国家能源局

国家能源局（共9篇）

1.国家能源局 篇一

附件

2017年能源工作指导意见

2017年是全面实施“十三五”规划的重要一年，是供给侧结构性改革的深化之年。要深入贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，牢固树立和落实“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，遵循“四个革命、一个合作”的能源发展战略思想，落实中央经济工作会议战略部署，以推进能源供给侧结构性改革为主线，以提高供给质量和效益为中心，着力化解和防范过剩产能，着力推进能源清洁开发利用，着力补上能源发展短板，为经济社会发展提供坚强的能源保障，以优异成绩迎接党的十九大胜利召开。

一、主要发展目标

（一）能源消费

全国能源消费总量控制在44亿吨标准煤左右。非化石能源消费比重提高到14.3%左右，天然气消费比重提高到6.8%左右，煤炭消费比重下降到60%左右。

（二）能源供应

全国能源生产总量36.7亿吨标准煤左右。煤炭产量36.5亿吨左右，原油产量2.0亿吨左右，天然气产量1700亿立方

米左右（含页岩气产量100亿立方米左右）。

（三）能源效率

单位国内生产总值能耗同比下降5.0%以上。燃煤电厂平均供电煤耗314克标准煤/千瓦时，同比减少1克。完成煤电节能改造规模6000万千瓦。

二、重点任务

（一）化解防范产能过剩

坚定不移落实去产能工作部署，加快淘汰落后产能，稳步发展先进产能，提高产能利用效率，促进生产能力与实际产出相匹配。

继续化解煤炭产能过剩。运用市场化、法治化手段化解产能过剩，科学合理确定去产能目标，严格落实公示公告、停产关闭、证照注销、检查验收等工作程序。进一步提高安全、环保、技术等标准，淘汰一批灾害严重、资源枯竭、技术装备落后、不具备安全生产条件、不符合煤炭产业政策的煤矿，全年力争关闭落后煤矿500处以上，退出产能5000万吨左右。按照减量置换原则，有序发展先进产能。规范煤矿生产建设秩序，加大未批先建、超能力生产等违规行为治理力度。完善煤矿产能登记公告制度，将公告范围从生产煤矿延伸至建设煤矿，实现全口径产能公告。

有效防范和化解煤电产能过剩风险。按照清理违规、严控增量、淘汰落后的原则，制订实施“稳、准、狠”的措施，到2020年煤电装机总规模控制在11亿千瓦以内。坚决清理违规项目，未核先建、违规核准等违规建设项目一律停止建设。继续实施煤电规划建设风险预警机制，严格落实缓核、缓建等调控措施。根据受端地区电力市场需求，有序推进跨区输电通道建设，按需同步配套建设煤电基地外送项目。积极推进放开发用电计划，合理引导投资建设预期。继续加大淘汰落后煤电机组力度，重点淘汰改造后仍不符合能效环保要求的机组，2017年预计淘汰规模400万千瓦以上。

推进油品质量升级。2017年1月1日起，全国全面供应国五标准车用汽油（含E10乙醇汽油）、车用柴油（含B5生物柴油）。2017年7月1日起，全国全面供应硫含量不大于50ppm的普通柴油。做好2018年1月1日起全国全面供应硫含量不大于10ppm的普通柴油准备工作。开展成品油质量升级专项监督检查，保障清洁油品市场供应。依据车用汽油、车用柴油国六标准，加快出台新版车用乙醇汽油和生物柴油标准，开展相关升级改造。适度扩大生物燃料乙醇生产规模和消费区域。

（二）推进非化石能源规模化发展

围绕实现“十三五”规划目标，着力解决弃风、弃光、弃水等突出问题，促进电源建设与消纳送出相协调，提高清洁低碳能源发展质量和效益。

积极发展水电。加快建设金沙江、雅砻江、大渡河等大

型水电基地。加强西南水电外送华南、华中和华东等区域输电通道建设，统筹推进金中、滇西北、川电外送第三通道等工程项目。建立水能利用监测体系，及时分析预警水能利用和弃水情况。建立健全水电开发利益共享机制，制订实施《少数民族地区水电工程建设征地移民安置规划设计规定》。

稳步发展风电。优化风电建设开发布局，新增规模重心主要向中东部和南方地区倾斜。严格控制弃风限电严重地区新增并网项目，发布2017风电行业预警信息，对弃风率超过20%的省份暂停安排新建风电规模。有序推动京津冀周边、金沙江河谷和雅砻江河谷风光水互补等风电基地规划建设工作。加快海上风电开发利用。

安全发展核电。积极推进具备条件的核电项目建设，按程序组织核准开工。有序启动后续沿海核电项目核准和建设准备，推动核电厂址保护和论证工作。继续实施核电科技重大专项，推进高温气冷堆示范工程建设。稳妥推动小型堆示范项目前期工作，积极探索核能综合利用。

大力发展太阳能。继续实施光伏发电“领跑者”行动，充分发挥市场机制作用，推动发电成本下降。调整光伏电站发展布局，严格控制弃光严重地区新增规模，对弃光率超过5%的省份暂停安排新建光伏发电规模。稳步推进太阳能热发电首批示范项目。

积极开发利用生物质能和地热能。推进生物天然气产业

化示范，抓好黑龙江垦区、新疆维吾尔自治区、新疆生产建设兵团等示范项目建设，积极发展能源、农业和环保“三位一体”生物天然气县域循环经济。加快相关标准体系建设，推进生物天然气和有机肥商品化产业化。制订出台关于推进农林生物质发电全面转向热电联产的产业政策，提高生物质资源利用效率。建立生物质发电项目布局规划监测体系，新建项目纳入省级规划管理。推广地热能供暖、制冷，发挥地热能替代散烧煤、促进大气污染防治的作用。

（三）推进化石能源清洁开发利用

推广先进适用技术，加快传统能源产业转型升级，着力创新能源生产消费模式，夯实化石能源发展基础，增强能源安全保障能力。

推进煤炭绿色高效开发利用。推广充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采等绿色开采技术，推进采煤沉陷区综合治理。推广先进技术装备，提升煤矿机械化、信息化、智能化“三化”水平。实施粉尘综合治理，降低采煤粉尘排放。大力发展煤炭洗选加工，提升商品煤质量，原煤入选率提高到70%。实施煤电超低排放改造和节能改造，2017年底前东部地区具备条件的机组全部完成超低排放和节能改造。

提高油气保障能力。全面实施油气科技重大专项“十三五”计划，重点支持陆上深层、海洋深水和非常规油气勘探开发重大理论技术创新。加强用海协调，进一步推动海洋油气

勘探开发。推进页岩气国家级示范区新产能建设，力争新建产能达到35亿立方米。加快天然气主干管道互联互通工程建设，提高天然气保供能力。推进煤层气勘探开发利用重大工程，加快沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、贵州毕水兴等煤层气产业化基地建设。加快煤层气（煤矿瓦斯）输送利用设施建设，因地制宜发展煤层气压缩和液化，推广低浓度瓦斯发电。推进国家石油储备基地建设，有序开展国储原油收储工作，提升国家石油储备能力。

扩大天然气利用。制订实施《关于加快推进天然气利用的意见》，推进城镇燃气、燃气发电、工业燃料、交通燃料等重点领域的规模化利用。推动天然气与可再生能源融合发展，在四川、江苏、广东等地区实施天然气融合发展示范工程。推进京津冀大气污染防治重点地区气化工程。推动长三角地区船用燃料天然气替代，推进车船用天然气和江海联运试点。积极推动天然气大用户直供。大力推进天然气分布式能源发展。

（四）补强能源系统短板

针对调峰能力不足、运行效率不高、基础设施薄弱等瓶颈制约，着力优化能源系统，着力完善相关政策措施，增强系统协调性和灵活性，提高能源系统效率。

加强调峰能力建设。完成煤电机组灵活性改造试点，进一步扩大改造范围。研究实施煤电机组参与调峰激励机制，建立健全辅助服务（市场）补偿机制。扎实推进规划内抽水蓄能电站建设，研究调整抽水蓄能峰谷电价机制。调整部分省区抽水蓄能电站选点规划，优化发展布局。加快用电负荷集中、天然气供应充足地区的天然气调峰电站建设。大力推进天然气调峰储气库建设。制订实施《关于促进储能技术与产业健康发展的指导意见》，建立储能技术系统研发、综合测试和工程化验证平台，推进重点储能技术试验示范。

加强能源输送通道建设。根据受端市场需求，统筹考虑电源建设进度、电网调峰能力以及电力市场改革等有关因素，研究建设跨省跨区外送输电通道。推动中俄东线天然气管道、陕京四线、新疆煤制气外输管道建设，做好川气东送二线、蒙西煤制气外输管道等项目前期工作。加快重点地区和气化率较低地区油气管道建设。推进页岩气等非常规天然气配套外输管道建设。

推进智能电网建设。制订实施《关于推进高效智能电力系统建设的实施意见》，配套制订各省（区、市）具体工作方案。研究制订《智能电网2030战略》，推动建立智能电网发展战略体系。制订实施《微电网管理办法》，积极推进新能源微电网、城市微电网、边远地区及海岛微电网建设。

（五）加强生产建设安全管理

坚持“以人为本”的安全发展理念，坚持预防为主、管防结合的基本原则，健全完善“国家监察、地方监管、企业负责” 的工作机制，牢牢守住安全生产这条红线。

加强电力安全监管。印发实施《关于推进电力安全领域改革发展的意见》，修订完善《电力安全生产监督管理办法》。开展重点区域、重点环节、关键部位隐患排查治理和重大危险源检测、评估和监控，守住人身、设备、大坝等基本安全底线，坚决遏制重特大事故发生。加强电网安全风险分析预警，强化重要输电通道、重要设备设施安全监管。加强并网安全监管，增强电网应对严重故障能力。加强网络信息安全工作，确保关键信息基础设施和重要信息系统安全可靠运行。加强电力建设工程施工安全和工程质量监管，修订完善《电力建设工程施工安全监督管理办法》。建立健全大面积停电事件应急预案体系，完善生产经营活动突发事件应急预案体系，开展大型城市电力综合应急演练。做好党的十九大期间等重要时期保电工作。完善电力安全监管工作机制，加强执法能力建设。

加强油气储运设施安全管理。加强国家石油储备基地安全管理。建立健全安全管理制度，完善安全风险防控体系。建立国储基地突发事件信息报告机制。强化国储基地建设项目安全管理，研究制订相关制度标准。推进油气输送管道保护。研究起草管道保护工作指导意见，研究制订油气管道完整性管理评价考核办法，推动建立长输油气管道保护工作机制。推动管道安全应急体系建设，扎实做好地质灾害周期性

评价。

提升煤矿安全生产水平。安排中央预算内资金30亿元，专项支持煤矿安全改造、重大灾害治理示范工程建设。组织开展瓦斯灾害严重和事故多发地区专家“会诊”，研究提出治理工作方案。推进新疆煤田火区治理工作，加强乌鲁木齐大泉湖、托克逊乌尊布拉克和米泉三道坝等重点火区治理，保护火区内煤炭资源、巩固灭火工作成果。

确保核电建设运行安全。组织开展“核电安全管理提升年”活动，实施为期一年的核电安全专项整治行动，排查安全漏洞，消除安全隐患。加强核电站应急、消防和操纵人员考核管理，强化核电厂建设运行经验交流反馈，全面提升核事故应急管理和响应能力，确保在运在建机组安全可控。加强核电科普宣传。

（六）推进能源技术装备升级

加大科技创新政策支持力度，加强能源科技攻关和先进技术装备推广应用，推动取得重点突破，切实增强产业发展核心竞争力。

加强关键技术攻关。在核电、新能源、页岩气、煤层气、燃气轮机及高温材料、海洋油气勘探等领域，推动自主核心技术取得突破。在太阳能光热利用、分布式能源系统大容量储能等领域，推动应用技术产业化推广。围绕推进可再生能源、先进核电、关键材料及高端装备可持续发展，研究设立

国家能源研发机构，建立健全相关管理机制。

深化能源装备创新发展。全面落实《中国制造2025—能源装备实施方案》，着力提升能源供应安全保障、非化石能源发展和化石能源清洁高效利用等重点领域装备制造水平。制订实施关于推动能源装备攻关和示范应用的支持政策。制订实施《关于依托能源工程推进燃气轮机创新发展的若干意见》。继续推动海洋平台用燃气轮机、特高压输电套管、超超临界火电机组关键设备、天然气长输管线压缩机组、核电关键泵阀和仪控、煤炭深加工大型空分等装备试验示范。编制能源装备自主创新推荐目录。

加强标准体系建设。组织修订普通柴油、车用乙醇汽油调合组分油和生物柴油标准。推动发布落实《“华龙一号”国家重大工程标准化示范项目实施方案》。制订实施《少数民族地区水电工程建设征地移民安置规划设计规定》有关标准。推动“互联网+”智慧能源、电动汽车充电设施、太阳能发电、天然气发电、储能以及能源安全生产等领域有关标准制（修）订工作。推动天然气计量方法与国际接轨。推进强制性节能、先进领跑等标准体系建设。推进能源领域深化标准化改革有关专项工作。

（七）加强能源行业管理

切实转变政府职能，加强能源法治建设，深化电力、油气等重点领域改革，进一步消除体制机制障碍、增加有效制

度供给，努力营造良好发展环境。

推进能源法治建设。积极推动《能源法》《电力法（修订）》《核电管理条例》等送审稿修改完善工作。加快推进《国家石油储备条例》《能源监管条例》立法工作。做好《石油天然气法》《可再生能源法（修订）》和《煤炭法（修订）》立法研究工作。发挥行业协会和大型企业优势，推进能源行业普法和依法治企。

深化重点领域改革。组织实施《电力中长期交易基本规则（暂行）》，积极推进电力市场化交易，有序扩大直购电交易规模。推进区域电力市场建设和电力交易机构规范运行，做好京津冀电力市场试点等有关工作。有序开展增量配电业务试点，鼓励社会资本参与投资。完善电力辅助服务市场运营规则，继续推进东北、华东区域以及山西、福建等地电力辅助服务市场试点工作。制订出台《节能低碳电力调度办法》，加强跨省跨区优化调度。研究实施可再生能源电力配额制和绿色电力证书交易机制，探索建立绿色电力证书发放和交易体系。加快石油天然气体制改革，推动出台《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》。研究制订管道网运分离等配套文件和专项实施方案。推进上海、重庆等石油天然气交易中心建设。加快新疆能源综合改革试点，总结经验适时推广。

推进“放管服”改革。按照国务院统一部署，继续做好能

源领域行政审批事项取消、下放工作，推动实施能源投资项目负面清单管理机制。研究推动能源投资项目行政审批机制创新，探索建立以竞争性方式确立项目业主的新机制。按照有关要求，发布试行《国家能源局权力和责任清单》。开展行政许可标准化建设，编制发布《国家能源局行政许可标准化工作指南》。持续推进“双随机、一公开”监管改革，实现检查事项全覆盖，大力推进阳光审批。稳定政策预期和市场预期，积极推动油气勘察开采、油气管网、配电网等领域向民间资本开放。

强化市场秩序监管。制订实施《电力市场监管实施办法（暂行）》。加强电力调度交易与市场秩序监管，促进节能低碳调度、电网公平开放、交易规范和信息公开。加强电力价格成本和典型电网工程投资成效监管，推动跨省输电价格定价成本监审和价格审核。做好供电监管，推动提升供电服务水平。加强油气管网设施公平开放监管，推动油气管网和液化天然气设施向第三方公平开放。完善市场监管行政执法工作机制。加强12398能源监管热线管理。研究修订《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》，严把承装（修、试）电力设施市场准入关口。建立健全能源行业信用信息平台，落实联合激励与惩戒机制，推进能源行业信用体系建设。

（八）拓展能源国际合作

坚持“走出去”与“引进来”相结合，着力打造具有国际竞

争力的能源装备品牌，着力增强开放条件下能源安全保障能力，着力加强基础设施互联互通，全方位拓展能源国际合作。

深入拓展国际油气合作。推进中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲和亚太五大油气合作区开发建设，加大与重点国家油气合作开发力度。完善西北、东北、西南和海上四大油气运输通道，加强安全风险防控，提升通道安全可靠运输能力。稳妥推进亚太、欧洲、北美油气运营中心建设，积极发展集贸易、加工、仓储和运输为一体的海外油气运营模式。

促进与周边国家电力互联互通。积极谋划西南联网，稳步探索东北联网。加强周边国家互联互通研究，深化与有关国家战略对接，制订大湄公河次区域国家及其他周边国家电力联网规划，合作开展区域电网升级改造，适时推进跨境联网工程建设。推进合作区域电力交易市场建设。

推动核电“走出去”。推进巴基斯坦卡拉奇项目建设，做好后续合作有关工作。推动英国核电项目实施，推进“华龙一号”英国通用设计评审。统筹协调做好我参与法国阿海珐重组工作。加强与俄罗斯、美国等国的核电技术合作。稳步推进阿根廷、土耳其、罗马尼亚等国核电项目合作。

拓宽国际能源合作领域。制订实施《关于推进能源装备国际产能合作指导意见》，完善政府间合作等工作机制。以“一带一路”国家和地区为重点，积极开拓非洲、南美洲和欧美发达国家市场，鼓励企业参与煤炭、煤电、水电、新能源、煤化工、输变电等国外项目建设，推动能源技术、装备、服务和标准“走出去”。推动建立海外装备研发、生产和维修服务体系。

积极参与全球能源治理。深化与重点国家的双边能源合作，积极参与多边框架下的能源合作。加强与国际能源署、国际能源论坛、国际可再生能源署、能源宪章等国际能源组织的合作，促进能源政策信息、人力资源等国际交流。推动实施中国—东盟清洁能源能力建设计划，推动成立中国—阿盟清洁能源培训中心和中国—中东欧（16+1）能源项目对话与合作中心。做好世贸组织《政府采购协议》谈判有关工作。

（九）着力提高能源民生福祉

围绕人民群众普遍关心的冬季供暖、大气污染、光伏扶贫等问题，加大政策支持和供应保障工作力度，加强重点用能领域基础设施建设，积极推广清洁便利的能源消费新模式，促进能源发展更好惠及社会民生。

大力推进北方地区冬季清洁取暖。按照企业为主、政府推动、居民可承受的方针，宜气则气、宜电则电，尽可能利用清洁能源，加快提高清洁供暖比重。编制实施《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2020年）》。加大气源供应保障力度，加强重点输气管线工程和储气工程建设，确保供暖期天然气供应保障安全。积极发展电能供热，推广电热膜、地暖和热泵供暖等新模式。继续发展背压热电等热电联产供

热。加强供气管网、配电线路建设，加快构建范围更广、能力更强的终端管线网络，推动解决“最后一公里”等制约清洁供暖的突出问题。

深入推进电网改造升级。继续实施新一轮农网改造升级，完成小城镇中心村电网改造，实现平原地区机井通电全覆盖，贫困村基本通动力电。实施200个小康电示范县建设。启动实施藏区百个县城电网改造升级及电气化工程，实施藏区百所农村学校清洁供暖示范工程建设。加快实施百个边防部队电网建设，推进军营电气化。优化直辖市、省会城市和计划单列市城市配电网布局，推进高可靠性示范区与新城镇化示范区建设。

精准实施光伏扶贫工程。总结第一批光伏扶贫工程经验，组织实施第二批光伏扶贫工程。进一步优化光伏扶贫工程布局，优先支持村级扶贫电站建设，对于具备资金和电网接入条件的村级电站，装机规模不受限制。加强并网消纳、费用结算等统筹协调工作，确保项目建设运营落实到位。

做好大气污染防治能源保障工作。全部建成12条大气污染防治重点输电通道，增加重点地区外输电力供应。推进京津冀及周边地区、长三角等区域电能替代，进一步提高电能消费比重。增加重点地区天然气供应，积极推广“煤改气”“油改气”等替代工程。做好散煤治理有关工作。

扎实推进电能替代。推动完善峰谷电价机制，鼓励用户

在低谷期使用电力储能蓄热。探索建立电力富余地区电能替代用户与风电等发电企业直接交易机制，扩大直接交易规模。支持港口岸电设施建设，研究建立岸电供售电机制。建立充电收益分配机制，增加居民小区供电容量，加快推进居民区充电桩建设。加快公用建筑和公共场所充电设施建设。完善京津冀、长三角、珠三角等重点区域城际高速公路快充网络。推进充电设施互联互通示范项目建设。升级公共充电设施新国标，2017年所有新建公共充电设施执行新国标。开展充电设施发展经验交流。

三、能源重大工程

（一）能源结构调整工程

水电。积极推进已开工水电项目建设，年内计划建成澜沧江苗尾、大渡河长河坝、猴子岩等水电站，新增装机规模1000万千瓦。扎实推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工建设金沙江白鹤滩、巴塘、拉哇，澜沧江托巴等水电站，新开工规模力争达到3000万千瓦。

核电。积极推进已开工核电项目建设，年内计划建成三门1号机组、福清4号机组、阳江4号机组、海阳1号机组、台山1号机组等项目，新增装机规模641万千瓦。积极推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工8台机组。扎实推进三门3、4号机组，宁德5、6号机组，漳州1、2号机组，惠州1、2号机组等项目前期工作，项目规模986万千瓦。

风电。稳步推进风电项目建设，年内计划安排新开工建设规模2500万千瓦，新增装机规模2000万千瓦。扎实推进部分地区风电项目前期工作，项目规模2500万千瓦。

太阳能发电。积极推进光伏、光热发电项目建设，年内计划安排新开工建设规模2000万千瓦，新增装机规模1800万千瓦。有序推进部分地区项目前期工作，项目规模2000万千瓦。

（二）煤炭清洁高效利用工程

煤电超低排放和节能改造。继续深入推进改造工作，年内计划完成超低排放改造规模8000万千瓦，完成节能改造规模6000万千瓦。

煤炭深加工。扎实推进已开工示范项目建设，年内计划全面建成神华宁煤煤炭间接液化（400万吨/年）、潞安矿业高硫煤一体化清洁利用一期工程（100万吨/年）等示范项目。有序推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工建设苏新能源和丰煤制天然气、内蒙古伊泰煤炭间接液化等示范项目。做好伊泰伊犁煤炭间接液化、贵州渝富毕节（纳雍）煤炭间接液化等项目前期工作。

（三）能源系统补短板工程

煤电参与调峰改造。扩大煤电参与调峰改造试点范围，全年计划实施改造规模2000万千瓦以上，计划增加调峰能力400万千瓦。

调峰用天然气电站。在负荷集中和天然气气源有保障的地区，建设天然气调峰电站，年内计划新增装机规模100万千瓦。

抽水蓄能电站。积极推进已开工项目建设，年内计划建成投产江苏溧阳、广东深圳、海南琼中等抽水蓄能电站，新增装机规模200万千瓦。扎实推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工建设浙江宁海、湖南平江、内蒙古芝瑞等抽水蓄能电站项目，新开工规模力争达到1000万千瓦。

储能。积极推进已开工项目建设，年内计划建成苏州辉腾、西藏尼玛、大连融科（部分）、比亚迪长沙园区、山西阳光、贵州毕节等储能项目。扎实推进南都电源镇江能源互联网、苏州高景科技、苏州锦祥、苏州工业园区、南都电源、阳光电源、阳光三星与天合光能、中天科技、大连融科（部分）等具备条件的项目。做好二连浩特、猛狮科技、协鑫集成等储能电站项目前期工作。

天然气调峰设施。积极推进金坛盐穴、双

6、相国寺等已投运储气库扩容达容，推进中原文23等地下储气库建设，年内计划开工建设中原文

23、华北及大港储气库扩容改造，全年新增工作气量3亿立方米以上。

跨省跨区输电通道。积极推进已开工项目建设，年内计划新增500千伏及以上变电容量（含换流容量）1.36亿千伏安，新增输电线路1.47万公里。扎实推进具备条件项目的核

准建设。

油气管网。积极推进已开工项目建设，年内计划建成中俄原油管道二线、陕京四线。扎实推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工建设中俄东线天然气管道（控制性工程已开工）、新疆煤制气外输管道潜江—韶关段。

（四）能源消费模式创新工程

电能替代。在燃煤锅炉、窑炉、港口岸电等重点替代领域，实施一批电能替代工程，全年计划完成替代电量900亿千瓦时。

天然气替代。在京津冀“禁煤区”和煤炭质量控制区，在落实气源的前提下，实施民用、工业“煤改气”工程。推广车船等交通工具领域“油改气”工程。

电动汽车充电设施。积极推进充电桩建设，年内计划建成充电桩90万个。其中，公共充电桩10万个，私人充电桩80万个。

（五）能源惠民利民工程

农村电网改造升级。年内计划开工建设项目1400个，投资规模410亿元，其中中央预算内投资90亿元。计划建成项目1900个，投资规模630亿元，其中中央预算内投资85亿元、专项建设基金49亿元。

光伏扶贫。年内计划安排光伏扶贫规模800万千瓦，惠及64万建档立卡贫困户。其中，村级电站200万千瓦，惠

及40万建档立卡贫困户；集中式电站600万千瓦，惠及24万建档立卡贫困户。

各省（区、市）能源主管部门、各能源企业，要认真贯彻党中央、国务院关于能源工作的决策部署，围绕稳增长、促改革、调结构、惠民生、防风险等重点工作，积极主动作为，狠抓任务落实。国家能源局各部门，要细化制订工作实施方案，具体明确时间表和路线图，进一步加强统筹协调和监督检查，凝聚形成全行业工作合力，为做好全年能源工作营造良好的发展环境。

2.国家能源局 篇二

日前, 国家能源局发布《关于在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式的通知》 (以下简称《通知》) , 明确在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式 (PPP) , 鼓励和引导社会资本投资能源领域, 有效提高能源领域公共服务水平。能源领域推广PPP主要适用于政府负有提供责任又适宜市场化运作的公共服务、基础设施类项目。

《通知》明确, 能源领域推广PPP的范围至少有三大类:一是电力及新能源类项目, 包括供电或城市配电网建设改造、农村电网改造升级、充电基础设施建设运营、分布式能源发电项目、微电网建设改造、智能电网项目、储能项目、光伏扶贫项目、水电站项目、电能替代项目、核电设备研制与服务领域等;二是石油和天然气类项目, 包括油气管网主干或支线、城市配气管网和城市储气设施、液化天然气 (LNG) 接收站、石油和天然气储备设施等;三是煤炭类项目, 包括煤层气输气管网、储气库、瓦斯发电等。

《通知》提出, 要在能源PPP项目审批方面建立绿色通道, 缩短办理时限。同时, 尽快全面理顺天然气价格, 加快放开天然气气源和销售价格, 有序放开上网电价和公益性以外的销售电价。此外, 对可再生能源及分布式光伏发电、天然气分布式能源及供热、农村电网改造升级、光伏扶贫、页岩气开发、煤层气抽采利用等PPP项目, 符合财政投资补贴条件的, 各级能源主管部门应积极探索机制创新和政策创新, 鼓励财政补贴向上述PPP项目倾斜。

3.国家能源局 篇三

近期,中国局部地区出现“电荒”;由于大雪降温,多个省市还出现了“气荒”;而频受矿难困扰的煤炭领域,则在刚刚过去的一年掀起实质性整顿之潮。其中,山西“铁腕”关闭小煤矿的举动最为人关注。

中国高层决意力推经济结构的全面转型,包括要将与高增长相伴的“高碳时代”推入“低碳时代”。既要满足支撑经济持续快速增长之需,又要改变“高碳”式供给结构,对能源产业来说,眼前的、未来的压力均属空前。

从某种意义上看,经济能否可持续快速增长,居民生活品质能否可持续提升,取决于能源在数量与质量上能否实现可持续、低碳化的有效供给。

带着远虑和近忧跨入2010年,在公众关注能源行业的目光中,既有期许,也有疑问。近日,国家能源局就此直面《财经国家周刊》记者采访,并就一些敏感问题,给予坦诚的回答。

《财经国家周刊》:2009年是中国应对全球金融危机的首战,人们似乎更关注财政、信贷在首战中的表现,实际上能源供给对经济回升的支撑作用是不容低估的。那么,在应对金融危机的过程中,我国的能源供需形势发生了那些变化呢?

国家能源局:应当说,在刚刚过去的2009年,中国的能源供求经历了一个从低迷到回稳的过程。

一季度,受工业生产增速快速回落影响,电力、煤炭、成品油需求出现负增长,能源生产增速大幅回落,企业生产经营困难。

二季度以来,在国家出台的应对全球金融危機的一揽子计划拉动下,煤炭需求逐渐回暖;电力、成品油需求降幅收窄,国内能源生产企稳回升。

进入11月,电力需求呈现加速回升的态势。11月,全国发电量达到3234亿千瓦,超过7、8月份迎峰度夏时水平。煤炭需求也呈现同步上扬趋势。这也从另一个方面折射出经济回升的势头。

《财经国家周刊》:我们注意到,近期中国局部地区出现了“电荒”,造成这种情况的原因是什么?这种情况是暂时的还是会在今年继续?

国家能源局:从去年11月份起,我国局部地区电煤供应开始紧张。最近,华中等地的用电紧张,主要是受冬季枯水期水电发电下降的影响。

不过,就全国电力供需来看,去年全国火电机组发电小时数比往年下降了300小时左右,尚未达到设计负荷。目前,我国电力装机已达8.6亿千瓦,在建装机还有近2亿千瓦。2010年,虽然局部地区、局部时段还可能出现电力供应紧张情况,但总体上会保持相对宽松的局面,不至于绷得很紧。

《财经国家周刊》:近几年煤炭领域事故频发,除了安全生产意识淡漠等原因外,也与煤炭国际和国内市场的需求拉动有关。人们关注的是,“煤都”山西大规模关闭小煤矿,会不会形成煤炭国内供给的短缺状况?

国家能源局:值得大家注意的是,2009年中国煤炭进出口形势出现了巨大变化。2008年中国净出口煤炭6000万吨;而2009年中国已成为煤炭净进口国,预计全年净进口近1亿吨,中国已经由煤炭的净出口国转变为净进口国。应当说,当前的煤炭供求关系是相对宽松的,这是加快推进国内煤炭资源整合的一个有利时机。

2009年我国确实加大了煤炭资源的整合力度。但,这种整合不只是关闭小煤矿一条措施。国家首先是继续加大了大型煤炭基地建设的力度,去年就核准了山西高家庄、陕西三道沟等7个煤矿项目,总规模3900万吨;同意20个煤矿项目开展前期工作,总规模3800万吨。今年国家还将继续建设13个大型煤炭基地,批复一批大型煤炭矿区总体规划。

与此同时,部分省份加快了煤矿企业兼并重组的进程。其中,山西省提出到2010年底,全省煤炭企业将由2000多家减少到100家,矿井由2600处减少到1000处,年产30万吨以下的矿井一律淘汰关闭。

我们掌握的情况是,2009年全国关闭了1000个小煤矿,煤矿个数下降到1.5万个。国家将尽快出台《关于加快煤矿企业兼并重组的意见》,继续加大对煤炭资源整合的政策支持力度,鼓励和支持基地内有实力的大型煤炭企业联合、收购、兼并或重组中小煤炭企业。坚持按照“上大关小、产能置换、优化结构”的原则,有序核准大型煤矿项目。总之,要力争通过几年坚持不懈的努力,使煤炭工业“小、散、乱、差”的局面得到改变。

虽然山西等地进行的煤炭资源整合会对国内产量有一定影响,但是,目前中国在建煤炭产能仍有8亿吨。此外,今年的煤炭进口也会保持与2009年相当的规模,国内煤炭总供应量是不会掉下来的。

《财经国家周刊》:我们还注意到,2009年末以来多个省市遭遇大面积“气荒”。为什么会出现“气荒”?对此,能源局会采取哪些有针对性的措施?

国家能源局:过去几年,电力、煤炭供应时常出现紧张情况。现在,天然气供应紧张情况也时不时冒出来,成为能源供应上的一个瓶颈。今后几年,我国天然气产量有望保持8%到9%的增速,但与日益增长的消费需求相比,也可能还会有些缺口。

因此,我们要加速国内天然气管道建设。2009年,天然气管道总里程达到了3.4万公里,比上年增加1800公里。12月14日,中亚天然气管道和西气东输二线工程西段建成投运,北京、天津、河北、山东、山西、陕西6个省市,沿线近5000万人口将使用上境外天然气。我们还将着重做好西气东输二线、川气东送天然气管道等在建项目的建设。

为了缓解天然气供应缺口,我们在2010年要加快天然气的开发利用。加大中西部地区主力气田开发建设,大力开发海上天然气资源,保持国内天然气产量快速增长。页岩气、煤层气、煤制天然气等非常规天然气资源的开发,也将越来越得到重视。

针对天然气消费的季节特点,我们还将加快布局和建设一批天然气储气库,增强冬季用气高峰时段的调峰能力。在天然气消费管理方面,我们将优先保证居民生活用天然气消费增长,控制工业用天然气项目过快增长。

《财经国家周刊》:中国已向海内外承诺,到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放要比2005年下降40%~45%。既要满足支撑经济持续快速增长之需,又要改变“高碳”式供给结构,这对能源产业来说,眼前的、未来的压力都是空前的。

国家能源局:是的。国务院已提出到2020年我国非化石能源占能源消费的比重要达到15%左右。非化石能源主要指风能、太阳能、水能等可再生能源以及核能。目前,非化石能源占我国能源消费总量的比重在8%左右。

根据我国现有的资源禀赋、经济结构和能源需求增长态势,实现上述目标,难度还是非常大的。我们准备立即着手,抓紧编制能源总体规划,确保2020年完成这一艰巨任务。在今年,全国能源发展的主要预期目标是:能源生产总量约28.5亿吨标准煤,比上年增长3.6%;同时争取非化石能源占能源消费比重比上年提高0.5%左右。

《财经国家周刊》:能不能为今年中国的能源供需状况给出一个总体判断?

4.国家能源局 篇四

关于进一步加强生物质发电项目环境影响评价管理工作的通知

环发〔2008〕82号

各省、自治区、直辖市环境保护局（厅）和发展改革委，解放军环境保护局，新疆生产建设兵团环境保护局：

自2006年6月原国家环保总局与国家发展和改革委员会印发《关于加强生物质发电项目环境影响评价管理工作的通知》（环发〔2006〕82号）以来，各地认真贯彻落实通知精神，不断加强生物质发电项目的环境影响评价管理工作。随着相关政策的不断调整与完善，为进一步加强和规范生物质发电项目的环境影响评价管理工作，现对有关内容调整如下：

一、根据《可再生能源法》、《可再生能源产业发展指导目录》、《可再生能源发电有关管理规定》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，生物质发电项目主要为农林生物质直接燃烧和气化发电、生活垃圾（含污泥）焚烧发电和垃圾填埋气发电及沼气发电项目。

二、根据《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》，城市生活垃圾（含污泥）发电应当符合以下条件：垃圾焚烧炉建设及其运行符合国家或行业有关标准或规范；使用的垃圾数量及品质必须有保证。

现阶段，采用流化床焚烧炉处理生活垃圾作为生物质发电项目申报的，其掺烧常规燃料质量应控制在入炉总质量的20%以下。其他新建的生物质发电项目原则上不得掺烧常规燃料。国家鼓励对常规火电项目进行掺烧生物质的技术改造，当生物质掺烧量按照质量换算低于80%时，应按照常规火电项目进行管理。

三、建设生物质发电项目应充分结合当地特点和优势，合理规划和布局，防止盲目布点。生活垃圾焚烧发电项目建设，要以城市总体规划、土地利用规划及环境卫生专项规划（或城市生活垃圾集中处置规划等）为基础，确定合理的布局及建设规模；秸秆发电项目原则上应布置在农作物相对集中地区，要充分考虑秸秆产量和合理的运输范围；林木生物质发电项目原则上布置在重点林区；垃圾填埋气发电项目厂址应与垃圾填埋场统筹规划；沼气发电项目要与大型畜禽养殖场、城市生活污水处理工程、工业企业的废水处理工程配套建设。在采暖地区县级城镇周围建设的农林生物质发电项目，应尽量结合城镇集中供热，建设生物质热电联产工程。

四、生物质发电项目必须依法开展环境影响评价。除生活垃圾填埋气发电及沼气发电项目编制环境影响报告表外，其他生物质发电项目应编制环境影响报告书。生物质发电项目环境影响报告书（表）报项目所在省、自治区、直辖市环境保护行政主管部门审批。各省、自治区、直辖市环境保护行政主管部门应在审批完成后三个月内，将审批文件报国务院环境保护行政主管部门备案。

五、在生物质发电项目环境影响评价及审批工作中，应重点做好以下几项工作（具体技术要点详见附件）：

（一）切实做好生物质发电项目的选址和论证工作。根据区域总体规划、有关专项规划及生物质资源分布特点，深入论证生物质发电项目选址的可行性。一般不得在城市建成区新建生物质发电项目。

（二）做好污染预防、厂址周边环境保护和规划控制工作，应根据污染物排放情况，明确合理的防护距离要求，作为规划控制的依据，防止对周围环境敏感保护目标的不利影响。

（三）结合生物质发电项目的发展现状，明确严格的污染物治理措施，确保污染物排放符合国家和地方规定的排放标准。引进国外设备的，污染物排放限值应不低于引进国同类设备的排放限值。

（四）采用农林生物质、生活垃圾等作为原燃料的生物质发电项目，在环境影响评价中必须考虑原燃料收集、运输、贮存环节的环境影响。

（五）加强环境风险防范工作，在环境影响评价中必须考虑风险事故情况下的环境影响，督促企业落实风险防范应急预案，杜绝污染事故发生。

（六）依法做好公众参与环境影响评价工作。

附件：生物质发电项目环境影响评价文件审查的技术要点

环境保护部 发展改革委 能源局

二○○八年九月四日

主题词：环保 生物质发电 环评 通知

附件：

生物质发电项目环境影响评价文件审查的技术要点

一、生活垃圾焚烧发电类项目

1、厂址选择

按照原建设部、国家环境保护总局、科技部《关于印发〈城市生活垃圾处理及污染防治技术政策〉的通知》（建城〔2000〕120号）的要求，垃圾焚烧发电适用于进炉垃圾平均低位热值高于5000千焦/千克、卫生填埋场地缺乏和经济发达的地区。

选址必须符合所在城市的总体规划、土地利用规划及环境卫生专项规划（或城市生活垃圾集中处置规划等）；应符合《城市环境卫生设施规划规范

（GB50337-2003）》、《生活垃圾焚烧处理工程技术规范（CJJ90-2002）》对选址的要求。

除国家及地方法规、标准、政策禁止污染类项目选址的区域外，以下区域一般不得新建生活垃圾焚烧发电类项目：

（1）城市建成区；

（2）环境质量不能达到要求且无有效削减措施的区域；

（3）可能造成敏感区环境保护目标不能达到相应标准要求的区域。

2、技术和装备

焚烧设备应符合《当前国家鼓励发展的环保产业设备（产品目录）》（2007年修订）关于固体废物焚烧设备的主要指标及技术要求。

（1）除采用流化床焚烧炉处理生活垃圾的发电项目，其掺烧常规燃料质量应控制在入炉总量的20%以下外，采用其他焚烧炉的生活垃圾焚烧发电项目不得掺烧煤炭。必须配备垃圾与原煤给料记录装置。

（2）采用国外先进成熟技术和装备的，要同步引进配套的环保技术，在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制设施的设计、运行值要求。

（3）有工业热负荷及采暖热负荷的城市或地区，生活垃圾焚烧发电项目应优先

选用供热机组，以提高环保效益和社会效益。

3、污染物控制

（1）燃烧设备须达到《生活垃圾焚烧污染控制标准》(GB18485-2001)规定的“焚烧炉技术要求”；采取有效污染控制措施，确保烟气中的SO2、NOX、HCl等酸性气体及其它常规烟气污染物达到《生活垃圾焚烧污染控制标准》(GB18485-2001)表3“焚烧炉大气污染物排放限值”要求；对二噁英排放浓度应参照执行欧盟标准（现阶段为0.1TEQng/m3）；在大城市或对氮氧化物有特殊控制要求的地区建设生活垃圾焚烧发电项目，应加装必要的脱硝装置，其他地区须预留脱除氮氧化物空间；安装烟气自动连续监测装置；须对二噁英的辅助判别措施提出要求，对炉内燃烧温度、CO、含氧量等实施监测，并与地方环保部门联网，对活性炭施用量实施计量。

（2）酸碱废水、冷却水排污水及其它工业废水处理处置措施应合理可行；垃圾渗滤液处理应优先考虑回喷，不能回喷的应保证排水达到国家和地方的相关排放标准要求，应设置足够容积的垃圾渗滤液事故收集池；产生的污泥或浓缩液应在厂内自行焚烧处理、不得外运处置。

（3）焚烧炉渣与除尘设备收集的焚烧飞灰应分别收集、贮存、运输和处置。焚烧炉渣为一般工业固体废物，工程应设置相应的磁选设备，对金属进行分离回收，然后进行综合利用，或按《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》

（GB18599-2001）要求进行贮存、处置；焚烧飞灰属危险废物，应按《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及《危险废物填埋污染控制标准》（GB18598-2001）进行贮存、处置；积极鼓励焚烧飞灰的综合利用，但所用技术应确保二噁英的完全破坏和重金属的有效固定、在产品的生产过程和使用过程中不会造成二次污染。《生活垃圾填埋污染控制标准》（GB16889-2007）实施后，焚烧炉渣和飞灰的处置也可按新标准执行。

（4）恶臭防治措施：垃圾卸料、垃圾输送系统及垃圾贮存池等采用密闭设计，垃圾贮存池和垃圾输送系统采用负压运行方式，垃圾渗滤液处理构筑物须加盖密封处理。在非正常工况下，须采取有效的除臭措施。

4、垃圾的收集、运输和贮存

鼓励倡导垃圾源头分类收集、或分区收集，垃圾中转站产生的渗滤液不宜进入垃圾焚烧厂，以提高进厂垃圾热值；垃圾运输路线应合理，运输车须密闭且有防止垃圾渗滤液的滴漏措施，应采用符合《当前国家鼓励发展的环保产业设备（产品目录）》（2007年修订）主要指标及技术要求的后装压缩式垃圾运输车；对垃圾贮存坑和事故收集池底部及四壁采取防止垃圾渗滤液渗漏的措施；采取有效防止恶臭污染物外逸的措施。危险废物不得进入生活垃圾焚烧发电厂进行处理。

5、环境风险

环境影响报告书须设置环境风险影响评价专章，重点考虑二噁英和恶臭污染物的影响。事故及风险评价标准参照人体每日可耐受摄入量4pgTEQ/kg执行，经呼吸进入人体的允许摄入量按每日可耐受摄入量10%执行。根据计算结果给出可能影响的范围，并制定环境风险防范措施及应急预案，杜绝环境污染事故的发生。

6、环境防护距离

根据正常工况下产生恶臭污染物（氨、硫化氢、甲硫醇、臭气等）无组织排放源强计算的结果并适当考虑环境风险评价结论，提出合理的环境防护距离，作为项目与周围居民区以及学校、医院等公共设施的控制间距，作为规划控制的依据。新改扩建项目环境防护距离不得小于300米。

7、污染物总量控制

工程新增的污染物排放量，须提出区域平衡方案，明确总量指标来源，实现 “增产减污”。

8、公众参与

须严格按照原国家环保总局颁发的《环境影响评价公众参与暂行办法》（环发〔2006〕28号）开展工作。公众参与的对象应包括受影响的公众代表、专家、技术人员、基层政府组织及相关受益公众的代表。应增加公众参与的透明度，适当组织座谈会、交流会使公众与相关人员进行沟通交流。应对公众意见进行归纳分析，对持不同意见的公众进行及时的沟通，反馈建设单位提出改进意见，最终对公众意见的采纳与否提出意见。对于环境敏感、争议较大的项目，地方各级政府要负责做好公众的解释工作，必要时召开听证会。

9、环境质量现状监测及影响预测

除环境影响评价导则的相关要求外，还应重点做好以下工作：

（1）现状监测：根据排放标准合理确定监测因子。在垃圾焚烧电厂试运行前，需在厂址全年主导风向下风向最近敏感点及污染物最大落地浓度点附近各设1个监测点进行大气中二噁英监测；在厂址区域主导风向的上、下风向各设1个土壤中二噁英监测点，下风向推荐选择在污染物浓度最大落地带附近的种植土壤。

（2）影响预测：在国家尚未制定二噁英环境质量标准前，对二噁英环境质量影响的评价参照日本年均浓度标准（0.6pgTEQ/m3）评价。加强恶臭污染物环境影响预测，根据导则要求采用长期气象条件，逐次、逐日进行计算，按有关环境评价标准给出最大达标距离，具备条件的也可按照同类工艺与规模的垃圾电厂的臭气浓度调查、监测类比来确定。

（3）日常监测：在垃圾焚烧电厂投运后，每年至少要对烟气排放及上述现状监测布点处进行一次大气及土壤中二噁英监测，以便及时了解掌握垃圾焚烧发电项目及其周围环境二噁英的情况。

10、用水

垃圾发电项目用水要符合国家用水政策。鼓励用城市污水处理厂中水，北方缺水地区限制取用地表水、严禁使用地下水。

二、农林生物质直接燃烧和气化发电类项目

1、农林生物质的范围

农林生物质的种类包括农作物的秸秆、壳、根，木屑、树枝、树皮、边角木料，甘蔗渣等。

2、厂址选择

（1）应符合当地农林生物质直接燃烧和气化发电类项目发展规划，充分考虑当地生物质资源分布情况和合理运输半径。

（2）厂址用地应符合当地城市发展规划和环境保护规划，符合国家土地政策；城市建成区、环境质量不能达到要求且无有效削减措施的或者可能造成敏感区环境保护目标不能达到相应标准要求的区域，不得新建农林生物质直接燃烧和气化发电项目。

3、技术和装备

（1）生物质焚烧锅炉应以农林生物质为燃料，不得违规掺烧煤、矸石或其它矿物燃料。

（2）采用国外成熟技术和装备，要同步引进配套的环保技术和污染控制设施。在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制设施的设计运行值要求。

秸秆直燃发电项目应避免重复建设，尽量选择高参数机组，原则上项目建设规模应不小于12MW。

4、大气污染物排放标准

（1）烟气污染物排放标准

单台出力65t/h以上采用甘蔗渣、锯末、树皮等生物质燃料的发电锅炉，参照《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)规定的资源综合利用火力发电锅炉的污染物控制要求执行。

单台出力65t/h及以下采用甘蔗渣、锯末、树皮等生物质燃料的发电锅炉，参照《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2001)中燃煤锅炉大气污染物最高允许排放浓度执行。

有地方排放标准且严于国家标准的，执行地方排放标准。

引进国外燃烧设备的项目，在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制设施的设计运行值要求。

（2）无组织排放控制标准

根据生物质发电项目所在区域的环境空气功能区划，其产生的恶臭污染物（氨、硫化氢、甲硫醇、臭气）浓度的厂界排放限值，分别按照《恶臭污染物排放标准》(GB14555-93)表1相应级别的指标执行，如环境空气二类区，生物质发电项目的恶臭污染物执行《恶臭污染物排放标准》（GB14555-93）二级标准限值。

掺烧常规燃料（如煤炭），其煤堆场煤尘无组织排放控制标准，其单位法定周界无组织排放监控浓度值执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)。非甲烷总烃厂界无组织排放监控浓度执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)。

5、污染物控制

采取的烟气治理措施，能确保烟尘等污染物达到国家排放标准；采用有利于减少NOX产生的低氮燃烧技术，并预留脱氮装置空间；配备贮灰渣装置或设施，配套灰渣综合利用设施，做到灰渣全部综合利用。

6、恶臭防护距离

按照其恶臭污染物（氨、硫化氢、甲硫醇、臭气等）无组织排放源强确定合理的防护距离。

7、原料的来源、收集、运输和贮存

落实稳定的农林生物质来源，配套合理的秸秆收集、运输、贮存、调度和管理体系；原料场须采取可行的二次污染防治措施。

8、用水

农林生物质直接燃烧和气化发电项目用水是否符合国家用水政策。鼓励用城市污水处理厂中水，北方缺水地区限制取用地表水、严禁使用地下水。

9、环境风险

设置环境风险影响评价专章，根据项目特点及环境特点，制定环境风险防范措施及防范应急预案，杜绝环境污染事故的发生。

三、垃圾填埋气发电及沼气发电类项目

1、厂址选择

用地符合当地城市发展规划和环境保护规划，符合国家土地政策。垃圾填埋气发电厂址应与垃圾填埋场统筹规划。

2、技术和装备

鼓励采用具有自主知识产权的成熟技术和设备。采用国外先进成熟技术和装备的，应同步引进配套的环保技术和污染控制设施，在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制措施的设计运行值要求。

3、大气污染物排放标准

（1）烟气污染物排放标准

单台出力65t/h以上的发电锅炉，参照《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)规定的燃气轮机组的污染物控制要求执行。

单台出力65t/h及以下的发电锅炉，参照《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2001)中燃气锅炉大气污染物最高允许排放浓度执行。

有地方排放标准且严于国家标准的，执行地方排放标准。

引进国外燃烧设备的项目，在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制设施的设计运行值要求。

（2）无组织排放控制标准

根据生物质发电项目所在区域的环境空气功能区划，其产生的恶臭污染物（氨、硫化氢、甲硫醇、臭气）浓度的厂界排放限值，分别按照《恶臭污染物排放标准》(GB14555-93)表１相应级别的指标执行，如环境空气二类区，生物质发电项目的恶臭污染物执行《恶臭污染物排放标准》(GB14555-93)二级标准限值。

非甲烷总烃厂界无组织排放监控浓度执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)。

4、污染物控制

采取的垃圾填埋气和沼气预处理及烟气治理措施，要确保烟尘等污染物达到国家排放标准；燃烧系统应采用有利于减少NOX产生的低氮燃烧技术，并预留脱氮装置空间。

5、恶臭防护距离

按照其恶臭污染物（氨、硫化氢、甲硫醇、臭气等）无组织排放源强确定合理的防护距离。

6、环境风险

应设置环境风险影响及对策章节，并根据项目特点及环境特点，制定环境风险防范措施及防范应急预案，杜绝环境污染事故的发生。

7、用水

5.国家能源局 篇五

国能新能[2014]477号

发布时间：2014-10-29 来源：国家能源局

各省（区、市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发展改革委，各派出机构，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院，国家电网公司、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、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司、神华集团有限责任公司、国家开发投资公司、中国节能环保集团公司、中国广核集团有限公司: 2013年7月国务院出台支持光伏产业发展的政策以来，各级地方政府和电网企业等积极制定配套政策措施，调动了各类投资主体的积极性。同时，对光伏发电项目明确由省级或以下地方政府部门按备案方式管理，项目备案等管理环节的效率显著提高，为光伏发电创造了良好的投资环境。在一系列政策措施支持下，我国光伏应用在全国多个领域以多种方式全面发展，形成了集中式与分布式并重、企业与个人积极投资建设的良好局面，我国光伏产业进入到了产品制造与市场应用协调发展的新阶段。

但是，在光伏发电市场快速扩大的情况下，在项目投资开发环节也出现了资源配置不公正、管理不规范和不同程度的投机获利现象，给光伏电站建设造成了不良影响。为加强光伏电站项目管理，杜绝投资开发中的投机行为，保持光伏电站建设规范有序进行，现将有关管理要求通知如下：

一、加强光伏电站的规划工作。各省（自治区、直辖市）政府能源主管部门要组织具备建设光伏电站条件的地区，系统开展光伏电站建设条件调查评价和规划工作，统筹考虑太阳能资源、土地用途、电网接入及市场消纳等条件，合理规划光伏电站开发布局和建设时序，优先安排结合扶贫开发、生态保护、污染治理、设施农业、渔业养殖等建设的具有综合经济效益和社会效益的光伏电站项目。

二、完善光伏电站项目资源配置方式。各省级及以下地方政府能源主管部门应根据不同光伏电站项目的性质、规模和特定要求等，设立相应的项目建设标准等要求并向社会公布，鼓励采取招标等竞争性方式配置项目资源和选择项目投资主体。对明显缺乏相应的资金、技术和管理能力的企业，不应配置与其能力不相适宜的光伏电站项目。

三、健全光伏电站项目备案管理。各省（自治区、直辖市）能源主管部门应进一步完善光伏电站项目备案管理办法，下放到省级以下地方政府能源主管部门进行备案管理的，应提出规范的备案管理要求。项目备案文件应明确项目建设内容、投资主体、建设场址及外部建设条件等要素，针对光伏电站项目开发周期短的特点，对备案文件的有效期限以及撤销、变更的条件和流程应作明确规定。在有效期内未开工建设且未按规定申请延期的，项目备案文件到期后自动失效。

四、制止光伏电站投资开发中的投机行为。申请光伏电站项目备案的企业应以自己为主（作为控股方）投资开发为目的，能够按照规划和计划及时开展项目建设。对于不以自己为主投资开发为目的、而是以倒卖项目备案文件或非法转让牟取不当利益为目的的企业，各级能源主管部门应规定其在一定期限内不能作为投资主体开发光伏电站项目。在光伏电站前期工作中企业间正常的技术服务和商业合作应依法合规进行。出于正当理由进行项目合作开发和转让项目资产，不能将政府备案文件及相关权益有偿转让。已办理备案手续的项目的投资主体在项目投产之前，未经备案机关同意，不得擅自将项目转让给其他投资主体。项目实施中，投资主体发生重大变化以及建设地点、建设内容等发生改变，应向项目备案机关提出申请，重新办理备案手续。

五、禁止各种地方保护和增加企业负担的行为。各级地方政府能源主管部门在配置光伏电站资源时，应制定公开公平公正的规则，不得以各种理由限制本地区之外的符合准入条件的企业，不得对企业提出强行采购本地区光伏电池板等产品的要求。在配置光伏电站资源和项目备案环节，不得向企业收取国家法律法规之外的任何费用，也不得以任何形式向企业摊派与项目建设无关的任何费用，实行招标等竞争性方式配置光伏电站资源的，不得以资源使用费等作为竞争条件。

六、严肃处理光伏电站开发中的违法违规行为。各省（自治区、直辖市）能源主管部门应加强对光伏电站资源配置、项目备案和建设过程的管理，结合派出机构通报的监管信息，对不符合公开公平公正原则的光伏电站资源配置和违规收费行为以及企业的投机行为要及时制止纠正。要加强光伏电站项目备案管理，对更换投资主体后重新备案和变更备案的项目，要严格审核把关，确认不存在将备案文件有偿转让的问题。对于通过转让项目备案文件及相关权益牟取非法利益的企业，按照“谁备案、谁负责、谁处理”的原则，各省（自治区、直辖市）能源主管部门依法依规严肃处理。

七、加强光伏电站计划执行管理。国家能源局于第四季度组织编制下光伏电站建设指导规模，在国家能源局下达光伏电站指导规模后，各省（区、市）能源主管部门应在一个月内，确定纳入规模的光伏电站项目，明确项目名称、建设地点、建设容量和投资主体，并将相关项目信息报送国家能源局。各省（区、市）及市县能源主管部门要督促协调项目抓紧落实电网接入、土地使用等建设条件，项目单位要制定项目实施计划，报送项目备案机关并定期报送进展情况，原则上应在备案当年开工建设并在年内建成投产。年初确定的项目在9月底仍不能完成备案的，省级及以下能源主管部门可用其他等容量的项目替代该项目，被替代的项目在备案有效期内开工建设可纳入下的建设规模。

八、加强对光伏电站项目的监管。国家能源局派出机构要加强对光伏电站项目资源配置、项目备案、工程建设、电网接入、并网运行、全额上网、电价执行和电费结算的全过程闭环监管。各省（自治区、直辖市）能源主管部门应及时向国家能源局报告光伏电站建设计划执行、项目备案和建设进度等信息，并抄送派出机构。派出机构应定期对光伏电站开工及建设进度情况进行检查，及时向国家能源局报告有关情况，并抄送所在省（自治区、直辖市）能源主管部门。派出机构发现光伏电站资源配置和项目转让中的非法行为，应向所在省（自治区、直辖市）能源主管部门通报监管信息，并向国家能源局报告。

国家能源局

6.国家能源局 篇六

“路条”买卖

北极星智能电网在线 来源:21世纪经济报道 作者:王秀强 2014/10/15 8:44:58 我要投稿

关键词: 能源局电源项目光伏电站项目

北极星智能电网在线讯:电源项目投机行为受到能源主管部门的关注，违规操作将受到打击。

近期，国家能源局连发两文件，分别为《坚决制止新建电源项目投产前的投机行为》和《禁止买卖项目备案文件及相关权益》。

所谓电源投机行为，主要集中在风电、光伏项目“路条”买卖上，有关系的企业拿到核准(备案)文件后，转手倒卖，获取高额差价，并推高电源投资成本。

国家能源局在《关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》中指出，简政放权后，一些地区和电源项目存在政策尚未完全落实、配套措施缺失以及备案(核准)程序不透明等问题，甚至出现新建电源项目投资开发的投机行为。

为规范新建电源项目投资开发秩序，控制电源项目工程造价，国家能源局将开展专项监管，对2013年7月至2014年9月各省电源项目备案、核准和投资开发情况摸底调查，并特别提出重点监管“电源项目投产前的股权变动情况”。

同期，国家能源局在《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》中，也强调“禁止买卖项目备案文件及相关权益，已办理备案手续的光伏电站项目，如果投资主体发生重大变化，应当重新备案。”

国家能源局鼓励各地采取招标、竞争性比选等方式选择技术经济指标先进、市场消纳条件好以及采用新技术新产品的项目，取得备案的项目在规定时限内未开工，省级及以下能源主管部门可用其他等容量的项目替代。

前述两则文件同时指向能源项目前期工作乱象——“买卖项目核准(备案)文件”。国家能源局并成立专项监管工作小组，由局长吴新雄担任组长，副组长由刘琦(副局长)、王禹民(副局长)、谭荣尧(监管总监)担任。“对新建电源项目投资开发中的违法违规行为严格依法依规处理;涉嫌犯罪的，依法移送司法机关处理”。

有业内人士分析认为，监管工作小组规格之高，超过其他专项监管。但国家能源局只有监督权，缺少强有力的执法权，监管乏力的状况可能出现。

业内人士介绍，一些企业或个人通过与地方政府、中介机构合作，优先获得优质电源项目开发资格，在获得核准(备案)文件后，通过股权合作方式转让给外来开发企业获利。

记者发现，在一些上市公司的公告中，也载明光伏投资企业与个人或其控股的公司签订光伏电站合作协议。后者通过控股公司与项目所在地签订开发投资协议、土地租赁合同，并取得地方发改委批复的“小路条”、地方电力公司批复的项目电力接入原则性意见等文件。

项目双方约定，保证合作项目能够纳入国家能源局批复给本地的指标配额，并享受光伏上网标杆电价补贴。光伏投资企业或者指定第三方与个人签订股权转让协议，收购其所持有的该项目公司100%股权。

一位熟悉行业状况的人士介绍，以一个5MW风电项目为例，风资源条件好的股权转让费用在500万-1000万元上下，如果后续装机规模可以继续增长，价格可能更高一些。一个20MW容量的光伏电站，转让费用在500万元以上。“有时会看到，一些项目并未列入当地规划，但项目核准(备案)、并网手续办理速度非常快，手续办完后然后转手。”

为规避投机，拉动本地经济发展，一些资源省份提出“产业换资源”的政策。投资企业必须在本地投资建厂，根据投资规模配置相应的风光资源额度，在一定程度上能够屏蔽皮包公司、政商掮客。

中电联副秘书长欧阳昌裕认为，上述投机行为是项目审批制度下或行政配置资源下的常见现象。“需要通过改革审批制度来实现。主要途径是，在强化国家统一规划调控的基础上，通过公开的市场招标竞争来选择投资商。同时，建立项目前期工作商品化制度，规范项目前期资金的投入回收。”

7.国家能源局 篇七

日前, 国家能源局再发文件《关于做好2014年风电并网消纳工作的通知》 (以下简称《通知》) , 解决风电并网消纳问题。《通知》提出要着力保障重点地区的风电消纳、加强风电基地配套送出通道建设、大力推动分散风能资源的开发建设、优化风电并网运行和调度管理等要求。并强调, 弃风限电较严重的地区, 在问题解决前原则上不再扩大风电建设规模。

2013年我国风电发电量达1 349亿k W·h, 成为继火电、水电之后的第三大能源, 但只占社会用电总量的2.6%。如何真正解决弃风限电问题、扩大风电等清洁能源在电力消费中的比重, 仍是摆在我国风电发展面前的一大难题。

《通知》指出, 2013年, 全国风电平均利用小时数2 074h, 同比提高180h左右, 弃风电量同比下降约50亿k W·h。从数据看, 弃风限电的状况虽有好转, 但并未根本解决。

8.能源局贪官，等着钱上门 篇八

时隔一年后，国家能源局波澜再起。5月23日晚，最高人民检察院在其官方微博发布消息称，检察机关以涉嫌受贿犯罪，依法对国家能源局副局长许永盛、新能源和可再生能源司司长王骏立案侦查并采取强制措施，案件侦查工作正在进行中。此前，国家能源局煤炭司副司长魏鹏远、核电司司长郝卫平已经被检察机关立案侦查。这意味着，在短短几天时间里，已经有4名国家能源局高官相继落马，引起舆论一片哗然。

烧坏了4台点钞机

在公众眼中，能源领域的反腐风暴是从国家能源局前局长刘铁男开始的。2013年5月，刘铁男因涉嫌严重违纪被查。此后，发改委内部通报称，刘铁男已查明的非法所得超过1.5亿元。

刘铁男案发后，国家能源局内部曾专门下发反腐倡廉工作文件，要求各级领导干部严于律己，发挥廉政表率作用，“管好自己、管好家人和亲属、管好身边工作人员”。然而，对一些常年贪腐的官员来说，这纸文件来得太晚了。

2014年清明节前，中纪委驻发改委纪检组与国家能源局煤炭司副司长魏鹏远谈话后，他被带走调查。据公开披露的报道，魏鹏远被带走时，家中发现上亿现金。由于现金太多——钞票叠起来的高度约等于44个姚明，执法人员调去的16台点钞机被烧坏了4台。

魏鹏远早年毕业于阜新矿业学院，现辽宁工程技术大学。该校被称为煤炭业的“黄埔军校”，神华、中煤、同煤等多位高管都毕业于此。魏鹏远毕业后先后进入北京煤炭设计院、煤炭工业部计划司、国家经贸委行业规划司、国家计委基础产业司、国家发改委能源局煤炭处、国家能源局煤炭司工作。

魏鹏远的落马令很多国家能源局内部人士大跌眼镜。据说，魏鹏远经常骑一辆旧自行车上班。因为平时衣着简朴，穿的衬衣、裤子一看就是便宜货，在开会或者考察时，魏鹏远经常会显得很“土气”。有人认为，魏鹏远不在乎外表与其常年郁郁不得志有关。“他不太会做人。”一位接近国家能源局的消息人士告诉记者，魏鹏远人缘不好，在国家能源局内部过得小心翼翼。比如，1993年，能源部被取消之后，煤炭的主管权主要移交国家经贸委行业规划司，当时分管煤炭工作的是副司长吴吟。2002年开始启动的机构改革撤消了经贸委，原经贸委行业规划司的部分职能被合并到国家发改委，而吴吟也调任国家发改委能源局副局长，仍主管煤炭工作，是时任发改委煤炭处处长魏鹏远的顶头上司。据一位内部人士称，魏鹏远与吴吟关系紧张，魏鹏远还曾越级给吴吟“提意见”。此后，魏鹏远在发改委煤炭处处长位置一坐多年，一直没有得到提升。

2008年8月，国家能源局挂牌成立，魏鹏远调任煤炭司副司长，负责项目改造、煤矿基建的审批和核准工作。此时，原本由发改委产业司和基建司负责的涉及技改等审批核准的职能也合并到煤炭司。据消息人士透露，在任煤炭司副司长期间，魏鹏远批了多个煤炭项目，可能是这个过程中出了问题。魏本人在一家煤矿设计公司持有股份，利用项目审批的机会为该公司介绍项目设计、工程承包机会，从中获得利益输送。此外，魏鹏远利用审批权干预项目单位施工建设、设备采购等招标，招标成功后，获得回扣。“他严卡审批项目更是在行业内周知。不做工作不批。”上述知情人士说。

有媒体报道，魏鹏远在生活作风上有问题。据一位在煤炭行业工作多年的人士透露，魏鹏远是1996年左右进入国家计委的，2000年以前他因为嫖娼被抓，被当时国家计委基础产业司一位领导保下。“魏鹏远一直被控制使用，2009年左右才入党，副司长享受正处级待遇可能也与此有关。”该人士称，听到魏鹏远被调查的消息时，凭直觉这事儿小不了，“他胆量太大。国家机关要有问责制，出了这种丑闻还能继续升迁，说明用人制度出了问题，一方面打苍蝇，另一方面也要打苍蝇滋生的土壤和环境。”

魏鹏远不是裸官。一位接近能源局的人士告诉记者，魏鹏远的孩子曾留学国外，现已回国工作。其家人是否参与腐败，目前尚不清楚。

3人都曾主政电力

此次国家能源局被调查的4人，除魏鹏远外，其余3人许永盛、郝卫平、王骏曾经主政电力，并有多达10年以上的职务和工作上的交集。因此一些业内人士怀疑，这次从能源局副局长到核心司正副司长的集体落马，是继石油系窝案后，能源系统内的又一大窝案。

根据公开简历，48岁的许永盛1987年7月到国家计委工作，历任投资司计划处副处长，地方处副处长，基础产业发展司综合处处长。2003年到国家发改委工作，历任能源局综合处处长，能源局助理巡视员，能源局副局长。5年后，升任国家能源局电力司司长。2012年12月任国家能源局副局长、党组成员。截至记者发稿时，国家能源局网站上“局领导”一栏中，许永盛名字仍然在列，但相关内容已经全部删除。

值得一提的是，2008年许永盛是国家能源局电力司司长时，担任副司长的正是郝卫平。

据了解，郝卫平及其妻子早已被边控。4月15日傍晚，郝卫平的妻子准备从首都机场出境被发现，有关部门人员直接去了郝卫平家，随后将郝卫平带走。

郝卫平长期在国家发改委从事电力管理工作，2004年成为电力处处长，2008年国家能源局成立时升为电力司副司长。2013年3月国家能源局与电监会合并成立新国家能源局，5月郝卫平才改任核电司司长。而郝卫平最近一次公开亮相，是在3月17日陪同国家发改委副主任、国家能源局局长吴新雄调研。之后，他还曾于4月3日赴核工业北京地质研究院调研指导工作。

据熟悉郝卫平的人士披露，郝卫平以前任职中国国际工程咨询公司，1998年电力改革时发改委缺少人手，就把他借调到电力处，“当时还是个小伙子，人很纯朴”。2002年，郝卫平因工作出色，被提升为电力处处长。而他之前的处长，也就是郝卫平的顶头上司王骏则升任国家计委基础司副司长，后成为国家能源局新能源和可再生能源司司长。

在能源圈，王骏曾以“懂行”博得口碑，被称为“中国电力体制改革方案起草人”。2000年之前，电改呼声高企，但决策层面一直未有动作。直到2000年5月5日，时任国家发展计划委员会基础产业司电力处处长的王骏，在《经济学消息报》上发表了题为《令人沮丧的电力改革》的文章。此文得到决策层重视，文章发表一个月后，高层拍板，电改主导权由国家经济贸易委员会转到原国家发展计划委员会。随后，由国家发展计划委员会主任任组长的电力体制改革协调领导小组开始酝酿新电改方案，而负责方案起草工作的正是王骏。

在新能源领域，王骏也很有见地。王骏任一把手的“新能源司”，具体职责涉及 “指导协调新能源、可再生能源和农村能源发展，组织拟订新能源、水能、生物质能和其他可再生能源发展规划、计划和政策并组织实施等”。一位接近国家能源局的研究人员告诉记者，王骏很喜欢写文章阐述自己对新能源的理解与政策思路，平时在各种活动上却很少见到他的身影。上述研究人员曾给记者提供过王骏撰写的《新能源发展探讨》。该文章中，王骏在谈到关于政府补贴政策实施方式问题时表示，在传统计划体制下，国家补贴资源配置要通过行政审批实现，这样做存在难以避免的弊端。

对于王骏落马，新能源业内人士都感到有些意外，一些与王骏熟悉的记者甚至忍不住为之惋惜。有记者说，落马前一天，王骏还约记者到能源局办公室探讨问题，说明王骏与媒体关系不错。

靠“路条”圈钱

尽管目前尚不清楚魏鹏远等4人所犯何事，但业内人士猜测，他们被调查的原因与刘铁男的落马都离不开两个字——项目。

2004年，国务院实行投资体制改革，投资项目由审批制变为以跑“路条”为标志的核准制。所谓“路条”是指国家能源局同意开展工程前期工作的批文。拿到“路条”即意味着能源项目纳入国家能源局规划之列，才算拿到准生证。但准生证的到手，往往耗时很长。以电厂项目为例，一个电力项目核准包括电网规划、输电工程、变电站建设、自备电厂建设、“上大压小”工程以及小火电机组关停等。电厂项目从筹划到建设获批，中间环节很多，一整套手续至少需要耗时两年。同时，煤电等能源项目投资额巨大，核准上马的效率对于投资人而言，就显得至关重要。项目越早上马，造成某种既定事实，就越有助于投资人建立与公众、地方政府、监管部门在博弈时的对话优势。投资人于是会想方设法通过一切方式来加快审批。因而，有人说，新制度只是换了个名字，本质上没有太大改变。

国家能源局的官员也非常了解自己手中权力的重要性。刘铁男有一句名言：“人家请咱们，咱们不要出去吃喝，副省长请我，我根本不理他们，如果是书记、省长请我吃饭，我觉得这个面子还是得给的。”能源局内部人士曾评价刘铁男：项目审批不做工作不画圈。这与魏鹏远的做法如出一辙。也就是说，只有地方主动做工作，才有从他们手中获得审批的可能。

公开资料显示，2012年5月11日至12日，重庆邀请刘铁男考察项目，10多天后，能源局正式下发重庆万州发电项目、安稳电厂扩建和合川二期第二台机组等3个新建电源项目共398万千瓦的“路条”，而此前这些项目被拖了1年之久。

这也就不难理解，煤电等领域的主管官员为何容易腐败。在现行能源项目审批制度下，地方发改委将本地项目获得能源局“路条”作为头等事宜，进京做工作、汇报衔接成为常态，并安排专人负责重点项目的跟踪和协调。在能源局办公大楼的楼门外，常年放着几把椅子，上面坐着到这里“跑项目”的人。而手握重权的能源局官员，根本不用想着怎么索贿，怎么寻租，只需要什么都不做就可以了。

审批权力滋生腐败

国家行政学院教授竹立家告诉环球人物杂志记者，能源局贪官的这种不作为，其实就是对权力的乱作为，或是有目的的不作为。主要原因是官员权力过大，招标审批一个人说了算，极易形成暗箱操作。

刘铁男落马后，有关部门曾特别提出管住权力，规范行政审批。凡涉及群众切身利益的重大能源改革方案、重大能源政策、重点能源工程项目，依法公开听取群众意见，并进行社会稳定风险评估。但这一要求真正落实起来，还是很难。接近国家能源局的人士透露，现在“项目审批流程不公开透明，需要企业、地方部门跑办公室跟踪催促，人为干预情况依然严重。”

北京航空航天大学廉洁研究与教育中心主任任建明认为，现行制度的不合理滋生了腐败。“投资人是因为有钱可赚才经营项目，对项目的风险与盈利情况已有一定把握，那么政府的审批就有些多余，对审批权力的滥用甚至会产生严重后果。正如经常提到的寻租理论，夸大政府权力，以过度的干预和不当的管制，为少数有特权者获得超额收入创造了机会，贿赂就来了。”在任建明看来，绝大部分审批制度应该被废除。只要项目具备了政府颁布的条件，就应该发执照。即便在短时间内难以大面积废止分散在各部门的审批权力，政府也应该收紧审批权，特别是在金融、能源等权力膨胀的领域。此外，政府还应对项目做好备案，加强事中与事后的监管，加快推进行政审批制度改革。比如不久前发生的韩国“岁月”号沉船事故，该船在审批中是符合客运条件的，但此后的使用中是否被改装、违反操作规定却不得而知，最后由于过度超载等原因导致倾覆，造成巨大悲剧。同样，政府在审批后，并不了解受批项目在经营中具体做了什么，所以我们更需要做的是对项目的监管。

9.国家能源局 篇九

电网恢复重建导则的通知

国能局电力[2008]38号

四川、甘肃、陕西省发展改革委：

为明确汶川地震灾区电网恢复重建的原则和标准，指导和规范电网恢复重建工作，国家能源局组织制定了《汶川地震灾区电网恢复重建导则》，现印发你们，请遵照执行。

汶川地震灾区电网恢复重建导则

一、总 则

第一条 根据《汶川地震灾后恢复重建条例》（国务院令第526号）、《国务院批转发展改革委、电监会关于加强电力系统抗灾能力建设若干意见的通知》（国发[2008]20号）、《国务院关于做好汶川地震灾后恢复重建工作的指导意见》（国发〔2008〕22号）、《国家发展改革委关于做好地震灾区电网抢修和恢复重建工作的通知》（发改能源[2008]1500号）和《汶川地震灾后能源基础设施恢复重建规划》的要求，为明确汶川地震灾区电网恢复重建的原则、标准，指导和规范恢复重建工作，制定本导则。

第二条 电网恢复重建要在各级政府统一领导下，以科学发展观为指导，坚持统筹协调、突出重点、分步实施、适度超前，按照重在恢复重建、兼顾规划发展的原则，尽快恢复电网正常运行，满足灾后重建和灾区经济社会发展用电需要。

第三条 电网恢复重建的范围包括对汶川地震中受损的电网设施进行抢修恢复、原地和异地恢复重建，受损的营销、生产用房等恢复重建，以及为灾区群众安置、新建城镇和受损企业搬迁等配套新建的电网设施。

第四条 按照适度超前的原则，灾区在建和原规划建设项目，在进行地震复核和地质灾害评估的基础上，纳入电网恢复重建范围。为改善灾区电网结构，提高电网供电可靠性，部分新规划电网项目可纳入恢复重建范围。

第五条 地处国家自然保护区核心区域内的电网设施，已经损毁报废的，原则上不再恢复重建。项目法人应研究提出安全措施及善后处理方案，并将处理情况报原核准（审批）机关备案。报废电网原承担的负荷，由电网企业另行研究供电方案，相应电网项目纳入恢复重建范围。

二、深入调查，科学设防

第六条 电网企业应查清受损电网设施的数量、地点、性质和受损程度，进行工程质量和抗震性能鉴定，保存有关资料和样本，为改进电网建设工程抗震设计规范和工程建设标准，采取抗震设防措施提供科学依据。

第七条 电网企业和相关设计单位要在认真研究的基础上，提出修订电网抗震设计规程规范的建议。在相关标准正式出台前，灾区电网恢复重建，应依据所处地震带烈度分级，适当提高抗震标准，增强电网抗灾能力。

第八条 变电站站址选择应在无不良地质地带、地质构造相对稳定的区域，避免在地震断裂带附近建站，原则上不宜在9度抗震设防烈度地区建站。确需在地震活动区建站的，应严格按照现行国家标准《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）的要求，掌握地震活动情况、工程地质和地震地质的有关资料，并提出抗震措施。抗震设防烈度要采用新的中国地震动参数区划图规定的地震基本烈度。

第九条 变电站内建筑物的设计应严格按照《建筑工程抗震设防分类标准》的要求。330千伏及以上变电站和220千伏及以下枢纽变电站的主控通讯楼、配电装置楼、就地继电器室的抗震设防类别为乙类。对必须在发生地震较频繁且地震强度较大的区域建设变电站，变电站规模应尽可能小型化，站内建筑最好采用单层建筑，分散布置。

第十条 变电站屋外构（支）架的抗震措施。地震烈度7度及以上地区屋外配电装置构（支）架结构，要在满足结构受力和设备变形要求的前提下，具有适当的地震变形的延性特征；如有必要可采用钢结构。组合电气设备和有硬连接的设备基础，应采用整体钢筋混凝土基础或加强基础之间联系梁，以抵抗不均匀变形造成设备损坏。

第十一条 变电站内电气设施的抗震设计应符合本地区抗震设防烈度的要求。一般情况下，当抗震设防烈度为6～8度时，应符合本地区抗震设防烈度提高一度的要求。抗震设防烈度7度及以上时，电压等级为330千伏及以上的电气设施、安装在屋内二层及以上和屋外高架平台上的电气设施应进行抗震设计；抗震设防烈度为8度及以上时，所有电压等级的电气设施都应进行抗震设计。输电线路路径选择应避开易出现滑坡、泥石流、崩塌、地基液化等不良地质地带；当无法避让时，应适当提高抗震设防标准或采取局部加强等措施。地质灾害易发区多回输电线路，宜多通道架设，以降低灾害风险。大跨越工程应进行地震安全评估。

第十三条 输电线路杆塔及基础的抗震设计。对位于地震烈度为七度及以上地区的混凝土高塔和位于地震烈度为九度及以上地区的各类杆塔均应进行抗震验算；对大跨越杆塔及特殊重要的杆塔基础，当位于地震烈度为七度及以上的地区且场地为饱和沙土和粉土时，均应考虑地基液化的可能，并采取必要的稳定地基或基础的抗震措施；对220千伏及以上的耐张转角塔基础，当位于地震烈度为八度以上地区时，均应考虑地基液化的可能，并采取必要的稳定地基或基础的抗震措施。

三、统筹安排，分步实施

第十四条 电网恢复重建工作要分阶段、分重点实施，优先保证骨干网架和受损严重地区电网恢复，保障地震灾区居民生活和灾后重建工作的电力供应。

对于受损较轻的电网设施和直接影响居民生活、基础设施建设的电网设施，应就地抓紧实施抢修。以后再逐步改造加固，提高抗灾能力。

对于受损较重、可在原址恢复重建的电网设施，应在抗震复核和地质灾害评估的基础上，尽早提出恢复重建方案，尽快开工建设。加快岷江水电外送输电通道恢复工作。对于破坏严重、无法原址恢复的电网设施，应科学选址，异地重新建设；对于满足灾后重建城镇、企业用电需求的新增规划项目，应科学设计，兼顾长远。

第十五条 各电网企业原则上应在2008年内恢复受损较轻电网设施和部分受损较重、但供电急需的电网设施；2009年进一步恢复受损较严重电网，丰水期前恢复岷江水电外送输电通道；2010年全面恢复受损较为严重电网供电能力，完成原地重建或异地重建工作。同步恢复生产用房、营销系统等生产辅助设施。

第十六条 电网设施恢复重建工作应严格遵守规程规范，确保工程质量。设计单位应严格按照电力设计抗震设防要求、工程建设强制性标准和电力行业设计规范进行设计；施工单位应严格按照施工图、设计文件和电力行业施工标准进行施工；工程监理单位应严格执行电力工程施工监理相关规定。项目业主应加强安全生产管理，防止抢修和重建过程中发生事故。

第十七条 电网企业应加强恢复重建工程建设概预算管理，积极配合相关部门审定建设工程量，严格资金和费用核算。按照国家要求，救灾专项资金等各种渠道的恢复重建款项要做到专款专用。

第十八条 恢复重建过程中，要加强对施工人员的管理，加强对当地野生动植物的保护。位于自然保护区、风景名胜区、森林公园、地质公园和世界遗产地周边的电网设施，恢复重建工作应尽量减少不利影响。

四、加大协调，支持重建 第十九条 对于抢修恢复和原地恢复重建的输变电设施，原则上按照电网项目投资管理权限，由项目业主上报主管部门备案；异地重建的输变电设施，应按照电力项目基本建设程序，上报相应主管部门核准。有关部门应按照投资体制规定，尽可能简化程序，特事特办，急事急办，加快办理。

第二十条 地方政府应协调规划、林业、交通、铁道和环保等有关部门，及时解决电网设施抢修、重建中的工程选址选线、通道清理、抢险物资运输和污染防控等问题，确保电网恢复重建工作顺利开展。

第二十一条 相关制造企业应抓紧生产，保障电网设施恢复重建所需设备、材料的供应；交通运输部门要提供必要的运输保障，确保恢复重建物资及时运达施工现场。

第二十二条 各级政府应组织有关部门加强对电网设施恢复重建资金使用的监督检查。

五、附则