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新版《电力市场运行基本规则》来了！自2024年7月1日起实行

时间：2024-05-28 阅读量：1062

5月14日，国家发改委公布了2024年第20号令《电力市场运行基本规则》（以下称《规则》）。《规则》自 2024 年 7 月 1 日起施行，2005 年 10 月 13 日发布的《电力市场运营基本规则》（原国家电力监管委员会令第10号）同时废止。据悉，此次修订的《规则》全文共分为11章、45条，主要做出以下调整完善。一是修改规章名称。将规章名称由《电力市场运营基本规则》改为《电力市场运行基本规则》，与《电力监管条例》相关表述保持一致。二是调整有关市场范围、运营机构、交易主体表述。新一轮电力体制改革明确了“三放开、一独立、三强化”的改革“路线图”，省（区、市）电力交易中心、售电公司、电力用户、储能企业等新兴机构和主体迅速发展，市场注册管理制度大范围推广，第10号令中相关内容需进行调整。三是完善市场成员、市场交易类型相关表述。电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构（电力交易机构、电力调度机构）和提供输配电服务的电网企业等。明确电力市场注册基本要求，电力交易机构负责建立市场注册制度，负责注册管理、注册审核公布及报送政府部门备案等工作；交易主体进入或退出电力市场需办理注册或注销手续，严格执行市场规则。基于当前电力中长期市场交易普遍开展、电力辅助服务市场全覆盖、电力现货市场建设加快推进现状，完善电力市场交易类型构成表述。四是完善电能量、辅助服务交易等定义和交易方式。根据交易周期将电能量交易分为电力中长期交易和现货交易，电力辅助服务交易包括调频、备用和调峰等有偿电力辅助服务。电能量交易可通过双边交易和集中交易方式开展，具备条件的辅助服务采用市场竞争方式确定提供者。五是细化风险防控相关要求。电力监管机构根据市场运作和系统安全需要，制定电力市场暂停、中止、恢复等干预规则，规定电力市场干预措施实施条件和相关处理方法。电力市场运营机构按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，履行市场监控和风险防控责任，对市场依规开展监测。2015年新一轮电力体制改革启动以来，电力市场建设快速推进，全国统一电力市场体系加快构建，对修订第10号令提出了迫切要求。与2005版相比，本次新规的最引人注目的变化，就是新增了“容量交易”类型，其具体的交易标的则涵盖了发电机组、储能等提供的能够可靠支撑最大负荷的出力能力。通过修订和出台新的《规则》，可以解决电力市场建设中存在的规则不统一、地方保护和省间壁垒等问题，推动全国统一电力市场体系的构建。（王子萌）

关于《陕西省新型储能发展实施方案（2024-2025年）》的解读与工作建议

时间：2024-04-11 阅读量：1169

4月3日，陕西省发展改革委印发《陕西省新型储能发展实施方案（2024-2025年）》的通知（陕发改新能源〔2024〕544号）。通知围绕陕西未来两年的新型储能发展目标、规划布局、场景应用、产业发展、技术创新和保障措施等方面进行了详细的安排部署。方案指出，要推动源网荷储协同发展，积极发展电化学储能，培育壮大压缩空气、液流电池储能等新型储能，完善配套政策措施。要遵循按需而建、建而有用的原则，因地制宜、稳妥有序推动新型储能示范化与规模化发展。要通过创新引领、加强研发、加快转化、开展试点促进新型储能全产业链发展。方案明确，到2025年力争并网新型储能总规模达到200万千瓦以上。重点布局在陕北、关中渭河以北新能源富集区域。在部分地区探索压缩空气储能、重力储能等新型储能。方案指出，一是要在新能源富集区域或火电机组合理布局电源侧新型储能。二是要在负荷密集区、新能源汇集区、调峰调频困难和电压支撑力不足区域大力发展电网侧新型储能。三是鼓励高科技产业、工业园区、数据中心等区域灵活发展用户侧新型储能。四是重点发展容量不低于5万千瓦、储能时长2小时以上的独立储能电站。五是依托工业园区、增量配电业务试点推动发展消纳高比例新能源的“源网荷储”一体化项目，探索“风光储氢”一体化试点示范。六是符合条件的新型储能纳入陕西电网统一调度管理。方案明确，一是要明确新型储能市场主体地位，可以参与电能量（中长期交易、现货）、辅助服务以及跨区跨省交易省内执行。二是完善新型储能项目价格机制，独立储能充电时执行分时电价，该电量不承担输配电价和政府性基金及附件，放电时按电力市场交易价格执行。三是支持新型储能参与辅助服务市场，独立储能全年完全调用充放电次数原则上不低于260次，调峰服务补偿标准参照陕西火电深度调峰对应档次价格区间。四是鼓励新能源企业通过容量租赁方式购买共享储能服务，租赁容量视同其配建容量。五是支持用户侧储能发展，减少高峰用电，降低用能成本，积极参与需求响应，推动电网削峰填谷。方案还对储能产业发展、推动产学研融合、相关政策保障支持、健全并强化管理机制等方面做出进一步要求。相关工作建议：一、在陕各火电企业要结合自身实际和电网需求，科学研究配合新型储能，提升火电联合储能调峰调频能力，确保火电机组能够顶峰出力，足额获取容量电价，降低调频辅助服务考核，获取更多调频收益。二、发挥集团产业优势，指导集团化工、钢铁、煤矿等高耗能产业或依托国家发改委批复的集团多个增量配电业务试点项目大力开发分布式新能源、发展用户侧储能，推动“源网荷储”一体化建设全面降低企业能耗水平，减少电费支出，节约用电成本。三、在陕新能源项目或企业要根据政府批复要求，配置或租赁足量的新型储能，一方面确保项目顺利平稳运行，一方面提升新能源送出和消纳能力。四、要统筹集团在陕所有新能源开发要求，在政策支持的区域，合理布局一定规模的与电网需求相匹配的独立储能，供需要配储的新能源项目租赁，一方面锁定租赁容量，另一方面通过内部协作保障项目运行收益。五、要统筹集团内部新建储能需求，通过招标打捆、内部协作等方式，全面降低设备采购成本和项目建设费用，打造成本最优、有较好经营能力项目。六、省外各企业要积极与已谋划或建成的项目单位多开展业务学习交流，强化与政府部门、电网部门沟通，加强本省政策研究，适时布局对自身发展有提升、效益好、效率高、寿命长、环境友好、安全可靠的新型储能项目。关于印发《陕西省新型储能发展实施方案（2024-2025年）》的通知(1).pdf

关于《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》的解读与工作建议

时间：2024-03-19 阅读量：1215

2月8日，国家发展改革委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第15号）。办法进一步规范了电力市场相关成员全额保障性收购可再生能源的电量行为，办法适用于①风力发电②太阳能发电③生物质能发电④海洋能发电⑤地热能发电等非水可再生能源发电。⑥水力发电参照执行。办法明确，可再生能源发电项目的上网电量包括①保障性收购电量和②市场交易电量。其中，保障性收购电量是由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。办法指出，因可再生能源发电企业原因、电网安全约束、电网检修、市场报价或者不可抗力等因素影响可再生能源电量收购的，对应电量不计入全额保障性收购范围。办法还分别明确了电力监管机构、电网企业、电力调度机构、电力交易机构、可再生能源发电企业、售电企业和电力用户等电力市场相关成员职责分工并提出相关工作要求。相关工作建议：（一）公司所属新能源发电企业在开发或建设投运时要确保项目①符合可再生能源开发利用规划（沼气发电除外）；②项目依法取得行政许可或者报送备案；③符合并网技术标准。（二）公司所属售电企业要积极开发市场用户，与电力用户、可再生能源发电企业签订代理售电协议、电力交易合同等，提高可再生能源发电企业上网电量；对于符合绿证交易的电量，各企业还应做好绿证交易相关工作。（三）公司所属各新能源发电企业、售电企业要根据电力调度机构和电力交易机构披露的月度可再生能源电量收购情况做好统计分析工作，及时做好相关工作调整，确保保障性收购电量足额上网，市场交易电量合同足额兑现。（四）各新能源发电企业在日常工作中要做好数据统计和文件资料收集工作，在发生争议需要调解或者配合检查工作时及时、准确提供所需材料。全额保障性收购可再生能源电量监管办法.pdf

国家能源局印发《电力建设工程质量监督管理暂行规定》

时间：2023-06-09 阅读量：1541

国家能源局发布关于印发《电力建设工程质量监督管理暂行规定》的通知，国能发安全规〔2023〕43号，详情如下：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，北京市城市管理委，各派出机构，全国电力安委会各企业成员单位，水电总院，中电联，各电力建设工程质量监督机构：为加强对电力建设工程质量的监督管理，保证电力建设工程质量，我们制定了《电力建设工程质量监督管理暂行规定》。现印发你们，请遵照执行。国家能源局2023年5月31日电力建设工程质量监督管理暂行规定第一章总则第一条为加强对电力建设工程质量的监督管理，保证电力建设工程质量，根据《中华人民共和国建筑法》《建设工程质量管理条例》等有关法律法规，制定本规定。第二条凡从事电力建设工程的新建、扩建、改建等有关活动及实施对电力建设工程质量监督管理的，必须遵守本规定。本规定所称电力建设工程，是指经有关行政机关审批、核准或备案，以生产、输送电能或提升电力系统调节能力为主要目的，建成后接入公用电网运行的发电、电网和新型储能电站建设工程。第三条电力行业实行电力建设工程质量监督管理制度。国家能源局负责全国电力建设工程质量的监督管理，组织拟订电力建设工程质量监督管理政策措施并监督实施，由电力安全监管司归口。国家能源局派出机构依职责承担所辖区域内电力建设工程质量的监督管理。电力可靠性管理和工程质量监督中心（以下简称可靠性和质监中心）根据国家能源局委托，承担研究拟订电力建设工程质量监督政策措施及实施相关具体工作的职责，负责电力建设工程质量监督信息统计、核查、发布等工作。县级以上地方人民政府电力管理部门依职责负责本行政区域内的电力建设工程质量的监督管理。地方各级人民政府有关部门应在电力建设工程项目审批、核准或备案文件中告知建设单位按国家有关规定办理工程质量监督手续。第四条国家能源局向社会公布电力建设工程质量监督机构（以下简称电力质监机构）名录和监督范围。电力建设工程质量监督专业人员（以下简称质监专业人员）应具备相应的专业技术能力。电力建设工程质量监督管理，由政府电力管理部门委托电力质监机构具体实施。电力质监机构负责对电力建设工程建设、勘察、设计、施工、监理等单位（以下简称工程参建各方）的质量行为和工程实体质量进行监督。电力质监机构对电力建设工程质量监督结果负责，其对电力建设工程的质量监督不替代工程参建各方的质量管理职能和责任。第五条电力质监机构按照依法依规、严谨务实、清正廉洁、优质高效的原则，独立、规范、公正、公开实施质量监督。第六条电力建设工程质量监督工作应加强“互联网+”等信息技术应用和技术创新，不断提升质量监督工作效能。第七条电力质监机构不得向工程参建各方收取质量监督费用。第二章工程参建各方的质量责任和义务第八条工程参建各方依法对电力建设工程质量负责。建设单位对工程质量承担首要责任。工程参建各方要推进质量管理标准化，提高项目管理水平，保证电力建设工程质量。第九条电力建设工程实行质量终身责任制。工程开工建设前，工程参建各方法定代表人应签署授权书，明确本单位在该工程的项目负责人。项目负责人应签署工程质量终身责任承诺书，对设计使用年限内的工程质量承担相应终身责任。第十条工程参建各方应支持配合电力质监机构对工程质量的监督检查，及时提供有关工程质量的文件和资料，并保证真实、准确、齐全。对于质量监督发现的问题，建设单位负责组织工程参建各方完成整改，并对整改结果负责。第三章质量监督实施第十一条电力质监机构依据国家能源局发布的电力建设工程质量监督检查大纲（以下简称质监大纲）和有关规定实施质量监督工作。第十二条电力质监机构对电力建设工程的质量监督，根据工程类别、规模、建设周期等特点，按以下原则分类实施。（一）规模以上电力建设工程，按照质监大纲规定程序及内容进行质量监督。（二）规模以下且装机容量6兆瓦及以上发电建设工程、规模以下且功率5兆瓦及以上新型储能电站建设工程，采取抽查和并网前阶段性检查相结合的方式进行质量监督。（三）规模以下且35千伏及以上电网建设工程，采取抽查方式进行质量监督。（四）装机容量6兆瓦以下发电建设工程，经能源主管部门以备案（核准）等方式明确的分布式、分散式发电建设工程，35千伏以下电网建设工程，抢险救灾及其他临时性电力建设工程，功率5兆瓦以下新型储能电站建设工程，不需进行质量监督。第十三条电力质监机构依照下列程序对电力建设工程进行质量监督。（一）第十二条第（一）、（二）类电力建设工程质量监督程序：工程开工前，建设单位应向电力质监机构提交工程质量监督注册申请。对符合规定条件的申请，电力质监机构应予受理，并于7个工作日内完成质量监督注册、出具质量监督计划，第十二条第（二）类电力建设工程的质量监督计划中应明确抽查安排。工程建设过程中，建设单位应根据质量监督计划和工程进度，提前10个工作日提交阶段性质量监督申请，电力质监机构应及时开展阶段性质量监督检查、出具整改意见书，建设单位应按整改意见书要求及时组织完成整改工作。工程并网前阶段性质量监督检查后，对符合要求的工程，电力质监机构应于7个工作日内向建设单位出具并网意见书。工程各阶段质量监督检查结束后，对符合要求的工程，电力质监机构应于20个工作日内向建设单位出具质量监督报告。对于第十二条第（一）类电力建设工程，电力质监机构还应按信息报送有关规定将质量监督报告报相关单位。（二）第十二条第（三）类电力建设工程质量监督程序：建设单位应在批次工程建设计划发布1个月内，集中提交批次工程质量监督注册申请，对符合规定条件的申请，电力质监机构应予受理，并于7个工作日内完成质量监督注册、出具质量监督计划，质量监督计划中应明确抽查项目比例。电力质监机构应按质量监督计划组织开展抽查、出具整改意见书，建设单位应按整改意见书要求及时组织完成整改工作。批次工程质量监督检查结束后，对符合要求的批次工程，电力质监机构应于20个工作日内向建设单位出具质量监督报告。第十四条电力质监机构开展质量监督工作时，有权采取下列措施：（一）要求被检查单位提供有关工程质量的文件和资料。（二）进入被检查单位的施工现场进行检查。（三）发现工程参建各方质量行为和工程实体质量问题，出具整改意见书，责令改正；发现存在涉及结构安全和使用功能的严重质量缺陷、工程质量管理失控时，有权责令暂停施工或局部暂停施工；对发现质量隐患的工程有权责令建设单位委托第三方检验检测机构进行检测，检测结果不合格的，责令整改。第十五条电力质监机构选派质量监督组开展现场监督工作时，组长或带队人员应由电力质监机构专职人员担任。质量监督组现场出具的整改意见书须经质量监督组全体成员和建设单位项目负责人共同签字确认。如建设单位对整改意见书有异议的，可于收到整改意见书之日起5个工作日内向电力质监机构提出复查申请，电力质监机构应于收到申请之日起10个工作日内出具复查意见。第四章质量监督管理第十六条国家能源局、省级人民政府电力管理部门依职责对电力质监机构进行考核，有关考核办法另行制定。电力质监机构要认真履行工程质量监督职责，国家能源局派出机构、可靠性和质监中心及地方政府电力管理部门要加强对电力质监机构的监督指导。电力质监机构要加强能力建设，确保具备与质量监督工作相适应的条件和水平。电力质监机构举办单位要保障电力质监机构正常运转。第十七条电力质监机构在工程质量监督过程中，发现存在涉及结构安全和使用功能的严重质量缺陷、工程质量管理失控时，应按信息报送有关规定及时报告。第十八条电力质监机构发现参建各方违反《建设工程质量管理条例》相关规定的，向委托其实施质量监督的行政机关进行报告，由委托行政机关对相关企业实施行政处罚。电力调度机构为未按规定取得质量监督并网意见书的电力建设工程办理并网的，由国家能源局及其派出机构责令改正。第十九条电力建设工程发生工程质量事故的，按照“尽职免责、失职追责”的原则，依法依规对相关责任单位、责任人进行处理。第二十条电力建设工程质量监督管理应建立信用承诺制度。建设单位应在提交质量监督注册申请时以书面方式向电力质监机构作出遵守质量监督管理相关规定的信用承诺，工程其他参建各方应在合同中向建设单位作出遵守质量监督管理相关规定的信用承诺。第二十一条本规定第十八条、第十九条、第二十条中涉及的违法违规行为纳入信用记录，依法依规实施失信惩戒。第二十二条电力质监机构要建立质监专业人员廉洁自律承诺制度。在每项电力建设工程质量监督工作结束后，国家能源局通过电力建设工程质量监督信息系统，就电力质监机构及质监专业人员廉洁质监情况书面回访建设单位并存档留底，对违反廉洁规定的电力质监机构和质监专业人员，依法依规进行处理。第二十三条任何单位和个人对电力建设工程的质量事故、质量缺陷都有权检举、控告、投诉。第五章附则第二十四条本规定所称规模以上电力建设工程是指单机容量300兆瓦及以上火电建设工程、核电建设工程（不含核岛）、装机容量300兆瓦及以上水电建设工程、装机容量150兆瓦及以上海上风电建设工程、装机容量50兆瓦及以上陆上风电建设工程、装机容量50兆瓦及以上光伏发电建设工程、太阳能热发电建设工程、单机容量15兆瓦及以上农林生物质发电建设工程、110千伏及以上电网建设工程、功率100兆瓦及以上新型储能电站建设工程。第二十五条军事电力建设工程，核电站核岛建设工程，装机容量50兆瓦以下小型水电建设工程，农村水电站及其配套电网建设工程，企业自备电厂建设工程，用户电力设施建设工程（含用户侧新型储能电站建设工程，即在用户所在场地建设，与用户电力设施共同接入电网系统、关口计量点物理位置相同或相近的新型储能电站工程），余热（余压、余气）发电、垃圾焚烧发电、工业园区热电联产等兼具电力属性的市政和综合利用工程等不适用本规定。需接入公用电网运行的以上建设工程，按其行业规定或由地方政府有关部门委托相应质监机构进行质量监督。第二十六条本规定由国家能源局负责解释，自发布之日起施行，有效期5年。

国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》

时间：2023-04-12 阅读量：1696

2023年能源工作指导意见2023年是全面贯彻党的二十大精神的开局之年，是全面建设社会主义现代化国家开局起步的重要一年，是实施“十四五”规划承前启后的关键一年，做好全年能源工作至关重要。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，保障能源安全稳定供应，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，全面贯彻党的二十大精神，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，以推动高质量发展为主题，以把能源饭碗牢牢地端在自己手里为目标，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，着力增强能源供应链的弹性和韧性，提高安全保障水平；着力壮大清洁能源产业，加快推动发展方式绿色转型；着力推进能源产业现代化升级，充分发挥能源稳投资促增长的重要作用，实现能源更加安全、更加绿色、更加高效地发展，为我国经济社会发展提供坚实的能源保障。（二）基本原则坚持把能源保供稳价放在首位。强化忧患意识和底线思维，加强国内能源资源勘探开发和增储上产，积极推进能源资源进口多元化，以常态能源供应有弹性应对需求超预期增长，全力保障能源供应持续稳定、价格合理可控。坚持积极稳妥推进绿色低碳转型。深入推进能源领域碳达峰工作，加快构建新型电力系统，大力发展非化石能源，夯实新能源安全可靠替代基础，加强煤炭清洁高效利用，重点控制化石能源消费，扎实推进能源结构调整优化。坚持创新驱动提升产业现代化水平。深入实施创新驱动发展战略，补强能源产业链薄弱环节，狠抓绿色低碳技术攻关，加快能源产业数字化智能化升级，提高能源产业链安全保障能力，增强能源产业竞争新优势。坚持高水平改革开放增强发展动力。深入推进能源体制改革，依托我国超大规模市场优势坚定不移推动高水平对外开放，充分发挥市场在能源资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，不断增强能源高质量发展的动力和活力。（三）主要目标供应保障能力持续增强。全国能源生产总量达到47.5亿吨标准煤左右，能源自给率稳中有升。原油稳产增产，天然气较快上产，煤炭产能维持合理水平，电力充足供应，发电装机达到27.9亿千瓦左右，发电量达到9.36万亿千瓦时左右，“西电东送”输电能力达到3.1亿千瓦左右。结构转型深入推进。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18.3%左右。非化石能源发电装机占比提高到51.9%左右，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%。稳步推进重点领域电能替代。质量效率稳步提高。单位国内生产总值能耗同比降低2%左右。跨省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。新设一批能源科技创新平台，短板技术装备攻关进程加快。二、着力增强能源供应保障能力立足我国能源资源禀赋，进一步夯实化石能源兜底保障基础，大力提升能源安全稳定供应水平，有效应对能源市场波动和风险挑战。夯实化石能源生产供应基础。有序推进煤矿先进产能核准建设，推动在建煤矿尽快投产达产，增强煤炭增产保供能力。积极推动玛湖、富满、巴彦及渤海等原油产能项目上产，加快建设陕北、川南、博孜—大北等重要天然气产能项目。抓紧抓实“五油三气”重点盆地及海域的油气增产上产，推动老油气田保持产量稳定，力争在陆地深层、深水、页岩油气勘探开发、CCUS促进原油绿色低碳开发等方面取得新突破。增强能源储备能力建设。提高能源系统调节能力。大力推进煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。加快建设具备条件的支撑性调节性电源，开工投产一批煤电项目。健全完善抽水蓄能发展政策体系，加快建设一批抽水蓄能项目。以地下储气库为主、沿海LNG储罐为辅，推进储气设施集约布局，加快大庆升平、重庆铜锣峡和黄草峡、河南平顶山、江苏淮安等地下储气库开工建设。稳妥推进煤炭储备基地建设，提升政府可调度煤炭储备能力。强化安全风险管控。推动建立能源安全风险监测预警体系，强化能源安全风险预研预判。以迎峰度冬和迎峰度夏为重点，持续做好电力供需平衡预警、“一省一策”建议发布等电力保供工作。强化直流输电系统、电力二次系统、新能源并网等安全风险管控，加强关键信息基础设施安全保护，有效管控大电网安全。强化电力应急能力建设，推进国家级电力应急基地研究布局，开展跨省区大面积停电演练。三、深入推进能源绿色低碳转型巩固风电光伏产业发展优势，持续扩大清洁低碳能源供应，积极推动生产生活用能低碳化清洁化，供需两侧协同发力巩固拓展绿色低碳转型强劲势头。大力发展风电太阳能发电。推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展。稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏。大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设。推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接，完善基于绿证的可再生能源电力消纳保障机制，科学设置各省（区、市）的消纳责任权重，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。积极推进核电水电项目建设。在确保安全的前提下，有序推动沿海核电项目核准建设，建成投运“华龙一号”示范工程广西防城港3号机组等核电项目，因地制宜推进核能供暖与综合利用。核准建设雅砻江牙根一级，金沙江上游昌波等水电站项目。推动主要流域水风光一体化规划，建设雅砻江、金沙江上游等流域水风光一体化示范基地。制定长江流域水电生态化开发方案，有序开发长江流域大中型水电项目。加强化石能源清洁高效开发利用。加强煤炭清洁高效利用，稳步提升煤炭洗选率，开展富油煤分质分级利用示范，提高清洁煤和油气供应保障能力。加快油气勘探开发与新能源融合发展，促进油气上游智能化、绿色化发展。研究修订天然气利用政策。出台促进炼油行业低碳高效发展相关指导意见，推进炼油产能结构优化与布局优化。加强成品油生产管理，保障国ⅥB标准车用汽油稳定供应。积极推动能源消费侧转型。加快建设智能配电网、主动配电网，提高接纳新能源的灵活性和多元负荷的承载力，提升生产生活用能电气化水平，重点推进工业、建筑、交通等领域清洁低碳转型。推动充电基础设施建设，上线运行国家充电基础设施监测服务平台，提高充电设施服务保障能力。完善清洁取暖长效机制，稳妥有序推进新增清洁取暖项目，推动北方地区冬季清洁取暖稳步向好。加快培育能源新模式新业态。稳步推进有条件的工业园区、城市小区、大型公共服务区，建设以可再生能源为主的综合能源站和终端储能。积极推广地热能、太阳能供热等可再生能源非电利用。支持纤维素等非粮燃料乙醇生产核心技术攻关和试点示范，研究推动生物燃料多元化利用。积极推动氢能应用试点示范，探索氢能产业发展的多种路径和可推广的经验。四、提升能源产业现代化水平强化科技对能源产业发展的支撑，加快补强能源产业短板弱项，实施一批原创性引领性能源科技攻关，推动能源产业基础高级化和产业链现代化。加强关键技术装备攻关。持续开展能源领域首台（套）重大技术装备评定，做好前两批能源领域首台（套）重大技术装备跟踪评价工作，坚持“凡有必用”的原则依托工程建设推动攻关成果示范应用，重点推动核心设备与关键零部件、基础材料等技术的研发应用，及时协调解决技术攻关、试验示范、产品应用等环节中存在的问题。稳步推进能源行业安全可靠应用替代工作，形成首批重点攻关任务及替代清单，建成首批适配验证实验室。巩固拓展战略性优势产业。抓好《“十四五”能源领域科技创新规划》组织实施，建立规划实施监测项目库。做好“十四五”第一批能源研发创新平台认定，加强创新平台考核评价和日常管理。巩固煤炭清洁高效利用技术优势，加快风电、光伏技术迭代研发，突破一批新型电力系统关键技术。继续抓好核电重大专项实施管理。加快攻关新型储能关键技术和绿氢制储运用技术，推动储能、氢能规模化应用。加快能源产业数字化智能化升级。推进能源产业和数字产业深度融合，印发《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》。建立健全煤矿智能化标准体系，大力支持煤矿智能化建设，完成全国首批智能化示范煤矿验收。稳步有序推进核电数字化转型发展。积极开展电厂、电网、油气田、油气管网、终端用能等领域设备设施、工艺流程的智能化建设，提高能源系统灵活感知和高效生产运行能力，促进源网荷互动、多能协同互补。五、扎实推动区域能源协调发展深入实施区域协调发展战略、区域重大战略、乡村振兴战略，优化区域能源生产布局和基础设施布局，提升区域自平衡能力和跨区域互济能力。服务支撑区域重大战略。发挥能源富集地区战略安全支撑作用和比较优势，优化能源重大生产力布局，推进重点区域能源规划实施，支撑构建优势互补、高质量发展的区域经济布局。突出能源基础设施互联互通水平和强化供应保障能力，实施粤港澳大湾区能源高质量发展规划；围绕生态环境保护和高质量发展，明确黄河流域能源转型重点方向和主要任务；坚持问题导向，推动长江经济带能源协同发展；深入开展长三角新型能源体系建设方案研究。强化能源建设助力乡村振兴。继续实施农村电网巩固提升工程，下达农村电网巩固提升工程2023年中央预算内投资计划，聚焦边远地区、原连片特困地区、重点帮扶县等农网薄弱地区，进一步补齐基础设施短板，并在工程建设中推广以工代赈，适当提高劳务报酬帮助群众就业。实施风电“千乡万村驭风行动”和光伏“千家万户沐光行动”，稳步推进整县屋顶分布式光伏开发试点，促进农村用能清洁化。开展农村能源革命试点建设，以点带面加快农村能源清洁低碳转型。增强区域能源资源优化配置。加快建设金上—湖北、陇东—山东、川渝主网架等特高压工程，推进宁夏—湖南等跨省区输电通道前期工作，增强跨省区电力互济支援能力。深入论证沙漠戈壁荒漠地区送出5回跨省区输电通道方案，合理确定通道落点和建设时序。抓好区域主网架优化调整方案评估，统筹项目必要性、建设方案和建设时序，完成主网架规划优化调整工作。完善油气“全国一张网”，重点建设中俄东线南段、西气东输三线中段、西气东输四线、川气东送二线、虎林—长春天然气管道等重大工程。积极协调保障重点地区煤炭运力。六、加强能源治理能力建设完善能源法律法规和政策体系，深入推进能源“放管服”改革，优化管理方式，提升服务实效，释放改革红利，不断提升能源治理效能。健全能源法规政策体系。加快《能源法》立法进程，做好《电力法》《可再生能源法》《煤炭法》《石油储备条例》《核电管理条例》《石油天然气管道保护法》《电力监管条例》制修订工作，研究起草《能源监管条例》。建立健全能源数据管理制度，强化数据安全治理。加强新型电力系统、储能、氢能、抽水蓄能、CCUS等标准体系研究，重点支持能源碳达峰碳中和相关标准立项，加快重点标准制修订。加强能源规划实施监测。开展“十四五”能源规划实施情况中期评估，深入分析主要目标指标发展预期，全面评估重大战略任务、重大改革举措、重大工程项目推进情况，完善规划实施政策措施。以能源重大工程项目为重点，加强能源规划实施监测调度和组织推进，充分发挥能源项目对扩内需、稳投资、促增长、保安全的牵引支撑作用。滚动开展省级能源需求月度、季度预测，预判可能出现的时段性、区域性供应紧张问题，从资源落实、产能建设、基础设施布局等方面提前谋划应对措施。深化重点领域改革。加快建设全国统一电力市场体系，持续提升跨省区电力交易市场化程度，推进南方区域电力市场建设运营，研究推动京津冀、长三角电力市场建设。稳步提高电力中长期交易规模，扎实推进现货试点结算试运行，积极稳妥推进电力现货市场建设，加强电力中长期、现货和辅助服务市场有机衔接。积极推进辅助服务市场建设，建立电力辅助服务市场专项工作机制。持续推进能源领域行政许可事项清单管理。深化“三零”“三省”服务，巩固提升“获得电力”工作成效。完善油气管网设施容量分配相关操作办法。强化能源行业监管。聚焦党中央、国务院交办的能源领域重点任务，进一步强化对国家重大能源规划、政策、项目落实情况监督。抓好电煤和电力交易合同履约、煤电上网价格上浮政策落实情况监管。加强对电网、油气管网等自然垄断环节的监管，深入推进电网和油气管网设施公平开放，规范电网企业代理购电。优化电力安全风险管控会议和风险管控周报等“季会周报”工作机制，加强重大安全隐患挂牌督办，开展水电站大坝、海上风电施工等专项监管。七、扩大能源领域高水平开放合作坚持共商共建共享，深入推进互利共赢务实合作，增强国内国际两个市场两种资源联动效应，提升能源开放合作质量和水平，不断开创能源国际合作新局面。保障开放条件下的能源安全。密切关注乌克兰危机后续影响，深入推进与重点能源资源国的互利合作，加强与能源生产国、过境国和消费国的协同合作，增强海陆能源运输保障能力，持续巩固西北、东北、西南和海上四大油气进口通道。积极拓展能源进口新渠道，畅通国际能源产业链供应链，推进能源进口多元化。强化境外重大能源项目动态监测和风险预研预判，加强海外能源资源供应基地建设，维护能源领域海外利益安全。着力加强清洁能源合作。支持发展中国家能源绿色低碳发展，因地制宜采取贸易、工程承包、投资、技术合作等方式开展双方、三方和多方市场合作，推动更多清洁能源合作项目落地。充分发挥我国清洁能源全产业链优势，加强投资开发、工程建设、装备制造、咨询设计和金融保险等环节的联动，深化清洁能源合作。推动建立全球清洁能源合作伙伴关系，促进清洁能源在全球能源变革中发挥主导作用。深化能源国际交流与合作。建设运营好“一带一路”能源合作伙伴关系，用好中国-阿盟、中国-非盟、中国-东盟、中国-中东欧和亚太经合组织可持续能源中心等区域合作平台，扎实推进能源务实合作。积极参与能源多边机制和国际组织交流与合作，推动全球能源市场稳定与供应安全、能源绿色低碳转型发展、能效提升和能源可及等倡议的制定和实施。坚持共同但有区别的责任原则，积极参与能源领域应对气候变化全球治理。各省（区、市）能源主管部门、各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。

国家能源局印发《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）》

时间：2023-03-24 阅读量：1794

国家能源局关于印发《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）》的通知国能发安全〔2023〕22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，北京市城市管理委，各派出机构，全国电力安委会企业成员单位，各有关单位：　　为切实做好电力安全监管工作，有效防范电力生产事故，国家能源局组织电力行业有关单位及部分专家，根据近年来电力生产事故的经验教训，以及电力行业的发展趋势，结合已颁布的标准规范，对2014年印发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全〔2014〕161号）进行了修订，形成了新版本的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（以下简称《二十五项反措（2023版）》），现予以印发，并提出以下工作要求。　　一、各电力企业要加强领导，认真组织，确保《二十五项反措（2023版）》的有关要求在规划设计、安装调试、运行维护、更新改造等阶段落实到位，有效防范电力生产事故的发生。　　二、各电力企业要结合工作实际，采取多种方式，做好《二十五项反措（2023版）》的宣传培训工作，确保各项要求入脑入心。　　三、地方政府各级电力管理部门、各派出机构要加强监督管理，督促、指导电力企业落实《二十五项反措（2023版）》的有关要求。　　国家能源局　　2023年3月9日防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）.doc