第一篇：國家能源局關于推進新能源微電網示范項目建設的指導意見

國家能源局關于推進新能源微電網

示范項目建設的指導意見

各省（區、市）發展改革委（能源局）、新疆生產建設兵團發展改革委，國家電網公司、南方電網公司，各主要發電投資企業，中國電建集團、中國能建集團、水電水利規劃設計總院，中科院:

可再生能源發展“十二五”規劃把新能源微電網作為可再生能源和分布式能源發展機制創新的重要方向。近年來，有關研究機構和企業開展新能源微電網技術研究和應用探索，具備了建設新能源微電網示范工程的工作基礎。為加快推進新能源微電網示范工程建設，探索適應新能源發展的微電網技術及運營管理體制，現提出以下指導意見：

一、充分認識新能源微電網建設的重要意義

新能源微電網代表了未來能源發展趨勢，是貫徹落實總書記關于能源生產和消費革命的重要措施，是推進能源發展及經營管理方式變革的重要載體，是“互聯網+”在能源領域的創新性應用，對推進節能減排和實現能源可持續發展具有重要意義。同時，新能源微電網是電網配售側向社會主體放開的一種具體方式，符合電力體制改革的方向，可為新能源創造巨大發展空間。各方面應充分認識推進新能源微電網建設的重要意義，積極組織推進新能源微電網示范項目建設，為新能源微電網的發展創造良好環境并在積累經驗基礎上積極推廣。

二、示范項目建設目的和原則

新能源微電網示范項目建設的目的是探索建立容納高比例波動性可再生能源電力的發輸（配）儲用一體化的局域電力系統，探索電力能源服務的新型商業運營模式和新業態，推動更加具有活力的電力市場化創新發展，形成完善的新能源微電網技術體系和管理體制。

新能源微電網示范項目的建設要堅持以下原則：

（一）因地制宜，創新機制。結合當地實際和新能源發展情況選擇合理區域建設聯網型微電網，在投資經營管理方面進行創新；在電網未覆蓋的偏遠地區、海島等，優先選擇新能源微電網方式，探索獨立供電技術和經營管理新模式。

（二）多能互補，自成一體。將各類分布式能源、儲電蓄熱（冷）及高效用能技術相結合，通過智能電網及綜合能量管理系統，形成以可再生能源為主的高效一體化分布式能源系統。

（三）技術先進、經濟合理。集成分布式能源及智能一體化電力能源控制技術，形成先進高效的能源技術體系；與公共電網建立雙向互動關系，靈活參與電力市場交易，使新能源微電網在一定的政策支持下具有經濟合理性。

（四）典型示范、易于推廣。首先抓好典型示范項目建設，因地制宜探索各類分布式能源和智能電網技術應用，創新管理體制和商業模式；整合各類政策，形成具有本地特點且易于復制的典型模式，在示范的基礎上逐步推廣。

三、建設內容及有關要求

新能源微電網是基于局部配電網建設的，風、光、天然氣等各類分布式能源多能互補，具備較高新能源電力接入比例，可通過能量存儲和優化配置實現本地能源生產與用能負荷基本平衡，可根據需要與公共電網靈活互動且相對獨立運行的智慧型能源綜合利用局域網。新能源微電網項目可依托已有配電網建設，也可結合新建配電網建設；可以是單個新能源微電網，也可以是某一區域內多個新能源微電網構成的微電網群。鼓勵在新能源微電網建設中，按照能源互聯網的理念，采用先進的互聯網及信息技術，實現能源生產和使用的智能化匹配及協同運行，以新業態方式參與電力市場，形成高效清潔的能源利用新載體。

（一）聯網型新能源微電網

聯網型新能源微電網應重點建設：利用風、光、天然氣、地熱等可再生能源及其他清潔能源的分布式能源站；基于智能配電網的綜合能量管理系統，實現冷熱電負荷的動態平衡及與大電網的靈活互動；在用戶側應用能量管理系統，指導用戶避開用電高峰，優先使用本地可再生能源或大電網低谷電力，并鼓勵新能源微電網接入本地區電力需求側管理平臺；具備足夠容量和反應速度的儲能系統，包括儲電、蓄熱（冷）等。聯網型新能源微電網優先選擇在分布式可再生能源滲透率較高或具備多能互補條件的地區建設。

聯網型新能源微電網示范項目技術要求：

1、最高電壓等級不超過110千伏，與公共電網友好互動，有利于削減電網峰谷差，減輕電網調峰負擔；

2、并網點的交換功率和時段要具備可控性，微電網內的供電可靠性和電能質量要能滿足用戶需求。微電網內可再生能源裝機功率與峰值負荷功率的比值原則上要達到50%以上，按照需要配置一定容量的儲能裝置；在具備天然氣資源的條件下，可應用天然氣分布式能源系統作為微電網快速調節電源。

3、具備孤島運行能力，保障本地全部負荷或重要負荷在一段時間內連續供電，并在電網故障時作為應急電源使用。

（二）獨立型新能源微電網

獨立型（或弱聯型）新能源微電網應重點建設：利用風、光、天然氣、地熱等可再生能源及其他清潔能源的分布式能源站；應急用柴油或天然氣發電裝置；基于智能配電網的綜合能量管理系統，實現冷熱電負荷的動態平衡；技術經濟性合理的儲能系統，包括儲電、蓄熱（冷）等。獨立型（或弱聯型）新能源微電網主要用于電網未覆蓋的偏遠地區、海島等以及僅靠小水電供電的地區，也可以是對送電到鄉或無電地區電力建設已經建成但供電能力不足的村級獨立光伏電站的改造。

獨立型新能源微電網示范項目技術要求：

1、通過交流總線供電，適合多種可再生能源發電系統的接入，易于擴容，容易實現與公共電網或相鄰其它交流總線微電網聯網；

2、可再生能源裝機功率與峰值負荷功率的比值原則上要達到50%以上，柴油機應作為冷備用，其發電量占總電量需求的20%以下（對于冬夏季負荷差異大的海島，該指標可以放寬到40%）；在有條件并技術經濟合理的情況下，可采用（LNG或CNG為燃料的）天然氣分布式能源。

3、供電可靠性要不低于同類地區配電網供電可靠性水平。

四、組織實施

（一）示范項目申報。各省（區、市）能源主管部門負責組織項目單位編制示范項目可行性研究報告（編制大綱見附件2），并聯合相關部門開展項目初審和申報工作。示范項目要落實建設用地、天然氣用量等條件，與縣級及以上電網企業就電網接入和并網運行達成初步意見。

（二）示范項目確認。國家能源局組織專家對各地區上報的示范項目申請報告進行審核。對通過審核的項目，國家能源局聯合相關部門發文確認。2015年啟動的新能源微電網示范項目，原則上每個省（區、市）申報1~2個。

（三）示范項目建設。各省（區、市）能源主管部門牽頭組織示范項目建設。項目建成后，項目單位應及時向省級能源主管部門提出竣工驗收申請，省級能源主管部門會同國家能源局派出機構驗收通過后，組織編制項目驗收報告，并上報國家能源局。

（四）國家能源局派出機構負責對示范項目建設和建成后的運行情況進行監管。省級能源主管部門會同國家能源局派出機構對示范項目進行后評估，將評估報告上報國家能源局，對后期運行不符合示范項目技術要求的，應責令項目單位限期整改。

（五）關于新能源微電網的相關配套政策，國家能源局將結合項目具體技術經濟性會同國務院有關部門研究制定具體支持政策，鼓勵各地區結合本地實際制定支持新能源微電網建設和運營的政策措施。

附件：

1、新能源微電網技術條件

附件：

2、示范項目實施方案編制參考大綱

第二篇：2017年能源工作指導意見-國家能源局資質中心

附件

2017年能源工作指導意見

2017年是全面實施“十三五”規劃的重要一年，是供給側結構性改革的深化之年。要深入貫徹黨的十八大和十八屆三中、四中、五中、六中全會精神，牢固樹立和落實“創新、協調、綠色、開放、共享”的新發展理念，遵循“四個革命、一個合作”的能源發展戰略思想，落實中央經濟工作會議戰略部署，以推進能源供給側結構性改革為主線，以提高供給質量和效益為中心，著力化解和防范過剩產能，著力推進能源清潔開發利用，著力補上能源發展短板，為經濟社會發展提供堅強的能源保障，以優異成績迎接黨的十九大勝利召開。

一、主要發展目標

（一）能源消費

全國能源消費總量控制在44億噸標準煤左右。非化石能源消費比重提高到14.3%左右，天然氣消費比重提高到6.8%左右，煤炭消費比重下降到60%左右。

（二）能源供應

全國能源生產總量36.7億噸標準煤左右。煤炭產量36.5億噸左右，原油產量2.0億噸左右，天然氣產量1700億立方

米左右（含頁巖氣產量100億立方米左右）。

（三）能源效率

單位國內生產總值能耗同比下降5.0%以上。燃煤電廠平均供電煤耗314克標準煤/千瓦時，同比減少1克。完成煤電節能改造規模6000萬千瓦。

二、重點任務

（一）化解防范產能過剩

堅定不移落實去產能工作部署，加快淘汰落后產能，穩步發展先進產能，提高產能利用效率，促進生產能力與實際產出相匹配。

繼續化解煤炭產能過剩。運用市場化、法治化手段化解產能過剩，科學合理確定去產能目標，嚴格落實公示公告、停產關閉、證照注銷、檢查驗收等工作程序。進一步提高安全、環保、技術等標準，淘汰一批災害嚴重、資源枯竭、技術裝備落后、不具備安全生產條件、不符合煤炭產業政策的煤礦，全年力爭關閉落后煤礦500處以上，退出產能5000萬噸左右。按照減量置換原則，有序發展先進產能。規范煤礦生產建設秩序，加大未批先建、超能力生產等違規行為治理力度。完善煤礦產能登記公告制度，將公告范圍從生產煤礦延伸至建設煤礦，實現全口徑產能公告。

有效防范和化解煤電產能過剩風險。按照清理違規、嚴控增量、淘汰落后的原則，制訂實施“穩、準、狠”的措施，到2020年煤電裝機總規模控制在11億千瓦以內。堅決清理違規項目，未核先建、違規核準等違規建設項目一律停止建設。繼續實施煤電規劃建設風險預警機制，嚴格落實緩核、緩建等調控措施。根據受端地區電力市場需求，有序推進跨區輸電通道建設，按需同步配套建設煤電基地外送項目。積極推進放開發用電計劃，合理引導投資建設預期。繼續加大淘汰落后煤電機組力度，重點淘汰改造后仍不符合能效環保要求的機組，2017年預計淘汰規模400萬千瓦以上。

推進油品質量升級。2017年1月1日起，全國全面供應國五標準車用汽油（含E10乙醇汽油）、車用柴油（含B5生物柴油）。2017年7月1日起，全國全面供應硫含量不大于50ppm的普通柴油。做好2018年1月1日起全國全面供應硫含量不大于10ppm的普通柴油準備工作。開展成品油質量升級專項監督檢查，保障清潔油品市場供應。依據車用汽油、車用柴油國六標準，加快出臺新版車用乙醇汽油和生物柴油標準，開展相關升級改造。適度擴大生物燃料乙醇生產規模和消費區域。

（二）推進非化石能源規模化發展

圍繞實現“十三五”規劃目標，著力解決棄風、棄光、棄水等突出問題，促進電源建設與消納送出相協調，提高清潔低碳能源發展質量和效益。

積極發展水電。加快建設金沙江、雅礱江、大渡河等大

型水電基地。加強西南水電外送華南、華中和華東等區域輸電通道建設，統籌推進金中、滇西北、川電外送第三通道等工程項目。建立水能利用監測體系，及時分析預警水能利用和棄水情況。建立健全水電開發利益共享機制，制訂實施《少數民族地區水電工程建設征地移民安置規劃設計規定》。

穩步發展風電。優化風電建設開發布局，新增規模重心主要向中東部和南方地區傾斜。嚴格控制棄風限電嚴重地區新增并網項目，發布2017風電行業預警信息，對棄風率超過20%的省份暫停安排新建風電規模。有序推動京津冀周邊、金沙江河谷和雅礱江河谷風光水互補等風電基地規劃建設工作。加快海上風電開發利用。

安全發展核電。積極推進具備條件的核電項目建設，按程序組織核準開工。有序啟動后續沿海核電項目核準和建設準備，推動核電廠址保護和論證工作。繼續實施核電科技重大專項，推進高溫氣冷堆示范工程建設。穩妥推動小型堆示范項目前期工作，積極探索核能綜合利用。

大力發展太陽能。繼續實施光伏發電“領跑者”行動，充分發揮市場機制作用，推動發電成本下降。調整光伏電站發展布局，嚴格控制棄光嚴重地區新增規模，對棄光率超過5%的省份暫停安排新建光伏發電規模。穩步推進太陽能熱發電首批示范項目。

積極開發利用生物質能和地熱能。推進生物天然氣產業

化示范，抓好黑龍江墾區、新疆維吾爾自治區、新疆生產建設兵團等示范項目建設，積極發展能源、農業和環保“三位一體”生物天然氣縣域循環經濟。加快相關標準體系建設，推進生物天然氣和有機肥商品化產業化。制訂出臺關于推進農林生物質發電全面轉向熱電聯產的產業政策，提高生物質資源利用效率。建立生物質發電項目布局規劃監測體系，新建項目納入省級規劃管理。推廣地熱能供暖、制冷，發揮地熱能替代散燒煤、促進大氣污染防治的作用。

（三）推進化石能源清潔開發利用

推廣先進適用技術，加快傳統能源產業轉型升級，著力創新能源生產消費模式，夯實化石能源發展基礎，增強能源安全保障能力。

推進煤炭綠色高效開發利用。推廣充填開采、保水開采、煤與瓦斯共采等綠色開采技術，推進采煤沉陷區綜合治理。推廣先進技術裝備，提升煤礦機械化、信息化、智能化“三化”水平。實施粉塵綜合治理，降低采煤粉塵排放。大力發展煤炭洗選加工，提升商品煤質量，原煤入選率提高到70%。實施煤電超低排放改造和節能改造，2017年底前東部地區具備條件的機組全部完成超低排放和節能改造。

提高油氣保障能力。全面實施油氣科技重大專項“十三五”計劃，重點支持陸上深層、海洋深水和非常規油氣勘探開發重大理論技術創新。加強用海協調，進一步推動海洋油氣

勘探開發。推進頁巖氣國家級示范區新產能建設，力爭新建產能達到35億立方米。加快天然氣主干管道互聯互通工程建設，提高天然氣保供能力。推進煤層氣勘探開發利用重大工程，加快沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣、貴州畢水興等煤層氣產業化基地建設。加快煤層氣（煤礦瓦斯）輸送利用設施建設，因地制宜發展煤層氣壓縮和液化，推廣低濃度瓦斯發電。推進國家石油儲備基地建設，有序開展國儲原油收儲工作，提升國家石油儲備能力。

擴大天然氣利用。制訂實施《關于加快推進天然氣利用的意見》，推進城鎮燃氣、燃氣發電、工業燃料、交通燃料等重點領域的規模化利用。推動天然氣與可再生能源融合發展，在四川、江蘇、廣東等地區實施天然氣融合發展示范工程。推進京津冀大氣污染防治重點地區氣化工程。推動長三角地區船用燃料天然氣替代，推進車船用天然氣和江海聯運試點。積極推動天然氣大用戶直供。大力推進天然氣分布式能源發展。

（四）補強能源系統短板

針對調峰能力不足、運行效率不高、基礎設施薄弱等瓶頸制約，著力優化能源系統，著力完善相關政策措施，增強系統協調性和靈活性，提高能源系統效率。

加強調峰能力建設。完成煤電機組靈活性改造試點，進一步擴大改造范圍。研究實施煤電機組參與調峰激勵機制，建立健全輔助服務（市場）補償機制。扎實推進規劃內抽水蓄能電站建設，研究調整抽水蓄能峰谷電價機制。調整部分省區抽水蓄能電站選點規劃，優化發展布局。加快用電負荷集中、天然氣供應充足地區的天然氣調峰電站建設。大力推進天然氣調峰儲氣庫建設。制訂實施《關于促進儲能技術與產業健康發展的指導意見》，建立儲能技術系統研發、綜合測試和工程化驗證平臺，推進重點儲能技術試驗示范。

加強能源輸送通道建設。根據受端市場需求，統籌考慮電源建設進度、電網調峰能力以及電力市場改革等有關因素，研究建設跨省跨區外送輸電通道。推動中俄東線天然氣管道、陜京四線、新疆煤制氣外輸管道建設，做好川氣東送二線、蒙西煤制氣外輸管道等項目前期工作。加快重點地區和氣化率較低地區油氣管道建設。推進頁巖氣等非常規天然氣配套外輸管道建設。

推進智能電網建設。制訂實施《關于推進高效智能電力系統建設的實施意見》，配套制訂各省（區、市）具體工作方案。研究制訂《智能電網2030戰略》，推動建立智能電網發展戰略體系。制訂實施《微電網管理辦法》，積極推進新能源微電網、城市微電網、邊遠地區及海島微電網建設。

（五）加強生產建設安全管理

堅持“以人為本”的安全發展理念，堅持預防為主、管防結合的基本原則，健全完善“國家監察、地方監管、企業負責” 的工作機制，牢牢守住安全生產這條紅線。

加強電力安全監管。印發實施《關于推進電力安全領域改革發展的意見》，修訂完善《電力安全生產監督管理辦法》。開展重點區域、重點環節、關鍵部位隱患排查治理和重大危險源檢測、評估和監控，守住人身、設備、大壩等基本安全底線，堅決遏制重特大事故發生。加強電網安全風險分析預警，強化重要輸電通道、重要設備設施安全監管。加強并網安全監管，增強電網應對嚴重故障能力。加強網絡信息安全工作，確保關鍵信息基礎設施和重要信息系統安全可靠運行。加強電力建設工程施工安全和工程質量監管，修訂完善《電力建設工程施工安全監督管理辦法》。建立健全大面積停電事件應急預案體系，完善生產經營活動突發事件應急預案體系，開展大型城市電力綜合應急演練。做好黨的十九大期間等重要時期保電工作。完善電力安全監管工作機制，加強執法能力建設。

加強油氣儲運設施安全管理。加強國家石油儲備基地安全管理。建立健全安全管理制度，完善安全風險防控體系。建立國儲基地突發事件信息報告機制。強化國儲基地建設項目安全管理，研究制訂相關制度標準。推進油氣輸送管道保護。研究起草管道保護工作指導意見，研究制訂油氣管道完整性管理評價考核辦法，推動建立長輸油氣管道保護工作機制。推動管道安全應急體系建設，扎實做好地質災害周期性

評價。

提升煤礦安全生產水平。安排中央預算內資金30億元，專項支持煤礦安全改造、重大災害治理示范工程建設。組織開展瓦斯災害嚴重和事故多發地區專家“會診”，研究提出治理工作方案。推進新疆煤田火區治理工作，加強烏魯木齊大泉湖、托克遜烏尊布拉克和米泉三道壩等重點火區治理，保護火區內煤炭資源、鞏固滅火工作成果。

確保核電建設運行安全。組織開展“核電安全管理提升年”活動，實施為期一年的核電安全專項整治行動，排查安全漏洞，消除安全隱患。加強核電站應急、消防和操縱人員考核管理，強化核電廠建設運行經驗交流反饋，全面提升核事故應急管理和響應能力，確保在運在建機組安全可控。加強核電科普宣傳。

（六）推進能源技術裝備升級

加大科技創新政策支持力度，加強能源科技攻關和先進技術裝備推廣應用，推動取得重點突破，切實增強產業發展核心競爭力。

加強關鍵技術攻關。在核電、新能源、頁巖氣、煤層氣、燃氣輪機及高溫材料、海洋油氣勘探等領域，推動自主核心技術取得突破。在太陽能光熱利用、分布式能源系統大容量儲能等領域，推動應用技術產業化推廣。圍繞推進可再生能源、先進核電、關鍵材料及高端裝備可持續發展，研究設立

國家能源研發機構，建立健全相關管理機制。

深化能源裝備創新發展。全面落實《中國制造2025—能源裝備實施方案》，著力提升能源供應安全保障、非化石能源發展和化石能源清潔高效利用等重點領域裝備制造水平。制訂實施關于推動能源裝備攻關和示范應用的支持政策。制訂實施《關于依托能源工程推進燃氣輪機創新發展的若干意見》。繼續推動海洋平臺用燃氣輪機、特高壓輸電套管、超超臨界火電機組關鍵設備、天然氣長輸管線壓縮機組、核電關鍵泵閥和儀控、煤炭深加工大型空分等裝備試驗示范。編制能源裝備自主創新推薦目錄。

加強標準體系建設。組織修訂普通柴油、車用乙醇汽油調合組分油和生物柴油標準。推動發布落實《“華龍一號”國家重大工程標準化示范項目實施方案》。制訂實施《少數民族地區水電工程建設征地移民安置規劃設計規定》有關標準。推動“互聯網+”智慧能源、電動汽車充電設施、太陽能發電、天然氣發電、儲能以及能源安全生產等領域有關標準制（修）訂工作。推動天然氣計量方法與國際接軌。推進強制性節能、先進領跑等標準體系建設。推進能源領域深化標準化改革有關專項工作。

（七）加強能源行業管理

切實轉變政府職能，加強能源法治建設，深化電力、油氣等重點領域改革，進一步消除體制機制障礙、增加有效制

度供給，努力營造良好發展環境。

推進能源法治建設。積極推動《能源法》《電力法（修訂）》《核電管理條例》等送審稿修改完善工作。加快推進《國家石油儲備條例》《能源監管條例》立法工作。做好《石油天然氣法》《可再生能源法（修訂）》和《煤炭法（修訂）》立法研究工作。發揮行業協會和大型企業優勢，推進能源行業普法和依法治企。

深化重點領域改革。組織實施《電力中長期交易基本規則（暫行）》，積極推進電力市場化交易，有序擴大直購電交易規模。推進區域電力市場建設和電力交易機構規范運行，做好京津冀電力市場試點等有關工作。有序開展增量配電業務試點，鼓勵社會資本參與投資。完善電力輔助服務市場運營規則，繼續推進東北、華東區域以及山西、福建等地電力輔助服務市場試點工作。制訂出臺《節能低碳電力調度辦法》，加強跨省跨區優化調度。研究實施可再生能源電力配額制和綠色電力證書交易機制，探索建立綠色電力證書發放和交易體系。加快石油天然氣體制改革，推動出臺《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》。研究制訂管道網運分離等配套文件和專項實施方案。推進上海、重慶等石油天然氣交易中心建設。加快新疆能源綜合改革試點，總結經驗適時推廣。

推進“放管服”改革。按照國務院統一部署，繼續做好能

源領域行政審批事項取消、下放工作，推動實施能源投資項目負面清單管理機制。研究推動能源投資項目行政審批機制創新，探索建立以競爭性方式確立項目業主的新機制。按照有關要求，發布試行《國家能源局權力和責任清單》。開展行政許可標準化建設，編制發布《國家能源局行政許可標準化工作指南》。持續推進“雙隨機、一公開”監管改革，實現檢查事項全覆蓋，大力推進陽光審批。穩定政策預期和市場預期，積極推動油氣勘察開采、油氣管網、配電網等領域向民間資本開放。

強化市場秩序監管。制訂實施《電力市場監管實施辦法（暫行）》。加強電力調度交易與市場秩序監管，促進節能低碳調度、電網公平開放、交易規范和信息公開。加強電力價格成本和典型電網工程投資成效監管，推動跨省輸電價格定價成本監審和價格審核。做好供電監管，推動提升供電服務水平。加強油氣管網設施公平開放監管，推動油氣管網和液化天然氣設施向第三方公平開放。完善市場監管行政執法工作機制。加強12398能源監管熱線管理。研究修訂《承裝（修、試）電力設施許可證管理辦法》，嚴把承裝（修、試）電力設施市場準入關口。建立健全能源行業信用信息平臺，落實聯合激勵與懲戒機制，推進能源行業信用體系建設。

（八）拓展能源國際合作

堅持“走出去”與“引進來”相結合，著力打造具有國際競

爭力的能源裝備品牌，著力增強開放條件下能源安全保障能力，著力加強基礎設施互聯互通，全方位拓展能源國際合作。

深入拓展國際油氣合作。推進中亞—俄羅斯、中東、非洲、美洲和亞太五大油氣合作區開發建設，加大與重點國家油氣合作開發力度。完善西北、東北、西南和海上四大油氣運輸通道，加強安全風險防控，提升通道安全可靠運輸能力。穩妥推進亞太、歐洲、北美油氣運營中心建設，積極發展集貿易、加工、倉儲和運輸為一體的海外油氣運營模式。

促進與周邊國家電力互聯互通。積極謀劃西南聯網，穩步探索東北聯網。加強周邊國家互聯互通研究，深化與有關國家戰略對接，制訂大湄公河次區域國家及其他周邊國家電力聯網規劃，合作開展區域電網升級改造，適時推進跨境聯網工程建設。推進合作區域電力交易市場建設。

推動核電“走出去”。推進巴基斯坦卡拉奇項目建設，做好后續合作有關工作。推動英國核電項目實施，推進“華龍一號”英國通用設計評審。統籌協調做好我參與法國阿海琺重組工作。加強與俄羅斯、美國等國的核電技術合作。穩步推進阿根廷、土耳其、羅馬尼亞等國核電項目合作。

拓寬國際能源合作領域。制訂實施《關于推進能源裝備國際產能合作指導意見》，完善政府間合作等工作機制。以“一帶一路”國家和地區為重點，積極開拓非洲、南美洲和歐美發達國家市場，鼓勵企業參與煤炭、煤電、水電、新能源、煤化工、輸變電等國外項目建設，推動能源技術、裝備、服務和標準“走出去”。推動建立海外裝備研發、生產和維修服務體系。

積極參與全球能源治理。深化與重點國家的雙邊能源合作，積極參與多邊框架下的能源合作。加強與國際能源署、國際能源論壇、國際可再生能源署、能源憲章等國際能源組織的合作，促進能源政策信息、人力資源等國際交流。推動實施中國—東盟清潔能源能力建設計劃，推動成立中國—阿盟清潔能源培訓中心和中國—中東歐（16+1）能源項目對話與合作中心。做好世貿組織《政府采購協議》談判有關工作。

（九）著力提高能源民生福祉

圍繞人民群眾普遍關心的冬季供暖、大氣污染、光伏扶貧等問題，加大政策支持和供應保障工作力度，加強重點用能領域基礎設施建設，積極推廣清潔便利的能源消費新模式，促進能源發展更好惠及社會民生。

大力推進北方地區冬季清潔取暖。按照企業為主、政府推動、居民可承受的方針，宜氣則氣、宜電則電，盡可能利用清潔能源，加快提高清潔供暖比重。編制實施《北方地區冬季清潔取暖規劃（2017-2020年）》。加大氣源供應保障力度，加強重點輸氣管線工程和儲氣工程建設，確保供暖期天然氣供應保障安全。積極發展電能供熱，推廣電熱膜、地暖和熱泵供暖等新模式。繼續發展背壓熱電等熱電聯產供

熱。加強供氣管網、配電線路建設，加快構建范圍更廣、能力更強的終端管線網絡，推動解決“最后一公里”等制約清潔供暖的突出問題。

深入推進電網改造升級。繼續實施新一輪農網改造升級，完成小城鎮中心村電網改造，實現平原地區機井通電全覆蓋，貧困村基本通動力電。實施200個小康電示范縣建設。啟動實施藏區百個縣城電網改造升級及電氣化工程，實施藏區百所農村學校清潔供暖示范工程建設。加快實施百個邊防部隊電網建設，推進軍營電氣化。優化直轄市、省會城市和計劃單列市城市配電網布局，推進高可靠性示范區與新城鎮化示范區建設。

精準實施光伏扶貧工程。總結第一批光伏扶貧工程經驗，組織實施第二批光伏扶貧工程。進一步優化光伏扶貧工程布局，優先支持村級扶貧電站建設，對于具備資金和電網接入條件的村級電站，裝機規模不受限制。加強并網消納、費用結算等統籌協調工作，確保項目建設運營落實到位。

做好大氣污染防治能源保障工作。全部建成12條大氣污染防治重點輸電通道，增加重點地區外輸電力供應。推進京津冀及周邊地區、長三角等區域電能替代，進一步提高電能消費比重。增加重點地區天然氣供應，積極推廣“煤改氣”“油改氣”等替代工程。做好散煤治理有關工作。

扎實推進電能替代。推動完善峰谷電價機制，鼓勵用戶

在低谷期使用電力儲能蓄熱。探索建立電力富余地區電能替代用戶與風電等發電企業直接交易機制，擴大直接交易規模。支持港口岸電設施建設，研究建立岸電供售電機制。建立充電收益分配機制，增加居民小區供電容量，加快推進居民區充電樁建設。加快公用建筑和公共場所充電設施建設。完善京津冀、長三角、珠三角等重點區域城際高速公路快充網絡。推進充電設施互聯互通示范項目建設。升級公共充電設施新國標，2017年所有新建公共充電設施執行新國標。開展充電設施發展經驗交流。

三、能源重大工程

（一）能源結構調整工程

水電。積極推進已開工水電項目建設，年內計劃建成瀾滄江苗尾、大渡河長河壩、猴子巖等水電站，新增裝機規模1000萬千瓦。扎實推進具備條件項目的核準建設，年內計劃開工建設金沙江白鶴灘、巴塘、拉哇，瀾滄江托巴等水電站，新開工規模力爭達到3000萬千瓦。

核電。積極推進已開工核電項目建設，年內計劃建成三門1號機組、福清4號機組、陽江4號機組、海陽1號機組、臺山1號機組等項目，新增裝機規模641萬千瓦。積極推進具備條件項目的核準建設，年內計劃開工8臺機組。扎實推進三門3、4號機組，寧德5、6號機組，漳州1、2號機組，惠州1、2號機組等項目前期工作，項目規模986萬千瓦。

風電。穩步推進風電項目建設，年內計劃安排新開工建設規模2500萬千瓦，新增裝機規模2000萬千瓦。扎實推進部分地區風電項目前期工作，項目規模2500萬千瓦。

太陽能發電。積極推進光伏、光熱發電項目建設，年內計劃安排新開工建設規模2000萬千瓦，新增裝機規模1800萬千瓦。有序推進部分地區項目前期工作，項目規模2000萬千瓦。

（二）煤炭清潔高效利用工程

煤電超低排放和節能改造。繼續深入推進改造工作，年內計劃完成超低排放改造規模8000萬千瓦，完成節能改造規模6000萬千瓦。

煤炭深加工。扎實推進已開工示范項目建設，年內計劃全面建成神華寧煤煤炭間接液化（400萬噸/年）、潞安礦業高硫煤一體化清潔利用一期工程（100萬噸/年）等示范項目。有序推進具備條件項目的核準建設，年內計劃開工建設蘇新能源和豐煤制天然氣、內蒙古伊泰煤炭間接液化等示范項目。做好伊泰伊犁煤炭間接液化、貴州渝富畢節（納雍）煤炭間接液化等項目前期工作。

（三）能源系統補短板工程

煤電參與調峰改造。擴大煤電參與調峰改造試點范圍，全年計劃實施改造規模2000萬千瓦以上，計劃增加調峰能力400萬千瓦。

調峰用天然氣電站。在負荷集中和天然氣氣源有保障的地區，建設天然氣調峰電站，年內計劃新增裝機規模100萬千瓦。

抽水蓄能電站。積極推進已開工項目建設，年內計劃建成投產江蘇溧陽、廣東深圳、海南瓊中等抽水蓄能電站，新增裝機規模200萬千瓦。扎實推進具備條件項目的核準建設，年內計劃開工建設浙江寧海、湖南平江、內蒙古芝瑞等抽水蓄能電站項目，新開工規模力爭達到1000萬千瓦。

儲能。積極推進已開工項目建設，年內計劃建成蘇州輝騰、西藏尼瑪、大連融科（部分）、比亞迪長沙園區、山西陽光、貴州畢節等儲能項目。扎實推進南都電源鎮江能源互聯網、蘇州高景科技、蘇州錦祥、蘇州工業園區、南都電源、陽光電源、陽光三星與天合光能、中天科技、大連融科（部分）等具備條件的項目。做好二連浩特、猛獅科技、協鑫集成等儲能電站項目前期工作。

天然氣調峰設施。積極推進金壇鹽穴、雙

6、相國寺等已投運儲氣庫擴容達容，推進中原文23等地下儲氣庫建設，年內計劃開工建設中原文

23、華北及大港儲氣庫擴容改造，全年新增工作氣量3億立方米以上。

跨省跨區輸電通道。積極推進已開工項目建設，年內計劃新增500千伏及以上變電容量（含換流容量）1.36億千伏安，新增輸電線路1.47萬公里。扎實推進具備條件項目的核

準建設。

油氣管網。積極推進已開工項目建設，年內計劃建成中俄原油管道二線、陜京四線。扎實推進具備條件項目的核準建設，年內計劃開工建設中俄東線天然氣管道（控制性工程已開工）、新疆煤制氣外輸管道潛江—韶關段。

（四）能源消費模式創新工程

電能替代。在燃煤鍋爐、窯爐、港口岸電等重點替代領域，實施一批電能替代工程，全年計劃完成替代電量900億千瓦時。

天然氣替代。在京津冀“禁煤區”和煤炭質量控制區，在落實氣源的前提下，實施民用、工業“煤改氣”工程。推廣車船等交通工具領域“油改氣”工程。

電動汽車充電設施。積極推進充電樁建設，年內計劃建成充電樁90萬個。其中，公共充電樁10萬個，私人充電樁80萬個。

（五）能源惠民利民工程

農村電網改造升級。年內計劃開工建設項目1400個，投資規模410億元，其中中央預算內投資90億元。計劃建成項目1900個，投資規模630億元，其中中央預算內投資85億元、專項建設基金49億元。

光伏扶貧。年內計劃安排光伏扶貧規模800萬千瓦，惠及64萬建檔立卡貧困戶。其中，村級電站200萬千瓦，惠

及40萬建檔立卡貧困戶；集中式電站600萬千瓦，惠及24萬建檔立卡貧困戶。

各省（區、市）能源主管部門、各能源企業，要認真貫徹黨中央、國務院關于能源工作的決策部署，圍繞穩增長、促改革、調結構、惠民生、防風險等重點工作，積極主動作為，狠抓任務落實。國家能源局各部門，要細化制訂工作實施方案，具體明確時間表和路線圖，進一步加強統籌協調和監督檢查，凝聚形成全行業工作合力，為做好全年能源工作營造良好的發展環境。

第三篇：新能源通字(2011)180號附件：財政部科技部國家能源局關于實施金太陽示范工程的通知

關于做好2011年金太陽示范工作的通知

2011年06月28日 15:19 來源：財政部網站

財建[2011]380號

各省、自治區、直轄市、計劃單列市財政廳（局）、科技廳（委、局）、發展改革委（能源局），新疆生產建設兵團財務局、科技局、發展改革委：

為進一步擴大國內光伏發電應用規模，促進戰略性新興產業發展，中央財政將繼續安排資金支持實施金太陽示范工程。根據市場形勢和產業發展狀況，現將2011年金太陽示范工作有關事項通知如下：

一、支持范圍

（一）在可利用建筑面積充裕、電網接入條件較好、電力負荷較大的經濟技術開發區、高新技術開發區、工業園區、產業園區集中連片建設的用戶側光伏發電項目，裝機容量原則上不低于10MW。

（二）利用工礦、商業企業以及公益性事業單位既有建筑等條件建設的用戶側光伏發電項目，裝機容量不低于300kW。

（三）利用智能電網和微電網技術建設的用戶側光伏發電項目。

（四）在偏遠無電地區建設的獨立光伏發電項目。

二、支持條件

（一）項目實施單位必須是自建自用的電力用戶、專業化的能源服務公司、配電網（微電網）投資經營主體之一，且項目資本金不低于總投資的30%。其中，項目實施單位與項目所在建筑業主為不同主體的，必須以合同能源管理方式簽訂長期協議。獨立光伏發電項目業主單位，必須具有保障項目長期運行的能力。

（二）申請集中連片示范項目的經濟技術開發區、高新技術開發區、工業園區、產業園區，必須由園區管委會結合區域內各項基礎條件進行統籌規劃，成立專門的管理機構，指定專人協調項目建設、電網接入、運行管理等方面的工作，并制定相應配套支持政策。

（三）示范項目必須經濟效益較好，設計方案合理，項目規模、安裝方式與建筑、電網條件基本匹配，并且建筑屋頂易于改造，改造投資較低，對與新建廠房整體規劃建設的項目優先支持。

（四）項目并網設計符合規范，發電量原則上自發自用。

（五）項目采用的關鍵設備（包括光伏組件、逆變器、蓄電池）由實施單位自主采購，性能要求見附件1。

（六）獨立光伏發電項目要以縣（及以上）為單位整體實施。

（七）已獲得相關政策支持的項目不得重復申報。

三、補助標準。

（一）采用晶體硅組件的示范項目補助標準為9元/瓦，采用非晶硅薄膜組件的為8元/瓦。

（二）獨立光伏發電項目的補助標準另行確定。

四、項目申報和資金下達程序

（一）項目實施單位按《財政部 科技部 住房城鄉建設部 國家能源局關于加強金太陽示范工程和太陽能光電建筑應用示范工程建設管理的通知》（財建[2010]662號）有關要求編制項目實施方案，按屬地原則上報省級財政、科技、能源主管部門。

（二）省級財政、科技、能源主管部門對項目申請材料進行嚴格審核，將符合條件的項目按類別匯總（格式見附件2）后，聯合上報財政部、科技部、國家能源局。

（三）財政部、科技部、國家能源局組織對項目進行評審，公布示范項目目錄。

（四）列入目錄的集中連片示范項目和2兆瓦及以上的用戶側光伏發電項目，完成審核備案等前期工作后，提交補助資金申請報告。財政部核定補助金額，按70%下達預算，并于2012年6月30日前進行清算；對未按規定期限完工、清算的項目，原則上將收回獎勵資金，并不再予以安排。

對2兆瓦以下的用戶側光伏發電項目，不再采取預撥方式，由項目單位在2012年6月30日前完成竣工驗收后，財政部一次核定并下達補助資金。

五、加快2009年和2010年示范項目執行的要求

（一）已納入示范目錄，但尚未安排資金的項目，財政部按本通知規定撥付資金；無法實施的要申請取消。已完工項目要按照《金太陽示范項目管理暫行辦法》（國能新能[2011]109號）的有關要求，及時進行竣工驗收，并提出資金清算申請。

（二）已安排資金但尚未完工的項目，必須詳細填報進度計劃（格式見附件3），報財政部、科技部、國家能源局備案。其中，《財政部關于下達2009年金太陽示范工程財政補助資金預算指標的通知》（財建[2009]984號）和《財政部關于下達2010年金太陽示范工程財政補助資金預算指標的通知》（財建[2010]590）中下達資金的項目必須在2011年9月30日前完成竣工驗收，并提出資金清算申請。《財政部關于下達2010年金太陽示范工程財政補助資金預算指標的通知》（財建[2010]965號）中下達資金的項目必須在2011年12月31日完成竣工驗收，并提出資金清算申請。對未按規定期限完工項目，一律收回補助資金；對由于客觀原因確實難以按期完工的項目，要明確完工時間，但也不得晚于2012年6月30日，同時補貼標準按2011年標準執行。

（三）對示范項目建設進展較慢的地區和企業，原則上不再安排新項目。

各地財政、科技、能源等主管部門要依據本通知及有關文件規定，抓緊組織編制2011年示范項目申報材料、2009年和2010尚未安排資金項目的資金申請報告、已完工項目資金清算申請報告以及未完工項目的進度計劃，于2011年7月5日前報財政部、科技部和國家能源局，一式三份，逾期不予受理。

財政部 科技部 國家能源局 二〇一一年六月二十六日

第四篇：國家發展改革委 國家能源局關于提升電力系統調節能力的指導意見

國家發展改革委 國家能源局關于提升

電力系統調節能力的指導意見

發改能源〔2018〕364號

各省、自治區、直轄市及計劃單列市、新疆生產建設兵團發展改革委（能源局）、經信委（工信委、工信廳）、國家能源局各派出監管機構，國家電網公司、南方電網公司，華能、大唐、華電、國電投、國能投集團公司，國投公司、華潤集團，中國國際工程咨詢公司、電力規劃設計總院：

為貫徹落實黨的十九大精神，按照2017年中央經濟工作會議部署，以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，扎實推動能源生產和消費革命，推進電力供給側結構性改革，構建高效智能的電力系統，提高電力系統的調節能力及運行效率。現提出以下指導意見：

一、重要意義

黨的十九大報告指出，要推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、安全高效的能源體系。2017年中央經濟工作會議提出，要增加清潔電力供應，促進節能環保、清潔生產、清潔能源等綠色產業發展。當前，我國電力系統調節靈活性欠缺、電網調度運行方式較為僵化等現實造成了系統難以完全適應新形勢要求，大型機組難以發揮節能高效的優勢，部分地區出現了較為嚴重的棄風、棄光和棄水問題，區域用電用熱矛盾突出。為實現我國提出的2020年、2030年非化石能源消費比重分別達到15%、20%的目標，保障電力安全供應和民生用熱需求，需著力提高電力系統的調節能力及運行效率，從負荷側、電源側、電網側多措并舉，重點增強系統靈活性、適應性，破解新能源消納難題，推進綠色發展。

二、加快推進電源側調節能力提升

（一）實施火電靈活性提升工程。

根據不同地區調節能力需求，科學制定各省火電靈活性提升工程實施方案。“十三五”期間，力爭完成2.2億千瓦火電機組靈活性改造（含燃料靈活性改造，下同），提升電力系統調節能力4600萬千瓦。優先提升30萬千瓦級煤電機組的深度調峰能力。改造后的純凝機組最小技術出力達到30%~40%額定容量，熱電聯產機組最小技術出力達到40%~50%額定容量；部分電廠達到國際先進水平，機組不投油穩燃時純凝工況最小技術出力達到20%~30%。

加快已審批的選點規劃推薦的抽水蓄能電站建設，適時開展新一輪選點規劃，加快推進西南地區龍頭水庫電站建設。“十三五”期間，開工建設6000萬千瓦抽水蓄能電站和金沙江中游龍頭水庫電站。到2020年，抽水蓄能電站裝機規模達到4000萬千瓦（其中“三北”地區1140萬千瓦），有效提升電力系統調節能力。

在氣源有保障、調峰需求突出的地區發展一定規模的燃氣機組進行啟停調峰，“十三五”期間，新增調峰氣電規模500萬千瓦，提升電力系統調節能力500萬千瓦。

積極支持太陽能熱發電，推動產業化發展和規模化應用，“十三五”期間，太陽能熱發電裝機力爭達到500萬千瓦，提升電力系統調節能力400萬千瓦。

（三）推動新型儲能技術發展及應用。

加快新型儲能技術研發創新，重點在大容量液流、鋰離子、鈉硫、鉛炭電池等電化學儲能電池、壓縮空氣儲能等方面開展創新和推廣，提高新型儲能系統的轉換效率和使用壽命。在調峰調頻需求較大、棄風棄光突出的地區，結合電力系統輔助服務市場建設進度，建設一批裝機容量1萬千瓦以上的集中式新型儲能電站，在“三北”地區部署5個百兆瓦級電化學儲能電站示范工程。開展在風電、光伏發電項目配套建設儲能設施的試點工作。鼓勵分布式儲能應用。到2020年，建成一批不同技術類型、不同應用場景的試點示范項目。

三、科學優化電網建設

（四）加強電源與電網協調發展。

堅持市場需求為導向，在確定電源規劃和實施方案過程中，組織相關方確定電力消納市場、送電方向，同步制定接入電網方案，明確建設時序。根據不同發電類型和電網工程建設工期等，合理安排電源及配套電網項目的核準建設進度，確保同步規劃同步實施同步投產，避免投資浪費。

（五）加強電網建設。

加強新能源開發重點地區電網建設，解決送出受限問題。落實《電力發展“十三五”規劃》確定的重點輸電通道，“十三五”期間，跨省跨區通道新增19條，新增輸電能力1.3億千瓦，消納新能源和可再生能源約7000萬千瓦。進一步完善區域輸電網主網架，促進各電壓等級電網協調發展。

開展配電網建設改造，推動智能電網建設，滿足分布式電源接入需要，全面構建現代配電系統。按照差異化需求，提高信息化、智能化水平，提高高壓配電網“N-1”通過率，加強中壓配電網線路聯絡率，提升配電自動化覆蓋率。

（六）增強受端電網適應性。

開展專項技術攻關，發展微電網等可中斷負荷，解決遠距離、大容量跨區直流輸電閉鎖故障影響受端安全穩定運行問題，提升受端電網適應能力，滿足受端電網供電可靠性。

四、提升電力用戶側靈活性

（七）發展各類靈活性用電負荷。

推進售電側改革，通過價格信號引導用戶錯峰用電，實現快速靈活的需求側響應。開展智能小區、智能園區等電力需求響應及用戶互動工程示范。開展能效電廠試點。鼓勵各類高耗能企業改善工藝和生產流程，為系統提供可中斷負荷、可控負荷等輔助服務。全面推進電能替代，到2020年，電能替代電量達到4500億千瓦時，電能占終端能源消費的比重上升至27%。在新能源富集地區，重點發展熱泵技術供熱、蓄熱式電鍋爐等靈活用電負荷，鼓勵可中斷式電制氫、電轉氣等相關技術的推廣和應用。

（八）提高電動汽車充電基礎設施智能化水平。

探索利用電動汽車儲能作用，提高電動汽車充電基礎設施的智能化水平和協同控制能力，加強充電基礎設施與新能源、電網等技術融合，通過“互聯網+充電基礎設施”，同步構建充電智能服務平臺，積極推進電動汽車與智能電網間的能量和信息雙向互動，提升充電服務化水平。

五、加強電網調度的靈活性

（九）提高電網調度智能水平。

構建多層次智能電力系統調度體系。優化開機方式，確定合理備用率。開展風電和太陽能超短期高精度功率預測、高滲透率新能源接入電網運行控制等專題研究，提高新能源發電參與日內電力平衡比例。實施風光功率預測考核，將風電、光伏等發電機組納入電力輔助服務管理，承擔相應輔助服務費用，實現省級及以上的電力調度機構調度的發電機組全覆蓋。國家能源局批復的電力輔助服務市場改革試點地區，按照批復方案推進執行。完善日內發電計劃滾動調整機制，調度機構根據風光短期和超短期功率預測信息，動態調整各類調節電源的發電計劃以及跨省跨區聯絡線輸送功率。

探索電力熱力聯合智能調度機制，在調度機構建立熱電廠電力熱力負荷實時監測系統，并根據實際熱力負荷需求確定機組發電曲線。研究制定儲熱裝置、電熱鍋爐等靈活熱源接入后的智能調度機制。

（十）發揮區域電網調節作用。

建立常規電源發電計劃靈活調整機制，各區域電網內共享調峰和備用資源。研究在區域電網優化開機方式，提升新能源發電空間。在新能源送出受限地區，開展動態輸電容量應用專題研究。

（十一）提高跨區通道輸送新能源比重。

優化在運跨省跨區輸電通道運行方式。調整和放緩配套火電建設的跨區輸電通道，富余容量優先安排新能源外送，力爭“十三五”期間，“三北地區”可再生能源跨區消納4000萬千瓦以上。水電和風電輸電通道同時送入的受端省份，應研究水電和風電通道送電曲線協調配合方式，充分發揮風電和水電的互補效益，增加風電通道中風電占比。

六、提升電力系統調節能力關鍵技術水平

（十二）提高高效智能裝備水平。

依托基礎研究和工程建設，組織推動提升電力系統調節能力關鍵裝備的技術攻關、試驗示范和推廣應用。突破一批制約性或瓶頸性技術裝備和零部件的技術攻關，推動一批已完成技術攻關的關鍵技術裝備開展試驗示范，進一步驗證技術路線和經濟性，推廣一批完成試驗示范的技術裝備實現批量化生產和產業化應用。

（十三）升級能源裝備產業體系。

在電力裝備領域，形成一批具有自主知識產權和較強競爭力的裝備制造企業集團，形成具有比較優勢的較完善產業體系和產學研用有機結合的自主創新體系，總體具有較強國際競爭力，實現引領能源裝備制造業轉型升級。

（十四）加強創新推動新技術應用。

建立企業、研究機構、高校多方參與的提升電力系統調節能力技術創新應用體系。加強火電靈活性改造技術的研發和應用，推進能源互聯網、智能微電網、電動汽車、儲能等技術的應用。著力通過技術進步和規模化應用促進電力系統與信息技術的融合和電儲能技術成本的降低。

七、建立健全支撐體系

（十五）完善電力輔助服務補償（市場）機制。

按照“誰受益、誰承擔”的原則，探索建立發電企業和用戶參與的輔助服務分擔共享機制。進一步完善和深化電力輔助服務補償（市場）機制，實現電力輔助服務補償力度科學化，合理確定火電機組有償調峰的調峰深度，并根據系統調節能力的變化進行動態調整，合理補償火電機組、抽水蓄能電站和新型儲能電站靈活運行的直接成本和機會成本。鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務承擔機組，鼓勵自動發電控制和調峰服務按效果補償，鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務，允許第三方參與提供電力輔助服務。

（十六）鼓勵社會資本參與電力系統調節能力提升工程。

支持社會資本參與火電靈活性改造，以及各類調峰電源和大型儲能電站建設。支持地方開展抽蓄電站投資主體多元化和運行模式探索。鼓勵以合同能源管理等第三方投資模式建設、運營電廠儲熱、儲能設施。火電廠在計量出口內建設的電供熱儲能設施，按照系統調峰設施進行管理并對其深度調峰貢獻給予合理經濟補償，其用電參照廠用電管理但統計上不計入廠用電。

（十七）加快推進電力市場建設。

加快電力市場建設，大幅度提高電力市場化交易比重，建立以市場為導向的促進新能源消納的制度體系。逐步建立中長期市場和現貨市場相結合的電力市場，通過彈性電價機制釋放系統靈活性。研究利用市場機制支持儲能等靈活調節電源發展的政策，充分反映調節電源的容量價值。在電力現貨市場建立之前，通過峰谷電價、分時電價等價格機制，支持電力系統調節平衡。大力推進售電側改革，鼓勵售電公司制定靈活的售電電價，促進電力消費者與生產者互動。以北方地區冬季清潔取暖為重點，鼓勵風電企業、供暖企業參與電力市場交易，探索網、源、荷三方受益的可持續發展機制。

（十八）建立電力系統調節能力提升標準體系。

開展有關電力系統調節能力提升的標準制訂和修編工作。對現有火電廠技術標準進行修編，“三北”地區新建煤電達到相應靈活運行標準，新建熱電機組實現“熱電解耦”技術要求。研究編制新型儲能技術以及需求側智能化管理的相關標準。借鑒國際電力系統靈活運行先進經驗，促進電力系統調節能力提升技術標準的國際交流與合作。

八、按職責分工抓緊組織實施

（十九）加強組織領導。

國家發展改革委、國家能源局牽頭開展電力系統調節能力提升工程及監管相關工作，統籌協調解決重大問題。各省級人民政府相關主管部門因地制宜研究制定本省（區、市）電力系統調節能力提升工程實施方案，將電力系統調節能力提升效果納入節能減排考核體系。電力現貨市場建設試點地區可結合市場設計方案，自行設計提高電力系統調節能力及運行效率的調度機制。各電網企業和發電企業是提升電力系統調節能力的實施主體，要積極制定實施計劃，落實項目資金，推動項目建設。國家能源局各派出能源監管機構會同各地方能源主管部門負責電力系統調節能力提升工程的具體監管工作，國家能源局各派出能源監管機構負責組織推進當地電力輔助服務補償（市場）工作及日常事務的協調處理。各單位要根據指導意見相關要求，統籌謀劃，協作配合，科學組織實施，務實有序推進相關工作。

（二十）強化監督管理。

國家能源局各派出能源監管機構會同各地方能源主管部門對電力系統調節能力提升工程開展專項監管。對于實施方案整體落實不到位的省份，將削減其新能源等電源建設指標。對已享受相關優惠政策但實際運行效果未達到的項目，將向社會公布，視情節取消相關優惠政策。對已納入靈活性改造范圍的火電機組，未按時完成改造或未達到規定調節效果的，將暫時削減其計劃發電量。國家能源局將按對全國電力系統調節能力提升工程的進展情況進行評價考核。

國家發展改革委 國 家 能 源 局 2018年2月28日

第五篇：2015年國家就深入推進農村社區建設試點工作提出的指導意見

就深入推進農村社區建設試點工作提出如下指導意見。

一、充分認識深化農村社區建設試點的重要意義

農村社區是農村社會服務管理的基本單元。隨著中國特色新型工業化、信息化、城鎮化、農業現代化進程加快，我國農村社會正在發生深刻變化，農村基層社會治理面臨許多新情況新問題：農村人口結構加劇變化，部分地區非戶籍居民大幅增加，非戶籍居民的社會融入問題凸顯，部分地區存在村莊空心化現象，農村“三留守”群體持續擴大；農村利益主體日趨多元，農村居民服務需求更加多樣，農村社會事業發展明顯滯后，社會管理和公共服務能力難以適應；村民自治機制和法律制度仍需進一步完善等。加強農村社區建設，有利于推動戶籍居民和非戶籍居民和諧相處，有利于促進政府行政管理、公共服務與農村居民自我管理、自我服務更好地銜接互動，有利于增強農村社區自治和服務功能，為農民幸福安康、農業可持續發展、農村和諧穩定奠定堅實基礎。

中央高度重視農村基層社會管理和服務工作，對推進農村社區建設提出明確要求。農村社區建設要在黨和政府的領導下，在行政村范圍內，依靠全體居民，整合各類資源，強化社區自治和服務功能，促進農村社區經濟、政治、文化、社會、生態全面協調可持續發展，不斷提升農村居民生活質量和文明素養，努力構建新型鄉村治理體制機制。近年來，各地區各有關部門認真貫徹中央決策部署，組織開展農村社區建設試點工作，取得了一定成效。實踐證明，農村社區建設是社會主義新農村建設的重要內容，是推進新型城鎮化的配套工程，是夯實黨的執政基礎、鞏固基層政權的重要舉措。各地區各有關部門要主動適應農村經濟社會發展新要求、順應農民群眾過上更加美好生活的新期待，增強做好農村社區建設工作的責任感和緊迫感，深入推進試點工作。

二、總體要求

（一）工作目標

以鄧小平理論、“三個代表”重要思想、科學發展觀為指導，深入貫徹總書記系列重要講話精神，以全面提高農村居民生活質量和文明素養為根本，完善村民自治與多元主體參與有機結合的農村社區共建共享機制，健全村民自我服務與政府公共服務、社會公益服務有效銜接的農村基層綜合服務管理平臺，形成鄉土文化和現代文明融合發展的文化紐帶，構建生態功能與生產生活功能協調發展的人居環境，打造一批管理有序、服務完善、文明祥和的農村社區建設示范點，為全面推進農村社區建設、統籌城鄉發展探索路徑、積累經驗。

（二）基本原則

——以人為本、完善自治。堅持和完善村黨組織領導的充滿活力的村民自治制度，尊重農村居民的主體地位，切實維護好保障好農村居民的民主政治權利、合法經濟利益和社會生活權益，讓農村居民從農村社區建設中得到更多實惠。

——黨政主導、社會協同。落實黨委和政府的組織領導、統籌協調、規劃建設、政策引導、資源投入等職責，發揮農村基層黨組織核心作用和自治組織基礎作用，調動農村集體經濟組織、農民合作經濟組織、農村群團組織和社會組織等各類主體的積極性、主動性和創造性。

——城鄉銜接、突出特色。加強農村社區建設與新型城鎮化建設的配套銜接，強化農村社區建設對新農村建設的有效支撐，既注意以城帶鄉、以鄉促城、優勢互補、共同提高，又重視鄉土味道、體現農村特點、保留鄉村風貌。

——科學謀劃、分類施策。把握農村經濟社會發展規律，做好農村社區建設的頂層設計和整體謀劃，提高試點工作的科學性、前瞻性和可行性、有效性。加強分類指導，統籌考慮各地農村社區的經濟發展條件、人口狀況及變動趨勢、自然地理狀況、歷史文化傳統等因素，合理確定試點目標和工作重點，因地制宜開展試點探索。

——改革創新、依法治理。堅持和發展農村社會治理有效方式，發揮農村居民首創精神，積極推進農村基層社會治理的理論創新、實踐創新和制度創新。深化農村基層組織依法治理，發揮村規民約積極作用，推進農村社區治理法治化、規范化。

三、工作任務

（一）完善在村黨組織領導下、以村民自治為基礎的農村社區治理機制。農村社區建設堅持村黨組織領導、村民委員會牽頭，以村民自治為根本途徑和有效手段，發動農村居民參與，同時不改變村民自治機制，不增加農村基層管理層級。推進農村基層服務型黨組織建設，增強鄉鎮、村黨組織服務功能。以農村基層黨組織建設帶動農村自治組織、群眾組織、經濟社會服務組織建設，健全完善農村基層黨組織引領農村社區建設的領導機制和工作機制。依法確定鄉鎮政府與村民委員會的權責邊界，促進基層政府與基層群眾自治組織有效銜接、良性互動。認真貫徹實施村民委員會組織法，加強村民委員會和村務監督機構建設，完善農村社區建設重大問題的民主決策、民主監督制度。依托村民會議、村民代表會議等載體，廣泛開展形式多樣的農村社區協商，探索村民議事會、村民理事會等協商形式，探索村民小組協商和管理的有效方式，逐步實現基層協商經常化、規范化、制度化。

（二）促進流動人口有效參與農村社區服務管理。依法保障符合條件的非本村戶籍居民參加村民委員會選舉和享有農村社區基本公共服務的權利。吸納非戶籍居民參與農村社區公共事務和公益事業的協商，建立戶籍居民和非戶籍居民共同參與的農村社區協調議事機制。在保障農村集體經濟組織成員合法權益的前提下，探索通過分擔籌資籌勞、投資集體經濟等方式，引導非戶籍居民更廣泛地參與民主決策。健全利益相關方參與決策機制，采取會議表決、代表議事、遠程咨詢等決策方式，維護外出務工居民在戶籍所在地農村社區的權利。健全農村“三留守”人員關愛服務體系，重點發展學前教育和養老服務，培育青年志愿組織和婦女互助組織，建立農村社區“三留守”人員動態信息庫，擴大呼叫終端、遠程監控等信息技術應用，切實提高對農村留守兒童、留守婦女、留守老人的服務能力和服務水平。

（三）暢通多元主體參與農村社區建設渠道。建立縣級以上機關黨員、干部到農村社區掛職任職、駐點包戶制度。建立和完善黨代表、人大代表、政協委員聯系農村居民、支持農村社區發展機制。鼓勵駐村機關、團體、部隊、企事業單位支持、參與農村社區建設。拓寬外出發展人員和退休回鄉人員參與農村社區建設渠道。依法確定村民委員會和農村集體經濟組織以及各類經營主體的關系，保障農村集體經濟組織獨立開展經濟活動的自主權，增強村集體經濟組織支持農村社區建設的能力。推動發展新型農村合作金融組織、新型農民合作經濟組織和社會組織，通過購買服務、直接資助、以獎代補、公益創投等方式，支持社區社會組織參與社區公共事務和公益事業，支持專業化社會服務組織到農村社區開展服務。

（四）推進農村社區法治建設。加強農村社區司法行政工作室等法治機構建設，指導農村社區開展各項法治工作，探索整合農村社區層面法治力量，加強農村社區法律援助工作，推動法治工作網絡、機制和人員向農村社區延伸，推進覆蓋農村居民的公共法律服務體系建設。完善人民調解、行政調解、司法調解聯動工作體系，建立調處化解農村矛盾糾紛綜合機制，及時了解掌握和回應不同利益主體的關切和訴求，有效預防和就地化解矛盾糾紛。建立健全農村社區公共安全體系，創新農村立體化社會治安防控體系，加強和創新農村社區平安建設，建立覆蓋農村全部實有人口的動態管理機制，做好社區禁毒和特殊人群幫教工作。加強農村社區警務、警務輔助力量和群防群治隊伍建設，對符合任職年限條件的農村警務室民警落實職級待遇。加強農村社區普法宣傳教育，提高基層黨員、干部法治思維和依法辦事能力，引導農村居民依法反映訴求、解決矛盾糾紛。指導完善村民自治章程和村規民約，支持農村居民自我約束和自我管理，提高農村社區治理法治化水平。

（五）提升農村社區公共服務供給水平。健全農村社區服務設施和服務體系，整合利用村級組織活動場所、文化室、衛生室、計劃生育服務室、農民體育健身工程等現有場地、設施和資源，推進農村基層綜合性公共服務設施建設，提升農村基層公共服務信息化水平，逐步構建縣（市、區）、鄉（鎮）、村三級聯動互補的基本公共服務網絡。積極推動基本公共服務項目向農村社區延伸，探索建立公共服務事項全程委托代理機制，促進城鄉基本公共服務均等化。加強農村社區教育，鼓勵各級各類學校教育資源向周邊農村居民開放，用好縣級職教中心、鄉（鎮）成人文化技術學校和農村社區教育教學點。改善農村社區醫療衛生條件，加大對鄉（鎮）、村衛生和計劃生育服務機構設施改造、設備更新、人員培訓等方面的支持力度。做好農村社區扶貧、社會救助、社會福利和優撫安置服務，推進農村社區養老、助殘服務，組織引導農村居民積極參加城鄉居民養老保險，全面實施城鄉居民大病保險制度和“救急難”工作試點。

（六）推動農村社區公益性服務、市場化服務創新發展。廣泛動員黨政機關、企事業單位、各類社會組織和居民群眾參加農村社區志愿服務，切實發揮黨員先鋒模范作用。完善農村社區志愿服務站點布局，搭建社區志愿者、服務對象和服務項目對接平臺，開展豐富多彩的社區志愿互助活動。根據農村社區發展特點和居民需求，分類推進社會工作服務，發揮社會工作專業人才引領社區志愿者服務作用。鼓勵企業和供銷合作社完善農村社區商業網點和物流布局，引導經營性服務組織在農村社區開展連鎖經營，采取購買服務等方式，支持社會力量在農村興辦養老助殘、扶貧濟困等各類社會事業。

（七）強化農村社區文化認同。以培育和踐行社會主義核心價值觀為根本，發展各具特色的農村社區文化，豐富農村居民文化生活，增強農村居民的歸屬感和認同感。深入開展和諧社區等精神文明創建活動，樹立良好家風，弘揚公序良俗，創新和發展鄉賢文化，形成健康向上、開放包容、創新進取的社會風尚。健全農村社區現代公共文化服務體系，整合宣傳文化、黨員教育、科學普及、體育健身等服務功能，形成綜合性文化服務中心，開辟群眾文體活動廣場，增強農村文化惠民工程實效。引導城市文化機構、團體到農村社區拓展服務，支持農民興辦演出團體和其他文化團體。發現和培養鄉土文化能人、民族民間文化傳承人等各類文化人才，廣泛開展具有濃郁鄉土氣息的農村社區文化體育活動，凝聚有利于農村社區發展的內在動力和創新活力。

（八）改善農村社區人居環境。強化農村居民節約意識、環保意識和生態意識，形成愛護環境、節約資源的生活習慣、生產方式和良好風氣。發動農村居民和社會力量開展形式多樣的農村社區公共空間、公共設施、公共綠化管護行動。完善農村社區基礎設施，建立健全農村供電、供排水、道路交通安全、消防安全、地名標志、通信網絡等公用設施的建設、運行、管護和綜合利用機制，提高對自然災害、事故災難、公共衛生事件、社會安全事件的預防和處置能力。分級建立污水、垃圾收集處理網絡，健全日常管理維護，促進農村廢棄物循環利用，重點解決污水亂排、垃圾亂扔、秸稈隨意拋棄和焚燒等臟亂差問題。加快改水、改廚、改廁、改圈，改善農村社區衛生條件。積極推進“美麗鄉村”和村鎮生態文明建設，保持農村社區鄉土特色和田園風光。

四、工作要求

（一）加強組織領導。各省（自治區、直轄市）要結合本地實際，確定一定數量具備條件的試點縣，選擇不同類型的行政村開展試點，土地集體所有權在村民小組的，可根據群眾意愿和實際需要，將試點工作延伸到自然村層面，并制定切實可行的試點實施方案。中央和國家機關有關部門要加強對地方試點工作的指導，及時制定完善相關配套政策。地方黨委和政府要把農村社區建設試點工作納入重要議事日程，建立農村社區建設統籌協調和績效評估機制。農村社區建設要在維護農民土地承包經營權和宅基地用益物權前提下開展，與當地國民經濟和社會發展總體規劃、土地利用規劃、村莊規劃和社會主義新農村建設規劃等相銜接，與統籌城鄉基層黨的建設同步考慮。嚴禁強制推行大拆大建、撤村并居，嚴禁違反土地利用規劃擅自改變農地用途，嚴禁以“管委會”等機構取代村黨組織和村民委員會。各級民政部門要切實履行牽頭職責，會同有關部門加強對試點工作的協調督導，適時組織專項督查。

（二）加強分類指導。根據不同地區經濟社會發展水平和農村社區實際情況，突出重點、分類施策，穩步推進試點工作。城中村、城邊村和農村居民集中移居點，要探索借鑒城市社區服務管理的有效經驗，逐步實現與城鎮基礎設施、基本公共服務和社會事業發展相銜接；地形復雜、交通不便、居住分散的農村地區和林區、牧區、漁區可根據自身條件，探索推進農村社區建設的有效途徑。外來人口集中的農村社區要重點推進社區基本公共服務向非戶籍居民覆蓋，促進外來人口的社區融入；人口流出較多的農村社區要加強對留守人員的生產扶持、社會救助和人文關懷，切實解決他們生產生活中的實際困難。村民自治基礎和集體經濟較好的村，要積極發展社區公益事業，完善社區公共設施和人居環境，著力提升居民生活品質；偏遠、經濟欠發達地區的農村社區，要切實增強村莊自治功能和發展能力。

（三）落實扶持政策。試點地區要加大投入力度，統籌整合相關涉農資金，提高資金使用效率，避免重復建設。推動農村社區拓寬資金來源渠道，統籌利用好村集體經濟收入、政府投入和社會資金，重點保障基本公共服務設施和網絡、農村居民活動場所建設需要，按規定合理安排農村社區工作經費和人員報酬。推進政府部門向社會組織轉移職能和加大政府向社會組織購買服務力度，做到權隨責走、費隨事轉。落實和完善支持農村社區建設的價格優惠政策，村民委員會服務設施用電以及社會福利場所生活用電按居民生活類價格執行。制定完善農村社區建設投融資政策，鼓勵金融機構加快相關金融產品開發和服務創新，積極利用小額貸款等方式，安排信貸資金支持農村社區建設。探索在省級以下條件成熟的地區設立財政資金、金融和產業資本共同籌資的農村社區建設發展基金，吸納更多社會資本參與農村社區建設。

（四）強化人才支撐。選優配強村“兩委”領導班子，特別是選好用好管好村黨組織帶頭人。及時吸納農村優秀分子入黨，加大發展農村青年黨員工作力度。鼓勵和支持退伍軍人、普通高校和職業院校畢業生及各類優秀人才到農村社區工作。支持農村社區通過向社會公開招聘、掛職鍛煉等方式配備和使用社會工作專業人才。加強對鄉鎮干部、村“兩委”成員和農村社區工作者的培訓，提升推動農村社區發展和服務農村居民的能力。

（五）及時總結經驗。加強對農村社區建設的理論政策研究，及時將成熟的經驗做法上升為政策法規，為全面推進農村社區建設提供制度保障。積極開展農村社區建設示范創建活動，適時對試點工作成效進行總結評估，穩步擴大試點范圍。及時發現和宣傳各類先進典型，總結推廣好的經驗和做法，形成全社會共同參與和推動農村社區建設的良好氛圍。

各省（自治區、直轄市）要根據本指導意見，結合本地實際，制定推進農村社區建設試點工作的具體實施意見。尚未完成戶籍制度改革、仍保留村民委員會的農墾區和工礦區可參照本指導意見制定試