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  • 发改能源〔2019〕807号

    各省、自治区、直辖市、新疆生 产建设兵团发展改革委(能源局)、经信委(工信委、工信厅),国家能 源局各派出监管机构,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、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国家能 源投资集团公司、国家电 力投资集团公司、中国能 源建设集团有限公司、中国电 力建设集团有限公司、中国节 能环保集团公司、中国核工业集团公司、中国广 核集团有限公司、中国华润集团公司、中国长 江三峡集团公司、国家开 发投资集团有限公司、中国光大集团、国家开发银行、电力规划设计总院、水电水 利规划设计总院、国家可再生能源中心:

      为深入 贯彻习近平总书记关于推动能源生产和消费革命的重要论述,加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,促进可 再生能源开发利用,依据《中华人 民共和国可再生能源法》《关于加 快培育和发展战略性新兴产业的决定》《能源发 展战略行动计划(2014-2020年)》,决定对 各省级行政区域设定可再生 能源电力消纳责任权重,建立健 全可再生能源电力消纳保障机制。现将有 关事项和政策措施通知如下。

      一、对电力 消费设定可再生 能源电力消纳责任权重。可再生 能源电力消纳责任权重是指按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重,包括可 再生能源电力总量消纳责任权重(简称“总量消纳责任权重”)和非水 电可再生 能源电力消纳责任权重(简称“非水电消纳责任权重”)。满足总 量消纳责任权重的可再生能源电力包括全部可再生能源发电种类;满足非 水电消纳责任权重的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。对各省 级行政区域规定应达到的最低可再生 能源电力消纳责任权重(简称“最低消纳责任权重”),按超过 最低消纳责任权重一定幅度确定激励性消纳责任权重。

      二、按省级 行政区域确定消纳责任权重。国务院 能源主管部门组织有关机构,按年度 对各省级行政区域可再生 能源电力消纳责任权重进行统一测算,向各省 级能源主管部门征求意见。各省级 能源主管部门会同经济运行管理部门在国家电网有限公司(简称“国家电网”)、中国南 方电网有限责任公司(简称“南方电网”)所属省 级电网企业和省属地方电网企业技术支持下,对国务 院能源主管部门统一测算提出的消纳责任权重进行研究后向国务院能源主管部门反馈意见。国务院 能源主管部门结合各方面反馈意见,综合论证后于每年3月底前 向各省级行政区域下达当年可再生 能源电力消纳责任权重。

      三、各省级 能源主管部门牵头承担消纳责任权重落实责任。各省级 能源主管部门会同经济运行管理部门、所在地 区的国务院能源主管部门派出监管机构按年度组织制定本省级行政区域可再生能源电力消纳实施方案(简称“消纳实施方案”),报省级 人民政府批准后实施。消纳实 施方案主要应包括:年度消 纳责任权重及消纳量分配、消纳实施工作机制、消纳责任履行方式、对消纳 责任主体的考核方式等。各省级 行政区域制定消纳实施方案时,对承担 消纳责任的市场主体设定的消纳责任权重可高于国务院能源主管部门向本区域下达的最低消纳责任权重。

      四、售电企 业和电力用户协同承担消纳责任。承担消 纳责任的第一类市场主体为各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配 电网运营权的售电公司(简称“配售电公司”,包括增 量配电项目公司);第二类 市场主体为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。第一类 市场主体承担与其年售电量相对应的消纳量,第二类 市场主体承担与其年用电量相对应的消纳量。各承担 消纳责任的市场主体的售电量和用电量中,农业用 电和专用计量的供暖电量免于消纳责任权重考核。

      五、电网企 业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任。国家电网、南方电 网指导所属省级电网企业依据有关省级人民政府批准的消纳实施方案,负责组 织经营区内各承担消纳责任的市场主体完成可再生能源电力消纳。有关省 级能源主管部门会同经济运行管理部门督促省属地方电网企业、配售电 公司以及未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业完成可再生能源电力消纳。各承担 消纳责任的市场主体及用户均须完成所在区域电网企业分配的消纳量,并在电 网企业统一组织下协同完成本经营区的消纳量。

      六、做好消 纳责任权重实施与电力交易衔接。各电力 交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易,指导参 与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易,在中长 期电力交易合同审核、电力交 易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。各承担 消纳责任的市场主体参与电力市场交易时,应向电 力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。

      七、消纳量核算方式。各承担 消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量,同时可通过以下补充(替代)方式完成消纳量。

      (一)向超额 完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量(简称“超额消纳量”),双方自主确定转让(或交易)价格。

      (二)自愿认 购可再生能源绿色电力证书(简称“绿证”),绿证对 应的可再生能源电量等量记为消纳量。

      八、消纳量 监测核算和交易。各电力 交易机构负责承担消纳责任的市场主体的消纳量账户设立、消纳量核算及转让(或交易)、消纳量监测统计工作。国务院 能源主管部门依据国家可再生能源信息管理中心和电力交易机构核算的消纳量统计结果,按年度 发布各承担消纳责任的市场主体的消纳量完成情况。各省级 行政区域内的消纳量转让(或交易)原则上由省(自治区、直辖市)电力交易中心组织,跨省级 行政区域的消纳量转让(或交易)在北京 电力交易中心和广州电力交易中心组织下进行。国家可 再生能源信息管理中心与国家电网、南方电 网等电网企业及各电力交易中心联合建立消纳量监测核算技术体系并实现信息共享。

      九、做好可 再生能源电力消纳相关信息报送。国家电网、南方电 网所属省级电网企业和省属地方电网企业于每年1月底前 向省级能源主管部门、经济运 行管理部门和所在地区的国务院能源主管部门派出监管机构报送上年度本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况的监测统计信息。各省级 能源主管部门于每年2月底前 向国务院能源主管部门报送上年度本省级行政区域消纳量完成情况报告、承担消 纳责任的市场主体消纳量完成考核情况,同时抄 送所在地区的国务院能源主管部门派出监管机构。

      十、省级能 源主管部门负责对承担消纳责任的市场主体进行考核。省级能 源主管部门会同经济运行管理部门对本省级行政区域承担消纳责任的市场主体消纳量完成情况进行考核,按年度 公布可再生能源电力消纳量考核报告。各省级 能源主管部门会同经济运行管理部门负责督促未履行消纳责任的市场主体限期整改,对未按 期完成整改的市场主体依法依规予以处理,将其列 入不良信用记录,予以联合惩戒。

      十一、国家按 省级行政区域监测评价。国务院 能源主管部门依托国家可再生能源中心会同国家可再生能源信息管理中心等对各省级行政区域消纳责任权重完成情况以及国家电网、南方电 网对所属省级电网企业消纳责任权重组织实施和管理工作进行监测评价,按年度 公布可再生 能源电力消纳责任权重监测评价报告。各省级 能源主管部门会同经济运行管理部门对省属地方电网企业、配售电 公司以及未与公用电网联网的拥有自备电厂企业的消纳责任实施进行督导考核。由于自然原因(包括可 再生能源资源极端异常)或重大 事故导致可再生能源发电量显著减少或送出受限,在对有 关省级行政区域消纳责任权重监测评价和承担消纳责任的市场主体进行考核时相应核减。

      十二、超额完 成消纳量不计入“十三五”能耗考核。在确保 完成全国能源消耗总量和强度“双控”目标条件下,对于实 际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重对应消纳量的省级行政区域,超出激 励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗“双控”考核。对纳入 能耗考核的企业,超额完 成所在省级行政区域消纳实施方案对其确定完成的消纳量折算的能源消费量不计入其能耗考核。

      十三、加强消 纳责任权重实施监管。国务院 能源主管部门派出监管机构负责对各承担消纳责任的市场主体的消纳量完成情况、可再生 能源相关交易过程等情况进行监管,并向国 务院能源主管部门报送各省级行政区域以及各电网企业经营区的消纳责任权重总体完成情况专项监管报告。

      各省级 能源主管部门按照本通知下达的2018年消纳 责任权重对本省级行政区域自我核查,以模拟 运行方式按照本通知下达的2019年消纳 责任权重对承担消纳责任的市场主体进行试考核。各省(自治区、直辖市)有关部门和国家电网、南方电网及有关机构,在2019年底前 完成有关政策实施准备工作,自2020年1月1日起全 面进行监测评价和正式考核。本通知中的2020年消纳 责任权重用于指导各省级行政区域可再生能源发展,将根据 可再生能源发展“十三五”规划实 施进展情况适度调整,在2020年3月底前 正式下达各省级行政区域当年可再生 能源电力消纳责任权重。

    本文来源于:国家能源局网站

  • 近日,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健 全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(以下简称《通知》)。这是贯 彻落实习近平总书记关于推动能源生产和消费革命重要论述的有力举措,有利于 建立促进可再生能源持续健康发展的长效机制,激励全 社会加大开发利用可再生能源的力度,对于推 动我国能源结构调整,构建清洁低碳、安全高 效的能源体系具有重要意义。

        2012年以来,我国风电、光伏发电快速发展,水电保 持平稳较快发展。2018年,可再生 能源发电量达到1.87万亿千瓦时,占全部发电量比重从2012年的20%提高到2018年的26.7%。在加快 可再生能源开发利用的同时,水电、风电、光伏发 电的送出和消纳问题开始显现,近年来虽有所缓解,但仍然严峻,迫切需 要建立促进可再生能源电力发展和消纳的长效机制。

        《通知》以《可再生能源法》为依据,提出建立健 全可再生能源电力消纳保障机制。核心是 确定各省级区域的可再生能源电量在电力消费中的占比目标,即“可再生 能源电力消纳责任权重”。目的是 促使各省级区域优先消纳可再生能源,加快解 决弃水弃风弃光问题,同时促 使各类市场主体公平承担消纳责任,形成可 再生能源电力消费引领的长效发展机制。

        《通知》提出,国务院能源主管部门按省级 行政区域确定消纳责任权重,包括总 量消纳责任权重和非水电消纳责任权重。对以上两类权重,分别按 年度设定最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重。消纳责 任权重的测算确定,综合考 虑各区域可再生能源资源、全社会用电量、国家能 源规划及实施情况、全国重 大可再生能源基地建设情况和跨省跨区输电通道资源配置能力等因素。

        《通知》明确规定了政府部门、电网企业、各类市场主体的责任。各省级 能源主管部门牵头承担落实责任,组织制 定本省级区域的可再生能源电力消纳实施方案,并将方案报省级 人民政府批准后实施。售电企 业和电力用户协同承担消纳责任。电网企 业负责组织实施经营区内的消纳责任权重落实工作。各市场 主体通过实际消纳可再生能源电量、购买其 他市场主体超额消纳量、自愿认 购绿色电力证书等方式,完成消纳量。

        《通知》提出分 两个层次对消纳责任权重完成情况进行监测评价和考核,一是省级能 源主管部门负责对承担消纳责任的市场主体进行考核,二是国 家按省级行政区域进行监测评价。省级能 源主管部门对未履行消纳责任的市场主体督促整改,对逃避 消纳社会责任且在规定时间内不按要求进行整改的市场主体,依规列 入不良信用记录,纳入失信联合惩戒。国家按 年度公布监测评价报告,作为对其能耗“双控”考核的依据。

        《通知》要求各 省级能源主管部门对照2018年消纳 责任权重开展自我核查,2019年模拟 运行并对市场主体进行试考核。自2020年1月1日起,全面进 行监测评价和正式考核。

    本文来源于:国家能源局网站

  • 在四月的最后一日,万众期 待的光伏补贴政策终于出台。根据国 家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知(以下简称“通知”),I~III类资源 区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.40元(含税,下同)、0.45元、0.55元;“自发自用、余量上网”模式的 工商业分布式补贴标准调整为每千瓦时0.10元;户用分 布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。
      这样的 补贴标准代表了什么?后市有怎样的趋势?我们一起来看看。
      集中式:全力向平价看齐
      根据通知,2019年开始,集中式 光伏电站标杆上网电价成为历史,转而变为指导电价。这与2019年开始 的竞争配置有很大关系,指导电 价是配合竞争配置模式而存在的电价标准。总之一句话,在新的竞价模式下,集中式 光伏电站项目将全面向评价项目看齐。
      指导电 价最主要的作用就是给相关项目限定最高电价,即新增 集中式光伏电站上网电价不得超过所在资源区指导价。具体而言,Ⅰ类资源 区的集中式光伏项目上网电价不得超过每千瓦时0.40元,Ⅱ类资源区不超过0.45元、Ⅲ类资源区不超过0.55元。
      所以在竞价模式下,集中式 电站的上网电价必然会比指导电价更低。由于报 价越低的项目越有可能拿到补贴,所以相 关企业及业主一定会尽量压低项目的电价,这样一来,项目报 出的电价就会无限接近于成本价。最终,集中式 光伏项目的上网电价将会不断向平价上网项目靠近。
      事实上,决定集 中式光伏项目最终上网电价的已经不是指导电价,而是市 场竞争的激烈与否。如何在 保证收益的前提下,报出最低的电价,这是业 主和相关企业需要考虑的问题。可以预见的是,集中式 光伏项目的报价将会主要集中在当地燃煤机组标杆上网电价及指导电价的区间之内,电价越低,越有可能获得补贴。那有没 有最终价格低于当地燃煤机组标杆上网电价的情况出现呢?
      无论有 没有这种情况的发生,“通知”都已经考虑到,所以规定:市场竞 争方式确定的价格在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部 分由国家可再生能源发展基金予以补贴。
      说白了,当在市场竞争模式下,如果某 地的项目报价已经低于燃煤机组标杆上网电价,那该地 区就已经具备了平价上网的条件,继而不再需要补贴,这样的 话该项目的电量收益将直接由当地电网结算,不需要耗费补贴资金。这类项 目的电价甚至比平价上网项目电价更低,或成为首批“低价上网项目”。
     存量项目:部分可拿补贴
      值得一提的是,为了解决去年“531”的遗留问题,“通知”体现了较大的诚意:
      国家能 源主管部门已经批复的纳入财政补贴规模且已经确定项目业主,但尚未 确定上网电价的集中式光伏电站(项目指标作废的除外),2019年6月30日(含)前并网的,上网电价按照《关于2018年光伏 发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)规定执行;7月1日(含)后并网的,上网电 价按照本通知规定的指导价执行。
      根据《关于2018年光伏 发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号),新投运 的光伏电站标杆上网电价I类、II类、III类资源 区标杆分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元(含税);“自发自用、余电上网”模式的 分布式光伏发电项目补贴标准调整为每千瓦时0.32元(含税),“全额上网”模式的 分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。
      综合下来,2019年有部 分项目可以按资源区享受每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元的补贴标准。条件有三个:一是纳 入财政补贴规模且已经确定项目业主;二是尚 未确定上网电价;三是在6月30日(含)前并网。
      也就是说,这部分 项目不需要参与竞价,可以享受2018年的补贴标准。有符合 上述前两个条件的项目应该赶紧动工,这应该 是最后一批不需要竞价就能获得补贴的集中式光伏项目了。


      本文来源:OFweek太阳能光伏网

  • 在市场 关于中国能源主管部门放松煤电审批的猜测声中,国家发改委、工信部 和国家能源局日前下发《2019年煤电 化解过剩产能工作要点》(下称《工作要点》),强调有 序推动项目核准建设,严控煤 电新增产能规模,按需合 理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。
      为了防 止高歌猛进的煤电步钢铁与煤炭产能过剩后尘,主管部门自2016年开始 推出一系列限制措施,为煤电 扩容踩下急刹车。除了每 年发布基于三年后规划目标的煤电规划建设风险预警外,能源局 多次叫停多省不具备核准建设条件的煤电项目,及已核准的新建、在建煤电项目。多措并举下,2016年以来 中国遏制燃煤电厂开发的成效显著,淘汰关 停落后煤电机组2000万千瓦以上,提前两年完成“十三五”去产能目标任务。2018年全国新增煤电2903万千瓦、同比少投产601万千瓦,为2004年以来的最低水平。
      《工作要求》明确今 年的煤电去产能目标任务:淘汰关 停不达标的落后煤电机组(含燃煤自备机组,下同)。依法依 规清理整顿违规建设煤电项目。发布实 施煤电规划建设风险预警,有序推 动项目核准建设,严控煤 电新增产能规模,按需合 理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。统筹推 进燃煤电厂超低排放和节能改造,西部地 区具备条件的机组2020年完成改造工作。
      该文件要求,列入2019年度煤 电淘汰落后产能目标任务的机组,除地方 政府明确作为应急备用电源的机组外,应在12月底前完成拆除工作,需至少拆除锅炉、汽轮机、发电机、输煤栈桥、冷却塔、烟囱中的任两项。 同时,按照相 关要求继续做好违规建设煤电项目的清理整顿工作。
      国家能源局4月下旬发布的《关于发布2022年煤电 规划建设风险预警的通知》中,政策禁 止新建自用煤电项目的省份数量继续缩减,“增强电力(热力)供应保障能力”首次进入预警文件。
      《工作要求》围绕保供提出:按需推 进煤电应急工作,在积极 稳妥化解煤电过剩产能的同时,为妥善 应对高峰时段电力缺口,进一步提高电力、热力应急保障能力,切实维 护电力系统安全稳定运行和电力、热力的可靠供应,根据《煤电应 急备用电源管理指导意见》、《关于煤 电应急调峰储备电源管理的指导意见》等相关文件要求,指导督 促各地区落实文件要求,根据实际情况,按程序 合理安排煤电应急备用电源和应急调峰储备电源,并做好相关工作。
      与此同时,结合分 省煤电规划建设风险预警等级,电力、热力供需形势,项目建设实际情况等,研究适 时按需分类将取齐(补齐)手续的停建、缓建项目移出《关于印发2017年分省 煤电停建和缓建项目名单的通知》确定的2017年停建、缓建项目名单。
      对未列为2019年投产、应急备用电源、应急调 峰储备电源但实际并网发电的项目,相应省 级能源主管部门和项目单位将被约谈和问责,2020年不再 安排煤电投产规模。国家能 源局各派出监管机构不得颁发电力业务许可证。
      《工作要求》强调严控各 地煤电新增产能,对预警 结果不同的地区采取分类管理:装机充 裕度为红色和橙色的地区,原则上 不新安排省内自用煤电项目投产,确有需要的,有序适 度安排煤电应急调峰储备电源。装机充 裕度为绿色的地区,也要优 先利用清洁能源发电和外送电源项目,并采取省间电力互济、电量短时互补,加强需求侧管理,充分发 挥应急备用电源、应急调 峰储备电源作用等措施,减少对 新投产煤电装机的需求。确实无法满足需求的,按需适 度安排煤电投产规模。


    本文来源于:澎湃新闻

  • 近日,中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于统 筹推进自然资源资产产权制度改革的指导意见》(以下简称《意见》),明确了 统筹推进自然资源资产产权制度改革的时间表与路线图。
     
      自然资 源资产产权制度是加强生态保护、促进生 态文明建设的重要基础性制度。《意见》的出台 基于怎样的背景?自然资 源资产产权制度改革的基本思路、原则和目标是什么?改革的 任务清单又有哪些?自然资 源部综合司负责同志对此进行了解读。
     
      重大意义
     
      为生态 文明建设夯实重要基础性制度
     
      “自然资 源资产产权制度是加强生态保护、促进生 态文明建设的重要基础性制度,对完善 社会主义市场经济体制、维护社会公平正义、建设美 丽中国具有重要意义。”该负责人从中央要求、现实需 要阐述了进行自然资源资产产权制度改革的必要性。
     
      出台《意见》是中央 明确的一项重要改革任务。习近平总书记指出,要加快 健全自然资源资产产权制度,统筹推 进自然资源资产确权登记、自然生 态空间用途管制改革。李克强总理强调,要开展 健全国家自然资源资产管理体制试点,为生态 文明建设提供有力制度保障。党的十 八届三中全会提出,要健全 自然资源资产产权制度。中央印发的《生态文 明体制改革总体方案》提出,构建归属清晰、权责明确、监管有 效的自然资源资产产权制度,着力解 决自然资源所有者不到位、所有权 边界模糊等问题。中央全 面深化改革委员会2018年工作要点对制定《意见》提出了明确要求。
     
      出台《意见》是解决 自然资源资产管理突出问题的现实需要。伴随我 国经济社会发展,我国自 然资源资产产权制度逐步建立,在促进 自然资源节约集约利用和有效保护方面发挥了积极作用。尤其是 党的十八大以来,按照中央部署,自然资 源资产产权制度改革提速推进。在推进 自然资源统一确权登记、完善自 然资源资产有偿使用、健全自 然资源生态空间用途管制和国土空间规划、加强自 然资源保护修复与节约集约利用等方面进行了积极探索,同时农村集体产权、林权等 一批产权制度改革加快推进,形成了 一系列制度方案、标准规范和试点经验。
     
      “但客观看,这些改 革探索统筹协调还不够,系统性、整体性和协调性还不够,还存在与经济社会发展和生态文明建设不相适应、不协调的一些突出问题。”该负责人坦言,突出问题主要表现在资源资产底数不清、交叉严重,所有者不到位、权益不落实,权利体系不完善、权责不明晰,保护不严格、监管力度不够、产权纠纷多发等。
     
      “这些问题严重制约了自然资源资产的合理开发、高效利用、严格保护和系统修复。出台《意见》就是为了增强自然资源资产产权制度相关改革的系统性、整体性和协调性,做好自然资源资产产权制度改革的顶层设计,既集成衔接已有的各项产权相关改革内容,又查漏补缺并力求创新,解决上述突出问题,使产权制度在生态文明建设中发挥更加重要的作用。”该负责人说。
     
      基本思路
     
      加快构建中国特色自然资源资产产权制度体系
     
      《意见》明确,到2020年,基本建立归属清晰、权责明确、保护严格、流转顺畅、监管有 效的自然资源资产产权制度。如何确保改革不跑偏,此次改革的基本思路、原则和目标是什么?
     
      该负责人表示,自然资 源资产产权制度改革的基本思路,是以完善自然资源资产产权体系为重点,以落实产权主体为关键,以调查监测和确权登记为基础,着力促进自然资源集约开发利用和生态保护修复,加强监督管理,注重改革创新,加快构建系统完备、科学规范、运行高效的中国特色自然资源资产产权制度体系。
     
      “这一基本思路,突出和强化了产权的两大关键要素——权利体系和主体,突出和强化了产权的重要基础性工作——调查监测和确权登记,突出将产权制度贯穿自然资源源头保护、过程节约和末端修复的全过程。”
     
      改革要坚持哪些基本原则?该负责人从四个方面进行了解读。
     
      一是坚持保护优先、集约利用。这是坚持节约资源和保护环境的基本国策,贯彻节约优先、保护优先、自然恢复为主方针的需要,目的是发挥自然资源资产产权制度在促进经济、社会、生态效益最大化中的作用。
     
      二是坚持市场配置、政府监管。这是充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府作用的需要。通过市场与政府作用的有机结合,努力提升自然资源要素市场化配置水平,同时加强政府监管,促进自然资源权利人合理利用资源履行相关义务。
     
      三是坚持物权法定、平等保护。这是全面落实依法治国基本方略,体现物权平等保护的要求。通过完善自然资源资产产权法律体系,平等保护各类自然资源资产产权主体的合法权益,以更好发挥产权制度在生态文明建设中的激励约束作用。
     
      四是坚持依法改革、试点先行。这是基于改革涉及资源门类多、环节多、部门多、内容广、综合性、复杂性强的考量,也是坚持重大改革于法有据、坚持顶层设计与基层探索相结合的要求。既发挥改革顶层设计的指导作用,又鼓励支持地方因地制宜、大胆探索,为制度创新提供鲜活经验,实现二者有机结合、良性互动。
     
      “到2020年,基本建立归属清晰、权责明确、保护严格、流转顺畅、监管有 效的自然资源资产产权制度。”对于这一目标,该负责人详细进行了介绍。其中,归属清晰是指各类自然资源资产产权主体划分清楚、权属边界明晰。权责明确是指各类自然资源资产产权主体和使用主体的权利与责任清晰,并且要体现保护、利用和修复的权责对等。保护严格是指既要加强对自然资源资产产权的保护和救济,又要加强对自然资源资产开发利用和各类自然资源保护地的保护。流转顺畅是指通过健全自然资源资产的权利体系,完善权能和交易平台、交易规则、服务体系等,发挥市场在资源配置中的决定性作用,实现交易的顺畅、安全、高效。监管有效是指通过发挥多方面的监督作用,对自然资源资产产权、自然资源资产开发利用和保护修复全过程进行及时、全面的监督管理。
     
      主要任务
     
      夯实九大任务确保改革落地见效
     
      《意见》明确了九项具体任务,如何把握这些任务要点,该负责人进行了详细阐述。
     
      ——健全自然资源资产产权体系。这是改革的重点。针对自然资源资产权利交叉重叠、缺位遗漏及权能不完善等问题,《意见》提出推动自然资源资产所有权与使用权分离,加快构建分类科学的自然资源资产产权体系,处理好自然资源资产所有权与使用权的关系,创新自然资源资产全民所有权和集体所有权的实现形式。土地方面,落实承包土地所有权、承包权、经营权“三权分置”,开展经营权入股、抵押,探索宅基地所有权、资格权、使用权“三权分置”,加快推进建设用地地上、地表和地下分别设立使用权,促进空间合理开发利用;矿产方面,探索研究油气探采合一权利制度,加强探矿权、采矿权授予与相关规划的衔接,依据不同矿种、不同勘查阶段地质工作规律,合理延长探矿权有效期及延续、保留期限,根据矿产资源储量规模,分类设定采矿权有效期及延续期限,依法明确采矿权抵押权能,完善探矿权、采矿权与土地使用权衔接机制;海洋方面,探索海域使用权立体分层设权,加快完善海域使用权出让、转让、抵押、出租作价出资(入股)等权能,构建无居民海岛产权体系,试点探索无居民海岛使用权转让、出租等权能;完善水域滩涂养殖权利体系,依法明确权能,允许流转和抵押,理顺水域滩涂养殖的权利与海城使用权、土地承包经营权,取水权与地下水、地热水、矿泉水采矿权的关系。
     
      ——明确自然资源资产产权主体。这是改革的关键。针对自然资源资产产权主体规定不明确、所有者主体不到位、所有者权益不落实、因产权主体不清造成“公地悲剧”、收益分配机制不合理等问题,《意见》提出研究建立国务院自然资源主管部门行使全民所有自然资源资产所有权的资源清单和管理体制。探索建立委托省级和市(地)级政府代理行使自然资源资产所有权的资源清单和监督管理制度。完善全民所有自然资源资产收益管理制度,合理调整中央和地方收益分配比例和支出结构。推进农村集体所有的自然资源资产所有权确权,依法落实农村集体经济组织特别法人地位,明确农村集体所有自然资源资产由农村集体经济组织代表集体行使所有权,增强对农村集体所有自然资源资产的管理和经营能力,农村集体经济组织成员对自然资源资产享有合法权益。保证自然人、法人和非法人组织等各类市场主体依法平等使用自然资源资产、公开公平公正参与市场竞争,同等受到法律保护。
     
      ——开展自然资源统一调查监测评价。这是改革的重要基础性工作。长期以来,由于自然资源分部门管理、对各类自然资源的定义、分类、调查评价标准、周期不同等原因,导致部分自然资源底数不清,甚至交叉统计。针对上述问题,《意见》提出“三个统一”,即统一自然资源分类标准、统一自然资源调查监测评价制度、统一组织实施全国自然资源调查。同时,建立“两个制度、一个机制”,即自然资源资产核算评价制度、自然资源动态监测制度、自然资源调查监测评价信息发布和共享机制。
     
      ——加快自然资源统一确权登记。这也是改革的重要基础性工作。针对标准规范不统一、资源家底不清,资源主体不到位,边界模糊,权属不清的问题,《意见》提出要总结自然资源统一确权登记试点经验、完善确权登记办法和规则,重点推进国家公园等各类自然保护地、重点国有林区、湿地、大江大河重要生态空间确权登记工作,将全民所有自然资源资产所有权代表行使主体登记为国务院自然资源主管部门,逐步实现自然资源确权登记全覆盖,清晰界定全部国土空间各类自然资源资产的产权主体,划清各类自然资源资产所有权、使用权的边界,建立健全登记信息管理基础平台,提升公共服务能力和水平。
     
      ——强化自然资源整体保护。这是改革的重要目标。针对过去分部门管理导致的规划不协调、规划管控作用弱、生态修复与保护分散、生态保护补偿机制不健全等问题,《意见》提出要编制实施国土空间规划,划定并严守生态保护红线、永久基本农田、城镇开发边界等控制线,建立健全国土空间用途管制制度、管理规范和技术标准,对国土空间实施统一管控,强化山水林田湖草整体保护。加强陆海统筹,以海岸线为基础,统筹编制海岸带开发保护规划,强化用途管制,除国家重大战略项目外,全面停止新增围填海项目审批。对生态功能重要的公益性自然资源资产,加快构建以国家公园为主体的自然保护地体系。探索建立政府主导、企业和社会参与、市场化运作、可持续的生态保护补偿机制,对履行自然资源资产保护义务的权利主体给予合理补偿。健全自然保护地内自然资源资产特许经营权等制度,构建以产业生态化和生态产业化为主体的生态经济体系。依法依规解决自然保护地内的探矿权、采矿权、取水权、水域滩涂养殖捕捞的权利、特许经营权等合理退出问题。
     
      ——促进自然资源资产集约开发利用。这也是改革的重要目标。针对自然资源资产价格形成机制不健全、市场配置资源的决定性作用难以充分发挥、部分自然资源资产有偿使用制度不健全、自然资源资产市场流转不顺畅等问题,《意见》提出既要通过完善价格形成机制扩大竞争性出让,发挥市场配置资源的决定性作用,又要通过总量和强度控制,更好发挥政府管控作用。深入推进全民所有自然资源资产有偿使用制度改革,加快出台国有森林资源资产和草原资源资产有偿使用制度改革方案。全面推进矿业权竞争性出让,调整与竞争性出让相关的探矿权、采矿权审批方式。健全水资源资产产权制度,根据流域生态环境特征和经济社会发展需求确定合理的开发利用管控目标,着力改变分割管理、全面开发的状况,实施对流域水资源、水能资源开发利用的统一监管。完善自然资源资产分等定级价格评估制度和资产审核制度。完善自然资源资产开发利用标准体系和产业准入政策,将自然资源资产开发利用水平和生态保护要求作为选择使用权人的重要因素并纳入出让合同。统筹推进自然资源资产交易平台和服务体系建设,促进自然资源资产流转顺畅、交易安全、利用高效。
     
      ——推动自然生态空间系统修复和合理补偿。这同样是改革的重要目标。针对生态修复规划缺失,修复的系统性与综合性不足以及生态环境损害赔偿制度不完善等问题,《意见》提出编制实施国土空间生态修复规划,建立健全山水林田湖草系统修复和综合治理机制。坚持谁破坏、谁补偿原则,建立健全依法建设占用各类自然生态空间和压覆矿产的占用补偿制度,严格占用条件,提高补偿标准。落实和完善生态环境损害赔偿制度,由责任人承担修复或赔偿责任。对责任人灭失的,遵循属地管理原则,按照事权由各级政府组织开展修复工作。按照谁修复、谁受益原则,通过赋予一定期限的自然资源资产使用权等产权安排,激励社会投资主体从事生态保护修复。
     
      ——健全自然资源资产监管体系。这是改革的重要实现途径。针对自然资源资产产权监管制度不完善、自然资源资产管理考核评价体系缺失、社会监督作用不足等问题,《意见》提出要发挥人大、行政、司法、审计和社会监督作用,创新管理方式方法,形成监管合力。加强自然资源督察机构对国有自然资源资产的监督,国务院自然资源主管部门按照要求定期向国务院报告国有自然资源资产报告。各级政府按要求向本级人大常委会报告国有自然资源资产情况,接受权力机关监督。建立科学合理的自然资源资产管理考核评价体系,开展领导干部自然资源资产离任审计,落实完善党政领导干部自然资源资产损害责任追究制度。完善自然资源资产产权信息公开制度,强化社会监督。建立自然资源行政执法与行政检察衔接平台。完善自然资源资产督察执法体制,严肃查处自然资源资产产权领域重大违法案件。
     
      ——完善自然资源资产产权法律体系。这是改革的重要保障。针对当前自然资源资产法律体系不完善,产权纠纷解决机制协调不够,难以满足经济社会发展、生态文明建设与依法治国的需要等问题,《意见》提出全面清理涉及自然资源资产产权制度的法律法规,对不利于生态文明建设和自然资源资产产权保护的规定提出具体废止、修改意见,根据自然资源资产产权制度改革进程,推进各门类自然资源资产法律法规的“立改废释”。建立健全协商、调解、仲裁、行政裁决、行政复议和诉讼等有机衔接、相互协调、多元化的自然资源资产产权纠纷解决机制。全面落实公益诉讼和生态环境损害赔偿诉讼等法律制度,构建自然资源资产产权民事、行政、刑事案件协同审判机制。
     
      这位负责人表示,下一步,自然资源部将建立实施《意见》的工作机制,切实推动改革任务的落地实施。


                                                                                                                            (本文来源于:自然资源部网站)

  • 发改价格〔2019〕761号

     

    各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生 产建设兵团发展改革委、物价局,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:

      为科学合理引导新能源投资,实现资源高效利用,促进公平竞争和优胜劣汰,推动光伏发电产业健康可持续发展,现就完善光伏发电上网电价机制有关问题通知如下。

      一、完善集中式光伏发电上网电价形成机制

      (一)将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价。综合考虑技术进步等多方面因素,将纳入国家财政补贴范围的I~III类资源 区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.40元(含税,下同)、0.45元、0.55元。

      (二)新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定,不得超过所在资源区指导价。市场竞 争方式确定的价格在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部 分由国家可再生能源发展基金予以补贴。

      (三)国家能 源主管部门已经批复的纳入财政补贴规模且已经确定项目业主,但尚未 确定上网电价的集中式光伏电站(项目指标作废的除外),2019年6月30日(含)前并网的,上网电价按照《关于2018年光伏 发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)规定执行;7月1日(含)后并网的,上网电 价按照本通知规定的指导价执行。

      (四)纳入国家可再生能源电价附加资金补助目录的村级光伏扶贫电站(含联村电站),对应的I~III类资源区上网电价保持不变,仍分别按照每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元执行。

      二、适当降低新增分布式光伏发电补贴标准

      (一)纳入2019年财政补贴规模,采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式(即除户用以外的分布式)光伏发电项目,全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.10元;采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目,按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的工商业分布式项目,市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价,且补贴标准不得超过每千瓦时0.10元。

      (二)纳入2019年财政补贴规模,采用“自发自用、余量上网”模式和“全额上网”模式的户用分 布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。

      (三)鼓励各地出台针对性扶持政策,支持光伏产业发展。

      本通知自2019年7月1日起执行。

     

    国家发展改革委

    2019年4月28日

  •     4月29日下午,国家能源局在京召开新闻发布会,解读《能源行业深入推进依法治理工作的实施意见》《关于做好水电开发利益共享工作的指导意见》,发布1-3月可再生能源并网运行情况、1-3月12398投诉举报受理情况,介绍2019年电力行业防汛抗旱工作情况及电力安全文化建设年活动情况,并回答记者提问。

        [新能源和可再生能源司副司长 梁志鹏]各位媒体朋友,大家下午好!首先感谢大家一直以来对国家能源局新能源司工作的大力支持和对可再生能源行业的高度关注。刚才主持人讲了新能源司今天主要发布两项内容:第一项是2019年一季度可再生能源并网运行情况,第二项:解读《关于做好水电开发利益共享工作的指导意见》。下面,我向大家介绍一下今年一季度可再生能源并网运行情况。

        一、可再生能源整体发展情况

        今年一季度,在去年可再生能源并网运行有较大改善的基础上,国家能源局组织有关方面按照《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《清洁能源消纳行动计划(2018-2020)》,积极采取措施加大力度消纳可再生能源,特别是国网公司、南网公司、内蒙古电力公司等采取多种技术和运行管理措施,不断提升系统调节能力,优化调度运行,使可再生能源利用率显著提升,弃水、弃风、弃光状况持续缓解。

        可再生能源装机规模持续扩大。截至一季度末,我国可再生能源发电装机达到7.4亿千瓦,一季度新增1124万千瓦;其中,水电装机达到3.53亿千瓦、风电装机1.89亿千瓦、光伏发电装机1.80亿千瓦、生物质发电装机1878万千瓦,一季度新增发电装机分别为29万千瓦、478万千瓦、520万千瓦和97万千瓦。

        可再生能源利用水平显著提高。一季度,可再生能源发电量达3885亿千瓦时,同比增长13%;可再生能源发电量约占全部发电量的23.2%,同比上升1.2个百分点。其中,水电2159亿千瓦时,同比增长12%;风电1041亿千瓦时,同比增长6.3%;光伏发电440亿千瓦时,同比增长26%;生物质发电245亿千瓦时,同比增长16.7%。一季度,全国基本无弃水。

        二、水电并网运行情况

        一季度,全国新增水电并网容量29万千瓦,新增装机较多的省份为湖南(20万千瓦)、河南(5万千瓦)和浙江(2万千瓦),占全部新增装机的93.1%。截至3月底,全国水电装机容量约3.53亿千瓦(其中抽水蓄能2999万千瓦)。

        一季度,全国水电发电量2159亿千瓦时,同比增长12%。分省份看,水电发电量排名前五位的省(区)依次为四川(564亿千瓦时)、云南(489亿千瓦时)、湖北(235亿千瓦时)、广西(135亿千瓦时)和贵州(134亿千瓦时),这五个省的合计水电发电量占全国水电发电量的72%。

        一季度,全国水电平均利用小时数为691小时,同比增加74小时。

        三、风电并网运行情况

        一季度,全国风电新增装机约478万千瓦,继续保持平稳增长势头,中东部和南方地区占比超过50%,新增装机较大的省份是青海、河南和河北,分别为68万千瓦、66万千瓦、45万千瓦。一季度末,全国风电累计装机1.89亿千瓦,其中中东部和南方地区占34.8%,“三北”地区占65.2%。

        一季度,全国风电发电量1041亿千瓦时,同比增长6.3%;全国风电平均利用小时数556小时。

        一季度,全国平均弃风率4%,同比下降4.5个百分点。弃风限电严重地区的形势均有所好转,其中新疆弃风率15.2%,甘肃弃风率9.5%,内蒙古弃风率7.4%。

        四、光伏发电并网运行情况

        一季度,全国光伏新增装机520万千瓦,其中,光伏电站240万千瓦,分布式光伏280万千瓦。从新增装机布局看,华南地区新增装机55.9万千瓦,华北地区新增装机145.7万千瓦,东北地区新增装机8.2万千瓦,华东地区新增装机147.6万千瓦,华中地区新增装机79.8万千瓦,西北地区新增装机82.5万千瓦。

        一季度,全国光伏发电量440亿千瓦时,同比增长26%;全国光伏平均利用小时数240小时;平均利用小时数较高的地区为东北地区(358小时),西北地区(286小时),其中蒙东421小时、四川413小时、蒙西387小时、黑龙江361小时。

        一季度,全国弃光率2.7%,同比下降1.7个百分点。弃光主要集中在新疆、甘肃和青海,其中,新疆(不含兵团)弃光率12%,甘肃弃光率7%,青海弃光率5%。

        五、生物质发电并网运行情况

        一季度,生物质发电新增装机97万千瓦,累计装机达到1878万千瓦,同比增长19.2%;一季度生物质发电量245亿千瓦时,同比增长16.7%,继续保持稳步增长势头。

        以上就是2019年一季度可再生能源并网运行情况。下面,我简要介绍一下《关于做好水电开发利益共享工作的指导意见》。

                                                                                    (本文来源于国家能源局官网)

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    (来源于国家能源局官网)

  • 3月28日,国家能源局在北京组织召开2019年全国电力系统运行方式汇报分析会暨并网电厂涉网安全管理联席会议第一季度例会,分析研判2019年度电力系统运行的主要特点及风险,加强厂网协调,强化电网安全监管工作。局党组成员、副局长刘宝华出席会议并讲话。

        会议指出,2018年,在党中央、国务院的正确领导下,国家能源局及其派出能源监管机构组织各电力企业开展了电网安全风险识别、分级、监测、控制等工作,加强电网安全风险管控,落实各项风险管控措施,整治了一批安全隐患,全国电网安全风险整体可控、在控,确保了电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。

        会议强调,针对近期严峻的安全生产形势,电力行业各单位要认真贯彻落实习近平总书记关于安全生产的重要指示精神,按照国务院安委会、国家防汛抗旱总指挥部、应急管理部和国家能源局有关工作部署,重点做好危险化学品安全综合治理、防汛抗旱、电力建设工程施工安全保障、迎峰度夏期间电力系统安全稳定运行、安全风险排查梳理等五方面工作。

        会议要求,各有关单位要根据2019年电网运行主要特点及风险情况,进一步加强电网安全风险管控,扎实开展电力设备安全专项监管,继续深入推进并网电厂涉网安全管理,推进解决直流输电与油气管道相互影响问题,加强电力应急保障,全力确保电网安全稳定运行。

        国家能源局有关司、各派出能源监管机构、中电传媒负责同志及有关电力企业相关负责同志参加会议。

                                                           (本文来源:国家能源局官网)

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