，技术可行、经济合理的风电机组改造项目不用再担心未来前景。此举有望打消市场顾虑，增强风电企业信心，加速推动升级改造需求释放。

风电场改造升级是一项事关风电行业可持续发展和“双碳”目标达成的重要工作。在推进过程中，应当鼓励经营主体采用先进机组代替老旧机组，采用多元化创新技改模式，因地制宜选择改造形式，提高发电效率。同时，要把生态保护放在首位，不能因风电场改造升级和退役破坏生态环境；发电企业应承担主体责任，依法依规负责风电场改造升级和退役的废弃物循环利用与处置，建立健全风电循环利用产业链体系。（王轶辰）

来源：国家能源局

确保能源安全 为促进经济社会高质量发展提供坚实保障

——访国家能源局党组书记、局长章建华

习近平总书记强调：“能源安全关系我国经济社会发展全局，是最重要的安全之一。”党的十八大以来，我国深入推进能源革命，煤、油、气、核、可再生能源多轮驱动的能源供应体系不断完善，能源自给率保持在80%以上，为促进经济社会高质量发展提供了坚实能源保障。今年是全面贯彻党的二十大精神的开局之年，要确保能源饭碗牢牢端在自己手里，立足我国能源资源禀赋，积极稳妥推进碳达峰碳中和，为促进经济社会高质量发展提供坚实保障。

记者：怎么看待当前及未来一段时期，我国面临的能源安全形势？接下来确保能源安全，将采取哪些方面的举措？

章建华：习近平总书记高度重视能源工作，强调“能源的饭碗必须端在自己手里”。国家能源局党组始终把保障能源安全作为首要政治任务，积极挖掘增产增供潜力、全力保障国家能源安全，能源供需保持总体平衡、价格总体稳定，经受住了新冠疫情、重大自然灾害等方面的严峻考验，有效应对了国际大宗商品价格大幅波动的影响，有力支撑了经济社会高质量发展。当今世界，不稳定、不确定、难预料因素增加，不断冲击全球能源供应链产业链稳定。去年以来，在全球能源供应紧张的形势下，我国能源供给能力和质量持续提升，实现了能源供应的量价齐稳。未来一段时间，能源消费还将保持刚性增长，新能源安全替代能力还没有完全形成，能源绿色低碳转型任务艰巨；部分能源技术装备尚存短板；极端天气、网络攻击等非传统安全风险影响日益凸显，给能源安全保障带来了多重压力。下一步，我们将从四个方面落实好具体工作。一是立足国内，多措并举增加能源供给能力，加强煤炭先进产能建设，加大油气资源勘探开发力度，加大清洁能源供给，加强能源储备能力建设。二是提升能源产业链自主可控水平，加强关键技术攻关，补齐产业链短板。三是推动能源低碳转型，建设新型能源体系，加快调整优化能源结构，使能源消费越来越多由非化石能源保障。四是强化能源安全风险监测预警，制定和实施能源安全保障预案，确保我国能源供应稳定。

中海油盐城绿能港一期扩建工程10号LNG储罐顺利升顶到位。

记者：党的二十大报告提出，加快规划建设新型能源体系。如何理解新型能源体系的内涵，目前取得了哪些建设进展？下一步加快规划建设新型能源体系有哪些部署？

章建华：综合各方面研究和认识，我们初步认为，新型能源体系至少具有“四新”的特征：能源结构新。未来，主体能源逐步实现从化石到非化石的更替，非化石能源占能源消费总量的比重目前为17.5%，到2060年将提高到80%以上，非化石能源增量组合形式呈现多种可能。系统形态新。新型能源体系将在现有能源体系上不断升级演进和变革重塑，逐步构建起新型电力系统、氢能等新的二次能源系统和化石能源零碳化利用系统，多能互补、源网荷储一体化、供需高效互动等成为普遍形态，能源空间布局实现优化。产业体系新。新型能源体系催生新技术、新产业、新模式，低碳零碳负碳技术装备大规模推广应用，新能源等战略性新兴产业发展成为新的增长引擎，新一代信息技术、人工智能等与能源系统深度融合，数字能源产业发展壮大。治理体系新。新型能源体系将形成与现代化强国相适应的能源治理体系，法律法规政策体系健全完善，体制机制更加高效有活力，各种要素资源实现高效配置，各类市场主体创新动力和能力明显提高。新时代十年，在“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，我国能源发展取得了一系列突破性进展，为规划建设新型能源体系奠定了坚实基础。绿色低碳转型站在新起点，非化石能源发电装机10年增长近3倍，目前已占到全部装机的一半以上；非化石能源消费比重提高7.8个百分点、达到17.5%。能源安全保障迈上新台阶，煤、油、气、核、可再生能源多轮驱动的能源供应体系不断完善，能源生产总量10年增长了33%，有力保障了能源供需总体稳定、能源价格总体稳定，支撑了国民经济年均6%以上的增长。创新发展走上新赛道，清洁能源产业形成全球领先优势，光伏、风电关键零部件占到全球市场份额的70%，高效光伏发电、大容量风电、“华龙一号”、新型储能等新技术研发应用加快推进，能源体制机制改革进入快车道，能源发展新模式新业态不断涌现。下一步，深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，加快规划建设新型能源体系，就是要向纵深推进能源革命，重点推进四方面任务。一是要推动能源生产消费方式绿色转型，大力发展非化石能源，推动化石能源清洁高效利用，推进终端用能清洁化低碳化，加快主体能源由化石向非化石转变。二是要建设韧性强的能源供应链，持续增强能源生产供给和储备调节能力，把握好新旧能源协调平衡，跨区域输送和区域自主平衡并重，推动供用能模式向多能互补、源网荷储一体化等转变。三是要形成现代化的能源产业体系，加强战略性前瞻性重大科技攻关，积极推进新型电力系统建设，推动现代信息技术和能源产业深度融合，加快构建智慧能源系统。四是要建立促进能源高质量发展的体制机制和政策体系，健全能源要素市场化配置体系，激发各种新模式新业态发展活力，加快形成适应新型能源体系的制度保障。

全球首个十万吨级深水半潜式生产储油平台“深海一号”俯瞰。记者：能源建设对于扩大国内有效需求、改善人民生活品质具有重要作用。近年来，我国能源基础设施和民生工程建设取得了哪些进展？章建华：经过多年发展，我国形成了横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、连通海外的能源基础设施网络，有力保障了经济社会发展用能需求，主要体现在四个方面：保障能源供应的基础设施更加完善。建成全球规模最大的电力系统，发电装机达到25.6亿千瓦；发电装机、输电线路、西电东送规模分别比10年前增长了1.2倍、0.5倍、1.6倍。油气“全国一张网”初步形成，管网规模超过18万公里，比10年前翻了一番，西北、东北、西南和海上四大油气进口战略通道进一步巩固。促进绿色发展的能源基础设施加快建设。风电、光伏连续3年装机超过1亿千瓦，可再生能源装机突破12亿千瓦，90%以上煤电机组实现了超低排放，污染物排放水平与气电相当。全国建成充电基础设施约584万台，有力保障了超过1000万辆电动汽车的充电需求。新型能源基础设施蓬勃发展。能源基础设施数字化智能化水平持续提升，智能电网加快建设；智能化煤矿建设加速，全国累计建成1043个智能化采煤工作面；建成多个5G+智慧火电厂，生产物联网系统覆盖众多油气田；新型储能多元化快速发展，规模超过870万千瓦。能源民生工程建设成效显著。城乡用能基础设施进一步完善，终端用能电气化水平10年来从22.5%提高到27%，提升了近5个百分点；人均生活用电量比10年前翻了一番。全面完成光伏扶贫工程，累计建成装机2636万千瓦，惠及10万个村、415万脱贫户。北方地区清洁取暖率达到70%以上，超额完成规划目标，对改善空气质量的贡献率超过30%。

记者：党的二十大报告强调：“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动。”“先立”，立的是哪些方面，当前进展如何？

章建华：能源是碳达峰碳中和的重点领域。习近平总书记强调，“富煤贫油少气是我国的国情”“传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上”。近年来，我们坚持从国情实际出发，坚持系统观念，重点从四个方面筑牢能源低碳转型“先立”的基础，有力支撑“双碳”工作积极稳妥有序推进：夯实传统能源兜底保障基础。立足以煤为主的基本国情，夯实国内能源生产基础，保障能源供应安全，是实现稳妥有序降碳的重要前提和基础。近年来，我们有序释放煤炭先进产能，优化建设支撑性调节性煤电，煤电以不足50%的装机占比，提供了70%的顶峰能力和近80%的调节能力。推动煤炭和新能源优化组合，近两年完成煤电灵活性改造1.7亿千瓦，支撑风电、光伏发电利用率保持在较高水平，今年一季度分别达到96.8%、98%。同时，我们大力推进煤炭清洁开发利用，严格合理控制煤炭消费增长，建成全球清洁化程度最高、规模最大的煤电体系，85%以上的煤电机组实施了节能改造，90%以上的煤电机组实现了超低排放，传统能源在低碳转型进程中有效发挥了“压舱石”“稳定器”的作用。大力提升新能源安全可靠替代能力。实现碳达峰碳中和，能源是主战场，新能源既是先锋队也是主力军。近年来，我们积极发展壮大清洁能源产业，加快构建新型电力系统，着力推动新能源大规模、高比例发展。“双碳”目标提出以来，风电、光伏发电新增装机连续3年超过1亿千瓦，新能源年发电量突破1万亿千瓦时，相当于10个三峡电站的年发电量。“十四五”以来，非化石能源消费比重年均提高0.8个百分点，新增能源消费量中，近40%由非化石能源供应。强化绿色低碳技术支撑作用。推进“双碳”工作，科技创新是关键支撑。近年来，我们狠抓绿色低碳技术攻关，加快先进适用技术研发和推广应用，16兆瓦海上风电机组成功下线，量产单晶电池转化效率多次刷新世界纪录，百万千瓦级水电机组建造能力领跑全球，核电形成了自主品牌的“华龙一号”“国和一号”等三代大型先进压水堆技术，新型储能、氢能等前沿领域研发应用不断取得新进展，齐鲁石化—胜利油田百万吨级碳捕集利用与封存（CCUS）项目建成投产，能源低碳转型的内生动力持续增强。健全完善体制机制和政策体系。推进“双碳”工作，离不开制度和政策保障。近年来，我们推动健全能源法律法规，能源法被列入全国人大常委会年度立法工作计划，电力法、可再生能源法修订工作稳步开展，能源低碳转型的法治保障不断强化。印发实施能源、煤炭、石油等领域碳达峰方案，着力破除制约绿色低碳发展的体制机制障碍，建立适应新型电力系统的统一电力市场体系，完善基于绿证的绿色电力消费认证标准和制度，累计核发无补贴绿证约2630万个，出台关于推进电能替代、充电基础设施建设的意见，持续提升工业、交通、建筑等领域能源消费清洁化水平，能源低碳转型合力逐步加强。

新疆沙雅县塔克拉玛干沙漠腹地，塔里木油田果勒3C井完钻井深达9396米，刷新了亚洲最深水平井纪录。

记者：能源领域实现“双碳”目标，还面临哪些挑战？下一步将重点从哪些方面发力，科学有序推进碳达峰碳中和？

章建华：实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，对世界各国都是一项艰巨的、全新的任务和挑战，无成熟的经验可借鉴。能源行业深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，扎实有力推进能源绿色低碳转型行动，取得了阶段性进展，但仍面临不少困难和挑战。一方面，推进中国式现代化建设，今后一个时期能源需求还将保持刚性增长，我国产业结构偏重、能源结构偏煤的基本国情，决定了绿色低碳转型难度大。另一方面，极端天气频发影响清洁能源稳定供应，大规模高比例新能源开发利用要求系统调节能力同步提升，实现新能源安全可靠替代仍需时间。同时，实现“双碳”目标最终还是要靠创新，目前许多低碳零碳负碳技术仍处在研发和试点示范阶段，还需要持续发力，促进能源转型的政策机制也有待新的突破。下一步，贯彻落实党的二十大关于碳达峰碳中和的部署要求，从国情实际出发，在保障能源安全供应的同时，积极稳妥有序推动能源绿色低碳转型，重点要做好五方面工作。一是持续提升非化石能源供给规模和质量，加快能源结构调整优化，大力发展风电和太阳能发电，统筹水电开发和生态保护，积极安全有序发展核电，因地制宜发展生物质能、地热能等可再生能源，2030年前非化石能源消费比重年均提高1个百分点左右；推进新型电力系统建设，增强新能源跨省区配置、就地消纳和供需互动能力，提升新能源安全可靠替代水平，实现2030年前新增能源消费的70%以上由非化石能源保障。二是着力减少能源产业链“碳足迹”，加大能源生产开发过程碳减排力度，推动煤矿、油气田绿色开发和智能化建设，推动实施能源生产设备电气化改造，逐步有序淘汰落后产能，持续推进煤电“三改联动”，推动煤矿、油气田与新能源融合发展。三是积极推动终端用能清洁化低碳化，深入推进工业、建筑、交通等领域电能替代，因地制宜推动北方地区冬季清洁取暖，到2025年终端用能电气化水平达到30%左右；积极推动核能综合利用示范；有序引导天然气消费，优化利用结构。四是加快绿色低碳技术创新，进一步完善能源科技创新体制机制，强化创新能力，聚焦大容量风电、高效光伏、大容量储能、低成本可再生能源制氢、低成本碳捕集利用与封存、新型电力系统、化石能源清洁低碳开发利用等重点领域和方向，加快开展低碳零碳负碳技术攻关。

五是加强能源转型政策机制保障，进一步推动完善促进能源转型的市场机制、价格机制，推进能源法、电力法、煤炭法、可再生能源法等制修订，推动完善重点领域碳达峰碳中和相关标准体系，持续完善能源领域推进碳达峰碳中和系列政策。（丁怡婷）

（转自《新安全》杂志2023年第2期）

来源：国家能源局

国家能源局关于印发《发电机组进入及退出商业运营办法》的通知

  国能发监管规〔2023〕48号

附件：

《发电机组进入及退出商业运营办法》

发电机组进入及退出商业运营办法

第一章 总则

    第一条 为规范新建（包括扩建、改建）发电机组和独立新型储能进入及退出商业运营管理，维护市场主体合法权益，促进电力系统安全稳定运行，根据《电力监管条例》等有关规定，制定本办法。

    第二条 本办法适用于按照国家有关规定经国家或地方政府主管部门核准或备案的省级及以上电力调度机构调度的发电机组及独立新型储能。省级以下电力调度机构调度的发电机组和独立新型储能参照本办法执行。

    第三条 发电机组和独立新型储能进入及退出商业运营相关工作应坚持公开、公平、公正、高效原则。

第二章 并网调试工作条件和程序

    第四条 发电机组和独立新型储能并网调试运行工作应遵循《电网运行准则》等有关规定。

    第五条 首次并网调试应遵循以下工作程序：

（一）拥有发电机组和独立新型储能的市场主体与电力调度机构、电网企业签订并网调度协议和购售电合同。（二）拥有自备机组和独立新型储能的电力用户与电网企业签订高压供用电合同。

（三）发电机组和独立新型储能按照《电网运行准则》明确的时间要求向电力调度机构提交并网运行申请书和有关资料。

（四）电力调度机构自接到发电企业申请后10个工作日内安排并网调试运行。对涉及电网安全稳定运行的相关试验，原则上抽水蓄能机组应自电力调度机构批准之日起60日内完成，其他发电机组应自电力调度机构批准之日起30日内完成。电力调度机构因故不能及时安排或不能按时完成并网调试运行的，应书面向并网主体说明原因，并报国家能源局派出机构备案。

（五）发电机组和独立新型储能相关电力工程应符合有关规定，并通过有资质的质监机构监督检查。符合豁免条件的电力工程除外。

（六）独立新型储能应按照国家质量、环境、消防有关规定，完成相关手续。

第三章 进入商业运营条件

    第六条 发电机组进入商业运营前应当完成以下工作：火力发电机组按《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437）要求完成分部试运、整套启动试运。水力发电机组按《水电工程验收规程》（NB/T35048）要求完成带负荷连续运行、可靠性运行。风力发电项目按《风力发电场项目建设工程验收规程》（GB/T31997）要求完成整套启动试运。光伏发电项目按《光伏发电工程验收规范》（GB/T50796）要求完成整套启动试运。抽水蓄能机组按照《可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程》（GB/T18482）要求完成全部试验项目并通过15天试运行考核。其余类型发电机组和独立新型储能按照相应工程验收规范完成整套启动试运行。

    第七条 发电机组进入商业运营应具备下列条件：

（一）签署机组启动验收交接书或鉴定书。

（二）完成并网运行必需的试验项目，电力调度机构已确认发电机组和接入系统设备（装置）满足电网安全稳定运行技术要求和调度管理要求。

（三）签订并网调度协议和购售电合同。

（四）取得电力业务许可证（发电类）。发电机组应在项目完成启动试运工作后3个月内（风电、光伏发电项目应当在并网后6个月内）取得电力业务许可证（发电类），或按规定变更许可事项，分批投产的发电项目应分批申请。符合许可豁免政策的机组除外。

（五）以发电为主、总装机容量五万千瓦及以上的大、中型水电站大坝已经国家认定的机构安全注册或登记备案。

    第八条 独立新型储能进入商业运营应具备下列条件：

（一）签署项目启动验收交接书或鉴定书。

（二）完成并网运行必需的试验项目，电力调度机构已确认接入系统设备（装置）满足电网安全稳定运行技术要求和调度管理要求。

（三）签订并网调度协议、购售电合同或高压供用电合同。

    第九条 电网企业负责进入商业运营有关材料的收集、办理、存档等工作。

第四章 进入商业运营程序

    第十条 在完成整套设备启动试运行后3个月内（风电、光伏发电项目在并网后6个月内），拥有发电机组、独立新型储能的市场主体分别具备第七条、第八条商业运营条件后，以正式文件将相关材料报送电网企业，从完成整套设备启动试运行时间点起自动进入商业运营。届时未具备商业运营条件的，属并网主体自身原因的，从具备商业运营条件时间点起进入商业运营，不属并网主体自身原因的，从完成整套设备启动试运行时间点起进入商业运营。

    第十一条 火电、水电机组自并网发电之日起参与电力辅助服务费用分摊，自完成整套启动试运行时间点起正式纳入电力并网运行和辅助服务管理范畴，参与电力并网运行和辅助服务管理考核、补偿和分摊。核电机组自完成整套启动试运行时间点起纳入电力并网运行和辅助服务管理。水电以外的可再生能源发电机组、独立新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日起纳入电力并网运行和辅助服务管理。

第五章 调试运行期上网电量结算

    第十二条 发电机组和独立新型储能在规定时间内自动进入商业运营的，调试运行期自并网时间点起至完成整套设备启动试运行时间点止。未在规定时间内自动进入商业运营的，调试运行期自并网时间点起至进入商业运营时间点止。

    第十三条 发电机组和独立新型储能调试运行期上网电量，由电网企业收购，纳入代理购电电量来源。发电机组和独立新型储能自完成整套设备启动试运行时间点起至满足直接参与电力市场交易条件前，上网电量继续由电网企业收购，纳入代理购电电量来源。

    第十四条 发电机组和独立新型储能调试运行期上网电量，按照当地同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算。同类型机组当月未形成代理购电市场化采购电量的，按照最近一次同类型机组月度代理购电市场化采购平均价结算。发电机组和独立新型储能在进入商业运营时间点起，执行现行有关电价政策。

    第十五条 国家能源局派出机构确定调试运行期的发电机组和独立新型储能，以及退出商业运营但仍然可以发电上网的发电机组（不含煤电应急备用电源）和独立新型储能辅助服务费用分摊标准，分摊标准原则上应当高于商业运营机组分摊标准，但不超过当月调试期电费收入的10%，分摊费用月结月清。

第六章 退出商业运营程序

    第十六条 发电机组符合下列条件之一的，自动退出商业运营：

（一）按国家有关文件规定注销电力业务许可证的，从注销时刻起。

（二）发电机组、独立新型储能进行扩建、改建并按规定解网的，从解网时刻起。

（三）属于以发电为主、总装机容量五万千瓦及以上的大、中型水电站，其大坝安全注册登记证逾期失效或被注销、撤销的，从逾期失效或被注销、撤销时刻起；大坝已完成登记备案但未在监督管理部门要求的期限内办理安全注册的，从逾期时刻起。大坝安全注册等级降级且在1年内未达到甲级标准的，从降级满1年次日起；大坝连续两次安全注册等级均为乙级或丙级且在1年内未达到甲级标准的，从第二次注册登记为乙级或丙级满1年次日起。其中，由于水电站大坝登记备案逾期未办理安全注册、安全注册等级降级、连续两次安全注册等级均为乙级或丙级等原因，发电机组退出商业运营但仍然可以发电上网的，在相关问题完成整改前，不得申请重新进入商业运营。发电机组退出商业运营的，发电企业应当及时告知相关电网企业和电力调度机构、电力交易机构。

    第十七条 发电机组和独立新型储能退出商业运营前，原则上应与有关各方完成相关合同、协议的清算和解除工作。退出商业运营的发电机组和独立新型储能再次进入商业运营的，按照本办法履行相关程序并执行有关结算规定.

第七章 附则

    第十八条 发电机组和独立新型储能与电网企业、电力调度机构、电力交易机构对进入及退出商业运营发生争议的，应本着平等、自愿、诚信的原则协商解决。不能达成一致意见的，由国家能源局派出机构按本办法等有关规定进行协调解决，或自行通过司法程序解决。

    第十九条 国家能源局派出机构可根据本办法，结合辖区实际细化相关条款或制订实施细则。

    第二十条 本办法自印发之日起施行，有效期5年。《发电机组进入及退出商业运营管理办法》（电监市场〔2011〕32号）、《国家能源局关于取消新建机组进入商业运营审批有关事项的通知》（国能监管〔2015〕18号）同时废止。已出台文件与本办法不一致的，以本办法为准。

来源：国家能源局

国家能源局关于印发《风电场改造升级和退役管理办法》的通知

国能发新能规〔2023〕45号

  为统筹推进风电场改造升级和退役管理工作，促进风电行业高质量发展，我们研究制定了《风电场改造升级和退役管理办法》，现印送你们，请遵照执行。

  国家能源局

  2023年6月5日

附件：风电场改造升级和退役管理办法

风电场改造升级和退役管理办法

    第一章 总 则

    第一条 为统筹推进风电场改造升级和退役管理工作，鼓励技术进步，提高风电场资源利用效率和发电水平，推进风电产业高质量发展，助力实现碳达峰碳中和，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（2016年本）》《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，是指对场内风电机组、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，一般分为增容改造和等容改造两种。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，并按要求注销发电许可证，修复生态环境。鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级，并网运行达到设计使用年限的风电场应当退役，经安全运行评估，符合安全运行条件可以继续运营。

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

    第四条 国家能源局会同有关部门按职责负责统筹管理全国风电场改造升级和退役。各省级能源主管部门会同有关部门按职责负责组织实施本行政区域内风电场改造升级和退役。国家能源局派出机构负责监管辖区内风电场改造升级和退役。电网企业负责风电场改造升级配套送出工程的改扩建，拆除退役风电场的配套送出工程以及生态修复。发电企业具体实施风电场改造升级和退役以及生态修复，实施中加强全过程安全管理，并按规定接受质量监督。

    第二章 组织管理

    第五条 发电企业根据风电场运行情况，论证提出项目改造升级和退役方案，并向项目所在地县级及以上能源主管部门提出需求。

    第六条 省级能源主管部门根据本行政区域内发电企业提出的风电场改造升级需求，结合本地区风电发展规划和电力运行情况，按年度编制省级风电场改造升级和退役实施方案，明确列入改造升级和退役风电场的名称、规模和时序，确保稳妥有序实施。实施方案征求同级相关部门和省级电网公司意见，涉及享受国家财政补贴的，需报国家能源局组织复核后，抄送国家电网公司或南方电网公司。

    第七条 各级能源主管部门应针对风电场改造升级项目特点简化审批流程，建立简便高效规范的审批管理工作机制，对纳入省级改造升级和退役实施方案的风电场予以核准变更。国家能源局派出机构积极办理电力业务许可变更手续。

    第八条 风电机组达到设计使用年限时，发电企业应及时开展安全性评估，评估结果报当地能源主管部门、国家能源局派出机构和电网企业。经评估不符合安全运行条件的风电场，发电企业应及时拆除，并按要求恢复生态环境。国家能源局派出机构及时注销电力业务许可证，电网企业及时解除并网连接，视情拆除配套送出工程。

    第三章 电网接入

    第九条 电网公司根据省级风电场改造升级和退役实施方案，积极做好项目接入，及时受理，简化程序，主动服务，加强并网安全管理，确保网源协调。发电企业按照并网运行管理有关规定配合做好系统接入和并网安全管理，改造项目实施前需重新办理接入系统意见。风电场增容改造配套送出工程改扩建原则上由电网企业负责。对于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，允许发电企业投资建设，建设完成后，经电网企业与发电企业双方协商同意，可由电网企业依法依规进行回购。国家能源局派出机构负责加强并网安全管理。

    第十条 风电场改造升级原并网容量不占用新增消纳空间，鼓励新增并网容量通过市场化方式并网。

    第十一条 电网企业负责指导发电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，与发电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项目用地按照国家有关法律和规定执行。鼓励采用节地技术和节地模式，提高土地使用效率，对不改变风电机组位置且改造后用地面积总和不大于改造前面积的改造升级项目，符合国土空间规划的，不需要重新办理用地预审与选址意见书。改造升级应尽量不占或少占林地、草原，改造升级确需使用林地、草原的，应符合林地、草原使用条件并依法办理使用手续。涉及农用地转为建设用地的，依法办理农用地转用审批手续。生态保护红线和自然保护地内的风电场原则上不进行改造升级，严禁扩大现有规模与范围，项目到期退役后由建设单位负责做好生态修复。

    第十三条 风电场改造升级和退役应依法履行环评、水保手续，按照国家生态环境相关的法律法规做好生态环境保护和生态恢复，不得对生态环境造成永久性破坏。

    第十四条 并网运行未满20年且累计发电量未超过全生命周期补贴电量的风电场改造升级项目，按照《财政部 发展改革委 国家能源局关于〈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，改造升级工期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，由电网企业及时变更补贴清单，每年补贴电量按实际发电量执行且不超过改造前项目全生命周期补贴电量的5%。风电场完成改造升级后，对并网运行满20年或累计补贴电量超过改造前项目全生命周期补贴电量的项目，不再享受中央财政补贴资金，坚决杜绝骗取国家补贴行为。

    第十五条风电场改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行，其它电量的上网电价执行项目核准变更当年的电价政策。

    第十六条 委托国家可再生能源信息管理中心进行全国风电场改造升级和退役项目的信息监测统计和建档立卡，及时更新全国可再生能源发电项目库。省级能源主管部门负责督促发电企业在国家可再生能源发电项目信息管理平台及时更新填报相关信息。

第五章 循环利用和处置

    第十七条 国家能源局会同有关部门推动退役风电设备行业标准规范制修订工作，支持龙头企业、行业协会、第三方研究机构等共同制定退役风电相关技术标准。

    第十八条 发电企业应依法依规负责风电场改造升级和退役的废弃物循环利用和处置。

    第十九条鼓励发电企业、设备制造企业、科研机构等有关单位开展风电场废旧物资循环利用研究，建立健全风电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，海上风电场改造升级和退役管理办法另行制定。

    第二十一条 本办法自发布之日起施行，有效期五年。

    第二十二条 各省级能源主管部门可参照本办法制定本省（区、市）风电场改造升级和退役管理细则。

来源：国家能源局

国 家 能 源 局

公 告

2023年 第4号

  根据《中华人民共和国标准化法》《能源标准化管理办法》，国家能源局批准《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》等310项能源行业标准（附件1）、《Code for Seismic Design of Hydropower Projects》等19项能源行业标准外文版（附件2），现予以发布。

附件:

1.能源行业标准目录

2.能源行业标准外文版目录

  国家能源局

  2023年5月26日

    6月1日，国家能源局党组书记、局长章建华在《中国电力报》发表署名文章《统筹发展和安全，推动电力行业安全高质量发展》。全文如下：