wenjian.id,wenjian.ts,wenjian.title,wenjian.list_date,wenjian.content,wenjian.gongkai_shixiang_name,wenjian.suoyinhao,wenjian.zhubandanwei,wenjian.zhifa_date,wenjian.fabushijian,wenjian.detail_title,wenjian.source
101,"2017-09-17 22:15:48",国家能源局关于印发简化优化公共服务流程方便基层群众办事创业工作方案的通知,2016-02-02,"国能法改[2016]20号国家能源局关于印发简化优化公共服务流程 方便基层群众办事创业工作方案的通知 各司，各派出机构，各直属事业单位： 　　《国家能源局简化优化公共服务流程方便基层群众办事创业工作方案》已经局领导同意，现印发你们，请遵照执行。 国家能源局 2016年1月27日","国家能源局关于印发简化优化公共服务流程方便基层群众办事创业工作方案的通知 国能法改[2016]20号",000019705/2016-00216,国家能源局,2016-01-27,,,
102,"2017-09-17 22:15:57",国家能源局综合司关于印发《大型先进压水堆及高温气冷堆核电站重大专项资金管理实施细则（试行）》的通知,2016-02-02,"国能综核电[2016]47号 国家能源局综合司关于印发 《大型先进压水堆及高温气冷堆核电站 重大专项资金管理实施细则（试行）》的通知 各有关单位： 　　为进一步规范核电重大专项管理，根据《国务院关于改进加强中央财政科研项目和资金管理的若干意见》（国发〔2014〕11号）及国家科技重大专项相关规定，我们制定了《大型先进压水堆及高温气冷堆核电站重大专项资金管理实施细则（试行）》，现印发你们，请遵照执行。 国家能源局综合司 2016年1月22日","国家能源局综合司关于印发《大型先进压水堆及高温气冷堆核电站重大专项资金管理实施细则（试行）》的通知 国能综核电[2016]47号",000019705/2016-00215,国家能源局,2016-01-22,,,
103,"2017-09-17 22:15:59",陕西彬长矿区文家坡煤矿项目通过核准,2016-01-26,"陕西彬长矿区文家坡煤矿项目通过核准 　　2016年1月，国家能源局核准陕西彬长矿区文家坡煤矿项目。矿井建设规模400万吨/年，配套建设相同规模的选煤厂。项目总投资43.16亿元（不含矿业权费用）。",陕西彬长矿区文家坡煤矿项目通过核准,000019705/2016-00213,国家能源局,2016-01-11,,,
104,"2017-09-17 22:16:07",国家能源局综合司关于做好光伏发电项目与国家可再生能源信息管理平台衔接有关工作的通知,2016-01-18,"国能综新能[2016]18号 国家能源局综合司关于做好 光伏发电项目与国家可再生能源 信息管理平台衔接有关工作的通知 各省（自治区、直辖市）、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、国家能源局各派出机构，水电规划总院： 　　为落实《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》（国能新能[2015]358号），做好存量光伏发电项目与可再生能源信息管理平台的衔接，现对已建成和在建光伏发电项目（不含自然人分布式光伏发电项目，下同）进行全面摸底复核，将符合年度规模管理的光伏发电项目全部纳入平台管理，为后期项目补贴资金的申请和发放奠定基础。现请各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）确认纳入各年度建设规模的项目名单，并填报有关项目信息。具体要求如下： 　　一、填报2013年底前已核准（备案）、但未纳入前五批可再生能源电价附加资金补助目录内的光伏电站项目清单，具体格式和要求见附件1。 　　二、填报2014年光伏发电年度建设规模内项目。各地上报的光伏电站项目和分布式光伏发电项目（含分布式光伏电站项目）的规模分别不得超过我局下达的相应规模。具体格式和要求见附件2。 　　三、填报2015年光伏发电年度建设规模内项目。各地上报的光伏电站项目规模不得超过我局下达的相应规模。具体格式和要求见附件3。如与2015年上半年报送的光伏发电建设实施方案有差异的，请详细说明情况。 　　四、填报除上述项目外已经开工建设的光伏电站项目，具体格式和要求见附件4。自2014年1月1日起，国家能源局对光伏发电项目开始实行年度规模管理，未列入年度规模清单的项目，信息管理平台将不予认可。 　　请各单位于2016年1月22日前将正式文件及电子文档报送我司，电子文档同时抄送国家可再生能源信息管理中心。国家可再生能源信息管理中心收集汇总报送信息，形成总体情况报告报送我司，同时向国家能源局各派出机构开放信息查询服务。国家能源局各派出机构做好核实和相关监管工作。 　　联系人：国家能源局新能源司 邢翼腾 　　电话：010-68555840 邮箱：xingyiteng@126.com 　　国家可再生能源信息管理中心 王烨 　　电话：010-51973122 13366640357 　　邮箱：renewable2020@126.com 　　附件：1、截至2013年底已核准（备案）光伏电站项目统计表 　　2、2014年光伏发电建设实施方案报送表 　　3、2015年光伏发电建设实施方案报送表 　　4、2013年底前未核准（备案）、2014年以后未纳入建设实施方案的已开工光伏电站统计表 国家能源局综合司 2016年1月11日","国家能源局综合司关于做好光伏发电项目与国家可再生能源信息管理平台衔接有关工作的通知 国能综新能[2016]18号",000019705/2015-00212,国家能源局,2016-01-11,,,
105,"2017-09-17 22:16:15",国家能源局综合司关于征求完善太阳能发电规模管理和实行竞争方式配置项目指导意见的函,2016-01-14,"国能综新能[2016]14号 国家能源局综合司关于 征求完善太阳能发电规模管理和 实行竞争方式配置项目指导意见的函 国家发展改革委、财政部办公厅，各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发改委，各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司，陕西地方电力公司，水电规划总院、电力规划总院： 　　为进一步完善太阳能发电建设规模管理，充分发挥市场在项目资源配置中的基础性作用，规范太阳能发电市场投资开发秩序，加快推进太阳能产业升级，按照简化行政审批的基本要求和“放管结合”的原则，我们起草了《关于完善太阳能发电规模管理和实行竞争方式配置项目指导意见》，现征求你单位意见，请于2016年1月22日前将书面意见反馈我局。 　　联系人：邢翼腾 　　电 话：010-68555840/5050（传真） 　　邮 箱：xingyiteng@126.com 　　附件：关于完善太阳能发电规模管理和实行竞争方式 　　 配置项目指导意见（征求意见稿） 　　国家能源局综合司 　　2016年1月11日 　　附件： 　　关于完善太阳能发电规模管理和实行竞争方式 配置项目指导意见 （征求意见稿） 　　近年来，在国家和地方政府一系列政策支持下，我国太阳能发电市场规模迅速扩大，既为光伏制造产业提供了可靠的市场支撑，又为清洁低碳能源发展注入了新生力量。但与此同时，部分地区也出现了光伏电站项目配置混乱等问题，影响了太阳能发电产业的健康发展。为进一步完善太阳能发电建设规模管理，充分发挥市场在项目资源配置中的基础性作用，规范太阳能发电市场投资开发秩序，加快推进太阳能产业升级，按照简化行政审批的基本要求和“放管结合”的原则，现针对太阳能发电建设规模管理和项目分配方式，提出以下指导意见： 　　一、光伏发电年度规模的分类管理 　　按照各类型光伏发电的特点和国家支持的优先程度，光伏发电年度规模实行分类管理。 　　（一）不限规模的光伏发电项目。屋顶分布式光伏和地面完全自发自用的分布式光伏电站，不受年度规模限制，各地区能源主管部门随时受理项目备案。在固定建筑类型农业设施屋顶建设的光伏发电项目，按屋顶分布式光伏对待；在简易农业大棚上建设的光伏发电项目，需纳入年度规模管理。 　　（二）普通光伏电站项目。包括集中式光伏电站和分布式光伏电站项目，其中，分布式光伏电站是指以35千伏及以下电压等级（东北地区66千伏及以下）接入电网、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目。国家能源局每年初向各省（区、市）下达光伏电站年度建设规模，各省（区、市）发改委（能源局）自行确定集中式光伏电站和分布式光伏电站的规模比例。各地区应在国家能源局下达年度规模后的1个月内，采取公开评选、招标等竞争方式，将下达的建设规模分配到具体项目，并将项目清单向国家能源局报备，同时在国家可再生能源信息管理系统填报有关信息。 　　（三）先进技术光伏发电基地。各地区可结合采煤（矿）沉陷区综合生态治理、设施农业、渔业养殖、废弃油田等综合利用以及特高压电力外送通道，规划具备一定规模、场址相对集中、电力消纳条件好且可统一实施建设的光伏发电基地，引导光伏产业技术进步和电价快速下降。国家能源局将对先进技术光伏发电基地单独下达年度建设规模。基地原则上以市为单位，规划容量不小于50万千瓦。基地内的光伏电站项目通过竞争方式配置，每个基地均应先制定竞争性项目配置办法，报国家能源局备案后组织基地优选投资企业，统一协调建设。 　　二、光伏电站项目资源配置的竞争方式 　　为规范市场秩序，确保有实力、有技术、有业绩的企业获得项目资源，促进我国光伏产业技术进步和成本下降，光伏电站项目原则上全部采用竞争方式配置。 　　（一）普通光伏电站项目的竞争方式。各省级能源主管部门负责制定普通光伏电站项目的竞争性配置办法，报国家能源局备案并向社会公布。竞争方式包括：对未确定项目投资主体的项目，通过竞争方式公开选择投资主体；对已开展前期工作且已确定投资主体的项目，通过竞争方式分配年度新增建设规模指标。单个分布式光伏电站的容量不大于2万千瓦（全部自发自用的不受此限制）；单个集中式光伏电站的容量原则上不小于2万千瓦。 　　（二）先进技术光伏发电基地的竞争方式。各省级能源主管部门统一组织本省（区、市）内符合建设条件的地区编制先进技术光伏发电基地规划，经科学论证和权威机构评审后，连同基地项目竞争配置办法一并报国家能源局批复。基地项目的投资主体应当通过市场竞争方式确定。为保证基地项目的规模经济性，并为促进技术进步留足空间，基地内单个光伏电站项目的建议容量为10万千瓦以上，至少不小于5万千瓦。 　　三、光伏发电项目竞争性配置办法的要求 　　（一）竞争性配置项目的基本要求。各省（区、市）发改委（能源局）负责制定光伏发电项目竞争性配置办法，报国家能源局备案并向社会公布。从2016年1月1日起，对未制定竞争性配置办法的省（区、市），国家能源局不予下达光伏发电年度新增建设规模。 　　（二）竞争性配置项目办法的竞争要素。各地区制定的竞争性配置办法应包含上网电价、企业技术和投资能力、项目前期工作成熟程度、土地综合利用、对地方经济转型贡献以及企业诚信履约情况等竞争要素。不论采取何种基于市场竞争的配置项目方式，如公开招投标、竞争性比选等，均应将上网电价作为重要竞争条件，上网电价在竞争中综合评分权重至少达到20%。上网电价不得超过国家确定的当地光伏发电标杆上网电价。 　　（三）禁止地方保护和不正当收费行为。各地区在竞争配置光伏电站项目过程中，不得设置限制外地区企业参与的条件，对本地、外地企业不得差别对待；不得将企业购买本地光伏电池等设备、建设配套产能作为竞争条件；在竞争配置光伏电站项目时，不得向光伏发电投资企业收取各种费用，不得采取收费出让项目的“拍卖”方式，也不得包含向企业摊派费用的额外竞争条件。 　　（四）竞争性配置项目的程序要求。各类项目的竞争配置项目或分配项目规模的办法均应向及时向社会公开，公平对待各类投资主体。采用的公开招标或者综合评分优选方式，应当提前公开招标规则和评分办法。竞争过程中应当严格依法依规公开公平公正进行，竞争结果应当向社会公示，接受监督，公示内容包括项目装机容量、建设地点、控股投资方等基本信息。国家能源局派出机构对竞争配置项目或投资主体的全过程依法进行监管。 　　四、加强项目开发的监督管理 　　（一）获得光伏年度建设规模的各类项目均应严格按照《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》（国能新能[2015]358号）要求，纳入国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台管理。对于因信息填报错误、填报不及时导致不能及时接入电网、纳入补贴目录及获得电价附加补贴的，由项目单位自行承担相关责任。 　　（二）项目投资主体（含股东、股权比例）及主要建设内容不得擅自变更。如确因兼并重组、同一集团内部分工调整等原因，需要变更投资主体或股权比例的，应严格履行变更程序。在项目建设期内需要变更的，应向所在省（区、市）能源主管部门提出申请，获得审核批复后方可实施变更。项目变更批复文件同时报送属地能源监管机构和国家可再生能源信息中心。在项目建成后需要变更的，应向原备案机关提出变更申请并经审核同意后，审核文件同时报送当地电网公司、属地能源监管机构和国家可再生能源信息管理中心。 　　（三）能源监管机构对项目开发实施有效监管：对于未在规定期限内开工建设的，取消其开发资格，且要求其在三年内不准在当地申请该类太阳能发电项目。对于擅自进行项目投资主体和股权转让的，取消项目获得国家可再生能源补贴资格，且禁止转让项目的投资主体三年内参加竞争分配建设光伏发电项目。对于在项目建成前，未按照规定程序变更项目业主及重要事项或者在项目建成后，未按照规定程序向原备案机构报送申请的，不得纳入国家可再生能源补贴范围。 　　请各地能源主管部门按照上述有关意见，抓紧开展相关工作，并及时将工作进展报我局。","国家能源局综合司关于征求完善太阳能发电规模管理和实行竞争方式配置项目指导意见的函 国能综新能[2016]14号",000019705/2016-00001,国家能源局,2016-01-11,,,
176,"2017-09-17 22:16:21",2015年12月全国电力安全生产情况,2016-01-12,"    2015年12月份，全国没有发生较大以上电力人身伤亡事故，没有发生较大以上电力设备事故，没有发生电力系统水电站大坝垮坝、漫坝以及对社会造成重大影响的事件。     12月份，全国发生电力人身伤亡事故6起，死亡7人，同比增加3起，死亡人数增加4人。其中，电力生产人身伤亡事故5起，死亡5人，同比增加3起，死亡人数增加3人；电力建设人身伤亡事故1起，死亡2人，同比起数相同，死亡人数增加1人。     12月份，发生直接经济损失100万元以上的一般电力设备事故1起，同比增加1起。未发生电力安全事件，同比起数相同。     电力人身伤亡事故     12月6日，华电能源哈尔滨热电有限责任公司燃料分场1名工作人员在前往处理皮带跑偏情况时，违章穿越铁路机车车厢，被车厢撞击挤压，经抢救无效死亡。     12月17日，山东正泰工业设备安装有限公司在华电国际邹县发电厂4号机组湿式除尘器改造中，夜间施工作业引发火灾，施工塔吊倒塌，塔吊司机坠落，经抢救无效死亡。     12月26日，河南新纪元工程公司1名作业人员在华能巢湖发电有限责任公司锅炉清扫过程中高空坠落，经抢救无效死亡。     12月28日，广西水利电业集团公司所属崇左市水利电业有限公司江州供电营业所1名作业人员在进行0.4千伏线路维护时，擅自爬上已倾斜的电线杆，因电线杆倾倒将其跌落地面，经抢救无效死亡。     12月30日，云南新兴航钢结构工程技术有限公司在中能建葛洲坝集团机电建设有限公司乌东德水电站金属结构制造厂厂房安装施工过程中，作业人员在钢架上拉檩条时，强风将厂房钢构架吹倒，4名作业人员被压在钢架下，造成2人死亡。     12月31日，华电扬州发电公司1名劳务派遣人员途经72号皮带前往71号输煤皮带进行清理工作时，因滑跌被72号皮带带入，导致死亡。     电力设备事故     12月7日，国家电投云南国际电力投资有限公司所属云南滇能禄劝电磷开发有限公司甲岩水电站3号机组开机做AVC厂内闭环试验时，在穿越振动区升负荷过程中，3号机振动、摆度增加，导叶剪断销剪断，导叶限位销断裂，导叶失控，紧急落进水口闸门停机。3号机组活动导叶、转轮等部件损坏严重，损失187.6万元。       注：以上统计数据执行《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院599号令）、《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院493号令）、《国家能源局关于印发<电力安全事件监督管理规定>的通知》（国能安全〔2014〕205号文）和《国家能源局关于印发单一供电城市电力安全事故等级划分标准的通知》（国能电安〔2013〕255号文）。   电力安全监管司       2016年1月8日    ",,,,,2016-01-12,2015年12月全国电力安全生产情况,国家能源局
177,"2017-09-17 22:16:26",关于对拟筹建的能源行业电力安全工器具及机具等两个标委会征求意见的通知,2016-01-07,"各有关单位：     中国电力企业联合会报来《关于成立能源行业电力安全工器具及机具标准化技术委员会的请示》（中电联标准[2015]182号）和《关于成立能源行业电力接地技术标准化技术委员会的请示》（中电联标准[2015]183号）。根据我局印发的《能源领域行业标准化技术委员会管理实施细则（试行）》有关规定，现就能源行业电力安全工器具及机具标准化技术委员会、能源行业电力接地技术标准化技术委员会的筹建方案公开征求意见。请于2月3日前将意见反馈国家能源局能源节约和科技装备司。     联系地址：北京市西城区月坛南街38号国家能源局能源节约和科技装备司     邮编：100824     联系电话：010-68505825     E-mail：nb_standard@126.com     附件：能源行业电力安全工器具及机具标准化技术委员会、能源行业电力接地技术标准化技术委员会的筹建方案 国家能源局综合司    2016年1月5日       附件： 能源行业电力安全工器具及机具标准化技术委员会、能源行业电力接地技术 标准化技术委员会的筹建方案   拟筹建行业专业标准化技术委员会名称 拟负责制修订行业标准 领域 行业标准化管理 机构 秘书处拟承担单位 能源局联系部门 能源行业电力安全工器具及机具标准化技术委员会 拟负责电力作业个人防护器具、安全工器具、施工机具及其相关工具设备等领域标准化工作 中国电力企业联合会 国家电力器材产品安全性能质量监督检验中心 国家能源局能源节约和科技装备司 能源行业电力接地技术标准化技术委员会 拟负责发电和输变电系统接地设施的设计、施工和验收，接地测试和评估，接地降阻、防腐和优化，接地材料等领域的标准化工作 中国电力企业联合会 陕西省电力公司 国家能源局能源节约和科技装备司",,,,,2016-01-07,关于对拟筹建的能源行业电力安全工器具及机具等两个标委会征求意见的通知,国家能源局
178,"2017-09-17 22:16:36",国家能源局关于印发《电动汽车充电设施标准体系项目表（2015年版）》的通知,2016-01-04,"国能科技[2015]394号 国家能源局关于印发《电动汽车充电设施标准体系 项目表（2015年版）》的通知 各有关单位: 　　为促进我国电动汽车产业发展和支持电动汽车充电设施建设，根据中央编办《关于明确电动汽车及充电设施管理等问题部门职责分工的通知》（中央编办发〔2010〕49号）有关要求，国家能源局开展了电动汽车充电设施发展的相关工作，并在国家标准化管理委员会组织协调下制定了电动汽车充电设施的相关标准，为促进电动汽车充换电设施发展提供了重要的技术支撑。 　　为配合《电动汽车充电基础设施建设指导意见》和《电动汽车充电基础设施发展指南（2015-2020年）》等产业政策的落实，促进电动汽车充电设施标准的实施，国家能源局结合我国电动汽车充电设施发展对标准化提出的新需求和近年来的工程建设实践,组织能源行业电动汽车充电设施标准化技术委员会在原电动汽车充电设施标准体系框架的基础上，进一步梳理、优化和补充完善，形成了《电动汽车充电设施标准体系项目表（2015年版）》，现予印发。 　　请各相关单位高度重视，认真组织做好电动汽车充电设施标准体系建设、标准项目研究、标准制（修）订和宣贯等工作。如有任何问题，请联系能源行业电动汽车标准化技术委员会进行咨询。 　　电话：010-63414363 　　电子邮箱： liuyongdong@cec.org.cn 　　附件： 　　1、电动汽车充电设施标准体系项目表（2015年版） 　　2、电动汽车充电设施标准体系项目表编制说明 　　国家能源局 　　2015年11月4日","国家能源局关于印发《电动汽车充电设施标准体系项目表（2015年版）》的通知 国能科技[2015]394号",000019705/2015-00209,国家能源局,2015-11-04,,,
179,"2017-09-17 22:16:43",国家能源局关于印发《燃气电站天然气系统安全管理规定》的通知,2015-12-29,"国能安全〔2015〕450号 国家能源局关于印发《燃气电站天然气 系统安全管理规定》的通知各派出机构，华能、大唐、华电、国电、国家电投集团公司，各发电企业： 　　为加强燃气电站天然气系统安全管理，防范各类电力事故的发生，我局组织制定了《燃气电站天然气系统安全管理规定》，已经局长办公会审议通过，现印发你们，请依照执行。 国家能源局 2015年12月22日 燃气电站天然气系统安全管理规定 　　第一章 总 则 　　第一条 为加强燃气电站天然气系统安全生产管理，防范事故发生，依据《中华人民共和国安全生产法》、《石油天然气管道保护法》、《石油天然气工程设计防火规范》、《城镇燃气设计规范》、《输气管道工程设计规范》、《火力发电厂与变电所设计防火规范》、《联合循环机组燃气轮机施工及质量验收规范》等法律法规及有关标准规范，制定本规定。 　　第二条 本规定适用于燃气电站天然气系统的设计、施工、运行维护和安全及应急管理工作。 　　本规定所称燃气电站，是指利用天然气、煤层气、煤制气或液化天然气（LNG）作为燃料生产电能的发电企业。天然气系统，是指燃气电站产权边界内发电生产用的天然气设备设施，包括过滤、调压、调温、输送、计量、贮存、放散、控制及其他（紧急切断、防雷防静电等）设备设施。 　　第三条 燃气发电企业是燃气电站安全生产管理责任主体，应严格遵守国家有关法律法规和标准规范，全面履行燃气电站天然气系统安全生产管理责任。 　　第二章 安全要求 　　第四条 燃气发电工程设计单位应具备相应等级的资质证书，并应严格执行国家规定的设计深度要求和标准规范中的强制性条文。 　　第五条 进入燃气电站的天然气气质应符合《天然气》（GB 17820）中的相关要求，同时还应满足《输气管道工程设计规范》（GB 50251）等国家和行业标准中的有关规定；天然气在电站内经过滤、加热及调压后，最终应满足燃气轮机制造厂对天然气气质各项指标的要求。 　　第六条 燃气电站天然气系统的设计和防火间距应符合《石油天然气工程设计防火规范》（GB 50183）的规定。 　　第七条 调压站与调（增）压装置的设计，应遵循以下原则： 　　（一）天然气调压站应独立布置，应设计在不易被碰撞或不影响交通的位置，周边应根据实际情况设置围墙或护栏； 　　（二）调压站或调（增）压装置与其他建、构筑物的水平净距和调（增）压装置的安装高度应符合《城镇燃气设计规范》（GB 50028）的相关要求； 　　（三）设有调（增）压装置的专用建筑耐火等级不低于二级，且建筑物门、窗向外开启，顶部应采取通风措施； 　　（四）调（增）压装置的进出口管道和阀门的设置应符合《城镇燃气设计规范》（GB 50028）及《输气管道工程设计规范》（GB 50251）的相关要求；调（增）压装置前应设有过滤装置。 　　第八条 天然气系统管道设计，应遵循以下原则： 　　（一）天然气进、出调压站管道应设置关断阀，当站外管道采用阴极保护腐蚀控制措施时，其与站内管道应采用绝缘连接。天然气管道不得与空气管道固定相连； 　　（二）天然气管道宜采用支架敷设或直埋敷设； 　　（三）天然气管道应有良好的保护设施。地下天然气管道应设置转角桩、交叉和警示牌等永久性标志。易于受到车辆碰撞和破坏的管段，应设置警示牌，并采取保护措施。架空敷设的天然气管道应有明显警示标志； 　　（四）地下天然气管道不得从建筑物和大型构筑物（不包括架空的建筑物和大型构筑物）的下面穿越。地下天然气管道与建筑物、构筑物或相邻管道之间的水平和垂直净距应符合《城镇燃气设计规范》（GB 50028）第6.3.3条有关规定，且不得影响建（构）筑物和相邻管道基础的稳固性； 　　（五）地下天然气管道埋设的最小覆土厚度（路面至管顶）应符合《城镇燃气设计规范》（GB 50028）第6.3.4条有关规定； 　　（六）地下天然气管道与交流电力线接地体的净距应不小于《城镇燃气设计规范》（GB 50028）第6.7.5条有关规定； 　　（七）除必须用法兰连接部位外，天然气管道管段应采用焊接连接； 　　（八）连接管道的法兰连接处，应设金属跨接线（绝缘管道除外），当法兰用5副以上的螺栓连接时，法兰可不用金属线跨接，但必须构成电气通路。如天然气管道法兰发生严重腐蚀，电阻值超过0.03欧姆时，应符合《压力管道安全技术监察规程—工业管道》（TSG D0001）的有关规定。 　　第九条 天然气系统泄压和放空设施设计，应遵循以下原则： 　　（一）天然气系统中，两个同时关闭的关断阀之间的管道上，应安装自动放空阀及放散管。为使管道系统放空而配置的连接管尺寸和排放通流能力，应满足紧急情况下使管段尽快放空要求； 　　（二）在天然气系统中存在超压可能的承压设备，或与其直接相连的管道上，应设置安全阀。安全阀的选择和安装，应符合《安全阀安全技术监察规程》（TSG ZF001）和《城镇燃气设计规范》（GB 50028）的有关规定； 　　（三）天然气系统应设置用于气体置换的吹扫和取样接头及放散管等。放散管应设置在不致发生火灾危险的地方，放散管口应布置在室外，高度应比附近建（构）筑物高出2米以上，且总高度不应小于10米。放散管口应处于接闪器的保护范围内。 　　第十条 天然气爆炸危险区域的范围应根据释放源的级别和位置、易燃物质的性质、通风条件、障碍物及生产条件、运行经验等现场实际情况，经技术经济比较综合确定。爆炸危险区域内的设施应采用防爆电器，其选型、安装和电气线路的布置应按《爆炸危险环境电力装置设计规范》（GB 50058）执行。 　　第十一条 天然气系统设备的防雷接地设施设计应符合《建筑物防雷设计规范》（GB 50057）及《石油天然气工程设计防火规范》（GB 50183）的有关规定。防静电接地设施设计应符合《化工企业静电接地设计规程》（HG/T 20675）的有关规定。 　　第十二条 天然气系统消防及安全设施设计应执行《火力发电站与变电所设计防火规范》（GB 50229）和《城镇燃气设计规范》（GB 50028）的有关规定。 　　第十三条 天然气工程设计完毕后，应由工程建设单位组织图纸会审，会审时应对设计图纸的规范性、安全合规性、实用性和经济性等方面进行综合评定。 　　第十四条 天然气工程施工单位应具备相应等级的资质证书，禁止施工单位将工程项目转包、违法分包和挂靠资质等行为。 　　第十五条 燃气发电企业应建立工程建设质保体系并建立健全工程质量管理制度，指定专人对天然气工程质量进行监督管理。 　　第十六条 设施设备与管材、管件的提供厂商必须具备相应的生产资质，进场设备和材料规格必须符合国家现行有关产品标准的规定和设计要求，进场设备和材料必须具备出厂合格证及必要的检验报告。 　　第十七条 天然气工程施工前必须进行技术交底，并有书面交底记录资料和履行签字手续。燃气发电企业和施工单位对施工人员必须进行针对天然气工程建设特点的三级安全教育。 　　第十八条 施工必须按设计文件进行，如发现施工图有误或天然气设施的设置不能满足《城镇燃气设计规范》（GB 50028）时，施工单位不得自行更改，应及时向燃气发电企业和设计单位提出变更设计要求。修改设计或材料代用应经原设计部门同意。 　　第十九条 承担天然气钢质管道、设备焊接的人员，必须具有锅炉压力容器压力管道特种设备操作人员资格证(焊接)焊工合格证书，且在证书的有效期及合格范围内从事焊接工作。间断焊接时间超过6个月，应重新考试合格后方可再次上岗。 　　第二十条 天然气系统施工中管道、设备的装卸运输和存放、土方施工、地下和架空管道敷设、调压设施安装，以及管道附件与设备安装应符合《城镇燃气输配工程施工及验收规范》（CJJ 33）的有关规定要求。 　　第二十一条 管道、设备安装完毕后应按《城镇燃气输配工程施工及验收规范》（CJJ 33）的有关规定，依次进行吹扫、强度试验和严密性试验。 　　第二十二条 工程竣工验收应以批准的设计文件、国家现行有关标准、施工承包合同、工程施工许可文件和本规定为依据。工程竣工验收应由燃气发电企业（建设单位）主持，组织勘察、设计、监理及施工单位对工程进行验收。验收合格后，各部门签署验收纪要。燃气发电企业及时将竣工资料、文件归档，然后办理工程移交手续。验收不合格应提出书面意见和整改内容，签发整改通知限期完成。整改完成后重新验收。整改书面意见、整改内容和整改通知编入竣工资料文件中。 　　第二十三条 竣工资料的收集、整理工作应与工程建设过程同步，工程完工后应及时做好整理和移交工作。整体工程竣工资料包括工程依据文件、交工技术文件和检验合格记录等，具体可参照《城镇燃气输配工程施工及验收规范》（CJJ 33）中12.5.3条规定执行。 　　第三章 运行维护 　　第二十四条 燃气发电企业应根据本单位天然气系统的实际情况，制定切实可行的天然气系统运行、维护规程，安全操作、巡回检查规定，并严格落实操作票和工作票制度的有关规定。 　　第二十五条 运行维护人员巡检天然气系统区域，必须穿着防止产生静电的工作服，使用防爆型的照明用具、工器具和劳保防护用品。严禁携带非防爆无线通讯设备和电子产品。进入调压站前必须交出火种并释放静电，未经批准严禁在站内从事可能产生火花性质的操作。进入天然气系统区域的外来人员不得穿易产生静电的服装、带铁掌的鞋。机动车辆进入天然气系统区域，应装设阻火器。 　　第二十六条 对天然气系统设备进行拆装维护保养工作前，必须根据《城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程》（CJJ 51）的相关规定，进行惰性气体置换工作。 　　第二十七条 天然气系统区域的设施应有可靠的防雷装置，防雷装置每年应进行两次监测（其中在雷雨季节前应监测一次），接地电阻不应大于10欧姆。 　　第二十八条 天然气系统区域应有防止静电荷产生和集聚的措施，并设有可靠的防静电接地装置，每年检测不得少于一次。 　　第二十九条 天然气系统的压力容器使用管理应按《特种设备安全监察条例》（国务院令第549号）的规定执行。 　　第三十条 安全阀应做到启闭灵敏，每年委托有资格的检验机构至少检查校验一次。压力表等其他安全附件应按其规定的检验周期定期进行校验。 　　第三十一条 进入压缩机房等封闭的天然气设施场所作业，应遵循以下原则： 　　（一）进入前应先检测有无天然气泄漏，在确定安全后方可进入； 　　（二）进行维护检修，应采取防爆措施或使用防爆工具。 　　第三十二条 管道及其附件的运行与维护，应遵循以下原则： 　　（一）根据运行和维护有关规定，对天然气管道进行定期巡查，作好巡查记录，巡查中发现问题及时上报并采取有效的处理措施； 　　（二）定期巡查应包括管道安全保护距离内有无影响管道安全情况、管道沿线渗漏检查、天然气管道和附件完整性检查等内容； 　　（三）在役管道防腐涂层和设置的阴极保护系统的检查、维护周期和方法，应符合《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》（CJJ 95）有关规定的要求； 　　（四）运行中的管道第一次发现腐蚀漏气点后，应对该管道选点检查其防腐涂层及腐蚀情况，针对实测情况制定运行、维护方案。钢制管道埋设二十年后，应对其进行评估，确定继续使用年限，制定检测周期，并应加强巡视和泄漏检查； 　　（五）应根据天然气系统运行情况对燃气阀门定期进行启闭操作和维护保养。 　　第三十三条 调压站设备的运行与维护，应遵循以下原则： 　　（一）调压装置的巡检内容应包括压缩机、调压器、过滤器、阀门、安全设施、仪器、仪表等设备的运行工况和严密性情况。当发现有燃气泄漏及调压装置有喘息、压力跳动等问题时，应及时处理； 　　（二）新投入运行或保养修理后重新启用的调压设备，必须经过调试，达到技术标准后方可投入运行； 　　（三）应定期进行过滤器前后压差检查，并及时排污和清洗； 　　（四）调压器、泄压阀、快速切断阀及其它辅助设施应定期检查，查验设备是否在设定的数值内运行； 　　（五）压缩机的检修应严格按设备的保养、维护标准执行。 　　第三十四条 天然气系统消防安全工作，应遵循以下原则： 　　（一）天然气系统应建立严格的防火防爆制度。消防设施和器材的管理、检查、维修和保养等应设专人负责； 　　（二）天然气爆炸危险区域，应按《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范》（SY 6503）的规定安装、使用可燃气体在线检测报警器； 　　（三）天然气系统区域应设有“严禁烟火”等醒目的防火标志和风险告知牌，消防通道的地面上应有明显的警示标识，消防通道应保持畅通无阻，消防设施周围不得堆放杂物； 　　（四）天然气调压站内压缩机房、工艺区、站控楼、配电室等处均应配置专用消防器材，运维人员应定期检查器材的完整性，专业人员定期对站内消防器材校验和更换； 　　（五）天然气区域动用明火或可能散发火花的作业，应办理动火工作票，检测可燃气体浓度符合规定后方可动火，在动火作业过程中必须对气体浓度进行连续检测，保证动火作业安全。严禁对运行中的天然气管道、容器外壁进行焊接、气割等作业。 　　第四章 安全及应急管理 　　第三十五条 燃气发电企业应按国家有关规定建立、健全安全生产责任制，依法配置安全生产管理机构和专职安全生产管理人员，保证天然气系统的安全运行。企业主要负责人对本单位的天然气系统安全管理工作全面负责。 　　第三十六条 燃气发电企业应当和天然气供应单位签订安全生产管理协议，界定天然气系统设备设施产权和管理边界，明确各自的安全生产管理职责和应当采取的安全措施，并指定专职安全生产管理人员进行安全检查与协调。 　　第三十七条 燃气发电企业的天然气系统新建、改建和扩建工程项目，其防火、防爆设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时验收投产。 　　第三十八条 燃气发电企业应建立天然气系统的安全生产规章制度和操作规程，并定期审核、修订，保持其有效性；同时对落实安全生产规章制度和操作规程情况进行检查和考核。燃气发电企业应制定天然气系统的安全技术措施和反事故措施，定期检查措施计划的完成情况，对每项措施计划项目按程序进行检查验收，确保每项措施计划项目能达到预期效果。 　　第三十九条 燃气发电企业应加强安全生产风险预控体系建设和隐患排查治理工作，建立隐患管理台账，积极开展隐患排查、统计、分析、上报、治理和管控工作，及时发现并消除事故隐患。 　　第四十条 燃气发电企业应根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB 18218）有关规定要求，依法开展重大危险源辨识、评估、登记建档、备案、核销及管理工作。 　　第四十一条 燃气发电企业应加强安全生产教育培训，主要负责人和安全管理人员应经安全培训合格；专业管理人员、操作人员和作业人员应经天然气专业知识和业务技能培训合格后上岗；每年应组织开展有关天然气安全知识、防护技能及应急措施的安全培训；根据作业性质对外来作业人员进行有针对性的天然气安全知识交底。 　　第四十二条 燃气发电企业应配置志愿消防员。距离当地公安消防队（站）较远的可建立专职的消防队，根据规定和实际情况配备专职消防队员和消防设施，并符合国家和行业的标准要求。 　　第四十三条 燃气发电企业应根据有关规定，开展职工职业危害防护工作，严禁安排禁忌人员从事具有职业危害的岗位工作。燃气发电企业应按照《个体防护装备选用规范》（GB/T 11651）的相关要求，按时、足额向从业人员发放劳动防护用品。 　　第四十四条 燃气发电企业应依据《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（GB/T 29639）和国家能源局《电力企业应急预案管理办法》（国能安全〔2014〕508号）等相关要求，开展以下工作： 　　（一）建立天然气系统泄漏、着火、爆炸专项应急预案和现场处置方案； 　　（二）每年制定应急预案演练计划，定期开展应急预案演练工作； 　　（三）配备必要的应急救援装备、器材，并定期检查维护，保证完好可用； 　　（四）每年至少组织进行一次全厂范围的天然气系统应急处置演练。 　　第五章 附 则 　　第四十五条 燃气发电企业除应遵守本规定外，还应执行国家现行的有关标准规定。 　　第四十六条 本规定由国家能源局负责解释。 　　第四十七条 本规定自印发之日起实施。","国家能源局关于印发《燃气电站天然气系统安全管理规定》的通知 国能安全〔2015〕450号",000019705/2015-00208,国家能源局,2015-12-22,,,
180,"2017-09-17 22:16:50",国家能源局关于印发《水电工程验收管理办法》（2015年修订版）的通知,2015-12-28,"　　　　国能新能[2015]426号 　　　　国家能源局关于印发 　　《水电工程验收管理办法》（2015年修订版）的通知 　　各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局，国家电网公司、南方电网公司、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、国家电力投资集团公司、中国长江三峡集团公司、国家开发投资公司、中国电力建设集团有限公司、中国能源建设集团有限公司，水电水利规划设计总院: 　　为落实国务院简政放权有关要求，加强水电工程建设管理，进一步规范验收工作，我局对《水电工程验收管理办法》进行了修订。现印发给你们，请遵照执行。　　　　　　国家能源局 　　2015年11月25日　　　　水电工程验收管理办法 　　（2015年修订版） 　　第一章 总则 　　第一条 为加强水电工程建设管理，规范验收工作，保障水电工程安全及上下游人民生命财产安全，根据《水库大坝安全管理条例》、《建设工程质量管理条例》和国家有关规定，制定本办法。　　第二条 本办法适用于国家核准（审批）水电站项目。其他水电工程可参照执行。　　第三条 水电工程验收包括阶段验收和竣工验收。　　阶段验收分为工程截流验收、蓄水验收和水轮发电机组启动验收。截流验收和蓄水验收前应进行建设征地移民安置专项验收。　　工程竣工验收在枢纽工程、建设征地移民安置、环境保护、水土保持、消防、劳动安全与工业卫生、工程决算和工程档案专项验收的基础上进行。　　第四条 水电工程在截流、蓄水、机组启动前以及工程完工后，必须进行验收。　　第五条 水电工程验收工作，应当做到科学、客观、公正、规范。　　第六条 国家能源局负责水电工程验收的监督管理工作。省级人民政府能源主管部门负责本行政区域内水电工程验收的管理、指导、协调和监督。跨省（自治区、直辖市）水电工程验收工作由项目所涉及省（自治区、直辖市）的省级人民政府能源主管部门共同负责。　　各级能源主管部门按规定权限负责和参与本行政区域内水电工程验收的管理、指导、协调和监督。　　第七条 工程蓄水验收、枢纽工程专项验收和工程竣工验收由省级人民政府能源主管部门负责，并委托有资质单位作为验收主持单位，组织验收委员会进行。省级人民政府能源主管部门也可直接作为验收主持单位组织验收。　　工程截流验收由项目法人会同工程所在地省级人民政府能源主管部门共同组织验收委员会进行；水轮发电机组启动验收由项目法人会同电网经营管理单位共同组织验收委员会进行，具体要求按相关规定执行。　　建设征地移民安置、环境保护、水土保持、消防、劳动安全与工业卫生、工程决算和工程档案专项验收按相关法规和规定办理。　　第八条 水电工程验收的主要依据是：　　（一）国家有关法律、法规及行业有关规定；　　（二）国家及行业相关规程规范与技术标准；　　（三）项目审批、核准、备案文件；　　（四）经批准的可行性研究设计、施工图设计、设计变更及概算调整等文件；　　（五）工程建设的有关招标文件、合同文件及合同中明确采用的质量标准和技术文件等。　　第九条 项目法人应组织协调设计、施工、监理、监测、设备制造安装、运行、安全鉴定、质量监督等单位提交验收所需的资料，协助验收委员会开展工作。　　以上单位对各自在工程验收中所提交资料的真实性负责。　　第二章 工程蓄水验收　　第十条 项目法人应根据工程进度安排，在计划下闸蓄水前6个月，向工程所在地省级人民政府能源主管部门报送工程蓄水验收申请，并抄送验收主持单位。　　第十一条 工程蓄水验收申请材料应包括以下主要内容：　　（一）项目基本情况。包括工程开发任务、建设规模、建设方案、投资规模、主要投资方、项目审批（核准）情况等；　　（二）项目进展情况。包括工程进度、形象面貌、投资完成情况及其安全度汛措施等；　　（三）蓄水验收计划安排；　　（四）建设征地移民安置实施情况；　　（五）工程蓄水安全鉴定单位建议。　　第十二条 验收主持单位收到工程蓄水验收申请材料后，应会同工程所在地省级人民政府能源主管部门，并邀请相关部门、项目法人所属计划单列企业集团（或中央管理企业）、有关单位和专家共同组成验收委员会进行验收。必要时可组织专家组进行现场检查和技术预验收。　　验收委员会主任委员由验收主持单位有关负责同志担任。　　第十三条 通过水电工程蓄水验收应当具备的基本条件：　　（一）工程形象面貌满足水库蓄水要求，挡水、引水、泄水建筑物满足防洪度汛和工程安全要求；　　（二）近坝区影响工程安全运行滑坡体、危岩体、崩塌堆积体等地质灾害已按设计要求进行处理；　　（三）与蓄水有关的建筑物的内外部监测仪器、设备已按设计要求埋设和调试，并已测得初始值。需进行水库地震监测的工程，其水库地震监测系统已投入运行，并取得本底值；　　（四）已编制下闸蓄水施工组织设计，制定水库调度和度汛规划，以及蓄水期事故应急救援预案；　　（五）安全鉴定单位已提交工程蓄水安全鉴定报告，并有可以下闸蓄水的明确结论；　　（六）建设征地移民安置已通过专项验收，并有不影响工程蓄水的明确结论。　　第十四条 验收委员会完成蓄水验收工作后，应出具工程蓄水验收鉴定书。验收主持单位应在下闸蓄水前将验收鉴定书报送省级人民政府能源主管部门。省级人民政府能源主管部门认为不具备下闸蓄水条件的，应在5个工作日内通知验收主持单位和项目法人。　　验收主持单位应在下闸蓄水1个月后、3个月内，将下闸蓄水及蓄水后的有关情况报省级人民政府能源主管部门。　　第十五条 水电工程分期蓄水的，可以分期进行验收。　　第三章 枢纽工程专项验收　　第十六条 项目法人应根据工程进度安排，在枢纽工程专项验收计划前3个月，向工程所在地省级人民政府能源主管部门报送枢纽工程专项验收申请，并抄送验收主持单位。　　第十七条 验收申请报告应包括以下主要内容：　　（一）项目基本情况；　　（二）项目建设情况。包括工程进度、工程面貌、投资完成情况等；　　（三）工程运行情况。包括工程蓄水、水轮发电机组和各单项工程运行情况、工程运行效益情况等；　　（四）枢纽工程专项验收计划安排。　　第十八条 验收主持单位收到枢纽工程专项验收申请材料后，应会同工程所在地省级人民政府能源主管部门，并邀请相关部门、项目法人所属计划单列企业集团（或中央管理企业）、有关单位和专家共同组成验收委员会进行验收。必要时可组织专家组进行现场检查和技术预验收。　　验收委员会主任委员由验收主持单位有关负责同志担任。　　第十九条 通过水电工程枢纽工程专项验收应当具备的基本条件：　　（一）枢纽工程已按批准的设计文件全部建成，工程重大设计变更已完成变更手续；　　（二）施工单位在质量保证期内已及时完成剩余尾工和质量缺陷处理工作；　　（三）工程运行已经过至少一个洪水期的考验，多年调节水库需经过至少两个洪水期考验，最高库水位已经达到或基本达到正常蓄水位，全部机组均能按额定出力正常运行，每台机组至少正常运行2000小时（含电网调度安排的备用时间），各单项工程运行正常；　　（四）工程安全鉴定单位已提出工程竣工安全鉴定报告，并有可以安全运行的结论意见。　　第二十条 验收委员会完成枢纽工程专项验收工作后，应出具枢纽工程专项验收鉴定书。验收主持单位应及时将验收鉴定书报送省级人民政府能源主管部门。　　第二十一条 水电工程分期建设的，可根据工程建设进度分期或一次性进行验收。　　第四章 竣工验收　　第二十二条 项目法人应在工程基本完工或全部机组投产发电后的一年内，开展竣工验收相关工作，单独或与枢纽工程专项一并向省级人民政府能源主管部门报送开展工程竣工验收工作的申请，并抄送验收主持单位。　　第二十三条 验收申请报告应包括项目基本情况、工程建设运行情况、专项验收计划及竣工验收总体安排等内容。　　第二十四条 验收主持单位收到竣工验收申请材料后，应会同工程所在地省级人民政府能源主管部门，并邀请相关部门、项目法人所属计划单列企业集团（或中央管理企业）、有关单位和专家共同组成验收委员会进行验收。必要时可组织专家组进行现场检查和技术预验收。　　验收委员会主任委员由验收主持单位有关负责同志担任。　　第二十五条 枢纽工程、建设征地移民安置、环境保护、水土保持、消防、劳动安全与工业卫生、工程决算和工程档案专项验收完成后，项目法人应对验收工作进行总结，向验收委员会提交工程竣工验收总结报告。　　工程竣工验收总结报告应包括项目基本情况，各专项验收鉴定书的主要结论以及所提主要问题和建议的处理情况，遗留单项工程的竣工验收计划安排等。　　第二十六条 水电工程通过竣工验收的条件：　　（一）已按规定完成各专项竣工验收的全部工作；　　（二）各专项验收意见均有明确的可以通过工程竣工验收的结论；　　（三）已妥善处理竣工验收中的遗留问题和完成尾工；　　（四）符合其他有关规定。　　第二十七条 验收委员会完成竣工验收工作后，应出具竣工验收鉴定书。验收主持单位应及时将工程竣工验收总结报告、验收鉴定书及相关资料报送省级人民政府能源主管部门。　　第二十八条 省级人民政府能源主管部门在收到工程竣工验收总结报告和验收鉴定书后，对符合竣工验收条件的水电工程颁发竣工验收证书（批复）。　　第二十九条 水电工程竣工验收完成后，项目法人应当按国家有关规定办理档案、固定资产移交等相关手续。　　第五章 附则　　第三十条 验收结论应当经三分之二以上验收委员会成员同意，验收委员会成员应当在验收鉴定书上签字。验收委员会成员对验收结论持有异议的，应当将保留意见在验收鉴定书上明确记载并签字。　　第三十一条 验收过程中如发生争议，由验收委员会主任委员协调、裁决，并将验收委员会成员提出的涉及重大问题的保留意见列入备忘录，作为验收鉴定书的附件。主任委员裁决意见有半数以上委员反对或难以裁决的重大问题，应由验收委员会报请验收主持单位决定，重大事项应及时报省级人民政府能源主管部门。　　第三十二条 水电工程验收管理的其他有关要求按《水电工程验收规程》执行。　　第三十三条 本办法由国家能源局负责解释，自发布之日起施行。2011年8月印发实施的《水电工程验收管理办法》（国能新能[2011]263号）同时废止。","国家能源局关于印发《水电工程验收管理办法》（2015年修订版）的通知 国能新能[2015]426号",000019705/2015-00207,国家能源局,2015-11-25,,,
181,"2017-09-17 22:16:51",国家能源局关于公布2014年度能源软科学研究优秀成果奖获奖成果名单的通知,2015-12-22,"国能法改[2015]440号国家能源局关于公布2014年度能源软科学 研究优秀成果奖获奖成果名单的通知 各获奖单位： 　　根据《国家能源局软科学研究优秀成果奖奖励办法》（国能政策[2011]268号），国家能源局组织开展了2014年度能源软科学研究优秀成果奖评选工作。经过各单位推荐申报、专家初评、专业小组评审、全体评审专家组评审、国家能源局专题会议审议、公示等程序，评出一等奖5项、二等奖19项、三等奖21项，现予公布。 国家能源局 2015年12月16日","国家能源局关于公布2014年度能源软科学研究优秀成果奖获奖成果名单的通知 国能法改[2015]440号",000019705/2015-00136,国家能源局,2015-12-16,,,
182,"2017-09-17 22:17:01",2015年11月全国电力安全生产情况,2015-12-22,"    2015年11月份，全国没有发生较大以上电力人身伤亡事故，没有发生较大以上电力设备事故，没有发生电力系统水电站大坝垮坝、漫坝以及对社会造成重大影响的事件。     11月份，全国发生电力人身伤亡事故6起，死亡6人，同比起数增加3起，死亡人数减少3人。其中，电力生产人身伤亡事故5起，死亡5人，事故起数同比增加3起，死亡人数增加3人；电力建设人身伤亡事故1起，死亡1人，事故起数同比相同，死亡人数减少6人。     11月份，未发生直接经济损失100万元以上的一般电力设备事故，同比事故起数减少1起。发生电力安全事件3起，同比增加3起。     电力人身伤亡事故     11月2日，上海明兴防腐保温工程有限公司1名工作人员在上海上电漕泾发电有限公司进行钢架油漆施工时，从平台高空坠落至河道护坡上，经抢救无效死亡。     11月3日，中国能源建设集团黑龙江火电第三工程有限公司在山东大唐黄岛发电有限责任公司5号机组电除尘安装钢立柱过程中，立柱倒塌砸伤1名正在进行防腐作业的工作人员，经抢救无效死亡。     11月11日，浙江菲达环保科技股份有限公司在河南平顶山姚孟第二发电有限公司5号机组脱硫改造施工中，电焊焊渣引燃吸收塔内部除雾器工程塑料，引发火灾，致使1人死亡。     11月11日，湖南鸿源电力建设有限公司内蒙古分公司在阿拉善电业局35千伏乌兰布和输变电工程61号杆塔组立工作中，擅自使用挖掘机进行吊装作业，起重过程中钢丝绳断裂，电杆掉落砸中1施工人员，经抢救无效死亡。     11月17日，宣化县鑫峰建筑工程有限公司在大唐国际发电股份有限公司张家口发电厂4号机组4号煤仓进行清煤作业时，煤仓内存煤坍塌，1名作业人员被埋，经抢救无效死亡。     11月28日，潮州市茂城建筑安装工程有限公司在广东电网潮州潮安供电局10千伏杆塔导线更换施工中，1施工人员未经许可擅自登塔作业，造成触电死亡。     电力安全事件     11月5日,500千伏府忻Ⅱ线跳闸，导致神华国能（神东电力）集团公司所属陕西德源府谷能源有限公司两台机组（2×600MW）停运，全厂停电。     11月7日，晋中市华能左权煤电有限责任公司500千伏升压站出线跳闸，造成1号机组停运（此前2号机组检修中），全厂停电。     11月13日，广西部分地区突降暴雨，河水从广西水利电力建设集团有限公司宜州水力发电厂洛东电站正在检修的1号机组进入厂房，淹没2台发电机（2×27.5MW，1台在检修，1台在运行），1台机组停运。     注：以上统计数据执行《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院599号令）、《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院493号令）、《国家能源局关于印发<电力安全事件监督管理规定>的通知》（国能安全〔2014〕205号文）和《国家能源局关于印发单一供电城市电力安全事故等级划分标准的通知》（国能电安〔2013〕255号文）。       电力安全监管司        2015年12月17日   ",,,,,2015-12-22,2015年11月全国电力安全生产情况,国家能源局
183,"2017-09-17 22:17:05",2015年11月12398能源监管热线投诉举报处理情况通报,2015-12-18,"    一、基本情况     2015年11月，能源监管机构12398能源监管热线（以下简称12398热线）共收到有效信息2250件，环比持平。     按诉求性质分类：投诉87件，占有效信息的3.87%；举报4件，占有效信息的0.18%；咨询1936件，占有效信息的86.04%；表扬、求助、建议等其他方面223件，占有效信息的9.91%。     按反映渠道分类：12398电话2152件，传真20件，电子邮件25件，其他53件。     二、分类情况     2015年11月收到的有效信息中，电力行业类1862件，占有效信息的82.76%；石油天然气行业类81件，占有效信息的3.60%；新能源和可再生能源行业类16件，占有效信息的0.71%；煤炭行业类2件，占有效信息的0.09%；其他事项289件，占有效信息的12.84%。     能源监管机构12398热线收到的投诉举报主要集中在电力行业，共80件。从业务分类情况看，供电服务方面69件，占投诉举报的86.25%；电力安全方面7件，占投诉举报的8.75%；市场准入方面1件，占投诉举报的1.25%；成本价格和收费方面1件，占投诉举报的1.25%；其他事项2件，占投诉举报的2.50%。     三、分布情况     2015年11月，从收到的有效信息数量看，山东、贵州、河南排在全国前3位；从投诉举报数量看，山东、安徽、河南排在全国前3位。     四、办理情况     根据国家有关法律法规规定，能源监管机构对2015年11月收到的91件投诉举报中属于监管职责范围的89件进行了受理，占投诉举报量的97.80%。     截止到2015年11月30日，11月份受理的投诉举报已办理完毕51件，占投诉举报受理量的57.30%。     五、主要问题     群众投诉举报反映的问题主要集中在电力行业，其次是石油天然气行业。     电力行业：一是部分地区由于雨雪天气造成故障停电频繁，停电抢修时间较长；二是部分地区随着冬季用电负荷增长，部分线路末端电压偏低，难以满足用户正常用电需求；三是个别地区供电企业存在用户办理用电报装时间长、业务系统用户信息更新不及时、催收电费过程操作不规范等问题，给群众生活造成不便；四是用户反映个别地区电力设施与建筑物安全距离不符合要求、线路破旧老化，存在安全隐患等问题。     石油天然气行业：一是个别地区新建住宅小区住户反映当地燃气公司拖延供气时间，给用户生活带来不便；二是个别石油天然气企业被用户质疑计量和质量问题，以及用户反映工作人员服务态度不好、办事效率不高等问题。此类问题不属于国家能源局派出机构投诉举报事项受理范围，已及时进行了转办。",,,,,2015-12-18,2015年11月12398能源监管热线投诉举报处理情况通报,国家能源局
184,"2017-09-17 22:17:13",国家能源局关于印发《国家能源局派出机构权力和责任清单（试行）》的通知,2015-12-16,"国能法改[2015]425号 国家能源局关于印发《国家能源局派出机构权力和责任清单（试行）》的通知 各派出机构： 　　为了贯彻落实党中央、国务院关于推行政府权力清单制度的要求，经局长办公会审议通过，现将《国家能源局派出机构权力和责任清单（试行）》印发给你们，请按照《中共中央办公厅 国务院办公厅印发〈关于推行地方各级政府工作部门权力清单制度的指导意见〉的通知》（中办发〔2015〕21号）要求，与当地政府工作部门权力和责任清单公布工作相衔接，认真做好公布工作。 　　附件：1.国家能源局派出机构权力和责任清单（试行） 　　 2.国家能源局派出机构行政工作流程图 国家能源局 　2015年11月25日","国家能源局关于印发《国家能源局派出机构权力和责任清单（试行）》的通知 国能法改[2015]425号",000019705/2015-00132,国家能源局,2015-11-25,,,
185,"2017-09-17 22:17:14",国家能源局综合司关于进一步强化发电企业生产项目外包安全管理防范人身伤亡事故的通知,2015-12-09,"国能综安全〔2015〕694号 国家能源局综合司关于进一步强化 发电企业生产项目外包安全管理 防范人身伤亡事故的通知 全国电力安委会成员单位： 　　近年来，随着电力工业的快速发展，发电企业管理模式不断创新，发电设备设施运行、维护、检修、试验、技术改造等工作逐渐市场化，发电企业外包项目增多。由于部分发电企业对外包项目安全管理职责不清，导致外包项目安全管理薄弱，人身伤亡事故时有发生。今年以来，发电企业外包生产项目共发生人身伤亡事故15起，死亡22人，事故起数占发电企业生产事故的75%，死亡人数占78.5%。其中：运行维护外包项目发生人身伤亡事故4起，死亡7人；试验检修外包项目发生人身伤亡事故5起，死亡5人；技术改造外包项目（包括环保改造项目）发生人身伤亡事故6起，死亡10人。（具体情况见附件） 　　为了进一步加强发电企业外包生产项目安全管理，遏制电力人身伤亡事故的发生，现提出以下要求： 　　一、各单位要高度重视电力安全生产工作，认真落实《安全生产法》、《电力安全生产监督管理办法》（国家发展改革委第21号令）、《电力建设工程施工安全监督管理办法》（国家发展改革委第28号令）等法律法规和国家能源局关于电力安全生产工作的各项要求, 牢固树立红线意识，始终把安全生产放在一切工作的首位、始终把生命安全放在最重要的位置，正确处理安全与生产、安全与效益、安全与质量的关系，切实将规章制度落实到位，监督管理落实到位，责任追究落实到位。 　　二、发电企业要全面落实安全管理责任，对生产中进行外包的运行、维护、检修、试验、技术改造等工作负全面管理责任，将本企业的安全生产工作与外包项目安全管理一起研究、一起部署、一起检查、一起落实，协调解决影响安全生产的重大问题，严禁“以包代管”。外包项目实行项目总承包的，总承包单位应当按照合同约定，履行发电企业对项目的安全生产责任，发电企业应当监督总承包单位履行对项目的安全生产责任。 　　三、发电企业要严格审查承包单位及人员的资质和能力，严禁使用不具备国家规定资质和安全生产保障能力的承包单位。要依法与承包单位签订合同和安全生产协议，明确各自的安全管理职责和应当采取的安全措施。在承包项目开工前，应对承包单位负责人、工程技术人员和安监人员进行全面的技术交底。对于脚手架、高空作业、起重吊装、带电作业、锅炉酸洗、油罐清洗和环保设施防腐等安全风险较大的作业，要对承包单位进行专门的安全技术交底。要认真做好对项目组织设计和重大作业方案中安全技术措施的审查、批准。 　　四、发电企业要加强对外包项目的定期和随机安全检查，确保外包项目安全管理始终处于受控和在控状态。要建立承包单位中间检查、安全评价与退出机制。对于不履行安全责任、发生电力事故，或被政府相关部门列入安全生产不良信用记录和安全生产“黑名单”，或被国家能源局及其派出机构通报的承包单位，应责令其停产整顿，后果严重的应责令退出。 　　五、承包单位要建立健全安全管理体系，进一步落实安全责任制，制定和完善安全制度和操作规程，实现安全管理的制度化、规范化和标准化。承包单位要科学管理工期，保证必须的安全生产投入，确保安全措施费用、安全培训经费投入到位。严禁违法违规将承包的生产项目进行分包、转包、托管。 　　六、承包单位要切实加强对作业现场的管理，规范作业流程，严格作业程序，完善事故应急预案。坚决杜绝违章现象，对违章指挥、违章作业、违反劳动纪律的行为，要依法对有关责任人进行严肃查处。要加强现场技术措施的交底工作，对特殊性、危险性作业必须有专业技术人员进行现场指导和监护。要强化设备管理，坚持定期安全性能检查，杜绝设备超期服役、带“病”运行。 　　七、承包单位要切实加强对劳务分包、临时用工等事故多发群体的安全管理。将劳务分包、临时用工等人员纳入正式员工安全管理范畴，其安全教育、安全培训、劳动保护、工伤保险等应与正式职工一视同仁，依法管理。劳务分包、临时用工等人员必须经过安全培训，并经考试合格后方可上岗。要加强对劳务分包、临时用工使用的安全工器具、施工机械的定期检查和检测。 　　八、各单位要加强外包项目安全生产风险预控体系建设，结合安全生产隐患排查治理工作，开展风险辨识、风险评估、风险控制和持续改进工作，提高外包项目安全管理水平。要严格执行电力安全生产信息报送制度，发生电力事故和电力安全事件时，发电企业、承包单位均有报告事故信息的责任，必须按规定及时、准确、完整地进行事故事件的信息报告。 　　附件：2015年以来的发电企业外包项目事故 　　　国家能源局综合司 2015年11月25日 　　附件 　　2015年以来的发电企业外包项目事故 　　1、大唐重庆石柱电厂“3·14”人身伤亡事故。重庆大唐国际石柱发电有限责任公司（2×350MW）脱硫系统维护由北京国电清新环保技术股份有限公司石柱分公司承包。2015年3月14日9时55分，国电清新公司石柱分公司作业人员在石柱电厂进行脱硫系统1号石灰石料仓清理工作时，被仓内壁粘附坍塌的石料掩埋，1人死亡。 　　2、中电投青海青岗峡水电站“3·28”人身伤亡事故。中电投青海大通河水电开发有限责任公司青岗峡水电站（3×12.5MW、1×6.3MW）生产运行、维护由青海黄河中型水电开发有限责任公司承包，该水电站检修由黄河电力检修工程有限公司承包。2015年中型水电公司将青岗峡水电站3号机组A级检修委托给黄河电力检修公司。2015年3月28日9时，黄河电力检修公司作业人员在青岗峡水电站3号机检修机组出口开关时发生触电，1人死亡。 　　3、江苏利港电厂“5·21”人身伤亡事故。江苏利电能源集团江苏利港电力有限公司（4×350MW、4×600MW）8号机组（600MW）湿式电除尘项目由南京龙源环保有限公司总承包，中石化工建设有限公司为其分包单位，安徽合源电力工程有限公司为监理单位。2015年5月21日8时40分，在8号机组湿式电除尘项目0米，中石化工公司施工人员将一箱电焊条用绳索绑扎后通过滑轮向40米层作业面吊运。电焊条吊运大约20米高后，因绑扎不牢从高空滑落，下方绑扎焊条的施工人员被滑落的焊条砸中头部，1人死亡。 　　4、江西居龙潭水电站“6·9”人身伤亡事故。江西赣能股份有限公司居龙潭水电厂（2×30MW）消防设施改造工程由江苏平安消防工程有限公司赣州分公司承包。2015年6月9日8时40分，江苏平安公司工作人员在居龙潭水电厂进行施工过程中，在推移脚手架时，被倾倒的脚手架带倒并跌落至1号发电机组检修平台，1人死亡。 　　5、华能福建福州电厂“7·8”人身伤亡事故。华能国际电力股份有限公司福州电厂（4×350MW、2×660MW）输煤系统内所有设备维护、检修、抢修等工程由郑州力通电力设备有限公司承包。2015年7月8日21时15分C3输煤皮带落煤斗堵煤，郑州力通公司1名工作人员擅自进入落煤斗处理堵煤，发生塌煤，该工作人员被埋，1人死亡。 　　6、华润辽宁沈阳热电厂“7·17”人身伤亡事故。沈阳华润热电有限公司（3×200MW）燃料输煤运行及维护由华润东北电力工程有限公司沈阳项目部承包。2015年7月17日4时20分，该项目部工作人员在卸煤间准备进行卸煤作业时从高空坠落，1人死亡。 　　7、宁夏六盘山热电厂“7·26”人身伤亡事故。中铝宁夏能源集团六盘山热电厂（2×330MW）1号机组脱硝提标改造工程设备安装和土建部分由山东显通安装公司承建。2015年7月26日18时，施工人员在进行烟道预制工作时，突然刮起强风，烟道整体向北侧发生倾倒、坍塌，致使正在烟道内部进行焊接作业的3人受到碰撞、挤压，外部作业的4人也被钢板碰伤，2人死亡，5人轻伤。 　　8、华润辽宁盘锦电厂“9·19”人身伤亡事故。华润电力（盘锦)有限公司（2×350MW）1号机组101A检修由山东电建建设集团有限公司承包。2015年9月19日14时23分，山东电建公司工作人员在1号机组6千伏配电室进行1A段部分负荷开关检修作业时，在1E磨煤机开关柜内触电，1人死亡。 　　9、京能内蒙古京隆电厂“10·10”人身伤亡事故。京能京隆发电有限责任公司（2×600MW）机组检修维护由中电国际山西神头电力检修公司京隆项目部承包。2015年10月10日15时40分，神头检修公司京隆项目部计划进行燃油罐区1号油罐爬梯焊接作业，作业人员错到2号油罐进行焊接，引起油罐爆炸起火，4人死亡。 　　10、华电宁夏灵武电厂“10·21”人身伤亡事故。华电宁夏灵武发电有限责任公司（2×600MW、2×1060MW）4号机组（1060MW）脱硫吸收塔增容改造工程由中国华电工程集团公司环境保护分公司总承包，中国能源建设集团西北电力建设第三工程公司为其分包单位，山东中达联监理咨询有限公司为监理单位。2015年 10月21日10时58分，西北电建三公司施工人员在4号机组新建脱硫吸收塔内部进行钢梁吊装就位工作，当4名施工人员从脱硫吸收塔上方下到该钢梁上准备焊接固定时，钢梁从20米高度坠落，4名施工人员随之坠落，4人死亡。 　　11、国电江苏谏壁电厂“10·28”人身伤亡事故。国电江苏镇江谏壁发电厂（3×330MW、2×1000MW）10号机组（330MW）脱硫改造项目由北京国电龙源环保工程有限公司总承包，南通长江设备安装工程公司为其分包单位。2015年10月28日16时20分，南通长江公司施工人员在10号机组脱硫吸收塔内部进行钢板（1米×0.7米×0.12米）吊运作业，钢板吊运大约20米高时，因绑扎不牢从高空滑落，在0米处的1名脚手架搭设人员被滑落的钢板砸中，1人死亡。 　　12、国家电投上海漕泾电厂“11·2”人身伤亡事故。国家电投上海上电漕泾发电有限公司（2×1000MW）油漆防腐工程由上海明兴防腐保温工程有限公司承包。2015年11月2日13时55分，上海明兴公司作业人员在漕泾电厂厂区外输灰衍桥进行钢架油漆施工作业时，从平台高空坠落，1人死亡。 　　13、大唐山东黄岛电厂“11·3”人身伤亡事故。大唐黄岛发电有限责任公司（1×225MW、2×670MW）5号机组（670MW）湿式电除尘建设工程由中国大唐集团科技工程有限公司总承包，中国能源建设集团黑龙江火电第三工程有限公司为其分包单位，安徽大唐电力工程监理有限公司为监理单位。2015年11月3日11时15分，黑龙江火电三公司在进行黄岛电厂5号机组湿式电除尘钢立柱安装过程中，立柱倒塌，砸中1名正在进行防腐作业工作人员的头部，1人死亡。 　　14、国家电投河南平顶山姚孟第二电厂“11·11”人身伤亡事故。国家电投平顶山姚孟第二发电有限公司（4×300MW、2×600MW）5号机组（600MW）脱硫增容改造工程由浙江菲达科技股份有限公司总承包。2015年11月11日1时15分，浙江菲达公司施工人员在脱硫吸收塔内部施工过程中，电焊焊渣引燃吸收塔内部除雾器工程塑料，引发火灾，1人死亡。 　　15、大唐河北张家口电厂“11·17”人身伤亡事故。大唐国际发电股份有限公司张家口电厂（8×300MW）一、二期原煤仓及缓冲罐清拱工程由宣化县鑫峰建筑工程有限公司承包。2015年11月17日2时，宣化鑫峰公司工作人员在进行4号机组4号煤仓清煤过程中，仓内侧壁上部存煤坍塌将1名工作人员掩埋，1人死亡。","国家能源局综合司关于进一步强化发电企业生产项目外包安全管理防范人身伤亡事故的通知 国能综安全〔2015〕694号",000019705/2015-00108,国家能源局,2015-11-25,,,
186,"2017-09-17 22:17:15",2015年电力行业防汛抗旱工作情况,2015-12-09,"2015年电力行业防汛抗旱工作情况　　电力行业各单位高度重视防汛抗旱工作，认真贯彻落实全国防汛抗旱工作视频会议、国家防总2015年第一次全体会议和全国水库安全度汛视频会议精神，按照《关于国家防总成员单位开展防汛抗旱检查工作的通知》（办综〔2015〕14号）和《国务院安委会办公室关于做好汛期安全生产工作的紧急通知》（安委办明电〔2015〕8号）要求，及时部署、深入开展汛期电力安全生产的各项工作，确保了汛期电力安全生产形势稳定。 　　一、强化组织领导 　　国家能源局于1月29日、4月9日、5月14日、8月4日先后召开了全国电力安全生产电视会议、全国电力安全监管工作视频会议、全国水电站大坝安全工作会议和全国电力安全生产委员会全体会议，传达国家防总有关会议精神和国务院领导讲话精神，部署2015年电力行业防汛抗旱等安全生产工作，要求电力行业各单位加强组织领导、落实主体责任，加强科学调度，全面做好水电站安全度汛、电力建设项目山洪防御、电力设施设备台风防御等各项防范工作。 　　为贯彻落实国家防总2015年第一次全体会议和全国水库安全度汛视频会议精神，按照国家防总办公室《关于国家防总成员单位开展防汛抗旱检查工作的通知》要求，国家能源局印发《关于开展2015年电力行业防汛抗早检查工作的通知》（国能综安全〔2015〕192号），组织开展电力行业防汛抗旱检查工作。全国电力安委会成员单位按照要求，部署2015年防汛抗旱工作。华北能源监管局、东北能源监管局、山西能源监管办、河南能源监管办和贵州能源监管办印发各地区《关于开展2015年电力企业防汛专项检查的通知》，明确了检查内容，细化了检查程序，为有效开展防汛抗旱检查工作奠定了基础。山东能源监管办组织召开了新《安全生产法》贯彻落实和防汛抗旱工作检查情况通报会，通报了山东省电力行业各单位安全管理工作的亮点和现场检查发现的问题，安排部署下一阶段工作任务。新疆能源监管办结合新疆维护稳定大局和电力防汛抗旱工作，要求各级电力企业站在维护新疆安定团结的政治高度，充分认识今年防汛抗旱工作的重大意义，克服松懈思想和麻痹情绪，把各项工作抓紧抓实抓好。国家电网公司组织召开了2015年迎峰度夏安全生产电视电话会议，针对2015年严峻的防汛防灾形势对防汛抗旱、迎峰度夏保电工作作了动员和部署。华能集团公司、华电集团公司、国电集团公司、中电建集团公司和神华集团公司分别组织召开2015年防汛抗旱专项安全会议，对2015年防汛抗旱工作作出总体部署，并安排针对各子分公司及防汛抗旱重点单位的专项检查工作。 　　二、做好汛前各项准备工作 　　（一）做好汛前检查工作。今年5月上旬，国家能源局组成督查组，对南方区域重要水电站和防台防汛任务繁重的沿海地区发电企业进行督查,要求时刻绷紧防汛工作这根弦，切实落实防汛责任制，努力把台风暴雨造成的损失减少到最低限度。国家能源局各派出机构共检查电力企业100余家，发现各类问题和隐患1200多条。华东能源监管局制定了迎峰度夏期间防台防汛工作专项督查计划，细化了4大类共33个小项的现场督查内容,对淮沪特高压北半环配套500千伏工程现场、嘉定供电公司、安徽绩溪抽水蓄能电站工程、安徽陈村水电站、安徽宣城广德500千伏输变电工程、安徽响水涧抽水蓄能电站开展现场督查，并针对督查中发现的问题，按照闭环管理要求逐一下发书面整改通知，要求检查对象限时整改。华中能源监管局结合辖区内汛期汛情、地质、气象、电力运行等特点，分别制定了供电企业、火电企业、水电企业、水电施工、火电施工和输变电施工等督查对照表，确定了检查标准和检查项目共238条。同时，为受检企业制定了《电力企业防汛抗旱自查情况表》。确保企业自查上报信息统一、现场督查查评标准统一、闭环整改要求统一，安全督查工作实现了标准化、规范化。西北能源监管局突出对防汛压力较大的重点企业、安全管理薄弱的重点领域开展督查，先后督查了陕西省电力公司、宁夏电力公司、青海省电力公司、安康水电站、大唐陕西发电公司及下属蜀河水电站、石泉水电站、青海黄河水电公司及下属龙羊峡水电站、拉西瓦水电站等10家单位。福建能源监管办多批次采取“四不两直”的方式对永泰大樟溪界竹口水电站、三明电业局及华能罗源发电厂等十余家电力企业开展了防汛专项督查，共发现问题百余项，下发整改通知书十余份，并在福建省电力安委会季度工作例会上，对防汛督查工作情况进行了通报。湖南能源监管办针对国电白云水电站大坝重大隐患除险加固项目，5次赴现场进行施工和防汛情况督查。四川能源监管办组织专家对川东片区巴河、渠江、嘉陵江流域的部分电力企业汛期安全生产工作进行督查，督查内容包括防洪度汛安全、水电站大坝运行安全、地质灾害防范、应急管理、电网安全风险管控等方面，确保安全度汛。全国电力安委会企业成员单位也积极开展防汛抗旱自查工作。国家电网公司成立了以单位主要负责人为组长的防汛工作领导小组，设立防汛办公室，优化防汛工作流程，完善防汛管理规章制度，编制《2015年防汛工作手册》，明确部门职责、信息联系方式，形成覆盖全面、任务明确、责任清晰的防汛管理体系。南方电网公司按照“全覆盖、零容忍、严执法、重实效”的标准，对11家分子公司及38个地市级单位开展了全面检查。各级单位共检查基层班站所582个，访谈人员2356人次，检查水电厂大坝293座次，500千伏及以上重点变电站498座次，35-220千伏重要变电站3286座次，电力建设项目部72个，作业现场352个。对水浸风险较高的变电站进行实地检查，现场测试了排水泵、防水挡板、沙袋等防汛设施和物资。华能集团公司及其下属各级单位积极行动，层层布置、逐级落实防汛抗旱相关工作。华能国际电力股份有限公司针对所辖沿江沿海电厂较多的特点，重点对防汛防涝、防台防雷等相关准备和应对工作进行了检查梳理，重点检查水泵房、煤场、灰场、零米以下区域的挡排水设施，发现并及时处理了一批安全隐患。澜沧江公司组织对乌弄龙、里底等在建项目以及龙开口、漫湾等电厂防洪度汛准备工作情况进行了专项检查，重点对各单位防汛措施计划落实情况、大坝安全管理情况、泄洪设施完好情况、应急物资储备情况、应急预案修订及演练情况等进行了检查。神华集团公司要求所属各级单位按照“党政同责”和“一岗双责”的要求，进一步健全安全生产组织机构，强化应急组织机构职责，制定预防控制措施，建立全天候气象监测、应急值守及信息报送工作制度，做好应急物资储备及应急演练等工作，调拨专项资金治理四川小木岭水电站过站泥沙阻塞泄洪通道隐患，完成清水河取水技改项目，消除汛期水淹厂房风险。中广核集团公司对水电站大坝及相关排水设施等进行了汛前安全检查，加强了对库区水位和大坝的观测频率，水电站大坝及相关排水设施及防汛预案、物资储备等总体情况良好。京能集团公司所属水电站结合电厂的防洪特点，加强了对大坝、引水明渠、升压站及输电线路的设备设施、山体滑坡、泥石流、道路交通风险辨识与控制，在对重大危险源进行分析的同时，制定有效的各项安全措施和反事故技术措施，将责任落实到人。 　　（二）制定完善应急预案。电力企业均按要求制定各级各类防汛应急预案，并在实际工作中不断完善。华电集团公司结合有关应急预案编制导则的要求和实际情况，编制完善了防汛值班制度、防汛交接班制度、下游河道管理预警机制、防洪度汛方案、水淹厂房的措施等一系列防汛管理制度及防洪预案。中能建集团公司编制了《中国能源建设集团有限公司自然灾害突发事件突发事件应急预案》，并要求下属各单位组织编制相应的专项应急预案和现场处置方案，加强与地方气象、水利等有关部门的联系与沟通，建立应急联动机制，进一步完善汛期洪涝灾害应急预测预警工作程序，落实责任单位和值班人员，及时接收、传递地方政府有关部门发布的洪涝灾害监测预警信息。中广核集团公司各核电基地均建立完善了应急工作制度，修改完善《防台风、防暴雨、防雷击（三防）行动导则》和各子预案，按照计划实施各专项小组的应急演练，更新了行动方案和应急人员信息。同时对各级人员在“三防”过程中相关任务、职责和通讯信息进行梳理、简化，以具备更强的操作性和可操作性。根据统一部署，在建电力工程项目各施工单位结合施工区域的实际情况，完善了“三防”应急预案，建立了防汛抗旱应急体系及联动机制，保证了各单位之间的信息沟通。华润电力公司按照防汛抗旱工作要求，组织梳理、修编防汛抗旱应急预案，并对全员进行防汛抗旱预案培训，并开展实战演练、桌面演练等多种形式的演练，对每次演练的有效性、针对性进行认真评估，并根据评估结果修订应急预案，保证应急预案的适用性、针对性和可操作性。 　　（三）开展应急队伍的培训和演练。国家能源局及电力企业以多种形式积极开展应急培训和演练工作。今年6月，国家能源局在浙江省宁波市举办了“2015年宁波市大面积停电应急演练观摩活动”，演练模拟宁波受强对流雷暴天气影响，造成城市大面积停电，政府有关部门和企事业单位采取措施，积极应对灾害天气影响。演练对成功处置今年第9号强台风“灿鸿”对电力系统影响起到了积极作用。江苏能源监管办组织华电句容电厂开展无脚本现场出题实战性应急演练，假想恶劣天气原因电厂联络线路相继故障，导致该厂全厂停电的情况，有序组织运行人员模拟实况进行应急处置。云南能源监管办现场指导华能澜沧江水电股份有限公司小湾水电厂开展2015年防洪度汛应急演练，演练模拟汛期水库水位逼近汛期限制水位，出现单点暴雨，楚穗直流发生双极闭锁、110千伏小湾变失电造成电厂10千伏厂用电部分失电，坝区厂用电全部消失，并且伴有人员受伤的极端复杂情况。演练检验了在汛期复杂情况下，作为澜沧江流域和西电东送重要、骨干电源的小湾水电厂应急响应能力、指挥机构应急指挥决策能力、各部门联动协调能力和应急救援能力。南方电网公司组织编制2015年应急演练和培训计划，并按月进行督办确保有效实施。公司系统全年共开展各类防风防汛演练186次，参加演练8236人次；举办培训班423个，培训员工32018人次；针对演练开展评估工作，对发现问题制定了整改提升计划，应急反应和应急处置能力进一步提升。华电集团公司举办了安全应急技能大赛，所辖各二级单位积极参与，精心组织选拔、集训，员工的安全生产意识与技能得到了较大提高。汛前，乌江、黔源、福建等多家公司组织开展水淹厂房、地质灾害、全厂停电、调度通信、大坝泄洪等专项应急演练，各级人员的灾害处置能力得到了有效提高。中电建集团公司水电四局溪洛渡项目部与长江三峡集团公司溪洛渡工程建设部联合开展了溪洛渡水电站2015年水垫塘廊道防汛应急演练，综合运用了水垫塘廊道内新装设完成的视频监控系统、声光报警系统、即时对讲系统等重要应急辅助手段，以水垫塘和二道坝廊道为演练主场地，实施六位一体的功能性实操演练。国投电力公司雅砻江公司杨房沟建设管理局组织开展了杨房沟水电站导流洞超标准洪水及地质灾害应急抢险和撤离预案宣贯和现场演练。浙能集团公司所辖电力企业共开展防汛防台应急演练22次。例如金华、常山燃机针对两地一体化管理特点，在两地利用网络视频开展防汛防台桌面演习活动，通过桌面演习使参演人员熟练掌握了防汛防台的应急处置方式，同时也检验了公司防汛防台应急预案的科学性和实用性；滩坑水电站承办了丽水市2015年洪水调度演练，本次演练以滩坑水库调度为重点，模拟了防台准备、检查、部署、预报、实操的一整套调度过程，通过演练进一步优化了应对洪水时的调度处置流程。 　　（四）做好应急装备和物资准备。电力企业认真应对严峻的防汛形势，在应急装备及物资的准备工作中运用信息化、网络化等手段开展相关工作。国家电网公司各单位借助信息手段，提升防汛效率。天津电力公司运检部通过配电智能抢修指挥平台防汛管理模块，按照简单、实用、详尽的原则，细化各类防汛信息，以地理信息地图为背景，完善图上信息，以图元的形式在地理背景图上标出防汛抢险驻点、防汛物资储备地点、低洼地区及设备、滞洪区及设备以及防汛重点部位、闸涵泵站，并根据实际情况在汛期前进行信息更新，实现了防汛信息可视化。浙江电力公司通过深化配网标准化抢修体系，借助配网抢修指挥平台实时研判受灾设备故障区域，并快速分析失电后影响的用户范围，抢修服务中心依据相关信息能即时指挥各级抢修队伍开展修复工作，从而实现从“被动抢修”到“主动抢修”的转换。南方电网公司组织编制个人防护、生命救助、临时食宿等10类应急装备的定额，加大资金投入逐步实现定额化储备，2015年共安排1.7亿元购置应急装备，并定期对装备及备品备件、发电车（发电机）、抽水机等设备设施进行检查，确保防风防汛物资、装备工况优良，处于随时可用的状态。汛前结合历史使用数据全面梳理应急物资储备情况，通过实物储备和协议储备相结合的方式，共储备了3.6亿元救灾物资。华能集团四川公司积极加强应急处置能力建设，认真总结“5·12”汶川地震以及“4·20”芦山地震及“7·10”汶川特大山洪泥石流灾害的经验教训，各个电站的中控室和大坝值班室均配有至少两套以上不同的通讯手段，并在日常随时使用保证通讯畅通。同时各个电站还配备有卫星通讯电话，保证在所有其他通讯手段都中断的情况下可以与外界及时取得联系。卫星电话由专人管理，定期进行充放电，并和梯调中心、上级单位进行通讯检查，确保发生灾情时，通讯设备能正常使用。内蒙古电力公司成立了变电、输电、调度、信通、配电等5个专业70余支抢修队伍，共计8000余人。各单位在雨季来临前全面开展隐患排查，补充配置了应急装备、备品备件、抢险物资、日常防汛物资,确保生产车辆、应急发电机、抢修工器具等处于良好可用状态。共配置防汛车辆1600余辆，应急发电机50余台。 　　（五）强化水电站大坝安全管理。国家能源局以国家发展改革委第23号令的形式公布《水电站大坝运行安全监督管理规定》，印发《水电站大坝安全注册登记监督管理办法》（国能安全〔2015〕146号）和《水电站大坝安全定期检查监督管理办法》（国能安全〔2015〕145号），积极推进大坝安全注册、定检工作、信息化建设和病坝治理工作。印发了《国家能源局综合司关于公布2015年全国水电站大坝管理单位安全责任人名单的通知》（国能综安全〔2015〕225号），督促落实水电站大坝运行安全主体责任，明确水电站大坝运行安全监督管理工作要求，加强和规范水电站大坝安全注册登记和定期检查工作，确保大坝运行安全。截至目前，经国家能源局批准在大坝中心注册的大坝为416座，备案的大坝86座。大坝中心通过信息化建设不断完善全国水电站大坝安全监管手段，全面提升水电站大坝安全监察能力。经过近10年的努力，大坝中心初步建成了各注册水电站大坝、各流域(区域)发电公司分系统和各水电站运行单位子系统互联互通的全国水电站大坝安全远程在线监控和应急管理信息平台。针对今年地震频发、洪水偏多的特殊情况，大坝中心加强舆论监测和险情监控，及时发现地震、洪水等险情，快速做出响应。针对乐山5.0级地震、临沧5.5级地震、贵州黔东南剑河县5.5级地震、尼泊尔8.7级地震、大化挖沙船失控、13号台风“苏迪罗”等突发事件，及时开展应急响应、了解灾害情况和对大坝的影响。国电集团公司湖南白云水电站大坝渗漏治理工程项目于2014年7月正式开工，国电集团投入大量人力和物力，全力确保施工质量和进度，参建各方以抢险的精神和状态投入到施工过程中，春节等节假日照常施工，先后攻克了国内首例导流洞闸门提取和深水洞内混凝土堵头岩塞爆破两大技术难题，在2015年汛期到来前圆满完成治理任务。2015年3月，该工程顺利完成蓄水安全鉴定和验收，4月4日实现水库下闸蓄水。目前，大坝渗漏量已由治理前1200L/S下降到32L/S，渗漏治理工程效果显著，确保了白云水库大坝安全度汛。 　　三、科学、及时地开展应急处置 　　（一）及时进行灾害天气的监测预警。电力企业建立了防汛应急体系，进一步加强与气象、水利等有关部门的联系，及时开展预警预报。国家电网公司为了及时迅速了解灾害天气情况，通过多渠道构建立了立体监测预警体系。一是与中央气象台签订年度气象服务合同，及时获取气象资料和短时灾害性天气预警信息；二是通过气象信息系统、雷电定位系统、大坝安全监测系统、水情测报系统等信息平台获取即时气象信息；三是与当地群众签署护线协议，第一时间反馈受灾突发问题。借助立体监测预警系统即时了解气象信息，合理、有序地安排输、变、配电设备和有关生产生活场所特巡和消缺工作，有力确保电网安全可靠运行。中核工业集团公司福清核电公司与福建省气象服务中心保持密切联系，及时向上级单位、公司自然灾害应急处置组织机构和抗台处置相关人员以邮件形式通报台风信息（包括台风路径、移动方向、移动速度等）和厂址气象站10米层10分钟平均风速与风向数据、厂址累积降水量；三门核电公司与浙江省气象局、国家海洋局东海预报中心等气象部门建立密切联系，实时关注中央和地方气象台发布的台风预警信息，并及时向公司内部和各主要承包商通报相关信息。 　　（二）及时启动应急响应。电力安委会成员单位积极应对第9号台风“灿鸿”、第10号台风“莲花”、第13号台风“苏迪罗”、第15号台风“天鹅”、 第21号台风“杜鹃”，有序启动相关应急机制，加强监测监控，安排好抢险队伍、救援装备和物资，认真做好各项应急准备工作。南方能源监管局在台风“莲花”在南海海面生成后，提前召开会议专门部署台风防御工作，并向电力企业发出台风预警通知，要求高度重视台风应对工作，扎实做好防御措施和应急抢修复电准备；启动电力应急指挥平台与南方电网公司、广东电网公司进行互联，通过视频监控系统，查看台风可能登陆地区变电站及线路的实时运行情况，指导电力企业开展防台工作。国家电网公司福建电力公司在苏迪罗台风登陆前实时跟踪台风动态和预警信息，及时启动防台风预警响应，启用72个应急指挥分中心；电网恢复全接线、全保护方式；对1425条线路、613个变电站开展隐患排查整治，确保了主干电网安全运行；提前对直调水电站泄洪腾库，有效防止水库漫坝风险；组织1.18万名抢修人员、218台发电设备、1130部抢修车辆第一时间集结待命，积极应对台风给电力设施造成的影响。在台风“杜鹃”登陆后华电集团公司福建分公司所属安砂水库流域出现大暴雨，安砂水库入库流量急速增大，洪峰流量达到7740m3/s，超“百年一遇”标准，并且连续8个小时出现7000m3/s以上的平峰，形成历史罕见的破坏性特大洪水，威胁到安砂电厂和上下游人民群众生命财产安全。福建分公司启动防洪Ⅱ级响应，安砂电厂和沙溪流域下游各电站启动防洪Ⅰ级响应，200多名公司领导及员工坚守岗位，通过提前预泄、科学调度，将超“百年一遇”的洪水削减到约“五年一遇”，避免了下游永安、三明、沙县等城区被淹，同时也减轻了上游库区的负担，保证了流域防洪安全。13号台风“苏迪罗”影响期间，浙能集团公司滩坑电站水库流域普降大到暴雨，局部大暴雨，流域过程降雨量达282毫米，最大一日流域平均雨量达到216毫米，一日之内水位抬升7米，最高水位达到158.2米，经公司防汛领导小组与省、市防办沟通协调，滩坑水电站超汛限水位运行11天，采用机组满发的方式消落水位，发挥了显著的防洪减灾效益，为下游青田县城及瓯江小溪流域的安全度汛提供了有力保障。高水位运行期间，运维人员通过大坝加密观测及加强设备巡查，确保了滩坑水电站安全稳定地运行。2015年，广东来水形势整体偏枯，粤电集团公司所管理的广东省内8座大中型水库自7月份开始蓄水便显现严重不足，汛期登陆广东的台风个数虽然较多，但路径大多偏西，均未给水库带来较大的降雨。为确保下游供水，及时加强与各级水行政和调度部门联系，要求新丰江、枫树坝、流溪河、南水等有调节能力的水库回蓄水位，服从各级水行政部门的统一调度，合理安排机组检修、临修，保持一定的发电流量出库，确保供水安全。 　　（三）投入抗洪抢险和抗旱减灾的人员、设备等的数量及成效。发电企业在汛期均投入大量人力、物力积极应对自然灾害。国家电网公司累计投入应急抢修人员182452余人次，抢修车辆72437余车次、发电车79台、发电机248台、配变381台、水泥杆2600根、导线116吨、电缆231公里、海事卫星电话21台、集群移动电话2950部、会议电话系统、应急会议系统终端12台、应急通信车2辆。南方电网公司采取有效措施积极支持地方政府开展抗旱工作，共出动人员529人、车辆213车、应急发电机32台次支援25个乡镇协助进行抗旱灌溉，有力地保障了当地的居民用水和农业生产。累计投入抗洪抢险人员54331人次，应急车辆10418车次，应急发电机982台次，应急发电车52台次。内蒙古电力公司储备防洪防汛编织袋、抽水泵等抗洪抢险物资约85600余件（件、台、套），全网输变配电等各专业共约23000人次参与防汛抗旱工作，对公司所属35千伏及以上568座变电站、1074条输电线路，1740条配电线路进行防洪防汛检查，累计巡视输配电线路约27000公里，巡视变电站1900站次，出动车辆1700余台次，共处理各类设备防洪隐患860余项。 　　四、积极开展新闻宣传 　　电力企业在做好防汛抗旱工作的同时，高度重视新闻宣传工作，结合“安全生产月”活动，积极面向基层、面向一线职工，通过微信公众平台、电视台、广播、报纸、企业内网、内部刊物等途径不断丰富宣传载体，组织开展形式多样、特色鲜明的防汛抗旱等安全主题活动，及时宣传报道电力行业的抗灾救灾等相关安全生产工作内容，营造有利于安全生产的良好氛围。以浙江省电力企业为例，2015年“安全生产月”活动期间，共悬挂标语(展板)4317条，张贴宣传画36418张，出动宣传车560台次，参加各类知识竞赛14616人次，培训各级干部职工16276人，职工参加征文摄影1408件，发放各类宣传资料238011份，开展各类安全咨询133562人次，组织各类应急演练462次，成效显著，营造了2015年良好的安全生产氛围。国家电网公司充分利用各种媒体，采取多种形式，广泛宣传电力防汛、度汛安全知识，宣传公司防汛工作重点要求，使广大干部职工牢固树立电力设施防灾减灾意识。大力宣传公司履行社会责任和防灾救灾保供电的先进事迹，充分展现公司良好的社会形象。防汛期间在省级及以上媒体发稿800多篇，其中中央媒体发稿30多篇（新华社刊发通稿2篇，中央电视台播发新闻16条），省级媒体发稿120多篇，国家电网、行业媒体上稿60多篇，网络媒体上稿600多篇。南方电网公司充分发挥新闻宣传在传递信息、鼓舞士气方面的重要作用，各级新闻中心第一时间启动应急响应，对外积极联合中央电视台等主流外部媒体，充分应用新媒体平台，对内加强应急宣传三级联动，形成良好的宣传互动格局，全方位、多角度对公司应急工作中的有力举措和取得成效进行正面宣传，积极引导舆论。截至9月中旬，在防风防汛抗旱等应急宣传中成效明显，在央视播出新闻25条次，各大报刊刊登报道17篇，公司及各单位网站、报刊和南方电网新闻联播等媒体共报道158篇相关新闻。华电集团公司高度重视防汛新闻宣传工作，充分利用报纸、内部网站、手机短信、标示标牌等方式加强防汛宣传。在系统内部，定期开展防汛会商，及时发布汛情动态，及时向各单位通报防汛工作重大事项。在系统外部，主要依托地方教育部门、乡镇政府、村委会等，通过编制水库上下游河道安全管理宣传手册，加强对沿河村民特别是学生的防洪宣传教育，提高了他们对电厂在发电及水库行洪时的安全意识；并通过电视、报纸等公共平台报道公司系统防汛工作，如《福建日报》以较大篇幅刊发了福建分公司抗击沙溪流域洪水的报道，对公司防洪工作给予了肯定。内蒙古电力公司把易发灾害区段沿线线路人民群众作为宣传重点，增强沿线群众护线员的防洪抗灾意识和参与意识，做好防控工作，对周边施工现场进行隐患排查，开展防洪知识宣传教育，发放宣传材料10600余份。 　　2015年全国电力行业防汛抗旱工作取得了显著成绩。请各单位认真总结2015年防汛抗旱工作经验,并在2016年安全生产工作谋划时认真部署、扎实推进，全面做好水电站安全度汛、电力建设项目山洪防御、电力设施设备台风防御、防汛物资储备、应急预案完善、应急处置能力建设等工作。",2015年电力行业防汛抗旱工作情况,000019705/2015-00110,国家能源局,2015-11-23,,,
187,"2017-09-17 22:17:16",关于近期四起燃煤电厂环保改造和建设工程人身伤亡事故情况的通报,2015-12-09,"关于近期四起燃煤电厂环保改造和建设 工程人身伤亡事故情况的通报 　　2015年以来，全国燃煤电厂环保改造项目和建设工程人身伤亡事故多发。截至目前，共发生8起，死亡13人，其中10月份以来连续发生了4起，死亡7人。现将近期发生的4起事故通报如下： 　　1、华电宁夏灵武电厂“10·21”人身伤亡事故。华电宁夏灵武发电有限责任公司（2×600MW、2×1060MW）4号机组（1060MW）脱硫吸收塔增容改造工程由中国华电工程集团公司下属的环境保护分公司总承包，中国能源建设集团西北电力建设第三工程公司为其分包单位，山东中达联监理咨询有限公司为监理单位。2015年 10月21日10时58分，西北电力建设第三工程公司施工人员在4号机组新建脱硫吸收塔内部进行钢梁吊装就位工作，当4名施工人员从脱硫吸收塔上方下到该钢梁上准备焊接固定时，钢梁从20米高度坠落，4名施工人员随之坠落，造成4人死亡。 　　2、国电江苏谏壁电厂“10·28”人身伤亡事故。国电江苏镇江谏壁发电厂（3×330MW、2×1000MW）10号机组（330MW）脱硫改造项目由北京国电龙源环保工程有限公司总承包，南通长江设备安装工程公司为其分包单位。2015年10月28日16时20分，南通长江设备安装工程公司施工人员在10号机组脱硫吸收塔内部进行钢板（1米×0.7米×0.12米）吊运作业，钢板吊运大约20米高时，因绑扎不牢从高空滑落，在0米处的1名脚手架搭设人员被滑落的钢板砸中，造成1人死亡。 　　3、大唐山东黄岛电厂“11·3”人身伤亡事故。大唐黄岛发电有限责任公司（1×225MW、2×670MW）5号机组（670MW）湿式电除尘建设工程由中国大唐集团科技工程有限公司总承包，中国能源建设集团黑龙江火电第三工程有限公司为其分包单位，安徽大唐电力工程监理有限公司为监理单位。2015年11月3日11时15分，黑龙江火电第三工程有限公司在进行黄岛电厂5号机组湿式电除尘钢立柱安装过程中，立柱倒塌，砸中1名正在进行防腐作业工作人员的头部，造成 1人死亡。 　　4、国家电投河南平顶山姚孟第二电厂“11·11”人身伤亡事故。国家电投平顶山姚孟第二发电有限公司（4×300MW、2×600MW）5号机组（600MW）脱硫增容改造工程由浙江菲达科技股份有限公司总承包。2015年11月11日1时15分，浙江菲达公司施工人员在脱硫吸收塔内部施工过程中，电焊焊渣引燃吸收塔内部除雾器工程塑料，引发火灾，造成1人死亡。 　　上述4起事故目前均在调查阶段，初步原因分析均存在外包施工队伍管理不力、现场安全监督不规范和人员违章等问题。事故给人民生命和国家财产造成损失，希望各单位能够严格贯彻落实《电力建设工程施工安全监督管理办法》（发展改革委令第28号）和国家能源局8月24日印发的《关于2015年以来四起燃煤电厂环保改造和建设工程人身伤亡事故情况的通报》（电力安全生产简报第3期（总第22期））中提出的七个方面要求，进一步强化安全责任落实，全面加强施工安全风险管控；进一步强化项目安全管理，严格审查施工队伍和人员资质；进一步强化施工现场安全管理，规范施工作业行为；进一步强化施工设备管理，防范恶性事故发生；进一步强化应急管理，提高应急处置能力；进一步强化安全培训，提高安全意识和技能；进一步加强安全监督管理，坚决遏制燃煤电厂环保改造和建设工程人身伤亡事故。",关于近期四起燃煤电厂环保改造和建设工程人身伤亡事故情况的通报,000019705/2015-00109,国家能源局,2015-11-23,,,
188,"2017-09-17 22:17:20",内蒙古新街矿区马泰壕煤矿一期工程项目通过核准,2015-11-30,"内蒙古新街矿区马泰壕煤矿一期工程项目通过核准 2015年11月，国家能源局核准内蒙古新街矿区马泰壕煤矿一期工程项目。矿井建设规模400万吨/年，配套建设相同规模的选煤厂。项目总投资28.95亿元（不含矿业权费用）。",内蒙古新街矿区马泰壕煤矿一期工程项目通过核准,000019705/2015-00105,国家能源局,2015-11-16,,,
189,"2017-09-17 22:17:26",国家发展改革委、国家能源局有关负责人就推进实施新一轮电力体制改革答记者问,2015-11-30,"    为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），推进电力体制改革实施工作，经报国务院同意，国家发展改革委、国家能源局近日印发《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》等6个电力体制改革配套文件。就社会各方面关心的问题，记者采访了国家发展改革委、国家能源局有关负责人。     问：推进输配电价改革的总体目标是什么？建立独立的输配电价体系有什么重要意义？     答：电价改革是电力体制改革的重要内容。《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，以下简称9号文）部署了单独核定输配电价、有序放开输配以外的竞争性环节电价的改革任务。《关于推进输配电价改革的实施意见》进一步明确，按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价，建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系。     单独核定输配电价是实现市场化交易的基础，是放开竞争性业务的前提，对于还原电力商品属性，全面实现电力体制改革目标具有重要意义。具体来说，主要体现在以下四个方面：     一是降低企业和社会用电成本。改革后，输配电价相对固定，发电价格的波动将直接传导给售电价格。当前，在电力供需较为宽松、煤价降低的情况下，拥有选择权的电力用户通过与发电企业直接交易，可以降低用电成本，从而为电力用户带来改革红利。     二是发挥价格调节供需的作用。价格信号的顺畅传导将形成消费带动生产、生产促进消费的良性循环。就电力生产而言，“以销定产”将抑制发电企业的盲目扩张冲动；就电力消费而言，市场化的定价机制将有效抑制不合理的用电需求。     三是规范电网企业运营模式。改革后，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价的价差作为主要收入来源，可以保证其向所有用户公平开放、改善服务。     四是加强对电网企业的成本约束。通过严格审核电网企业准许成本，可以促进电网企业改进管理，核减不合理支出，抑制不合理投资，降低成本，提高效率。     问：在输配电价改革方面，《关于推进输配电价改革的实施意见》提出了哪些具体措施？     答：为加快推进输配电价改革，《关于推进输配电价改革的实施意见》提出了四个方面的具体措施：     一是逐步扩大输配电价改革试点范围。在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南、贵州省（区）列入先期输配电价改革试点范围。《实施意见》同时明确，凡开展电力体制改革综合试点的地区，直接列入输配电价改革试点范围。鼓励具备条件的其他地区开展试点，尽快覆盖到全国。     二是认真开展输配电价测算工作。对试点地区，国家发展改革委统一组织成本监审，按照已出台的《输配电定价成本监审办法》，严格核减不相关、不合理的投资和成本费用；对非试点地区，在开展成本调查的基础上，以有效资产为基础测算电网准许总收入和分电压等级输配电价。     三是分类推进交叉补贴改革。结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。     四是明确过渡时期电力直接交易的输配电价政策。已制定输配电价的地区，电力直接交易按照核定的输配电价执行；暂未单独核定输配电价的地区，可采取保持电网购销差价不变的方式，即发电企业上网电价调整多少，销售电价调整多少，差价不变。     问：在输配电价改革过程中，对电价交叉补贴将如何处理？     答：现行机制下，我国销售电价中包含国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金、可再生能源发展基金、大中型水库移民后期扶持资金和城市公用事业附加费等政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴，电价客观上存在工商业补贴居民、城市补贴农村、高电压等级补贴低电压等级等政策性交叉补贴的情况。适度的交叉补贴，有利于落实国家宏观政策，保障电力普遍服务；但如果交叉补贴过重，则不利于引导用户合理消费和公平负担。     中发9号文提出，妥善处理电价交叉补贴，结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳。《关于推进输配电价改革的实施意见》进一步明确了操作性要求。即：     ——过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经政府价格主管部门审核后通过输配电价回收。     ——输配电价改革后，根据电网各电压等级的资产、费用、电量、线损率等情况核定分电压等级输配电价，测算并单列居民、农业等享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴。     问：电力市场由哪些部分构成？电力市场建设的实施路径是什么？     答：电力市场主要由中长期市场和现货市场构成。中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。     《关于推进电力市场建设的实施意见》明确，电力市场建设的实施路径是：有序放开发用电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制。选择具备条件地区开展试点，建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场；总结经验、完善机制、丰富品种，视情况扩大试点范围；逐步建立符合国情的电力市场体系。     ——非试点地区按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》开展市场化交易。     ——试点地区可根据本地实际情况，另行制定有序放开发用电计划的路径。     ——零售市场按照《关于推进售电侧改革的实施意见》开展市场化交易。     问：众所周知，电力市场的建设和运行是个极为复杂的过程，需要完善的配套机制。请问：《关于推进电力市场建设的实施意见》部署了哪些重点任务？     答：《关于推进电力市场建设的实施意见》要求从9个方面推进电力市场建设：     一是组建相对独立的电力交易机构。     二是搭建电力市场交易技术支持系统。     三是建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。     四是建立相对稳定的中长期交易机制。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。     五是完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。     六是建立有效竞争的现货交易机制。     七是建立辅助服务交易机制。     八是形成可再生能源参与市场竞争的新机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。     九是建立市场风险防范机制。     问：区域电力市场和省级电力市场各自承担什么职责？     答：电力市场体系分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。区域电力市场包括在全国较大范围内和一定范围内资源优化配置的电力市场两类。     在全国较大范围内资源优化配置的功能主要通过北京电力交易中心（依托国家电网公司组建）、广州电力交易中心（依托南方电网公司组建）实现，负责落实国家计划、地方政府协议，促进市场化跨省跨区交易。     一定范围内资源优化配置的功能主要通过中长期交易、现货交易，在相应区域电力市场实现。     省（区、市）电力市场主要开展省（区、市）内中长期交易、现货交易。同一地域内不重复设置开展现货交易的电力市场。     问：未来的电力市场中，哪些企业或用户可以成为市场主体？准入条件是什么？     答：《关于推进电力市场建设的实施意见》明确，电力市场主体包括各类发电企业、供电企业（含地方电网、趸售县、高新产业园区和经济技术开发区等）、售电企业和电力用户等。各类市场主体均应满足国家节能减排和环保要求，符合产业政策要求，并在交易机构注册。参与跨省跨区交易时，可在任何一方所在地交易平台参与交易，也可委托第三方代理。     在准入条件上，对发电企业和用户的基本要求是：     ——参与市场交易的发电企业，其项目应符合国家规定，单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准。新核准的发电机组原则上参与电力市场交易。     ——参与市场交易的用户，应为接入电压在一定电压等级以上，容量和用电量较大的电力用户。新增工业用户原则上应进入市场交易。     ——符合准入条件的用户，选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，不再按政府定价购电。对于符合准入条件但未选择参与直接交易或向售电企业购电的用户，由所在地供电企业提供保底服务并按政府定价购电。用户选择进入市场后，在一定周期内不可退出。     问：《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出了“建立相对独立的电力交易机构”的要求。请问，交易机构的“独立性”和“相对性”体现在哪些方面？     答：按照中发9号文的要求，《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》从职能定位、组织形式、体系框架、人员和收入来源等方面，对组建相对独立的交易机构做出了明确规定。     交易机构的“独立性”主要体现在：一是交易职能上，交易机构负责市场交易组织；二是组织形式上，按照政府批准的章程和规则组建交易机构，可以采取公司制和会员制；三是运营管理上，交易机构具有与履行交易职责相适应的人、财、物，可向市场主体合理收费，日常管理运营不受市场主体干预，接受政府监管；四是人员任命上，高级管理人员由市场管理委员会推荐，依法按组织程序聘任。     交易机构的“相对性”主要体现在：一是依托电网企业现有基础条件成立，交易机构人员可以电网企业现有人员为基础；二是可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式；三是组建初期，可在交易机构出具结算凭证的基础上，保持电网企业提供电费结算服务的方式不变；四是没有明确交易业务中日前交易的职能归属，而是根据实践运行的情况和经验，逐步明确、规范交易机构和调度机构的职能边界。     问：为什么要建立市场管理委员会？市场管理委员会有什么职能？     答：为维护市场的公平、公正、公开，保障市场主体的合法权益，充分体现各方意愿，《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》提出了建立市场管理委员会的要求。     市场管理委员会负责研究讨论交易机构章程、交易和运营规则，协调电力市场相关事项等，实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制。     市场管理委员会由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等按类别选派代表组成，国家能源局及其派出机构和政府有关部门可以派员参加市场管理委员会有关会议。     问：企业和用户如何进入市场成为交易主体？     答：《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》明确，市场成员实行注册管理。     省级政府或由省级政府授权的部门，按年度公布当地符合标准的发电企业和售电主体，对用户目录实施动态监管。     进入目录的发电企业、售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场交易主体。     交易机构按照电力市场准入规定，受理市场成员递交的入市申请，与市场成员签订入市协议和交易平台使用协议，办理交易平台使用账号和数字证书，管理市场成员注册信息和档案资料。     注册的市场成员可通过交易平台在线参与各类电力交易，签订电子合同，查阅交易信息等。     问：推进发用电计划改革的总体思路是什么？     答：《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出，推进发用电计划改革，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。《关于有序放开发用电计划的实施意见》进一步明确了发用电计划改革的总体思路：     通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电。     通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网。     通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划。     在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并促进节能减排。     问：公益性电力服务是实现电力普遍服务的基础，这部分用户议价能力较低，甚至无议价能力。放开发用电计划的同时，将采取哪些措施保障优先购电？     答：为保障无议价能力的用户用电，《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确了建立优先购电制度的要求，提出了四项保障措施：     一是发电机组共同承担。优先购电对应的电力电量由所有公用发电机组共同承担，相应的销售电价、上网电价执行政府定价。     二是加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，建立完善国家电力需求侧管理平台。在前期试点基础上，逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。     三是实施有序用电。制定有序用电方案。出现电力缺口或重大突发事件时，对优先购电用户保障供电，其他用户按照有序用电方案确定的顺序及相应比例分担限电义务。     四是加强老少边穷地区电力供应保障。加大相关投入，确保无电人口用电全覆盖。     问：放开发用电计划的同时，将采取哪些措施保障优先发电？     答：为保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确了建立优先发电制度的要求，提出了四项保障措施：     一是留足计划空间。《实施意见》明确，各地安排年度发电计划时，要充分预留发电空间。其中，风电、太阳能发电、生物质发电、余热余压余气发电按照资源条件全额安排发电，水电兼顾资源条件、历史均值和综合利用要求确定发电量，核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电。     二是加强电力外送和消纳。《实施意见》提出，跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。     三是统一预测出力。《实施意见》明确，调度机构统一负责调度范围内风电、太阳能发电出力预测，并充分利用水电预报调度成果，做好电力电量平衡工作，在保证电网安全运行的前提下，促进清洁能源优先上网；面临弃水弃风弃光情况时，及时预告有关情况，及时公开相关调度和机组运行信息。     四是组织实施替代，同时实现优先发电可交易。《实施意见》要求，修订火电运行技术规范，提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间。鼓励开展替代发电、调峰辅助服务交易。     问：售电侧市场放开后，有哪些市场主体可以从事售电业务？     答：《关于推进售电侧改革的实施意见》指出，向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，有利于更多的用户拥有选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。     《实施意见》明确，电网企业对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电，承担其供电营业区保底供电服务；发电企业及其他社会资本均可投资成立售电公司；拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。     售电侧改革后，参与竞争的售电主体可分为三类：一是电网企业的售电公司；二是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；三是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。     《实施意见》还明确，同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。     问：《关于推进售电侧改革的实施意见》对售电主体的准入和退出提出了哪些要求？     答：按照简政放权的原则，《关于推进售电侧改革的实施意见》对售电侧市场的准入和退出机制作了创新性安排，这是新一轮电力体制改革中的一个亮点。     准入机制方面，将以注册认定代替行政许可的准入方式，以降低行政成本，实现有效监管，提升工作效率。重点是“一承诺、一公示、一注册、两备案”。     “一承诺”，就是符合准入条件的市场主体应向省级政府或省级政府授权的部门提出申请，按规定提交相关资料，并做出信用承诺。     “一公示”，就是省级政府或省级政府授权的部门通过“信用中国”等政府指定网站将市场主体是否满足准入条件的信息、相关资料和信用承诺向社会公示。公示期满无异议的纳入年度公布的市场主体目录，并实行动态管理。     “一注册”，就是列入目录的市场主体可在组织交易的交易机构注册，获准参与交易。     “两备案”，就是在能源监管机构和征信管理机构备案。     退出机制方面，《实施意见》明确，市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场，并由省级政府或省级政府授权的部门在目录中删除，交易机构取消注册。市场主体退出前，应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。     问：把《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》作为配套文件之一是出于什么考虑？     答：我国自备电厂主要集中在钢铁、水泥、电解铝、石油化工等高载能行业，分布在资源富集地区和部分经济较发达地区，机组类型以燃煤机组为主，燃煤自备机组占70%以上。2014年，我国自备电厂装机容量已超过1.1亿千瓦，约占当年全国总发电装机容量的8%左右。     自备电厂在降低企业生产成本，促进资源富集地区的资源优势转化等方面发挥了积极作用。但是，自备电厂的建设和运营也存在不少问题，如：未核先建、批建不符现象较严重；能耗指标、排放水平普遍偏高，与公用机组有较明显差距；运营管理水平偏低，运行可靠性较差；参与电网调峰积极性不高，承担应有的社会责任不够等。     随着自备电厂装机规模的扩大和火电行业能效、环保标准的提高，进一步加强和规范自备电厂监督管理，逐步推进自备电厂与公用电厂同等管理，有利于加强电力统筹规划，推动自备电厂有序发展；有利于促进清洁能源消纳，提升电力系统安全运行水平；有利于提高能源利用效率，降低大气污染物排放；有利于维护市场公平竞争，实现资源优化配置。     因此，《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》从规划建设、运行管理、责任义务、节能减排、市场交易、监督管理等方面对燃煤自备电厂的规范化发展提出了明确要求，以营造自备电厂和公用电厂平等竞争的市场环境。     问：并网自备电厂参与市场交易应符合哪些条件？遵守哪些规则？     答：《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》明确了燃煤自备电厂成为合格市场主体及参与市场交易的相关要求。     在准入条件方面，《指导意见》提出了5项要求：一是符合国家产业政策，达到能效、环保要求；二是按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴；三是公平承担发电企业社会责任；四是进入各级政府公布的交易主体目录并在交易机构注册；五是满足自备电厂参与市场交易的其他相关规定。     在交易规则方面，《指导意见》明确，拥有自备电厂的企业成为合格发电市场主体后，有序推进其自发自用以外电量按交易规则与售电主体、电力用户直接交易，或通过交易机构进行交易；拥有自备电厂但无法满足自身用电需求的企业，按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴后，可视为普通电力用户，平等参与市场购电。     问：配套文件已经出台，新一轮电力体制改革将步入全面实施的关键阶段。请问：电力体制改革试点工作目前进展如何？     答：《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布后，地方政府、电力企业和社会各方面对电力体制改革高度关注。配套文件形成后，随着具体政策的进一步明确，许多地方提出了开展多种类型电力体制改革试点的要求。截至目前，国家发展改革委、国家能源局已批复云南省、贵州省开展电力体制改革综合试点；深圳市、内蒙古西部、安徽省、湖北省、宁夏自治区、云南省、贵州省开展输配电价改革试点；还有一批省份即将开展售电侧改革试点，以电力体制改革综合试点为主、多模式探索的改革试点格局已经初步建立。     电力体制改革综合试点方面，云南省、贵州省是典型的电量外送省，具有开展市场化交易的强烈需求。两省人民政府高度重视电力体制改革工作，提出了系统周密的试点方案，较好兼顾了改革目标和各方面利益，具有一定的前瞻性和操作性，符合中发9号文和配套文件确定的改革方向，体现了积极稳妥推进改革的原则。将云南省、贵州省作为第一批试点，有利于构建有效竞争的市场结构，有利于形成差别化探索的试点格局，有利于保障电网运行安全和供电安全，也有利于改革取得实质性突破。     输配电价改革试点方面，在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，今年以来，我委又将安徽、湖北、宁夏、云南、贵州列入先期输配电价改革试点范围，并在试点范围以外的地区同步开展了输配电价摸底测算工作。按照各地输配电价改革试点方案，第一个监管周期为三年（2016—2018年）。目前，我委已经批复内蒙古西部电网首个监管周期输配电准许收入和电价水平，这是我国第一个按照“准许成本加合理收益”原则测算的、能够直接用于电力市场交易的省级电网独立输配电价。通过成本监审核减不相关、不合理成本，降价空间主要用于降低蒙西电网大工业电价每千瓦时2.65分钱，降价金额约26亿元。     下一步，我委将按照鼓励基层创新、支持多模式探索的原则，积极支持有改革意愿、有可操作方案的地区开展试点，指导各地细化试点内容、完善配套措施、突出工作重点，充分调动各方面参与电力体制改革的积极性，确保试点工作规范有序进行，蹄疾而步稳地推进电力体制改革。",,,,,2015-11-30,国家发展改革委、国家能源局有关负责人就推进实施新一轮电力体制改革答记者问,国家发改委网站
190,"2017-09-17 22:17:30","国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知",2015-11-30,"国家发展改革委 国家能源局关于印发 电力体制改革配套文件的通知   发改经体[2015]2752号   各省、自治区、直辖市人民政府，新疆生产建设兵团： 　　为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），推进电力体制改革实施工作，经报请国务院同意，现将国家发展改革委、国家能源局和中央编办、工业和信息化部、财政部、环境保护部、水利部、国资委、法制办等部门制定，并经经济体制改革工作部际联席会议（电力专题）审议通过的6个电力体制改革配套文件，印发给你们，请按照执行。 　　附件：1.《关于推进输配电价改革的实施意见》 　　　　　2.《关于推进电力市场建设的实施意见》 　　　　　3.《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》 　　　　　4.《关于有序放开发用电计划的实施意见》 　　　　　5.《关于推进售电侧改革的实施意见》 　　　　　6.《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》   国家发展改革委 国 家 能 源 局 2015年11月26日",,,,,2015-11-30,"国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知",发展改革委网站
191,"2017-09-17 22:17:36",关于印发《电动汽车充电基础设施发展指南（2015-2020年）》的通知,2015-11-18,"各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、工业和信息化主管部门、住房城乡建设厅（委、局），国家电网公司、南方电网公司： 　　为落实《国务院办公厅关于加快新能源汽车推广应用的指导意见》（国办发〔2014〕35号），科学引导电动汽车充电基础设施建设，促进电动汽车产业健康快速发展，我们组织编制了《电动汽车充电基础设施发展指南（2015-2020年）》，现予印发，请认真贯彻执行。 　　附件：电动汽车充电基础设施发展指南（2015-2020年） 国家发展改革委 国 家 能 源 局 工业和信息化部 住房城乡建设部",,,,,2015-11-18,关于印发《电动汽车充电基础设施发展指南（2015-2020年）》的通知,国家发展改革委
192,"2017-09-17 22:17:41",国家能源局2015年第6号公告,2015-11-13,"2015年 第6号 依据《国家能源局关于印发<能源领域行业标准化管理办法（试行）>及实施细则的通知》（国能局科技[2009]52号）有关规定，经审查，国家能源局批准《页岩气藏描述技术规范》等96项能源行业标准（NB），现予以发布。 附件：行业标准目录 国家能源局 2015年10月27日",国家能源局2015年第6号公告,000019705/2015-00093,国家能源局,2015-10-27,,,
193,"2017-09-17 22:17:51",国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知,2015-10-16,"国能新能[2015]358号 国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知 各省（区、市）、新疆兵团发展改革委（能源局），各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，各地方独立电网企业，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、国家电力投资集团公司、中国神华集团公司、中国长江三峡集团公司、华润集团公司、中国节能环保集团公司、中国广核集团公司，水电水利规划设计总院（国家可再生能源信息管理中心）： 　　为贯彻落实《国务院办公厅关于创新投资管理方式建立协同监管机制的若干意见》(国办发〔2015〕12号)、《国务院办公厅关于运用大数据加强对市场主体服务和监管的若干意见》（国办发〔2015〕51号）、《国家能源局关于推进简政放权放管结合优化服务的实施意见》(国能法改〔2015〕199号)等文件要求，提升新能源行业管理水平，建立健全事中事后管理机制，规范可再生能源电价附加补助资金管理，现就实行可再生能源发电项目信息化管理工作的有关要求通知如下： 　　一、享受国家可再生能源电价附加资金补贴政策的新能源发电项目及其配套送出工程均纳入国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台（登录国家能源局官方网站，以下简称“信息平台”）管理，包括风电、光伏发电、太阳能热发电、生物质发电、海洋能发电等已建成、在建和新建项目及其配套送出工程。信息平台是国家能源局信息管理系统的重要组成部分，由国家能源局委托国家可再生能源信息管理中心负责日常运行维护，信息平台相关数据版权和解释权归国家能源局所有。原“可再生能源电价附加信息管理平台”自2015年11月1日起停运。 　　二、各省级能源主管部门负责组织本省（区、市）内各级地方能源主管部门申请或复核信息平台工作账号，及时组织辖区内相关项目单位通过信息平台上报项目信息，并通过信息平台对风电、太阳能发电等新能源发电项目实行年度规模管理。对实行年度规模管理的新能源发电项目，各省级能源主管部门当年累计安排的项目新增规模不得超过国家能源局下达的年度规模，否则信息平台将不予接受。 　　三、对于申请办理核准（备案）的新能源发电项目，由具有核准（备案）权限的地方能源主管部门在受理核准（备案）申请时，登录信息平台生成该项目整个建设周期身份标识的唯一项目代码（以下简称“项目代码”），并在项目核准（备案）文件予以明确。项目代码作为政府监管项目建设及项目申报电价附加补助信息识别的依据。地方能源主管部门可利用信息平台跟踪和管理本地区新能源发电项目建设运行情况。 　　四、国家能源局各派出机构可通过信息平台查询新能源发电项目前期工作、核准（备案）、建设、并网及运营等项目全生命周期的相关信息、年度规模管理信息和配套接网工程衔接及建设进展情况，对电网企业公平无歧视接入新能源发电项目以及并网后的优先上网情况进行监管。 　　五、新能源发电项目单位应及时通过信息平台如实填报项目前期工作、核准（备案）、建设、并网及运营等项目全生命周期相关信息，并按照有关规定申报电价附加补助目录。对于因信息填报错误、填报不及时导致不能及时接入电网、纳入补贴目录及获得电价附加补贴的，由项目单位自行承担相关责任。 　　六、各电网企业应及时填报由电网企业投资建设的可再生能源发电项目接网工程建设进度，并在受理发电项目单位并网申请后登录信息平台对相关信息进行复核。对于由发电企业投资建设、需申报补助目录的接网工程，发电企业应及时填报接网工程核准及投产信息并申报补助目录。个人分布式光伏发电项目原则上由受理项目申请的电网企业将相关信息打包后，通过信息平台报送，个人可登录信息平台进行复核。 　　七、国家能源局组织国家可再生能源信息管理中心对可再生能源发电项目各阶段信息进行统计汇总，并按时将行业发展情况对社会进行公开，引导产业持续健康发展。 　　信息平台自发文之日起上线试运行，试运行满一年后将自动转入正式运行。请各有关单位高度重视本项工作，按照职责分工加强协作，落实相关要求，加快推进可再生能源发电项目信息管理工作，促进新能源产业健康、稳定、快速发展。 　　附件：可再生能源发电项目信息填报说明 2015年9月28日 国家能源局","国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知 国能新能[2015]358号",000019705/2015-00090,国家能源局,2015-09-28,,,
194,"2017-09-17 22:17:53","国家能源局综合司关于浙江能源监管办开展宾金直流（溪洛渡部分）跨区辅助服务补偿机制试点工作的复函 国能综监管【2015】580号",2015-10-13,"国家能源局综合司关于浙江能源监管办开展宾金直流（溪洛渡部分）跨区辅助服务补偿机制试点工作的复函 浙江能源监管办： 《国家能源局浙江监管办公室关于建立浙江电网远距离大功率跨区受电辅助服务补偿机制试点的请示》（浙监能市场[2015]7号）收悉。经研究，现函复如下： 一、同意你办组织开展宾金直流（溪洛渡部分）跨区辅助服务补偿机制试点工作（以下简称试点工作）。 二、你办负责试点工作的组织实施。试点工作对于维护电力市场主体合法权益、规范电力市场秩序、促进电力系统安全稳定运行具有重要意义，具体实施工作专业性强、涉及面广、工作量大。你办要高度重视、精心组织，加强工作沟通，借鉴华东能源监管局已开展的向家坝水电站与上海电网跨区辅助服务补偿机制试点工作经验，制定切实可行的实施计划，完成人员培训、业务衔接等方面的工作。 三、相关电网企业协助完成费用结算工作，并按时完成相应技术支持系统的修改完善工作。 四、你办原则上应在2016年1月1日前启动试运行工作，试运行期不少于6个月。 五、各有关电力调度机构按照浙江能源监管办的规定，具体实施试运行工作，相关电力企业予以配合。 六、请你办配合华东能源监管局深入研究跨省跨区辅助服务补偿机制，以及华东区域辅助服务补偿相关工作。 七、请密切跟踪并认真研究实施过程中出现的情况和问题，加强监管。重大问题，及时报告国家能源局。 国家能源局综合司 2015年10月8日","国家能源局综合司关于浙江能源监管办开展宾金直流（溪洛渡部分）跨区辅助服务补偿机制试点工作的复函 国能综监管【2015】580号",000019705/2015-00089,国家能源局,2015-10-08,,,
195,"2017-09-17 22:18:02",国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知,2015-09-30,"国能新能〔2015〕355号国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目 建设的通知 各省（区、市）发改委（能源局），新疆生产建设兵团发改委、国家可再生能源中心、水电水利规划设计总院、电力规划设计总院： 　　太阳能热发电是太阳能利用的重要新技术领域，为推动我国太阳能热发电技术产业化发展，决定组织一批太阳能热发电示范项目建设。现将有关事项通知如下： 　　一、示范目标 　　目前国内太阳能热发电产业处于起步阶段，尚未形成产业规模，工程造价较高，技术装备制造能力弱，缺乏系统集成及运行技术。为攻克关键技术装备，形成完整产业链和系统集成能力，现组织建设一批示范项目。太阳能热发电示范项目以槽式和塔式为主，其他类型也可申报，示范目标：一是扩大太阳能热发电产业规模。通过示范项目建设，形成国内光热设备制造产业链，支持的示范项目应达到商业应用规模，单机容量不低于5万千瓦。二是培育系统集成商。通过示范项目建设，培育若干具备全面工程建设能力的系统集成商，以适应后续太阳能热发电发展的需要。 　　二、示范项目要求 　　（一）资源条件和技术要求。场址太阳直射辐射（DNI）量不应低于1600kWh/m2a。示范项目各主要系统的技术参数要达到国际先进水平。鼓励示范项目采用技术较先进，实现国内产业化的设备。原则上符合随此通知印发的《太阳能热发电示范项目技术规范》（试行）的技术要求。 　　（二）示范项目实施方案编制要求（附件2）。实施方案要包括项目技术和工程方案、投资经济性测算报告。技术和工程方案应包括设备来源、技术合作方、系统集成方案等信息，并提供项目支持性文件、筹措资金材料等。投资经济性测算报告应对工程各环节的投资成本构成分列测算，以便于对各申报项目汇集后相互比较，逐一测算工程造价，为测算电价提供参考。若项目单位申报价格明显偏高，我们将不考虑该项目纳入示范的可能性，对存在不正常偏差和不规范测算的项目，也取消列入示范的资格。 　　（三）经济性分析边界条件。项目资本金比例不低于总投资的20%；项目贷款利息按照项目企业实际获得的贷款利率计算；项目建设期按2年，经营期按25年；资本金财务内部收益率参考新能源发电项目平均收益水平；增值税税率暂按经营期25年内17%测算。 　　（四）目前太阳能热发电尚未形成完整的技术和装备制造体系，为减少重复建设和浪费，对同一技术来源和类型的项目要控制数量。对各地申报项目数量做以下限制：同一项目业主在一个省（区、市）的项目超过1个时，应为不同的技术路线；一个企业可以在不同的省（区、市）申报项目，但总数量不超过3个，同一技术路线和技术来源的不超过2个。 　　三、示范项目组织 　　（一）示范项目申报。各省（区、市）能源主管部门组织经济性较好、实力较强的投资业主编制太阳能热发电示范项目实施方案，并开展项目初审和申报工作。项目技术和工程方案、投资经济性测算报告分开编写上报。示范项目申请报告请于10月底前报国家能源局新能源司。 　　（二）示范项目审核。国家能源局组织专家审核示范项目技术方案的先进性、设备的国产化率、经济性测算指标的合理性、项目前期工作情况，以及项目是否具备近期开工条件等，通过审核的项目列入备选项目名单。 　　（三）示范项目上网电价。国家能源局组织专家对各申报项目的根据投资经济测算报告进行统一评审，综合比较后提出上网电价的建议，若投资经济性测算报告中的数据明显不合理，则将该项目从备选名单中剔除。 　　（四）示范项目确认。国家能源局统筹考虑进入备选名单项目的经济性、设备国产化率和技术先进性，对名单项目进行排序并确认示范项目名单。 　　（五）示范项目建设。各省（区、市）能源主管部门牵头组织示范项目建设。项目建成后，项目单位应及时向省级能源主管部门提出竣工验收申请，省级能源主管部门会同国家能源局派出机构验收通过后，组织编制项目验收报告，并上报国家能源局。 　　附件：1、太阳能热发电示范项目技术规范（试行） 　　2、《太阳能热发电示范项目实施方案》编制要求 国家能源局 2015年9月23日","国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知 国能新能〔2015〕355号",000019705/2015-00087,国家能源局,2015-09-23,,,
196,"2017-09-17 22:18:12",2015年度国家能源局所属单位拟接收高校毕业生公示,2015-09-28,"    点击下载：2015年度国家能源局所属单位拟接收高校毕业生公示",,,,,2015-09-28,2015年度国家能源局所属单位拟接收高校毕业生公示,国家能源局
197,"2017-09-17 22:18:19",国家能源局关于调增部分地区2015年光伏电站建设规模的通知,2015-09-28,"国能新能〔2015〕356号国家能源局关于调增部分地区2015年光伏电站 建设规模的通知 各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发改委，各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司，陕西地方电力公司，水电规划总院、电力规划总院: 　　按照光伏电站建设有关管理办法，根据各地区2015年上半年光伏发电建设运行情况及发展需求，对部分地区调增光伏电站年度建设规模。现将有关要求通知如下： 　　一、全国增加光伏电站建设规模530万千瓦，主要用于支持光伏电站建设条件优越、已下达建设计划完成情况好以及积极创新发展方式的新能源示范城市、绿色能源示范县等地区建设光伏电站。具体调增规模见附表。 　　二、各有关省（区、市）能源主管部门应在本通知下发后1个月内报来与调增规模对应的光伏电站项目名单，并及时与电网企业进行衔接，落实配套电网建设相关事项。各项目原则上应在2015年内开工建设，2016年6月30日前建成并网发电。 　　三、电网企业应及时制定配套电网建设方案，协调推进配套电网建设和改造，做好光伏发电项目的电网接入和并网运行服务等工作。 　　附表：2015年部分地区光伏电站建设规模调增表 国家能源局 2015年9月24日","国家能源局关于调增部分地区2015年光伏电站建设规模的通知 国能新能〔2015〕356号",000019705/2015-00086,国家能源局,2015-09-24,,,
198,"2017-09-17 22:18:21",国家能源局关于召开“国际能源变革论坛”的通知,2015-09-28,"特 急 国能新能〔2015〕352号 国家能源局关于召开“国际能源变革论坛”的通知 江苏省人民政府，苏州市人民政府，各省（区、市、兵团）发改委（能源局），国家电网公司、南方电网公司，华能集团、国电集团、国电投集团、华电集团、大唐集团，中核集团、中广核集团，中国石油集团、中国石化集团、中国海油集团，中节能集团、神华集团、三峡集团，中能建集团、中电建集团、协鑫集团、阿特斯阳光电力及各有关单位： 　　为落实习近平总书记推进能源生产和消费革命的战略思路，搭建国际能源转型交流平台，建立我国能源转型高端智库，加快推进我国能源转型发展，经国务院批准，现定于2015年11月5-7日在江苏省苏州市召开“国际能源变革论坛”。现将有关事项通知如下： 　　一、论坛主题 　　论坛总体框架围绕习近平总书记在2014年6月13日中央财经领导小组第六次会议上提出的推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命以及全方位加强国际合作为主线，选择与能源转型密切相关的主题进行交流讨论。 　　论坛主题为“全球能源转型与中国能源变革”，通过邀请国内外政要、著名科学家、专家学者以及产业代表，交流各国能源发展趋势和国际能源转型经验，探讨中国能源转型面临的挑战和问题，形成我国能源转型的共识和行动。 　　二、论坛组织 　　论坛由国家能源局、江苏省人民政府和国际可再生能源署联合主办，由苏州市人民政府、中国循环经济协会、协鑫集团、阿特斯阳光电力集团承办。会议人数约为500人，其中外方代表约为200人。 　　三、论坛内容 　　论坛通过开幕式、主旨发言、部长论坛、企业家论坛、闭门对话以及分论坛等形式，围绕世界能源转型的战略方向与趋势、中国能源革命面临的挑战和机遇、与能源转型最为密切的可再生能源发展和电力系统转型、能源国际合作、需求侧变革、能源互联网、化石能源利用、金融创新等主题开展研讨，力争在每个专题下均形成观点清晰的政策倡议。 　　四、论坛安排 　　（一）论坛注册时间 　　2015年11月4日08:00-20:00 　　2015年11月5日08:00-12:00 　　（二）论坛地点 　　江苏省苏州市凯宾斯基酒店。 　　地址：江苏省苏州市苏州工业园区国宾路1号。 　　（三）论坛议程 　　11月5日下午闭门会议，国家发展改革委（能源局）领导主持；11月6日上午开幕式，国家领导人致辞、主旨发言及专家发言；11月6日下午部长论坛及企业领袖对话；11月7日全天分别召开可再生能源与电力转型、需求侧与能源转型、能源国际合作、化石能源转型、能源互联网、金融创新等六个分论坛。最后大会总结。 　　本次会议不收取注册费，参会人员交通、食宿费用自理。 　　五、有关要求 　　请各单位派主要负责人或能源领域相关专家（1-2人）出席会议；请各省发改委（能源局）通知本省新能源示范城市领导参会（限1人）。请于10月20日前将参会回执发至会务组。 　　报名回执请联系： 　　国家能源局新能源司 朱顺泉 　　联系电话：010-68555894 传真：010-68555050 　　邮箱：zhushunquan@163.com 　　附件： 　　1、国内拟邀参会单位名单 　　2、“国际能源变革论坛”参会回执 国家能源局 2015年9月23日","国家能源局关于召开“国际能源变革论坛”的通知 国能新能〔2015〕352号",000019705/2015-00085,国家能源局,2015-09-23,,,
199,"2017-09-17 22:18:21",国家能源局2015年第5号公告,2015-09-21,"　2015年 第5号 国家能源局关于全国煤矿生产能力 变化情况的公告 　　按照《国家能源局关于建立煤矿生产能力登记和公告制度的通知》（国能煤炭〔2013〕476号）、《国家发展改革委、国家能源局、国家煤矿安监局关于遏制煤矿超能力生产规范企业生产行为的通知》（发改电〔2014〕226号）要求，现将截至2015年6月底煤矿生产能力信息变化情况予以公告。其中，首次公告煤矿272处，调整产能煤矿62处，取消公告煤矿315处，变更名称煤矿4处。 　　煤矿必须严格遵守国家有关法律、法规、规章、规程、标准和技术规范，保障安全生产，不得超能力生产。煤矿生产能力发生变化后，各省级煤炭行业管理部门应及时变更登记，并将煤矿生产能力变化情况报国家能源局重新公告。 　　附件：全国煤矿生产能力变化情况表 国家能源局 2015年9月6日",国家能源局2015年第5号公告,000019705/2015-00083,国家能源局,2015-09-06,,,
200,"2017-09-17 22:18:22",陕西榆横矿区魏墙煤矿项目通过核准,2015-09-15,"陕西榆横矿区魏墙煤矿项目通过核准 2015年8月，国家能源局核准陕西榆横矿区魏墙煤矿项目。矿井建设规模300万吨/年，配套建设相同规模的选煤厂。项目总投资18.88亿元（不含矿业权费用）。",陕西榆横矿区魏墙煤矿项目通过核准,000019705/2015-00081,国家能源局,2015-09-08,,,
201,"2017-09-17 22:18:32",关于华能北京热电有限责任公司“3.13”2号发电机组设备事故的通报,2015-09-07,"　　第2期（总第21期）国家能源局综合司 2015年8月24日　　　　　　关于华能北京热电有限责任公司“3.13” 　　2号发电机组设备事故的通报 　　2015年3月13日14时47分，华能北京热电有限责任公司2号发电机组突然发生爆炸燃烧，引发火灾和设备损坏。事故当天正值全国政协十二届三次会议召开闭幕会，造成了一定社会影响。事故发生后，华北能源监管局组织成立了华能北京热电有限责任公司“3·13”事故调查组开展事故调查工作。目前事故原因已查明，认定为因设备质量缺陷导致的一般设备事故。事故详细情况见附件《华能北京热电有限责任公司“3·13”2号机组一般设备事故调查报告》。 　　为防止类似事故的再次发生，各有关单位应做好以下几个方面工作。 　　一是要高度重视汽轮机设备损坏事故防范工作。本次事故的直接原因是汽轮机部件损坏，随后引发氢爆燃烧并产生大量浓烟。各单位要认真吸取“3·13”事故教训，落实企业安全生产主体责任，落实国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全〔2014〕161号），从设备制造、设计、运行和维护等环节严格细致做好设备基础管理工作，防止汽轮机设备损坏事故的发生。 　　二是要开展汽轮机设备的隐患排查工作。有关发电企业应对与本次事故类似的现役机组开展隐患排查工作，并紧密结合近期下发的《国家能源局综合司关于印发电力行业安全生产大检查工作方案的通知》（国能综安全〔2015〕435号）的要求，制定相关的安全生产技术措施。对存在安全隐患的机组，要尽快落实整改时限、整改责任、整改资金、整改措施，确保设备运行安全可控在控。 　　三是要开展汽轮机金属部件应力腐蚀的研究工作。有关发电企业应在隐患排查的基础上，联合科研院所和制造厂家开展汽轮机组转子、叶轮、叶片等部件金属试验的研究工作；对类似俄制汽轮机组通流部件的金属材质和机械性能应进行检验，并对设计上应力集中区域加以详细分析，评估其安全性，及时研究制定和实施改进措施。 　　四是要切实加强汽轮机设备运行维护工作。有关发电企业要不断强化对汽轮机设备的巡视检查和实时监控，强化长期监测数据的分析应用，特别是对于异常的监测数据，应及时采取措施，必要时联合制造厂家和研究机构对问题彻底分析、全面排查。 　　五是要进一步加强风险预控体系建设。各单位要按照《国家能源局关于加强电力企业安全风险预控体系建设的指导意见》（国能安全〔2015〕1号）的有关要求，做好安全风险管控工作，建立起设备全方位管理、全过程管理和设备全寿命周期管理的工作机制，全面提升安全生产管理能力和水平。 　　附件：华能北京热电有限责任公司“3·13”2号机组一般设备事故调查报告 　　 　2015年8月24日",关于华能北京热电有限责任公司“3.13”2号发电机组设备事故的通报,000019705/2015-00080,国家能源局综合司,2015-08-24,,,
202,"2017-09-17 22:18:37",关于2015年以来四起燃煤电厂环保改造和建设工程人身伤亡事故情况的通报,2015-09-07,"P.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; TEXT-ALIGN: justify; LINE-HEIGHT: 144%; TEXT-INDENT: 20.95pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt 0.05pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman"",""serif""; FONT-SIZE: 16pt } LI.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; TEXT-ALIGN: justify; LINE-HEIGHT: 144%; TEXT-INDENT: 20.95pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt 0.05pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman"",""serif""; FONT-SIZE: 16pt } DIV.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; TEXT-ALIGN: justify; LINE-HEIGHT: 144%; TEXT-INDENT: 20.95pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt 0.05pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman"",""serif""; FONT-SIZE: 16pt } P.New { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; TEXT-ALIGN: justify; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; LETTER-SPACING: -0.3pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman"",""serif""; FONT-SIZE: 16pt } LI.New { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; TEXT-ALIGN: justify; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; LETTER-SPACING: -0.3pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman"",""serif""; FONT-SIZE: 16pt } DIV.New { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; TEXT-ALIGN: justify; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; LETTER-SPACING: -0.3pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman"",""serif""; FONT-SIZE: 16pt } .TRS_PreAppend .MsoChpDefault { FONT-SIZE: 10pt } .TRS_PreAppend DIV.WordSection1 { page: WordSection1 }　　　　 第3期　 　　(总第22期)国家能源局综合司 2015年8月24日　　　　　　　　 　　关于2015年以来四起燃煤电厂环保改造 　　和建设工程人身伤亡事故情况的通报　　　　2015年以来，全国燃煤电厂环保改造项目和建设工程人身伤亡事故多发，截止目前，共发生4起，死亡6人。现通报如下： 　　一、事故简况 　　1、浙江温州电厂“4.2”人身伤亡事故。浙江浙能温州发电有限公司〔2×135MW（已关停）、4×300MW〕“上大压小”扩建工程（2×660MW）由中国能源建设集团浙江火电建设有限公司总承包，安徽省颍上八里河建筑安装有限公司为其分包单位。2015年 4月2日15时40分，安徽省颍上八里河建筑安装有限公司2名施工人员在温州发电厂“上大压小”扩建工程8号机组湿式电除尘器安装过程中高处坠落，2人死亡。 　　2、江苏利港电厂“5.21”人身伤亡事故。江苏利电能源集团江苏利港电力有限公司（4×350MW、4×600MW）8号机组（600MW）湿式电除尘项目由南京龙源环保有限公司总承包，中石化工建设有限公司为其分包单位。2015年5月21日8时40分，在8号机组湿式电除尘项目0米，中石化工建设有限公司施工人员将一箱电焊条用绳索绑扎后通过滑轮向40米层作业面吊运。电焊条吊运大约20米高后，因绑扎不牢从高空滑落，下方绑扎焊条的施工人员被滑落的焊条砸中头部，1人死亡。 　　3、青海西宁电厂“5.25”人身伤亡事故。中电投集团青海黄河水电公司西宁发电分公司（2×660MW）1号机组建设工程由河北省电力建设第一工程公司总承包，江苏苏中建筑安装工程有限公司为其分包单位。2015年5月25日15时40分，江苏苏中建筑公司施工人员在西宁电厂1号机组电除尘项目进行起吊阴极框架施工作业时，当阴极框架上端部起吊至11米高度时（下端部尚未吊起，阴极框架与地面夹角约60°），阴极框架上端部吊点脱开，阴极框架发生倾倒，负责起重指挥的施工人员被砸中，1人死亡。 　　4、宁夏六盘山热电厂“7.26”人身伤亡事故。中铝宁夏能源集团六盘山热电厂（2×330MW）1号机组脱硝提标改造工程设备安装和土建部分由山东显通安装公司承建。2015年7月26日18时，施工人员在进行烟道预制工作时，突然刮起强风，烟道整体向北侧发生倾倒、坍塌，致使正在烟道内部进行焊接作业的3人受到碰撞、挤压，外部作业的4人也被钢板碰伤，2人死亡，5人轻伤。 　　二、监管要求 　　（一）强化安全责任落实，全面加强施工安全风险管控。近几年，燃煤电厂环保改造和建设工程大规模集中进行，安全生产事故时有发生，安全生产形势严峻。各单位要深刻吸取事故教训，认真落实安全生产主体责任，全面加强燃煤电厂环保改造和建设工程施工安全风险管控，有效防范人身伤亡事故。 　　（二）强化项目安全管理，严格审查施工队伍和人员资质。要加强对施工队伍资质的审查力度，进一步健全和完善工程分包管理制度，严禁层层转包或违法分包，坚决清退无资质或资质和能力不符合要求的施工队伍。要加强对施工人员的资质管理，重点要加强项目负责人、特种作业人员和特种设备作业人员的资质管理。建设单位和燃煤电厂绝不能以包代管，应在项目安全管理中全过程、全方位体现和落实主体责任。 　　（三）强化施工现场安全管理，规范施工作业行为。要加强对环保改造和建设工程的施工现场安全管理，特别是环保改造项目，鉴于其施工环境复杂、作业场地狭小、参与施工改造的部分单位能力不强等特点，在施工过程中要特别加强对脚手架搭设，高处作业，打桩，起重设备安装、吊装和拆卸，烟道预制，脱硫吸收塔防腐，烟囱烟道防腐等施工作业的安全管理，认真开展作业风险辨识和隐患排查，并对查出的重大安全隐患限期或停工整改。 　　（四）强化施工设备管理，防范恶性事故发生。要进一步强化现场施工设备的安全管理，特别是对起重机、升降机等特种设备的管理。要完善特种施工设备的现场准入管理制度，建立特种设备和特种设备作业人员的管理台账，确保特种设备检验报告、安全检查合格证、使用登记证等资料齐全，确保特种设备定期检验合格证和特种设备作业人员证书在有效期内。要加强对施工起重机械作业各环节的风险评估，重大起重作业、起重机械的安装和拆除等环节均应编制安全技术措施，监理单位和建设单位都要履行监督和审核责任。 　　（五）强化应急管理，提高应急处置能力。要结合工程情况具体实际，开展风险源辨识和分析，完善应对各类自然灾害、受限空间人员窒息（中毒）伤害事故和防腐作业火灾事故等的专项预案，重视预案宣传、培训和应急物资储备，按要求开展应急演练，并及时做好演练评估工作，不断提高应急能力和水平。 　　（六）强化安全培训，提高安全意识和技能。要严格落实三级安全教育和特种作业人员持证上岗制度，按照各类作业人员的特点组织安全教育培训，对临时用工人员的安全教育重点要放在普及安全意识和安全技能上，特别对特种作业人员的教育要突出强制性，以避免和消除环保改造和建设工程人身伤亡事故。 　　（七）进一步加强安全监督管理，打非治违保安全。各派出机构要按照《国能能源局关于印发2015年电力工程质量等四个专项监管工作方案的通知》（国能安全〔2015〕156号）中《电力建设工程落实施工方案专项行动工作方案》和《国家能源局综合司关于印发深入开展电力行业“六打六治”打非治违专项行动工作方案的通知》（国能综安全〔2015〕433号）的相关要求，继续深入开展工程施工的“五整治五落实”和“六打六治”工作，确保对燃煤电厂环保改造和建设的安全重特大事故实现“零控制”。 　　 　　　　分送：全国电力安委会成员单位 　　抄送：国家发展改革委办公厅、国家安监总局办公厅",关于2015年以来四起燃煤电厂环保改造和建设工程人身伤亡事故情况的通报,000019705/2015-00079,国家能源局综合司,2015-08-24,,,
203,"2017-09-17 22:18:41",2013-2014年度全国电力企业价格情况监管通报,2015-09-02,"2013-2014年度全国电力企业价格情况监管通报　　为全面反映全国各地电力价格信息及变化情况，更好地实施成本与价格监管，切实维护好电力市场秩序，国家能源局组织对全国主要电力企业2013-2014年度价格情况进行了统计分析，形成本报告。　　一、综合厂用电率　　（一）燃煤机组　　从全国（不含西藏，下同）看，燃煤发电企业平均综合厂用电率2013年、2014年分别为7.01%、6.99%，2014年同比下降0.29%。2013年北京最高，为9.8%，江苏最低，为4.67%；2014年北京最高，为9.9%，江苏最低，为4.49%。详见附表1-1。　　从江苏、山东、广东、河南、山西五个重点省份[重点省份选取该类型机组发电量排序前5名（风电机组为前6名）省份，下同。]看，2013年平均综合厂用电率为6.63%；2014年为6.94%，其中江苏最低，为4.49%，河南最高，为9.07%。详见图1-1。图1-1 重点省份燃煤机组综合厂用电率　　（二）水电机组　　从全国看，水力发电企业平均综合厂用电率2013年、2014年分别为1.54%、1.38%，2014年同比下降10.28%。2013年海南最高，为5.8%，云南最低，为0.19%；2014年安徽最高，为3.35%，云南最低，为0.19%。详见附表1-1。 　　从四川、湖北、云南、贵州、青海五个重点省份看，2013年、2014年平均综合厂用电率均为0.76%，2014年云南最低，为0.19%，四川最高，为1.25%。详见图1-2。图1-2 重点省份水电机组综合厂用电率 　　（三）风电机组　　从全国看，风力发电企业平均综合厂用电率2013年、2014年分别为2.50%、2.51%，2014年同比增长0.76%。2013年青海最高，为3.91%，海南最低，为0.56%；2014年宁夏最高，为4.1%，陕西最低，为1.11%。详见附表1-2。　　从蒙西、河北、蒙东、甘肃、辽宁、山东六个重点省份（地区）看，2013年平均综合厂用电率为2.05%；2014年为2.01%，其中蒙东最低，为1.15%，山东最高，为2.69%。详见图1-3。图1-3 重点省份（地区）风电机组综合厂用电率　　（四）其他机组　　从全国看，燃气发电、核电、太阳能发电、生物质发电平均综合厂用电率2013年分别为2.66%、6.27%、10.2%和9.64%，2014年分别为2.59%、6.24%、8.59%和9.46%，2014年同比下降分别为2.48%、0.48%、15.86%和1.89%。详见图1-4。图1-4 其他机组综合厂用电率　　各省（区、市）燃气发电、核电、太阳能发电、生物质发电平均综合厂用电率详见附表1-1、1-2。　　二、平均上网电价（含税，下同）　　（一）燃煤机组　　从全国看，燃煤机组平均上网电价2013年、2014年分别为427.01元/千千瓦时、418.77元/千千瓦时，2014年同比下降1.93%。2013年广东最高，为544.28元/千千瓦时，新疆最低，为256.74元/千千瓦时；2014年广东最高，为536.36元/千千瓦时，新疆最低，为253.90元/千千瓦时。详见附表2-1。　　从江苏、山东、广东、河南、山西五个重点省份看，2013年平均上网电价为454.68元/千千瓦时；2014年为448.67元/千千瓦时，同比下降1.32%，其中广东最高，为536.36元/千千瓦时，山西最低，为384.42元/千千瓦时。详见图2-1。　　图2-1 重点省份燃煤机组平均上网电价　　（二）水电机组　　从全国看，水电机组平均上网电价2013年、2014年分别为283.19元/千千瓦时、291.61元/千千瓦时，2014年同比增长2.97%。2013年浙江最高，为689.46元/千千瓦时，甘肃最低，为208.08元/千千瓦时；2014年浙江最高，为693.03元/千千瓦时，甘肃最低，为207.66元/千千瓦时。详见附表2-1。　　从四川、湖北、云南、贵州、青海五个重点省份看，2013年平均上网电价为269.10元/千千瓦时；2014年为278.87元/千千瓦时，同比增长3.63%，其中四川最高，为304.98元/千千瓦时，云南最低，为250.15元/千千瓦时。详见图2-2。　　图2-2 重点省份水电机组平均上网电价　　（三）风电机组　　从全国看，风电机组平均上网电价2013年、2014年分别为562.31元/千千瓦时、572.06元/千千瓦时，2014年同比增长1.73%。2013年上海最高，为878.97元/千千瓦时，蒙东最低，为467.04元/千千瓦时；2014年青海最高，为831.55元/千千瓦时，云南最低，为477.89元/千千瓦时。详见附表2-2。　　从蒙西、河北、蒙东、甘肃、辽宁、山东重点省份（地区）看，2013年平均上网电价为562.34元/千千瓦时；2014年为570.47元/千千瓦时，同比增长1.45%，其中，山东最高，为755.73元/千千瓦时，蒙西最低，为507.66元/千千瓦时。详见图2-3。　　图2-3 重点省份（地区）风电机组平均上网电价　　（四）其他机组　　从全国看，燃气发电、核电、太阳能发电、生物质发电平均上网电价2013年分别为682.60元/千千瓦时、436.15元/千千瓦时、1064.37元/千千瓦时和720.23元/千千瓦时；2014年分别为758.36元/千千瓦时、455.70元/千千瓦时、1075.82元/千千瓦时和846.14元/千千瓦时，2014年同比增长分别为11.1%、4.48%、1.08%和17.48%。详见图2-4。图2-4 其他机组平均上网电价　　各省（区、市）燃气发电、核电、太阳能发电、生物质发电平均上网电价详见附表2-1、2-2。　　三、线损率　　电网企业平均线损率2013年、2014年分别为6.53%、6.20%，2014年同比下降5.05%。　　从企业看，2013年国家电网公司线损率最高，为7.27%，内蒙古电力公司最低，为4.42%；2014年南方电网公司线损率最高，为6.94 %，内蒙古电力公司最低，为4.29 %。详见表1。表1 电网企业线损率统计表单位：% 项目 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电力公司 平均 2014年 6.81 6.94 4.29 6.20 2013年 7.27 7.2 4.42 6.53 增长额 -0.46 -0.26 -0.13 -0.33 增长率(%) -6.33 -3.61 -2.94 -5.05 　　从各省（区、市）情况看，2013年新疆最高，为11.47%，青海最低，为3.72%；2014年四川最高，为9.45%，青海最低，为3.08%。详见附表3。　　四、平均购销差价（不含税，下同）　　电网企业平均购销差价（含线损）2013年、2014年分别为192.7元/千千瓦时、208.11元/千千瓦时，2014年同比增长8.0%；扣除线损，电网企业平均购销差价2013年、2014年分别为168.21元/千千瓦时、185.32元/千千瓦时，2014年同比增长10.17%。　　从企业看，购销差价（含线损）南方电网公司最高，2013年、2014年分别为214.76元/千千瓦时、225.97元/千千瓦时；内蒙古电力公司最低，2013年、2014年分别为108.88元/千千瓦时、104.98元/千千瓦时。详见表2。表2 电网企业平均购销差价（不含税）统计表单位：元/千千瓦时 项目 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电力公司 平均 购销差价 （含线损） 2014年 210.46 225.97 104.98 208.11 2013年 193.49 214.76 108.88 192.7 增长额 16.97 11.21 -3.91 15.42 增长率(%) 8.77 5.22 -3.59 8.0 购销差价 （不含线损） 2014年 187.71 199.65 91.73 185.32 2013年 168.99 186.55 94.85 168.21 增长额 18.72 13.1 -3.12 17.1 增长率(%) 11.08 7.02 -3.3 10.17 　　从各省（区、市）情况看，购销差价（含线损）2013年江西最高，为243.95元/千千瓦时，宁夏最低，为94.98元/千千瓦时；2014年江西最高，为251.24元/千千瓦时，青海最低，为94.84元/千千瓦时。详见附表4。　　五、平均销售电价（含税，下同）　　电网企业平均销售电价2013年、2014年分别为635.49元/千千瓦时、647.05元/千千瓦时，2014年同比增长1.82%。　　从企业看，平均销售电价南方电网公司最高，2013年、2014年分别为672.24元/千千瓦时、677.42元/千千瓦时；内蒙古电力公司最低，2013年、2014年分别为412.06元/千千瓦时、400.88元/千千瓦时。详见表3。表3 电网企业平均销售电价统计表单位：元/千千瓦时 项目 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电力公司 平均 2014年 650.53 677.42 400.88 647.05 2013年 636.54 672.24 412.06 635.49 增长额 13.99 5.18 -11.19 11.56 增长率(%) 2.2 0.77 -2.71 1.82 　　注：不含政府性基金及附加，含税。　　从各省（区、市）平均销售电价看，深圳最高，2013年、2014年分别为836.62元/千千瓦时、827.82元/千千瓦时；青海最低，2013年、2014年分别为382.43元/千千瓦时、384.24元/千千瓦时。详见附表5。　　从分类销售电价看，一般工商业及其他用电平均电价最高，2013年、2014年分别为843.93元/千千瓦时、856.51元/千千瓦时；大工业用电平均电价2013年、2014年分别为652.47元/千千瓦时、655.86元/千千瓦时；居民用电类别平均电价（到户价）2013年、2014年分别为555.22元/千千瓦时、557.48元/千千瓦时。详见图3。图3 分类销售电价对比图　　注：分类销售电价为国家电网公司和南方电网公司加权平均数。　　从各省（区、市）居民用电类别平均电价（到户价）水平看，深圳最高，2013年、2014年分别为711.62元/千千瓦时、715.17元/千千瓦时；青海最低，2013年、2014年分别为405.94元/千千瓦时、406.99元/千千瓦时。　　六、政府性基金及附加（含税，下同）　　随销售电价征收的政府性基金及附加，2013年、2014年全国平均水平为35.05元/千千瓦时、38.96元/千千瓦时（电网企业省内售电量口径平均值，下同），2014年同比增长11.17%。　　政府性基金及附加主要有5种，即重大水利工程建设基金、农网还贷资金、水库移民后期扶持资金、可再生能源发展基金、城市公用事业附加。　　从各省（区、市）政府性基金及附加平均水平看，重庆最高，2013年、2014年分别为60.08元/千千瓦时、65.76元/千千瓦时；新疆最低，2013年、2014年分别为7.94元/千千瓦时、9.14元/千千瓦时。详见附表6。　　（本文有删减）　　附表：1.发电企业综合厂用电率情况统计表　　2.发电企业平均上网电价情况统计表　　3.电网企业线损率统计表　　4.电网企业平均购销差价（不含税）统计表　　5.电网企业平均销售电价和居民用电平均电价统计表　　6.电网企业政府性基金及附加平均水平统计表",2013-2014年度全国电力企业价格情况监管通报,000019705/2015-00078,国家能源局,2015-08-18,,,
204,"2017-09-17 22:18:47",安徽淮北矿区信湖煤矿项目通过核准,2015-08-21,"安徽淮北矿区信湖煤矿项目通过核准 2015年7月，国家能源局核准安徽淮北矿区信湖煤矿项目。矿井建设规模300万吨/年，配套建设相同规模的选煤厂及铁路专用线。项目总投资33.34亿元（不含矿业权费用）。",安徽淮北矿区信湖煤矿项目通过核准,000019705/2015-00074,国家能源局,2015-07-24,,,
205,"2017-09-17 22:18:51","国家能源局综合司关于深刻吸取天津“8·12”火灾爆炸事故教训认真做好当前安全生产工作的紧急通知 国能综安全〔2015〕466号",2015-08-14,"国能综安全〔2015〕466号国家能源局综合司关于深刻吸取天津“8·12”火灾爆炸事故教训认真做好当前安全生产工作的紧急通知各派出机构、各有关企业： 2015年8月12日23时30分左右，天津港区瑞海国际物流有限公司危险品仓库发生一起特别重大火灾爆炸事故，造成重大人员伤亡、经济损失和社会影响，教训极其深刻。截至8月14日10时，事故已造成51人死亡、住院治疗701人（含重症71人）。党中央、国务院高度重视，习近平总书记、李克强总理作出了重要指示批示，要求深刻汲取此次事故的沉痛教训，坚持人民利益至上，认真进行安全隐患排查，全面加强危险品管理，切实把各项安全生产措施落到实处，确保人民生命财产安全。为认真贯彻落实党中央、国务院领导同志重要指示批示精神，按照《国务院安全生产委员会关于深入开展危险化学品和易燃易爆物品安全专项整治的紧急通知》（安委明电〔2015〕3号）要求，现就有关要求通知如下： 一、各单位要认真学习、深刻领会习近平总书记、李克强总理等党中央、国务院领导同志的重要指示批示精神，进一步增强对安全生产工作重要性的认识，强化红线意识，切实把思想和行动统一到党中央、国务院的决策部署上来，以更加坚决的态度、更加务实的作风、更加有力的措施，认真做好安全生产工作。要按照“党政同责，一岗双责，齐抓共管”的要求，切实加强安全生产的组织领导，全面落实安全生产主体责任，严格落实各项安全生产措施，坚决防范事故发生。 二、各单位要按照8月4日召开的全国电力安全生产委员会全体会议的精神和要求，认真组织开展安全生产大检查和“打非治违”专项行动。近期要立即组织开展针对制氢站、制氨区、燃油罐区、易燃易爆危险化学品仓库、燃煤电厂储煤场和制粉系统、燃气电厂天然气系统等安全情况的检查。要加强安全检查的组织领导，落实安全检查责任，对安全检查工作不落实、不认真、走过场的和存在重大安全隐患的企业，要依法责令停业整顿，要严肃追究单位主要负责人和有关人员的责任。 三、各单位要切实做好危险化学品和易燃易爆物品的隐患整治工作，发现重大事故隐患，必须立即整改；一时难以整改到位的，切实做到整改措施、责任、资金、时限和预案“五落实”。对因隐患治理工作不到位、隐患整改不达标的，要严肃追究单位主要负责人和有关人员的责任。 四、各单位要加强危险化学品和易燃易爆物品的管理，完善危险化学品和易燃易爆物品的采购、场内运输、装卸、存储、使用等管理制度，建立健全危险化学品和易燃易爆物品管理台帐，落实重大危险源自动监控措施，提高本质安全水平，从源头上消除安全隐患，确保电力安全生产。 五、各单位加强危险化学品和易燃易爆物品事故应急处置能力建设，针对危险化学品和易燃易爆物品的特点制定完善相应的事故应急预案，健全政企联动机制和社会专业救援队伍合作机制，提高应急处置能力和水平。 六、各监管机构要结合当前安全监管工作，督促电力企业落实安全生产的主体责任，加强对生产现场、员工住房选址、安全教育培训、应急机制的安全管理，采取有效措施，确保人民群众生命安全和国家财产安全。国家能源局综合司2015年8月14日 （主动公开）","国家能源局综合司关于深刻吸取天津“8·12”火灾爆炸事故教训认真做好当前安全生产工作的紧急通知 国能综安全〔2015〕466号",000019705/2015-00073,国家能源局,2015-08-14,,,
206,"2017-09-17 22:18:52",国家能源局行政审批事项公开目录,2015-08-03,"P.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } LI.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } DIV.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } .TRS_PreAppend H1 { FONT-WEIGHT: normal; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: center } P.MsoFooter { FONT-SIZE: 9pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; LAYOUT-GRID-MODE: char; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; tab-stops: center 207.65pt right 415.3pt } LI.MsoFooter { FONT-SIZE: 9pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; LAYOUT-GRID-MODE: char; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; tab-stops: center 207.65pt right 415.3pt } DIV.MsoFooter { FONT-SIZE: 9pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; LAYOUT-GRID-MODE: char; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; tab-stops: center 207.65pt right 415.3pt } .TRS_PreAppend DIV.Section1 { page: Section1 }国家能源局行政审批事项公开目录 项目 编码 审批 部门 项目名称 子项 审批 类别 设定依据 共同审批部门 审批对象 备注 47001 能源局 电力业务许可证核发 1.发电类 行政 许可 《电力监管条例》（国务院令第432号）“第十三条：电力监管机构依照有关法律和国务院有关规定，颁发和管理电力业务许可证”。 《电力业务许可证管理规定》（电监会令第9号）“第七条：电力业务许可证分为发电、输电、供电三个类别……”。 无 企业、事业单位 能源局派出机构具体实施 2.输电类 行政 许可 无 企业 能源局派出机构具体实施 3.供电类 行政 许可 无 企业 能源局派出机构具体实施 47002 能源局 电工进网作业许可证核发 1.高压类 行政 许可 《电力供应与使用条例》（国务院令第196号）第三十七条第一款：“在用户受送电装置上作业的电工，必须经电力管理部门考核合格，取得电力管理部门颁发的《电工进网作业许可证》，方可上岗作业”。 《电工进网作业许可证管理办法》（电监会令15号）第六条：“电工进网作业许可证分为低压、高压、特种三个类别”。 《国务院关于第三批取消和调整行政审批项目的决定》（国发〔2004〕16号）附件3第43条：“电工进网作业许可证核发，实施机关：电监会派出机构”。 无 公民个人 能源局派出机构具体实施 2.低压类 行政 许可 无 公民个人 能源局派出机构具体实施 3.特种类 行政 许可 无 公民个人 能源局派出机构具体实施 47003 能源局 承装（修、试）电力设施许可证核发 1.承装类 行政 许可 《电力供应与使用条例》（国务院令第196号）第三十七条第二款：“承装、承修、承试供电设施和受电设施的单位，必须经电力管理部门审核合格，取得电力管理部门颁发的《承装（修）电力设施许可证》后，方可向工商行政管理部门申请领取营业执照”。 《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》（电监会令第28号）第二条“承装（修、试）电力设施许可证（以下简称许可证）的申请、受理、审查、颁发、管理和监督，适用本办法。”第三条“国家电力监管委员会（以下简称电监会）负责指导、监督全国许可证的颁发和管理。电监会派出机构（以下简称派出机构）负责辖区内许可证的受理、审查、颁发和日常监督管理。”第六条“许可证分为承装、承修、承试三个类别。” 无 企业、事业单位 能源局派出机构具体实施 2.承修类 行政 许可 无 企业、事业单位 能源局派出机构具体实施 3.承试类 行政 许可 无 企业、事业单位 能源局派出机构具体实施 47004 能源局 核电站建设消防设计、变更、验收审批 无 行政 许可 《中华人民共和国消防法》第四条：“……核电厂、海上石油天然气设施的消防工作，由其主管单位监督管理”。 《国务院对确需保留的行政审批项目设定行政许可的决定》（国务院令第412号）第31项：“核电站建设消防设计、变更、验收审批。实施机关：国防科工委”；2008年政府机构改革后，原国防科工委核电管理职能划入国家能源局。 无 企业 47005 能源局 核电厂场内核事故应急计划审批 无 行政 许可 《核电厂核事故应急管理条例》（国务院令124号）第七条：“核电厂的上级主管部门领导核电厂的核事故应急工作”。第十条：“场内核事故应急计划由核电厂核事故应急机构制定，经其主管部门审查后，送国务院核安全部门审评并报国务院指定的部门备案。” 核安全局 企业 47006 能源局 核电厂反应堆操纵人员资格认定 无 行政 许可 《中华人民共和国民用核设施安全监督管理条例》（1986年10月29日国务院发布）第六条：“核设施主管部门负责所属核设施的安全管理，接受国家核安全局的核安全监督，其主要职责是……（四）负责对所属核设施中各类人员的技术培训和考核”。 《国务院办公厅关于印发国家能源局主要职责内设机构和人员编制规定的通知》（国办发〔2013〕51号）：“二、主要职责（四）负责核电管理……”。 核安全局 企业 47008 能源局 水电站大坝安全注册 无 行政 许可 《水库大坝安全管理条例》（国务院令第77号）第二十三条：“大坝主管部门对其所辖的大坝应当按期注册登记，建立技术档案”。 《水电站大坝运行安全管理规定》（电监会第3号令）第二十五条：“水电站运行实行安全注册制度。” 无 电力企业 47009 能源局 企业、事业单位、社会团体等投资建设的固定资产投资项目核准 1.煤矿：国家规划矿区内新增年生产能力120万吨及以上项目核准 行政 许可 《国务院对确需保留的行政审批项目设定行政许可的决定》（国务院令第412号）备注1：“鉴于投资体制改革正在进行，涉及固定资产投资项目的行政许可仍按国务院现行规定办理”。 《国务院关于发布政府核准的投资项目目录（2014年本）的通知》（国发[2014]53号）“二、能源 煤矿：国家规划区内新增年生产能力120万吨及以上煤炭开发项目由国务院行业管理部门核准；……进口液化天然气接收、储运设施：新建（含异地扩建）项目由国务院行业管理部门核准”。 无 企业 2.进口液化天然气接收、储运设施：新建（含异地扩建）项目核准 行政 许可 无 企业",国家能源局行政审批事项公开目录,000019705/2015-00072,国家能源局,2015-06-05,,,
207,"2017-09-17 22:18:59",国家能源局关于颁布《电网技术改造工程定额及费用计算规定》（2015年版）和《电网检修工程定额及费用计算规定》（2015年版）的通知,2015-07-31,"国能电力〔2015〕270号 国家能源局关于颁布《电网技术改造工程 定额及费用计算规定》（2015年版）和《电网检修 工程定额及费用计算规定》（2015年版）的通知 各有关单位： 　　为适应电网检修、技改工程快速发展的需要，科学反映其物料消耗及其市场价格变化情况，合理确定和有效控制电网检修、技改工程造价水平，规范电网检修、技改工程投资行为，维护各参与方合法权益，我局委托中国电力企业联合会组织编制完成《电网技术改造工程定额及费用计算规定》（2015年版）和《电网检修工程定额及费用计算规定》（2015年版）。现印发你们，请遵照执行。 　　附件：1.电网技术改造工程预算编制与计算规定 　 　2.电网技术改造工程概算定额（建筑修缮工程、电气工程、通信工程共3册） 　　 3.电网技术改造工程预算定额（建筑修缮工程、电气工程、输电线路工程、通信工程、调试工程共5册） 　　 4.电网拆除工程预算定额（电气工程、输电线路工程、通信工程共3册） 　　 5.电网检修工程预算编制与计算规定 　　 6.电网检修工程预算定额（电气工程、输电线路工程、调试工程、通信工程共4册） 国家能源局 2015年7月15日","国家能源局关于颁布《电网技术改造工程定额及费用计算规定》（2015年版）和《电网检修工程定额及费用计算规定》（2015年版）的通知 国能电力〔2015〕270号",000019705/2015-00071,国家能源局,2015-07-15,,,
208,"2017-09-17 22:19:00",国家能源局关于下达2015年电力行业淘汰落后产能目标任务的通知,2015-07-28,"国能电力[2015]119号国家能源局关于下达2015年 电力行业淘汰落后产能目标任务的通知 各省、自治区、直辖市人民政府，新疆生产建设兵团： 　　根据工信部、国家发展改革委、国家能源局等部门《关于印发淘汰落后产能工作考核实施方案的通知》（工信部联产业[2011]46号）要求和各省级政府淘汰落后产能主管部门报送的淘汰落后产能计划，经研究，现将2015年电力行业淘汰落后产能目标任务（详见附件1）及有关要求通知如下： 　　一、淘汰落后小火电机组是电力行业加快转变发展方式、推进节能减排、优化电源结构的重要举措。请高度重视、加强领导、精心组织、认真督查，在确保供电、供热及人员妥善安置的前提下，按期完成电力行业淘汰落后产能目标任务。 　　二、请进一步完善检查验收程序，组织本地区有关部门和省级电网企业，审核淘汰落后产能企业的相关证明材料（详见附件2），及时对淘汰小火电机组进行现场检查验收，出具书面验收意见，并在省级人民政府门户网站以及当地主流媒体向社会公告本地区已完成淘汰落后产能任务企业名单。2015年12月底前，将全年工作情况总结和书面验收意见报送我局。 　　三、淘汰机组中，凡属未建成机组、2013年1月1日后无运行记录机组或余热余压综合利用机组，不计入电力行业淘汰落后产能目标任务。30万千瓦及以上机组原则上不予淘汰。 　　四、列入本年度电力行业淘汰落后产能目标任务的小火电机组，须在2015年12月底前完成拆除工作。燃油机组需彻底拆除全部主体设备和生产线；燃煤机组需至少拆除锅炉、汽轮机、发电机、输煤栈桥、冷却塔、烟囱中的任两项。 　　特此通知。 　　附件：1、2015年电力行业淘汰落后产能目标任务 　　 2、淘汰小火电机组证明材料清单 　　国家能源局 　　2015年4月13日","国家能源局关于下达2015年电力行业淘汰落后产能目标任务的通知 国能电力[2015]119号",000019705/2015-00070,国家能源局,2015-04-13,,,
209,"2017-09-17 22:19:08",国家能源局关于印发2015年中央发电企业煤电节能减排升级改造目标任务的通知,2015-07-28,"国能电力[2015]93号国家能源局关于印发2015年中央发电企业 煤电节能减排升级改造目标任务的通知华能、大唐、华电、国电、中电投、神华集团、国投公司、华润集团： 　　按照《关于印发<煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）>的通知》（发改能源[2014]2093号）、《关于分解落实煤电节能减排升级改造目标任务的通知》（国能综电力[2014]167号）要求，结合各中央发电企业报送的煤电节能减排升级改造计划和2015年度实施方案，经研究，现将2015年中央发电企业煤电节能减排升级改造目标任务（详见附件）及有关要求通知如下： 　　一、实施煤电节能减排升级改造，进一步提高燃煤发电机组能效水平，降低污染物排放，有利于促进我国煤电高效清洁发展。各中央发电企业要高度重视、精心组织、认真实施，按期完成本企业煤电节能减排升级改造目标任务。 　　二、各中央发电企业要细化制定具体实施方案，及时将2015年目标任务分解到具体电厂。落实改造计划、工作责任、人员安排、资金投入等，稳妥有序推进改造工作，保障机组改造后能效水平逐步达到同类机组先进水平、各项大气污染物排放指标符合有关规定。 　　三、2015年节能减排升级改造工作过程中，如需对本企业年度目标任务进行调整的，请及时报送国家能源局，我局将结合实际对目标任务进行调整。 　　四、各中央发电企业要认真总结本单位2015年煤电节能减排升级改造目标任务完成情况，每季度报送本企业煤电节能减排升级改造工作进展情况，并于2016年1月底前将2015年度工作总结报送国家能源局。我局将会同有关部门对年度目标任务完成情况进行考核。 　　五、国家能源局将会同有关部门，适时监督检查各中央发电企业煤电节能减排升级改造工作开展情况，确保煤电节能减排升级改造目标任务按期完成。 　　特此通知。 　　附件：2015年中央发电企业煤电节能减排升级改造目标任务 国家能源局 2015年3月25日","国家能源局关于印发2015年中央发电企业煤电节能减排升级改造目标任务的通知 国能电力[2015]93号",000019705/2015-00069,国家能源局,2015-03-25,,,
210,"2017-09-17 22:19:13",国家能源局关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见,2015-07-22,"国能新能[2015]265号 国家能源局关于推进新能源微电网 示范项目建设的指导意见各省（区、市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发展改革委，国家电网公司、南方电网公司，各主要发电投资企业，中国电建集团、中国能建集团、水电水利规划设计总院，中科院: 　　可再生能源发展“十二五”规划把新能源微电网作为可再生能源和分布式能源发展机制创新的重要方向。近年来，有关研究机构和企业开展新能源微电网技术研究和应用探索，具备了建设新能源微电网示范工程的工作基础。为加快推进新能源微电网示范工程建设，探索适应新能源发展的微电网技术及运营管理体制，现提出以下指导意见： 　　一、充分认识新能源微电网建设的重要意义 　　新能源微电网代表了未来能源发展趋势，是贯彻落实习近平总书记关于能源生产和消费革命的重要措施，是推进能源发展及经营管理方式变革的重要载体，是“互联网+”在能源领域的创新性应用，对推进节能减排和实现能源可持续发展具有重要意义。同时，新能源微电网是电网配售侧向社会主体放开的一种具体方式，符合电力体制改革的方向，可为新能源创造巨大发展空间。各方面应充分认识推进新能源微电网建设的重要意义，积极组织推进新能源微电网示范项目建设，为新能源微电网的发展创造良好环境并在积累经验基础上积极推广。 　　二、示范项目建设目的和原则 　　新能源微电网示范项目建设的目的是探索建立容纳高比例波动性可再生能源电力的发输（配）储用一体化的局域电力系统，探索电力能源服务的新型商业运营模式和新业态，推动更加具有活力的电力市场化创新发展，形成完善的新能源微电网技术体系和管理体制。 　　新能源微电网示范项目的建设要坚持以下原则： 　　（一）因地制宜，创新机制。结合当地实际和新能源发展情况选择合理区域建设联网型微电网，在投资经营管理方面进行创新；在电网未覆盖的偏远地区、海岛等，优先选择新能源微电网方式，探索独立供电技术和经营管理新模式。 　　（二）多能互补，自成一体。将各类分布式能源、储电蓄热（冷）及高效用能技术相结合，通过智能电网及综合能量管理系统，形成以可再生能源为主的高效一体化分布式能源系统。 　　（三）技术先进、经济合理。集成分布式能源及智能一体化电力能源控制技术，形成先进高效的能源技术体系；与公共电网建立双向互动关系，灵活参与电力市场交易，使新能源微电网在一定的政策支持下具有经济合理性。 　　（四）典型示范、易于推广。首先抓好典型示范项目建设，因地制宜探索各类分布式能源和智能电网技术应用，创新管理体制和商业模式；整合各类政策，形成具有本地特点且易于复制的典型模式，在示范的基础上逐步推广。 　　三、建设内容及有关要求 　　新能源微电网是基于局部配电网建设的，风、光、天然气等各类分布式能源多能互补，具备较高新能源电力接入比例，可通过能量存储和优化配置实现本地能源生产与用能负荷基本平衡，可根据需要与公共电网灵活互动且相对独立运行的智慧型能源综合利用局域网。新能源微电网项目可依托已有配电网建设，也可结合新建配电网建设；可以是单个新能源微电网，也可以是某一区域内多个新能源微电网构成的微电网群。鼓励在新能源微电网建设中，按照能源互联网的理念，采用先进的互联网及信息技术，实现能源生产和使用的智能化匹配及协同运行，以新业态方式参与电力市场，形成高效清洁的能源利用新载体。 　　（一）联网型新能源微电网 　　联网型新能源微电网应重点建设：利用风、光、天然气、地热等可再生能源及其他清洁能源的分布式能源站；基于智能配电网的综合能量管理系统，实现冷热电负荷的动态平衡及与大电网的灵活互动；在用户侧应用能量管理系统，指导用户避开用电高峰，优先使用本地可再生能源或大电网低谷电力，并鼓励新能源微电网接入本地区电力需求侧管理平台；具备足够容量和反应速度的储能系统，包括储电、蓄热（冷）等。联网型新能源微电网优先选择在分布式可再生能源渗透率较高或具备多能互补条件的地区建设。 　　联网型新能源微电网示范项目技术要求：1、最高电压等级不超过110千伏，与公共电网友好互动，有利于削减电网峰谷差，减轻电网调峰负担；2、并网点的交换功率和时段要具备可控性，微电网内的供电可靠性和电能质量要能满足用户需求。微电网内可再生能源装机功率与峰值负荷功率的比值原则上要达到50%以上，按照需要配置一定容量的储能装置；在具备天然气资源的条件下，可应用天然气分布式能源系统作为微电网快速调节电源。3、具备孤岛运行能力，保障本地全部负荷或重要负荷在一段时间内连续供电，并在电网故障时作为应急电源使用。 　　（二）独立型新能源微电网 　　独立型（或弱联型）新能源微电网应重点建设：利用风、光、天然气、地热等可再生能源及其他清洁能源的分布式能源站；应急用柴油或天然气发电装置；基于智能配电网的综合能量管理系统，实现冷热电负荷的动态平衡；技术经济性合理的储能系统，包括储电、蓄热（冷）等。独立型（或弱联型）新能源微电网主要用于电网未覆盖的偏远地区、海岛等以及仅靠小水电供电的地区，也可以是对送电到乡或无电地区电力建设已经建成但供电能力不足的村级独立光伏电站的改造。 　　独立型新能源微电网示范项目技术要求：1、通过交流总线供电，适合多种可再生能源发电系统的接入，易于扩容，容易实现与公共电网或相邻其它交流总线微电网联网；2、可再生能源装机功率与峰值负荷功率的比值原则上要达到50%以上，柴油机应作为冷备用，其发电量占总电量需求的20%以下（对于冬夏季负荷差异大的海岛，该指标可以放宽到40%）；在有条件并技术经济合理的情况下，可采用（LNG或CNG为燃料的）天然气分布式能源。3、供电可靠性要不低于同类地区配电网供电可靠性水平。 　　四、组织实施 　　（一）示范项目申报。各省（区、市）能源主管部门负责组织项目单位编制示范项目可行性研究报告（编制大纲见附件2），并联合相关部门开展项目初审和申报工作。示范项目要落实建设用地、天然气用量等条件，与县级及以上电网企业就电网接入和并网运行达成初步意见。 　　（二）示范项目确认。国家能源局组织专家对各地区上报的示范项目申请报告进行审核。对通过审核的项目，国家能源局联合相关部门发文确认。2015年启动的新能源微电网示范项目，原则上每个省（区、市）申报1~2个。 　　（三）示范项目建设。各省（区、市）能源主管部门牵头组织示范项目建设。项目建成后，项目单位应及时向省级能源主管部门提出竣工验收申请，省级能源主管部门会同国家能源局派出机构验收通过后，组织编制项目验收报告，并上报国家能源局。 　　（四）国家能源局派出机构负责对示范项目建设和建成后的运行情况进行监管。省级能源主管部门会同国家能源局派出机构对示范项目进行后评估，将评估报告上报国家能源局，对后期运行不符合示范项目技术要求的，应责令项目单位限期整改。 　　（五）关于新能源微电网的相关配套政策，国家能源局将结合项目具体技术经济性会同国务院有关部门研究制定具体支持政策，鼓励各地区结合本地实际制定支持新能源微电网建设和运营的政策措施。 　　附件：1、新能源微电网技术条件 　　2、示范项目实施方案编制参考大纲 　　国家能源局 　　2015年7月13日","国家能源局关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见 国能新能[2015]265号",000019705/2015-00068,国家能源局,2015-07-13,,,
211,"2017-09-17 22:19:17",国家能源局综合司关于深入开展电力行业防范粉尘爆炸安全大检查的通知,2015-07-20,"国能综安全〔2015〕397号国家能源局综合司关于深入开展电力行业防范 粉尘爆炸安全大检查的通知 各派出机构，各有关电力企业： 　　2015年6月27日，台湾新北市八仙水上乐园举办“彩虹派对”大型活动时发生可燃性彩色粉尘爆燃，造成大量人员受伤。为此，国务院安委会办公室近日印发《关于深入开展粉尘作业和使用场所防范粉尘爆炸大检查的通知》（安委办明电〔2015〕14号，见附件，以下简称《通知》），在全国范围部署防范粉尘爆炸大检查工作。为贯彻落实《通知》精神，现就有关工作要求如下： 　　一、各单位要充分认识粉尘爆炸的严重危害性，认真贯彻落实《通知》精神，按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全〔2014〕161号）有关要求，认真分析安全风险，开展隐患排查，完善防范措施，切实防止粉尘爆炸事故的发生，有效保护人员生命财产安全和设备设施运行安全。 　　二、有关电力企业要认真落实安全主体责任，于2015年7月至12月期间，重点针对燃煤电厂煤场和制粉系统等粉尘作业和使用场所开展大检查，从法规标准、安全责任、使用管理、现场防控、人员组织、应急处置等方面认真查找存在的问题，加大治理力度，完善规章制度，强化责任落实，建立长效机制，有效防范和遏制粉尘爆炸事故的发生。 　　三、各派出机构要严格落实安全监管责任，督促有关电力企业限期完成防范粉尘爆炸自查工作，结合当前正在开展的四项专项安全监管工作，采取“四不两直”等多种形式，推动企业自查自改措施的落实，配合地方政府做好相关督查工作。 　　附件：国务院安委会办公室关于深入开展粉尘作业和使用场所 防范粉尘爆炸大检查的通知（安委办明电〔2015〕14号） 国家能源局综合司 2015年7月14日 　　（主动公开）","国家能源局综合司关于深入开展电力行业防范粉尘爆炸安全大检查的通知 国能综安全〔2015〕397号",000019705/2015-00067,国家能源局,2015-07-14,,,
212,"2017-09-17 22:19:27",国家能源局2014年度部门决算,2015-07-17,"点击下载： 国家能源局2014年度部门决算",国家能源局2014年度部门决算,000019705/2015-00066,国家能源局,2015-07-17,,,
213,"2017-09-17 22:19:36",国家能源局2015年第4号公告,2015-07-10,"2015年 第4号 依据《国家能源局关于印发<能源领域行业标准化管理办法（试行）>及实施细则的通知》（国能局科技[2009]52号）有关规定，经审查，国家能源局批准《压水堆核电厂用不锈钢 第40部分：堆内构件用奥氏体不锈钢锻件》等133项行业标准，其中能源标准（NB）58项和电力标准（DL）75项，现予以发布。 附件：行业标准目录国家能源局 2015年7月1日",国家能源局2015年第4号公告,000019705/2015-00065,国家能源局,2015-07-01,,,
214,"2017-09-17 22:19:40",宁夏马家滩矿区双马一矿项目通过核准,2015-06-26,"宁夏马家滩矿区双马一矿项目通过核准 2015年6月，国家能源局核准宁夏马家滩矿区双马一矿项目。矿井建设规模400万吨/年，配套建设相同规模的选煤厂，项目总投资34.44亿元（不含矿业权费用）。",宁夏马家滩矿区双马一矿项目通过核准,000019705/2015-00061,国家能源局,2015-06-12,,,
215,"2017-09-17 22:19:42",陕西榆神矿区柳巷煤矿项目通过核准,2015-06-26,"陕西榆神矿区柳巷煤矿项目通过核准 2015年6月，国家能源局核准陕西榆神矿区柳巷煤矿项目。矿井建设规模120万吨/年，配套建设相同规模的选煤厂，项目总投资12.60亿元（不含矿业权费用）。",陕西榆神矿区柳巷煤矿项目通过核准,000019705/2015-00062,国家能源局,2015-06-12,,,
216,"2017-09-17 22:19:42",国家能源局关于2015年能源自主创新和能源装备专项项目专家评审结果的公示,2015-06-19,"国家能源局关于2015年能源自主创新和能源装备专项 项目专家评审结果的公示 　　受国家发展改革委委托，机械工业规划研究院和中国国际工程咨询公司分别组织专家对通过初审的2015年能源自主创新和能源装备专项项目（已于2015年4月8日-15日在国家能源局网站公示）进行了专家评审。专家组按照国能综科技〔2015〕52号文件（2015年2月3日起已在国家能源局网站公开）要求，从项目技术先进性、项目单位承担条件、项目建设方案及投资规模合理性等方面开展评审。现依据专家评审将项目排序结果（附后）予以公示，公示期为2015年6月17日至6月23日。 　　公示期间，任何单位或个人可据实对本次专家评审的公平公正性提出书面异议。异议材料应注明真实姓名及联系方式，提出异议的单位或个人应对异议材料的真实性和可靠性负责。对匿名或无事实依据的异议，以及涉及自身利益的不正当要求，不予受理。 　　联系人及电话： 　　业务咨询：齐志新 张彦文 杜文钊 010-68505661 68505550 68502539（机械工业规划研究院组织评审的项目）；张建伟 赵志国 010-88656085 88656858（中国国际工程咨询公司组织评审的国家能源研发（实验）中心项目） 　　工作监督：赵建新 010-66597373 　　附件: 　　1、机械工业规划研究院组织评审的项目排序 　　2、中国国际工程咨询公司组织评审的国家能源研发（实验）中心项目排序 国家能源局综合司 2015年6月17日",国家能源局关于2015年能源自主创新和能源装备专项项目专家评审结果的公示,000019705/2015-00058,国家能源局,2015-06-17,,,
217,"2017-09-17 22:19:44",2015年5月全国电力安全生产情况,2015-06-18,"    2015年5月份，全国没有发生重大以上电力人身伤亡事故，没有发生电力安全事故，没有发生直接经济损失100万元以上的电力设备事故，没有发生电力系统水电站大坝垮坝、漫坝以及对社会造成重大影响的事件。     5月份，全国发生电力人身伤亡责任事故3起，死亡5人，同比事故起数增加1起，死亡增加3人。其中，电力生产人身伤亡事故1起，死亡1人，同比事故起数和死亡人数相同；电力建设人身伤亡事故2起，死亡4人，同比事故起数增加1起，死亡增加3人。     5月份，未发生直接经济损失100万元以上的电力设备事故，同比减少1起。未发生电力安全事件，同比减少2起。     5月3日，国网安徽省送变电公司分包单位四川省岳池电力建设总公司施工人员在安徽省六安市舒城县±800千伏宁东-绍兴特高压直流输变电工程施工过程中，因抱杆拉线未打牢导致抱杆倾倒，造成3人死亡。     5月21日，中石化工建设有限公司工作人员在江苏利港电厂#8炉湿式电除尘项目施工过程中，在用滑轮吊运焊条时，因物件绑扎不牢，被高空滑落的焊条砸中，造成1人死亡。     5月25日，河北省电力建设第一工程公司分包单位江苏苏中建筑公司工作人员在中电投西宁电厂1号电除尘项目施工作业中，在起吊阴极框架时，因阴极框架上部端吊点脱开，被发生倾倒的阴极框架砸中，造成1人死亡。     注：以上统计数据执行国务院599号令《电力安全事故应急处置和调查处理条例》、国务院493号令《生产安全事故报告和调查处理条例》、国能安全〔2014〕205号文《国家能源局关于印发<电力安全事件监督管理规定>的通知》和国能电安〔2013〕255号文《国家能源局关于印发单一供电城市电力安全事故等级划分标准的通知》。       电力安全监管司         2015年6月15日         ",,,,,2015-06-18,2015年5月全国电力安全生产情况,国家能源局
218,"2017-09-17 22:19:46",国家能源局综合司关于开展风电清洁供暖工作的通知,2015-06-15,"国能综新能[2015]306号国家能源局综合司 关于开展风电清洁供暖工作的通知内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、河北、新疆、山西省（区）发展改革委（能源局），国家电网公司、内蒙古电力公司： 　　为积极推进大气污染物防治工作，促进经济社会可持续发展，确保风电产业持续健康发展，根据我局工作部署，请你单位在梳理现有风电并网运行情况、区域供暖需求、当地电力规划和热电联产机组建设等情况的基础上，研究探索风电清洁供暖工作，有条件开展的地区可按如下要求编制2015年度风电清洁供暖工作方案，对社会公开发布，并抄送我局备案： 　　一、风电清洁供暖对提高北方风能资源丰富地区消纳风电能力，缓解北方地区冬季供暖期电力负荷低谷时段风电并网运行困难，促进城镇能源利用清洁化，减少化石能源低效燃烧带来的环境污染，改善北方地区冬季大气环境质量意义重大，而且通过吉林、内蒙古等地的示范项目建设，已经具备了推广应用的技术条件，各相关省（区）要充分认识做好风电清洁供暖工作的重要意义，认真分析和总结各地区冬季供暖状况，结合风能资源特点和风电发展需求，研究利用冬季夜间风电进行清洁供暖的可行性，制定促进风电清洁供暖应用的实施方案和政策措施，因地制宜开展风电清洁供暖工作。 　　二、风电清洁供暖项目以替代现有的燃煤小锅炉或解决分散建筑区域以及热力管网或天然气管网难以到达的区域的供热需求为主要方向，按照每1万千瓦风电配套制热量满足2万平米建筑供暖需求的标准确定参与供暖的装机规模，鼓励新建建筑优先使用风电清洁供暖技术。鼓励风电场与电力用户采取直接交易的模式供电。 　　三、风电清洁供暖项目安排原则上以解决目前已有风电项目的弃风限电问题为主，山西、辽宁、新疆达坂城地区、蒙西可以酌情按照不高于100万千瓦的规模适度安排新建项目参与风电清洁供暖。 　　新疆达坂城和阿勒泰地区作为此次风电清洁供暖推广工作的重点地区，由我局会同新疆自治区发改委和上述地区的能源主管部门，统筹编制风电清洁供暖实施方案，充分发挥风电清洁供暖的节能环保作用。 　　四、风电清洁供暖项目由相关省（区）自行组织实施，各省（区）能源主管部门要积极制定和督促落实促进风电清洁供暖工作的配套措施，特别是协调好风电制暖设备与热力管网的衔接工作，力争于2015年底前建成并发挥效益，并于年底前将本省（区）风电清洁供暖项目的进展情况以书面形式报送我局。 　　五、电网企业要加快开展适应风电清洁供暖发展的配套电网建设，研究制定适应风电清洁供暖应用的电力运行管理措施，保障风电清洁供暖项目的可靠运行。 　　请各有关单位按照上述要求，积极推动风电清洁供暖技术的应用，使其成为促进风电消纳和解决大气环境问题的有效措施。 国家能源局综合司 2015年6月5日","国家能源局综合司关于开展风电清洁供暖工作的通知 国能综新能[2015]306号",000019705/2015-00057,国家能源局,2015-06-05,,,
219,"2017-09-17 22:19:50",华中华东区域节能减排发电调度专项监管报告,2015-06-12,"P.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } LI.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } DIV.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } P.p0 { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 16pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt 0.05pt; TEXT-INDENT: 20.95pt; LINE-HEIGHT: 142%; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } LI.p0 { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 16pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt 0.05pt; TEXT-INDENT: 20.95pt; LINE-HEIGHT: 142%; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } DIV.p0 { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 16pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt 0.05pt; TEXT-INDENT: 20.95pt; LINE-HEIGHT: 142%; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } .TRS_PreAppend DIV.Section1 { page: Section1 }国家能源局 监管公告 2015年第12号 （总第29号） 华中华东区域节能减排发电调度 专项监管报告 二〇一五年五月 　　为贯彻落实国家节能减排政策，促进可再生能源消纳，提高燃煤发电机组负荷率，实现资源优化利用，2014年9-11月，国家能源局组织华中和华东区域各派出机构，开展了节能减排发电调度专项监管工作。根据监管情况，形成本报告。 　　一、基本情况 　　截至2014年9月底，华中和华东区域发电装机容量分别为26901万千瓦和 23986万千瓦，分别约占全国装机总量的21%和19%。2014年1-9月，华中和华东区域最大负荷分别为15052万千瓦和 21296.7万千瓦。华中电网是全国电力联网枢纽，分别与华东、华北、西北、南方电网相联，其中与华东电网联系最为紧密，目前双方最大送受电能力达到3180万千瓦。华中区域水电装机比重大，丰枯季节性矛盾突出，丰水期大量富余水电需要跨区送出。华东电网是全国用电量最大的区域电网，火电装机比重大，用电负荷峰谷差较大。近年来，华东区域用电量增速放缓，华东区域火电企业降低发电利用小时，压低机组负荷率，减少本地发电空间，为消纳四川水电等区外来电作出了较大贡献。2014年1-9月，上海、浙江电网受进电量占当地统调用电量的比例均超过30%。 　　从此次专项监管情况看，华中和华东两大区域基本能够按照节能减排政策要求，通过发挥互联电网作用，积极采取措施，实现水电等清洁能源较好利用，减少了煤炭消耗，促进了电力行业节能减排。 　　（一）通过优先调度和优化调度提高清洁能源利用效率 　　各省（市）通过优先调度水、核、风、光等清洁能源发电和加强优化调度工作，进一步提高了清洁能源利用效率。2014年1-9月，华中区域实现了除四川水电以外的清洁能源发电全额上网；华东区域核电机组基本能够满发，没有发生弃风弃光情况。 　　专栏1：华中区域积极开展流域梯级水电站优化调度工作 　　在监管机构、调度机构、发电企业的多方努力下，华中区域建立了乌江、嘉陵江重庆段、清江、沅水、资水、澧水等流域梯级水电站优化调度机制，在调度机构、上下游水电站之间实现了水情、发电计划安排、实际发电量等信息交互和共享，有效提高了水能利用效率。2014年1-9月，通过梯级水电站联合优化调度，重庆乌江流域两座水电站增发电量9.2亿千瓦时；湖南沅水、资水、澧水流域实现节水增发电量31亿千瓦时。 　　（二）通过跨省跨区交易促进水电大范围消纳利用 　　近几年来，四川水电快速发展，但四川用电负荷增长有限，弃水压力逐年加大，迫切需要更大范围消纳利用水电。2014年1-9月，华中区域通过跨省交易消纳四川水电116.6亿千瓦时，同比增加2.6％。华东区域上海、江苏、浙江等省（市）通过跨区交易消纳华中区域水电明显增加，2014年1-9月分别受入电量294.3、307.0和269.4亿千瓦时，同比增加20.8％、40.0％和276.8％。 　　（三）采取有效措施提升高效环保火电机组利用效率 　　各省（市）基本按照火电机组容量大小制定差别发电量计划，通过开展发电权交易、机组轮停、优化组合和省间备用容量共享等措施促进节能发电调度工作，一定程度上提高了高效环保大机组的利用率。2014年1-9月，华中区域100万千瓦级火电机组发电利用小时数比60万千瓦级机组多40-450小时，发电负荷率平均高5.74%；60万千瓦级机组比30万千瓦级机组多26-919小时，发电负荷率平均高1.12%。华东区域100万千瓦级火电机组发电利用小时数比60万千瓦级机组多166-478小时，发电负荷率平均高3.17%；60万千瓦级机组比30万千瓦级机组多55-676小时，发电负荷率平均高2.46%。 　　专栏2：各省（市）采取有效措施推进节能发电调度 　　2014年3月华东区域调度机构修订了《华东电网运行备用调度管理规定》，实现备用共享、全网分摊，优化全网运行方式。浙江、福建省调研究出台燃煤发电机组有序调停管理办法，提高发电企业综合效益。河南省调制定月度火电机组轮停备用方案，实时调度中按照节能减排原则优化和调整机组运行。 　　专栏3：不断推进发电权交易引领节能减排工作深入开展 　　各省（市）在小火电关停任务基本完成后，继续不断推进高效率低排放大机组替代低效率高排放小机组发电工作，进一步促进了节能减排工作深入开展。2011-2013年发电权交易电量，华中区域分别为146.09、201.36和226.57亿千瓦时，华东区域分别为457.54、322.29和367.43亿千瓦时。2014年1-9月，江苏省发电权交易电量达到116.69亿千瓦时，100万千瓦与30万千瓦火电机组发电利用小时数级差进一步扩大到885小时。 　　（四）通过加大无功管理、改善潮流分布等工作有效控制电网损耗 　　近年来，国家电网公司通过加强无功分层管理、推进容性无功补偿装置配置、加强系统潮流考核等方式，有效控制了电网损耗，提高了电能质量。华中区域有关电网企业根据自身特点，开展小负荷方式下的潮流实测与线损理论计算，合理测算和分解线损率指标计划，近几年华中区域500kV以上输电线路线损率保持在0.75%左右，华东区域500kV以上输电线路线损率保持在0.80%左右。 　　二、存在问题 　　此次专项监管发现，有关省（市）还存在节能发电调度试点政策落实不到位、部分电力项目建设不协调、部分计划方式配置资源不合理、电力调度运行管理水平有待提高、机组发电负荷率偏低等主要问题，影响了节能减排效果发挥。 　　（一）节能发电调度试点政策落实不到位 　　节能发电调度要求按照节能、经济的原则，优先调用可再生和清洁能源，不同类型的火电机组按照能耗和排放的次序安排发电。江苏、河南、四川三个节能调度试点省份一直未配套出台相应经济补偿办法，又缺乏相应的市场机制，使得开展节能发电调度引起的利益调整得不到有效补偿。试点后不久，江苏、河南两省即以差别电量计划和发电权交易的形式实施节能发电调度，四川省也在试点四年后重新回到政府下达指令性计划方式，节能减排效果大打折扣。四川省节能发电调度政策调整后，火电机组按照发电量计划进度一致的原则调度，丰水期火电机组未真正实现最小开机方式运行，挤占了水电消纳空间，2014年丰水期由此增加弃水损失电量10.5亿千瓦时。 　　（二）部分电力项目建设不协调、个别项目规划未落实 　　一是电网与电源规划建设不协调。部分电源项目因送出工程滞后无法及时上网发电，“缺电”和“窝电”并存，弃水、资源错置、配置效率低下时常发生。二是跨区输电线路与受电区域电网项目建设不同步。大功率跨区输电线路需要配套建设或改造受电区域的潮流疏散通道，但目前华东电网建设仍存在“送得进、疏散难”的现象，直接影响了华东电网部分机组运行经济性。三是个别电力项目一直未按国家要求纳入建设计划。如川渝电网500kV第三联络通道至今未开工建设。四是部分电网建设重输电轻配电和农网，存在单线单变供电、供电半径过长问题；部分电网无功补偿配置不均衡，无功流动和穿越较大，加上缺乏网损标准和系统潮流优化力度不大，网损难以进一步下降。 　　专栏4：四川水电外送通道建设严重滞后水电装机发展 　　近几年四川水电装机快速发展，年均增长超过1000万千瓦，而外送通道建设滞后，输送容量不足，造成大量弃水（2014年调峰弃水损失电量超过97亿千瓦时）。 　　专栏5：湖南电网网架结构不能很好适应节能发电调度新要求 　　湖南电网60万千瓦火电机组大多接入500kV电网，30万千瓦火电机组大多接入220kV电网且处于负荷中心，由于500kV下网变电能力不足和部分输电断面卡口，大机组发电出力经常受限，大小机组发电利用小时倒挂现象时有发生。 　　专栏6：电网建设不协调影响了浙江省火电机组发电负荷率 　　宾金直流跨区线路与浙福跨省线路建设不协调，宾金直流比浙福跨省线路早半年时间投产，为满足线路输送功率不超稳定限额，浙江电网实际分三片运行并分片预留备用，分区之间旋转备用不能互相支援，2014年7、8月份额外增加备用容量200万千瓦以上，降低浙江火电机组负荷率6.67%。 　　（三）部分计划方式配置资源不合理 　　一是目前各省年度计划方式分配上网电量，计划制定存在不透明、不公平等问题，没有充分体现高效环保机组年计划利用小时数明显高于其他机组的要求，与节能发电调度要求差距较大。二是国家电网公司以年度计划形式下达跨省跨区电能交易任务，且经常刚性执行，不随供需形势变化，往往造成受电地区火电机组深度调峰或水电弃水。三是市场交易过程中政府干预过多。部分省在发电权交易对象、电量方面存在行政审批，部分省为了保护本省火电企业而限制消纳省外水电。四是现有计划电量体制下, 发电企业从经营策略考虑，为获得潜在增发电量，宁愿机组低负荷挂网运行，也不愿停机备用以提高发电负荷率。 　　专栏7：部分计划、行政方式影响节能减排 　　1. 2014年，湖南省在年度发电计划制定与执行过程中，加入发电计划指标与地方煤挂钩等条件；湖北省对个别发电企业执行差别政策，个别60万千瓦机组年计划发电利用小时高出同类型机组300小时，接近100万千瓦机组年发电利用小时；河南省近三年年度计划电量制定与实际发电偏差大，计划调整频繁（2013年调整9次），对供热机组不能按照“以热定电”原则安排发电计划。 　　2.河南省、湖北省发电权交易需要政府有关部门审批后才能实施，特别是河南省发电权交易需要地市级、省级政府有关部门层层审批同意才能执行。 　　3.2014年，四川省政府有关部门要求按照替代方上网电价结算，违反发电权交易相关规定。 　　（四）电力调度运行管理有待进一步加强 　　一是电网旋转备用容量安排普遍较大。按照《电力系统技术导则》，旋转备用容量应控制在最大发电负荷的2%—5%。旋转备用率的高低是火电机组负荷率高低的主要决定因素。目前，华中和华东区域各省市的旋转备用率大部分时段超过5%的最高标准。2014年1-9月华中和华东区域最小平均旋转备用率情况见附表一、附表二。二是调度管理机制不完善。调度机构主要关注发电进度平衡，对科学调度、经济调度缺乏足够重视，调度计划编制方式粗放，机组难以按最优方式组合运行。另外，目前大部分调度机构采用“按机组调度”模式，不利于提高机组运行经济性。三是调度机构缺乏经济调度的内在动力和外在压力。厂网分开后，调度机构更关注电网安全稳定运行，加上缺少量化考核机制，调度机构对节能减排和经济运行推动力不足。 　　（五）燃煤机组发电负荷率普遍偏低 　　2014年以来华东区域用电需求增长趋缓，大量基本不参与调峰的跨区电力送入，为应对调峰压力和保障受电通道失去后的系统安全而大幅增加备用容量，导致燃煤机组发电负荷率较低。2014年1-9月，华东区域各省（市）燃煤机组发电负荷率基本在67.05%-74.92%之间，上海、江苏、浙江和华东直调的公用燃煤机组发电负荷率均较上年同期明显下降，分别下降了8.78％、6.94％、5.29％和5.15％，特别是上海百万级机组的负荷率下降了7.22％。华中区域近几年受旋转备用容量安排过大影响，燃煤机组发电负荷率普遍偏低。2014年1-9月，华中区域各省（市）燃煤机组发电负荷率基本在63.21%-73.24%之间。2014年华中和华东区域公用燃煤电厂发电负荷率情况见附表三、附表四。 　　三、监管意见 　　（一）有关电力企业和电力调度机构应认真贯彻执行国家能源政策，充分挖掘节能减排潜力，完善相关规章制度 　　一是有关电网企业要严格落实国家规划，按要求推进川渝电网500kV第三通道建设。二是电网企业要积极改善电网结构，重点增加500kV下网变电容量，减少下网卡口，为大机组多发电、水电消纳创造条件。同时加大配电网、农网建设投入，降低电网损耗。三是调度机构要进一步加强电网稳定控制措施，优化运行方式，充分利用现有输变电设施，提高重要断面输送能力，合理控制旋转备用容量，探索“按厂调度”的可行性。四是调度机构要充分发挥大电网优势，加强电网调度的协调，促进备用容量省间共享、资源（特别是可再生能源）大范围配置和优化利用。五是调度机构应推进经济优化调度量化考核机制的建立、完善，完善相关评价指标，如负荷预测准确率、旋转备用率、发电负荷率、网损考核等指标，落实考核责任。六是有关发电企业要转变观念，从服务于国家政策的角度做好企业内部管理工作，鼓励下属发电企业跨集团开展发电权交易和配合做好优化调度工作。 　　（二）完善节能发电调度配套措施，进一步发挥市场配置资源作用 　　节能发电调度试点省份应落实试点相关工作要求，抓紧出台经济补偿办法，减少行政对节能发电调度的干预，保障试点工作正常开展。非试点地区应进一步发挥市场在资源配置中的作用，在确保电力系统安全稳定运行和可靠供电的前提下，鼓励发电企业、电网企业和电力用户协商确定年度合同电量，推动发电企业之间按照市场原则开展发电权交易。 　　（三）优化跨省区电力分配，完善跨省区辅助服务补偿 　　建议根据受电省市经济社会发展、电网规模和电力供需形势的新变化，建立有关各方之间协调协商机制，优化调整大型水电站跨省区电力分配方案和调度方式，提高跨省区送电计划制定和执行的灵活性、适应性，实现水资源利用最大化。结合区外来电规划，合理控制区内火电项目核准节奏。加快推进跨省区送电辅助服务补偿机制建立和辅助服务市场建设，鼓励通过市场机制促进清洁能源消纳，减少水火、送受双方矛盾。放开跨省区交易上网电价限制，试点跨省区电力交易峰谷电价改革，推进跨省区交易市场化运作。 　　 附表一：2014年1-9月华中区域最小平均旋转备用率情况（单位：%） 附表二：2014年1-9月华东区域最小平均旋转备用率情况（单位：%）",华中华东区域节能减排发电调度专项监管报告,000019705/2015-00056,国家能源局,2015-05-08,,,
220,"2017-09-17 22:19:55",国家能源局关于推进简政放权放管结合优化服务的实施意见,2015-06-10,"　　特 急 国能法改[2015]199号 国家能源局关于推进简政放权 放管结合优化服务的实施意见 各司，各派出机构，各直属事业单位： 　　为深入贯彻党中央国务院的决策部署，全面落实全国推进简政放权放管结合职能转变工作电视电话会议精神，全面落实国务院《2015年推进简政放权放管结合转变政府职能工作方案》（国发[2015]29号），将我局简政放权放管结合优化服务工作向纵深推进，现提出以下意见。 　　一、指导思想和总体要求 　　（一）指导思想 　　全面贯彻党的十八大和十八届二中、三中、四中全会精神，按照“四个全面”的战略布局，落实中央经济工作会议部署和《政府工作报告》确定的任务要求，认识和适应经济发展新常态，协同推进简政放权、放管结合、优化服务，坚持民意为先、问题导向，重点围绕阻碍能源创新发展的“堵点”，影响能源创业的“痛点”和市场监管的“盲点”，在放权上求实效，在监管上求创新，在服务上求提升，在深化行政审批制度改革，建设法治机关、创新机关、廉洁机关和服务型机关方面迈出坚实步伐，促进能源治理能力现代化，推进能源“四个革命、一个合作”，实现能源行业持续健康发展。 　　（二）总体要求 　　推进简政放权放管结合职能转变工作，要适应能源改革发展新形势、新任务，从重数量向提高含金量转变，从“给群众端菜”向“让群众点菜”转变，从分头分层级推进向纵横联动、协同并进转变，从减少审批向放权、监管、服务并重转变。继续取消含金量高的行政审批事项，彻底取消非行政许可审批类别，大力简化投资审批，出台规范行政权力运行、提高行政审批效率的制度和措施，推出创新监管、改进服务的举措，切实实现政府职能转变。 　　二、重点任务 　　（一）继续推进简政放权 　　严格按照李克强总理在全国推进简政放权放管结合职能转变工作电视电话会议上提出的5个“再砍掉一批”要求，紧紧围绕使市场在资源配置中起决定作用和更好发挥政府作用，继续加大简政放权力度，提高取消和下放行政审批事项的含金量，进一步简化能源项目审批程序，加快能源项目审批进度，坚决清除阻碍能源发展的“堵点”和“痛点”，不留尾巴、不留死角、不搞变通，切实取得经得起检验的成效。 　　一是再砍掉一批行政审批事项。按照国务院统一部署，再取消和下放一批行政审批事项，进一步提高简政放权的含金量。全面落实《国务院关于取消非行政许可审批事项的决定》（国发[2015]27号）确定的取消和调整的非行政许可审批事项，不再保留这一审批类别。完成中央指定地方实施的能源行政审批事项清理工作。做好非行政许可审批事项取消后的工作衔接，对调整为政府内部审批的事项，不得面向公民、法人和其他社会组织实施审批。 　　二是再砍掉一批投资审批事项。进一步减少国家层面能源项目核准，抓紧研究提出一批拟取消或下放的能源投资核准项目，研究将列入国家规划的部分能源项目审批核准权限下放地方。协调推进部门同步下放审批核准权限。 　　三是完成中介服务清理规范工作。按照《国务院办公厅关于清理规范国务院部门行政审批中介服务的通知》（国办发[2015]31号），完成我局行政审批涉及的中介服务事项清理工作。除有法定依据的中介服务事项外，审批部门不得以任何形式要求申请人委托中介服务。放宽中介服务机构准入条件，破除中介服务垄断，切断中介服务利益关联，规范中介服务收费。各单位要按照要求完成中介服务清理工作，提出清理规范意见。对清理规范后保留为行政审批受理条件的中介服务事项，实行清单管理，明确项目名称、设置依据、服务时限、收费依据及收费标准等。 　　四是继续减少审批环节。进一步规范行政审批行为，逐项公开审批流程。进一步压缩并明确审批时限，约束自由裁量权，以标准化促进规范化。进一步简化、整合投资项目报建手续，抓紧解决“最先一公里”和“最后一公里”存在的问题。进一步清理整合前置审批，减少前置审批事项，除少数重特大项目保留环评作为前置审批外，企业投资项目核准原则上只保留选址意见书、用地（用海）预审意见两项前置。推动落实前置审批同步下放，探索开展并联审批。 　　（二）创新能源管理 　　按照《国家能源局关于创新能源监督管理机制的指导意见》（国能法改[2014]390号）要求，积极推进规划、政策、规则、监管四位一体的能源管理新机制，根据国家能源战略、国家能源总体规划等有关部署，抓紧制定完善涉及取消下放审批事项的有关发展规划、产业政策、总量控制目标、技术政策、准入标准、项目布局原则等。要扎实落实国务院取消下放行政审批事项同步加强监管的有关部署，按照《国家能源局关于对取消和下放能源审批事项加强后续监管的指导意见》（国能法改[2015]188号）要求，确保放权放得下、接得住、落得实、管得好。加强能源监管能力建设，加快推进能源监管信息平台建设，着力解决监管服务的“盲点”，提高监管效能。 　　一是抓紧制定能源中长期战略规划和能源发展“十三五”规划。按照国家发改委的统一部署，按时编制完成2030年能源生产和消费革命战略，研究制订好重点区域、典型省区和城市能源生产消费革命行动计划。按照计划组织开展好“十三五”能源规划以及煤炭、电力、油气、核电、可再生能源、科技等14个配套专项规划的编制工作，统筹做好总体能源规划与专项能源规划、区域能源规划与省级能源规划之间的衔接平衡。要进一步明确能源总体规划和各专项规划的功能定位，增强能源规划的导向性、科学性和可操作性，使能源规划真正成为能源项目审批、核准、备案的重要依据。 　　二是抓紧制订政策、标准。各部门要对取消下放的审批事项涉及的法律法规、规章规范性文件和能源标准进行清理，做好立改废工作。要突出能源政策的针对性、有效性和可操作性，加强能源政策、标准实施的监督管理工作。 　　三是抓紧规范行政审批行为。严格实行行政审批事项清单管理，将保留的行政审批事项及其前置条件和中介服务，以清单方式一律对外公开，非经规定程序，任何部门不得在清单之外增设和变相增设行政审批事项。全面实行“一个窗口”受理，促进权力在阳光下运行，建立受理单制度，实行办理时限承诺制度。实行审批岗位责任制，实现审批工作程序和办事流程制度化。建立审批效率内部通报制度、审批质量定期检查制度和申请人评议制度，并将检查、考评结果纳入年度绩效考核，对不负责、不落实、乱作为、不作为的行为，坚决实行问责。 　　四是建立协同监管机制推动监管方式创新。建立国家能源局专业司、监管司与派出机构、省级能源主管部门之间上下联动、横向协同、相互配合的监管机制。依托在线审批监管平台加强后续监管，实现在线监测，动态监管。依法依规处理违规行为。充分发挥12398能源监管投诉热线作用，依法处理投诉举报事项。积极探索实践，转变监管理念，运用大数据、云计算、“互联网+”等现代信息技术手段，创新监管方式，提升监管效能。要加强简政放权专项监管，建立完善简政放权事中事后监管工作体系和工作机制，研究建立能源审批听证制度、项目决策后评估机制和项目“异常目录”和企业“黑名单”制度等，依法纠正各类违法行为。 　　五是加快建立“三个清单”。划定政府与市场、企业、社会的权责边界。积极探索负面清单模式，加快制定能源局的权力清单、责任清单，用刚性的制度管权限权，接受社会监督。派出机构要按照中办、国办的要求，完成部门权力清单和责任清单制定和公布工作。 　　（三）进一步优化服务 　　要紧紧围绕打造服务型能源局的目标，以经济社会发展和人民群众期盼为导向，充分发挥现有的服务地方、服务企业机制作用，转变观念、主动服务，将为群众“端菜”变为请群众“点菜”，切实提高能源局的服务能力。 　　一是加强完善服务地方工作机制。按照《国家能源局关于建立对口服务联系能源资源大省工作机制的通知》（国能综合[2013]号）和《国家能源局对口服务地方能源工作联络员制度实施方案的通知》（国能综合[2014]138号），及时向地方通报国家能源战略、规划、政策等有关情况，了解掌握各项政策措施在地方的落实情况，协助地方做好重大能源规划的制定衔接和改革方案、监管举措等工作在地方的落实。充分听取地方对能源工作的意见，深入了解地方的新要求和新企盼，统筹研究解决制约地方能源发展的瓶颈问题和地方反映强烈的突出问题，主动为地方分忧解难，推动地方经济社会科学发展。要注重对地方行政审批改革工作的跟踪指导和培训，帮助地方完善制度、提升能力。 　　二是加强完善服务能源企业工作机制。充分发挥我局已经建立的煤炭、电力、油气、核电、新能源、科技、国际合作7项服务能源企业科学发展协调工作机制的作用，通过现场调研、工作研讨、座谈会等多种形式，及时了解和掌握各项政策在能源企业的落实情况，充分听取能源企业对能源工作的意见，推动解决能源企业困难和问题，研究提出支持能源企业发展需要采取的产业政策等。要以创业创新需求为导向，建立和完善能源企业“走出去”协调机制，搭建为能源企业和各类市场主体服务的公共平台。 　　三是加大能源信息服务力度。按照国务院要求，通过国家能源局门户网站，采用新闻发布、报刊、广播、电视等便于公众知晓的方式公开政府信息，充分发挥政府信息对能源行业的服务作用。建立健全能源形势分析预测预警工作机制，及时研究能源行业的苗头性、倾向性、潜在性问题，提出前瞻性和针对性强的政策建议。充分利用国家能源局统计制度，做好能源行业数据统计和发布工作，利用国家能源局门户网站等多种渠道和方式发布国内外能源信息和数据，为地方科学研判行业运行态势提供参考，为企业管理决策提供数据支撑，为市场主体创业创新和开拓市场提供数据信息服务。 　　四是打造服务型机关。拓宽渠道，采取灵活多样的手段，定期开展意见征集工作。充分发挥政务服务大厅功能，改进服务方式，完善办事指南，明确审批依据、标准、条件、程序、时限，并在政务服务大厅和局门户网站公布。利用现代信息网络技术，探索实现行政审批事项申报、受理、审查、反馈、决定和查询告知等全过程、全环节网上办理。加强机关作风建设，为群众提供更加人性化、更富人情味的服务，态度要好、手续要少、速度要快，实现服务承诺制、首问负责制，完善机关内部管理，增强机关工作人员的责任意识和服务意识。 　　三、加强领导确保各项改革举措落到实处 　　（一）提高认识 　　推进简政放权放管结合职能转变向纵深发展是国务院今年的一项重大任务，是贯彻落实能源“四个革命、一个合作”战略布局，认识和适应经济发展新常态的必然要求，是促进机关定位转型，提升履职尽责能力的必由之路，要深化认识，正确看待能源局在简政放权放管结合优化服务中的成效与不足，切实把思想和行动统一到党中央国务院决策部署上来，进一步增强紧迫感和责任感。 　　（二）加强领导 　　各单位主要负责同志要高度重视，不折不扣地贯彻落实国务院关于行政审批制度改革的精神，以更大的勇气和智慧，加快推进简政放权，提高能源管理效能，增强依法全面履职能力。法改司要加强谋划，统筹推进行全局行政审批改革工作；各业务司要抓紧做好行政审批项目的取消下放和中介服务的规范清理工作，及时制订相关规划、政策、规则、标准，做好后续监管工作。综合司要统筹好机关转型和提升服务工作。各单位要根据本意见要求，及时组织制定工作方案，明确时间表、路线图。勇于担当，切实担负起推进本单位简政放权放管结合职能转变的重任。 　　（三）狠抓落实 　　各单位要切实负起责任，实行一把手责任制，将任务逐项分解到位，落实到人，要把简政放权、放管结合、优化服务情况纳入考核体系，并完善考评机制。要敢于啃硬骨头，抓住关键和要害，拿出硬措施，打好攻坚战，实现更大突破。确保简政放权放管结合职能转变各项工作得到有效落实。 国家能源局 2015年6月5日","国家能源局关于推进简政放权放管结合优化服务的实施意见 国能法改[2015]199号",000019705/2015-00055,国家能源局,2015-06-05,,,
221,"2017-09-17 22:19:57","国家能源局 工业和信息化部 国家认监委 关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见",2015-06-08,"国能新能【2015】194号 国家能源局 工业和信息化部 国家认监委 关于促进先进光伏 技术产品应用和产业升级的意见 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、工业和信息化主管部门、质监局，国家能源局各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，华能集团、国电集团、大唐集团、华电集团、中电投集团、神华集团、中节能集团、中核集团、中广核集团、中电建集团、中能建集团: 　　2013年国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）以来，我国光伏技术进步明显加快，市场规模迅速扩大，为光伏产业发展提供了有力的市场支撑。与此同时，也出现了部分落后产能不能及时退出市场、先进技术产品无法进入市场、光伏产业整体技术升级缓慢、光伏发电工程质量存在隐患等问题。为促进先进光伏技术产品应用和产业升级，加强光伏产品和工程质量管理，现提出以下意见： 　　一、发挥市场对技术进步的引导作用。充分发挥市场配置资源的决定性作用，提高光伏产品市场准入标准，引导光伏技术进步和产业升级。根据不同发展阶段的光伏技术和产品，采取差别化的市场准入标准，支持先进技术产品扩大市场，加速淘汰技术落后产品，规范光伏发电技术和质量监督管理。逐步建立光伏产品市场准入标准的循环递进机制，加速光伏发电技术进步和产业升级。 　　二、严格执行光伏产品市场准入标准。自本文件发布之日起，光伏发电项目新采购的光伏组件应满足工业和信息化部《光伏制造行业规范条件》（2015年本）相关产品技术指标要求。其中，多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别不低于15.5%和16%；高倍聚光光伏组件光电转换效率不低于28%；硅基、铜铟镓硒（CIGS）、碲化镉（CdTe）及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于8%、11%、11%和10%；多晶硅、单晶硅和薄膜电池组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5%、3%和5%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%。高倍聚光光伏组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率不高于2%，之后每年衰减率不高于0.5%，项目全生命周期内衰减率不高于10%。上述指标将根据产业发展情况适时调整。 　　三、实施“领跑者”计划。国家能源局每年安排专门的市场规模实施“领跑者”计划，要求项目采用先进技术产品。2015年，“领跑者”先进技术产品应达到以下指标：多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别达到16.5%和17%以上；高倍聚光光伏组件光电转换效率达到30%以上；硅基、铜铟镓硒、碲化镉及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别达到12%、13%、13%和12%以上。“领跑者”计划通过建设先进技术光伏发电示范基地、新技术应用示范工程等方式实施。国家能源局提出示范工程的主要技术进步指标、建设规范、运行管理及信息监测等要求。省级能源主管部门通过竞争性比选机制选择技术能力和投资经营实力强的开发投资企业，企业通过市场机制选择达到“领跑者”先进技术指标的产品。 　　四、发挥财政资金和政府采购支持光伏发电技术进步的作用。国家支持的解决无电人口用电、偏远地区缺电问题和光伏扶贫等公益性项目、国家援外项目、国家和各级能源主管部门组织实施的各类光伏发电应用示范项目、各级地方政府使用财政资金支持的光伏发电项目以及在各级政府机构建筑设施上安装的光伏发电项目，优先采用“领跑者”先进技术产品。 　　五、加强光伏产品检测认证。加强光伏产品检测认证能力建设，逐步提高光伏产品认证标准，提高光伏行业国际标准制定和国际互认能力。光伏组件生产企业应具备组件及其使用材料的产品试验、例行检验所必须的检测能力。企业生产的关键产品必须通过第三方检测认证，并由第三方检测认证机构公布检测认证结果。光伏组件生产企业在产品说明书中应明确多晶硅、电池片、玻璃、银浆、EVA、背板等关键原辅材料的来源信息，确保进入市场的光伏产品必须是经过检测认证且达标的产品。 　　六、加强工程产品质量管理。光伏发电项目采用的光伏组件、逆变器及关键产品，须通过国家认监委批准的认证机构认证且与认证送检产品保持一致。各光伏发电开发投资企业应建立光伏发电关键设备的技术及质量管理制度，在产品招标采购、到货验收、竣工验收环节，对光伏产品技术指标提出明确的要求。 　　七、加强技术监测和监督。国家能源局、工业和信息化部和国家认监委等部门定期组织有关单位对光伏市场产品开展技术质量检查，重点检查光伏产品关键技术性能和产品质量，完善技术质量管理政策，检查结果向社会公布。对产品未达到市场准入标准的制造企业，予以公告。对国家组织实施的“领跑者”计划项目，委托第三方检测认证机构进行全过程技术监测评价，在工程竣工验收时重点检查是否达到承诺的指标，在工程投产一年后进行后评估并公布评估结果。 　　八、完善光伏发电运行信息监测体系。行业技术支撑单位要按照行业管理有关要求，开展并网运行光伏发电项目建设运行信息统计工作。电网企业要建立和完善并网运行信息监测系统，监测项目输出功率和发电量等数据，保持运行信息的连续性和完整性，配合开展光伏发电技术评价和质量检查信息服务工作。项目单位应向国家可再生能源信息系统报送光伏发电设施的基本信息，包括光伏组件类型、规格、额定功率、安装方式、逆变器型号、系统最大输出功率等。项目设施进行检修和发生故障时，项目单位应按运行规程及时向电网企业通报有关情况。 　　附件：主要技术指标说明 国家能源局 工业和信息化部 国家认监委 　2015年6月1日","国家能源局 工业和信息化部 国家认监委 关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见 国能新能【2015】194号",000019705/2015-00054,国家能源局,2015-06-01,,,
222,"2017-09-17 22:19:59",内蒙古准格尔矿区玻璃沟煤矿项目通过核准,2015-06-05,"内蒙古准格尔矿区玻璃沟煤矿项目通过核准 　　2015年5月，国家能源局核准内蒙古准格尔矿区玻璃沟煤矿项目。矿井建设规模400万吨/年，配套建设相同规模的选煤厂，项目总投资30.98亿元（不含矿业权费用）。",内蒙古准格尔矿区玻璃沟煤矿项目通过核准,000019705/2015-00053,国家能源局,2015-05-15,,,
223,"2017-09-17 22:20:02",保障天然气稳定供应驻点京津冀专项监管报告,2015-06-04,"国家能源局 监管公告 2015年第13号 （总第30号） 保障天然气稳定供应驻点京津冀 专项监管报告 二〇一五年五月 　　根据《国家能源局关于印发2014年下半年重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔2014〕346号）要求，国家能源局有关司和华北能源监管局会同地方能源、城镇燃气主管部门，驻点京津冀地区开展了保障天然气稳定供应专项监管。根据驻点监管情况，形成本报告。 　　一、基本情况 　　（一）天然气供应基本情况 　　京津冀地区主要通过陕京一、二、三线，永唐秦线、港清线、冀宁线、大唐煤制气专用线等管线供应管道气，气源主要来自陕北长庆气田、新疆塔里木油田、大港油田、中亚和西亚进口管道气、渤西海上气、进口LNG、内蒙古克什克腾大唐煤制气等。京津冀地区现有天然气用户约1276万户，主要包括居民用户、燃气电厂及其他工业用户等。2014年京津冀地区天然气用气量约为201.5亿方，同比增长9.2%，增量气主要用于新建燃气电厂和锅炉“煤改气”项目。 　　（二）“煤改气”项目实施情况 　　北京市2014年完成6595蒸吨规模的锅炉“煤改气”，采暖季增量气约4亿方，已纳入采暖季供气量进行统一平衡。天津市在过去三年中累计完成95座燃煤锅炉“煤改气”，2014年新增“煤改气”用气2.7亿方，已纳入天然气供需平衡计划。河北省“煤改气”项目包括居民供热锅炉和工业锅炉（窑炉），2014年完成锅炉“煤改气”773台、6734蒸吨，石家庄市新增气量约1.4亿方，全部为采暖用气，已落实气源；其他地级市新增“煤改气”气量约有一半已落实，另一半正在积极落实之中。 　　（三）保障天然气稳定供应工作情况 　　京津冀地区政府能源主管部门、城市燃气主管部门高度重视保障天然气稳定供应工作，认真做好天然气利用项目规划计划的制定、落实和日常供气保障管理，积极与相关部门和天然气供应企业沟通对接，扎实开展供暖季天然气供需衔接工作。完善需求侧管理，加强天然气突发事件应急管理，建立健全天然气供需信息报送、分析和协调联动机制，促进天然气合理有序利用。 　　相关天然气企业能够积极配合政府主管部门工作，不断加强基础设施建设和运行维护，努力增加天然气供应，认真执行《天然气利用政策》和有序供气用气相关规定，落实年度天然气平衡计划，加强应急管理，保障天然气稳定供应。 　　为缓解供暖季天然气供应紧张局面，各地在采取错峰用气、压减工业用气等措施基础上，分别制定了采购LNG计划。总体上看，基本能够保障今冬天然气供应。 　　二、存在问题 　　（一）采暖季供气紧张，压工保民难度加大 　　京津冀地区天然气供应总体呈现非采暖季供应充足、采暖季供应紧张的特点。三省市前三季度天然气消费增速远低于预期，但进入采暖季后，供应缺口明显增加，资源平衡较为紧张。随着新建燃气电厂陆续投入使用以及锅炉“煤改气”项目相继投产，京津冀地区用气结构随之发生改变，民生用气比例大幅增加，工业用气比例不断下降，天然气需求峰谷差进一步加大，可压缩工业用气调峰空间缩小。 　　特别是北京市2015年计划关停全部燃煤电厂，将导致天然气需求峰谷差进一步加大。北京市现有管网设施的天然气接收（下载）能力已接近极限，虽然已核准建设陕京四线和配套地下储气库群，但工程预计2016年10月才能投产。同时，在气源落实方面也存在一定的不确定性。综合考虑天然气供需两方面因素，北京市2015-2016年供暖季天然气供应将面临较大压力。 　　（二）储气设施建设滞后，调峰能力不足 　　目前陕京线平均峰谷差为3:1，北京市最大峰谷差已达10:1，石家庄市最大峰谷差也达7:1，急需利用储气设施进行调峰。目前京津冀地区主要靠天津大港和华北永清地下储气库调峰，但该储气库调峰能力只有23亿方，无法满足京津冀地区冬季高峰时期调峰需求。一方面，因天然气供应高峰期短，储气设施利用率低，运行维护成本高，一些城镇燃气经营企业自建储气设施积极性不高，已规划建设的储气项目工程进展缓慢。另一方面，由于企业间管网互不联通，一些已建成的储气设施没有得到充分利用。此外，地方出台相关政策不及时，也是天然气储气设施滞后的原因之一。 　　（三）“煤改气”气源落实工作有待进一步规范 　　随着京津冀地区大气污染治理行动的实施，各地“煤改气”任务较重，气源落实压力较大。总体上看，京津冀地区“煤改气”工作由政府主管部门按资源情况有序推进，未出现明显的“一哄而上”和供需失衡现象，但天津市、河北省“煤改气”气源落实工作仍略显粗放，主要是落实“煤改气”气源工作程序不完善，国家下达的“煤改气”指标未能层层分解落实，未与天然气企业针对“煤改气”气量进行系统平衡和对接。天然气销售企业和城镇燃气经营企业均未单独制定“煤改气”增量气供气计划，也未与地方政府签订增供气协议，致使部分“煤改气”项目气源至今尚未落实。 　　（四）天然气市场管理和运作体系尚不完善 　　为解决北方地区采暖季用气紧张问题，进入冬季前，天然气销售企业会与下游燃气企业对接确认采暖季（跨年度）供气量。由于市场管理和运作体系尚不完善，冬季气量确认工作还存在一些问题。一是用气量受冬季气温变化影响较大，但准确预测冬季气温难度大，因此燃气企业精确预测天然气需求量存在一定困难；二是上游企业的天然气供应信息不够公开、透明，上下游企业信息不对称，对气量供需互不摸底、相互试探，衔接不够顺畅，往往已进入冬季仍不能明确气量。同时，由于在结算周期等方面存在异议，北京市部分新建燃气电厂与供气企业之间未签订天然气购销合同，企业供应、使用天然气行为得不到有效约束。 　　（五）应急管理有待进一步加强和规范 　　部分燃气企业对天然气突发事件应急管理工作不够重视。一是天津市、河北省部分燃气企业相关专项应急预案内容不完善、更新不及时，如预案中风险分析仅考虑了油气开采企业供气减少、管道安全事故等风险因素，未对发生极端气象条件或储气设施、调峰能力不足引发的“缺气”风险进行分析；二是天津市个别燃气企业应急预案缺少向地方政府部门的报告程序甚至未列出相关联系方式；三是河北省个别燃气企业应急预案与上、下游企业预案的衔接性差，可操作性不强；四是天津市、河北省部分燃气企业开展应急演练不及时，演练脚本、演练记录等过程文件不完整，对应急演练的总结分析不到位等。 　　（六）天然气价格机制有待进一步理顺 　　一是目前天然气价格实行分级管理，门站价格由国家管理，销售价格由地方政府管理，多数地方没有建立上下游价格联动机制，上游门站价格调整后下游销售价格存在疏导不及时现象，城镇燃气企业经营压力大。二是我国尚未系统建立起天然气季节性差价、可中断价格等差别价格政策，价格杠杆作用不能充分发挥。三是居民与非居民用气交叉补贴。工业用气较稳定，且冬季用气高峰需承担调峰责任，但价格与居民用气严重倒挂，不合理。另外，由于居民、工业用气价差的存在，部分城镇燃气经营企业民用气和工业用气比例等信息不透明，导致综合气价难以准确核定，一定程度上影响了销售企业或上游企业经济效益。 　　三、监管意见 　　（一）充分发挥市场机制作用，促进天然气资源开发利用，稳定市场供应 　　逐步放开上游油气资源开发市场，引入市场竞争机制，从源头上增加天然气供应，建立天然气供应市场竞争格局。推进管网设施公平开放，依靠管网互联互通，增加市场活力，挖掘天然气增供潜力。建立、完善天然气资源交易平台，运用天然气短期、长期交易等市场化手段，提升天然气保障能力。利用国际油气价格持续走低有利时机，明确进口LNG接收站存储、气化价格政策，制定公开透明的管输价格形成机制，鼓励各类资本进入天然气供应环节。 　　（二）加快天然气储备体系建设，增加调峰能力 　　按照京津冀一体化协调发展思路，统筹考虑加快储气设施建设，逐步提高储气容量占供应总量比重。出台企业建设储气设施的经济补偿办法或鼓励措施，引导生产企业、管输企业、城镇燃气经营企业建设运营不同层级的储气设施。多措并举，提高京津冀地区天然气储气调峰能力，更好地适应区域经济社会协调健康发展需要。 　　（三）规范开展“煤改气”项目气源落实工作 　　建立完善地方政府“煤改气”项目气源落实工作机制，明确职责部门，落实管理责任，有计划、有步骤开展气源对接和落实工作。有关部门应积极协调配合，对国家下达的辖区内年度天然气商品量平衡计划中“煤改气”指标进行统一分配；合理确定年度“煤改气”项目需求气量，提高工作科学性和严肃性。对没有落实气源的“煤改气”项目，应暂缓其核准或实施；已落实气源的项目应签订供气合同。 　　（四）加强应急管理，提高天然气突发事件时的保障供应能力 　　加强天然气突发事件应急体系建设，进一步加强政府部门、天然气供应企业与城镇燃气经营企业、大用户的应急管理。完善应急预案体系，增强各级预案的有效衔接和可操作性。规范开展应急演练，适时组织开展多级联动的应急处置演练，完善应急演练过程记录及档案管理，规范应急演练总结分析工作，全面提升应急处置能力。 　　（五）进一步推进天然气价格改革 　　进一步理顺天然气价格机制，在终端消费环节推行季节性差价、可中断气价等差别性气价政策。建立健全居民生活用气阶梯价格制度，在保障居民生活用气的前提下，利用价格杠杆，平抑峰谷差过大的问题。",保障天然气稳定供应驻点京津冀专项监管报告,000019705/2015-00052,国家能源局,2015-05-18,,,
224,"2017-09-17 22:20:04",关于对拟筹建的能源行业太阳能发电标准化技术委员会征求意见的通知,2015-05-27,"关于对拟筹建的能源行业太阳能发电标准化技术委员会征求意见的通知 各有关单位： 　　根据《能源领域行业标准化技术委员会管理实施细则（试行）》的有关要求，我们对拟筹建能源行业太阳能发电标准化技术委员会的筹建方案（见附件）公开征求意见。有关方面可对该方案提出意见和建议，并将书面意见或电子意见于6月25日前反馈国家能源局能源节约和科技装备司。 　　联系方式： 　　地址：北京市西城区月坛南街38号国家能源局科技司 　　邮编：100824 　　电话：010-68505825 　　E-mail：nb_standard@126.com 　　附件：能源行业太阳能发电标准化技术委员会拟筹建方案 国家能源局综合司 2015年5月25日",关于对拟筹建的能源行业太阳能发电标准化技术委员会征求意见的通知,000019705/2015-00051,国家能源局,2015-05-26,,,
225,"2017-09-17 22:20:05",国家能源局综合司关于开展2015年电力行业“安全生产月”活动的通知,2015-05-25,"国能综安全〔2015〕272号 　　 特 急 国家能源局综合司关于开展2015年电力行业 “安全生产月”活动的通知 全国电力安全生产委员会成员单位，各有关单位： 　　为深入宣贯习近平总书记关于安全生产系列重要论述和依法治安精神，进一步加强电力安全生产宣传教育工作，根据《国务院安全生产委员会办公室关于开展2015年全国“安全生产月”和“安全生产万里行”活动的通知》（安委办〔2015〕7号，以下简称《通知》）要求，现就电力行业开展2015年“安全生产月”活动有关事项通知如下： 　　一、总体要求 　　以党的十八届三中、四中全会精神和习近平总书记、李克强总理关于安全生产工作的系列重要指示为指导，全面落实全国安全生产电视电话会议、全国安全生产工作会议和全国电力安全生产电视电话会议总体部署，以“加强安全法治、保障安全生产”为主题，以落实安全责任、传播法治文化、普及安全知识为重点，深入宣传党和国家关于加强安全生产的重大决策部署以及电力安全规章制度标准，坚持问题导向，强化舆论引导，为有效防范各类电力事故、促进全国电力安全生产持续稳定提供思想保证、精神动力和舆论支持。 　　二、活动内容及安排 　　（一）积极组织参加全国“安全生产月”的相关活动。各单位要严格落实《通知》要求，积极组织参加全国性、行业性、区域性的“安全生产月”活动，特别是“6·16”全国安全生产宣传咨询日、安全文化精品创作和征集展映、佩戴岗位安全卡等活动。围绕安全生产重点工作，组织开展好“安全生产万里行”活动，特别是“六打六治”打非治违专项行动、隐患排查治理和应急演练工作。 　　（二）深入开展依法治安宣讲活动。各单位要深入宣传党和国家关于加强安全生产的重大决策部署，认真学习宣贯新修订的《安全生产法》以及《电力监控系统安全防护规定》（国家发展和改革委员会2014年第14号令）、《电力安全生产监督管理办法》（国家发展和改革委员会2015年第21号令）、《水电站大坝运行安全监督管理规定》（国家发展和改革委员会2015年第23号令）等电力安全规章制度标准，切实增强安全生产红线意识和法治观念，强化企业主体责任落实，提高电力安全生产法治化水平。 　　（三）开展全国电力可靠性评价和指标发布工作。“安全生产月”期间，国家能源局将会同中国电力企业联合会联合召开2015年电力可靠性指标发布会。发布会将以电视片的形式发布2014年度电力可靠性指标、公布2014年度电力可靠性评价结果，展示我国电力可靠性管理30年发展纪实，组织电力企业交流可靠性管理经验，对全面加强电力可靠性监督管理提出要求。 　　（四）开展电力工程质量等四个专项监管工作。将“安全生产月”活动与电力工程质量专项监管、电力工控系统安全防护专项监管、电网安全风险管控专项监管和电力建设工程落实施工方案专项行动四个专项监管工作相结合，按照《国家能源局关于印发2015年电力工程质量等四个专项监管工作方案的通知》（国能安全〔2015〕156号）要求，坚持问题导向，全面深入排查安全隐患和薄弱环节，进一步落实电力安全生产主体责任，防范和遏制各类电力事故发生。 　　（五）深入推进“安全应急预案演练月”活动。国家能源局电力安全监管司、浙江能源监管办将会同国网浙江省电力公司在浙江省宁波市开展大面积停电事件应急演练。各单位要按照《通知》要求，结合本单位情况，组织开展电力应急演练工作，进一步提高突发事件应急处置能力和水平。 　　（六）开展以“加强安全法治、保障安全生产”为主题的安全征文和摄影比赛。征文和摄影比赛由国家能源局电力安全监管司主办，中电传媒集团协办（活动方案将刊登在2015年5月底的《中国电力报》上）。各单位要结合实际组织交流，动员干部职工积极参与。 　　三、活动要求 　　为确保活动有序推进、深入开展，国家能源局分管领导担任电力行业“安全生产月”活动组织委员会主任，全国电力安全生产委员会各成员单位为组委会成员单位，组委会办公室设在国家能源局电力安全监管司，组织、指导、协调、督导电力行业开展“安全生产月”活动。各单位要加强组织领导，强化督导考核，精心组织安排，务求取得实效。要深入实际、深入基层、深入企业，认真宣贯习近平总书记系列重要讲话、宣传安全法治、传播安全知识，着力加强事故警示教育和安全预案演练。要充分发挥企业宣传教育主体作用，组织开展形式多样、内容丰富、各具特色的电力安全生产教育活动，创新文化阵地建设，加大宣传工作力度，营造保障电力安全生产的浓厚社会氛围。 　　各单位请于7月6日前将2015年“安全生产月”活动总结连同电子文本报送国家能源局电力安全监管司（报送邮箱：neasafety@163.com）。 　　联系人：张肖宁 010-66597427,66597462（传真） 国家能源局综合司 　2015年5月22日","国家能源局综合司关于开展2015年电力行业“安全生产月”活动的通知 国能综安全〔2015〕272号",000019705/2015-00050,国家能源局,2015-05-22,,,
226,"2017-09-17 22:20:05",国家能源局关于进一步完善风电年度开发方案管理工作的通知,2015-05-20,"国能新能〔2015〕163号 国家能源局关于进一步完善风电年度开发方案管理工作的通知 各省（区、市）、新疆兵团发展改革委（能源局），各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、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、中国神华集团公司、中国长江三峡集团公司、华润集团公司、中国节能环保集团公司、中国广核集团公司、水电水利规划设计总院、电力规划设计总院、中国风能协会、国家可再生能源中心： 　　根据《国务院关于发布政府核准的投资项目目录（2014年本）的通知》（国发[2014]53号）的有关规定，为深入贯彻落实国务院简政放权和转变政府职能总体要求，进一步简化审批程序，提高行政效能，促进风电产业健康发展，现将进一步完善风电年度开发方案管理的有关要求通知如下： 　　一、风电年度开发方案是指根据全国风电发展规划要求，按年度编制的滚动实施方案。全国年度开发方案包括各省（区、市）年度建设规模、布局、运行指标和有关管理要求。各省（区、市）年度开发方案根据本省（区、市）风电发展规划和全国年度开发方案的要求编制，包括项目清单、预计项目核准时间、预计项目投产时间、风电运行指标和对本地电网企业的管理要求。 　　二、跨省或跨区输送的大型风电基地开发方案由我局会同项目所在地省级能源主管部门制定，明确风电基地建设总规模、年度规模、风电占外送电量的比例和运行调度要求后，由各省（区、市）按年度落实具体项目建设单位后，纳入本省（区、市）年度开发方案。 　　在本省（区、市）范围内就地消纳的风电项目，由各省（区、市）能源主管部门自行选择项目，确定项目建设单位，并纳入年度开发方案。鼓励各省（区、市）开展以市场化手段配置风能资源的试点工作。 　　分散式风电由各省（区、市）自行按照有关技术要求组织建设，纳入年度开发方案， 　　纳入年度开发方案的项目，按有关管理规定享受电价补贴。 　　三、各省（区、市）能源主管部门应按照以下原则确定年度建设规模： 　　不存在弃风限电情况的省（区、市）每年由各省（区、市）能源主管部门根据本省（区、市）风电建设情况和本省（区、市）风电发展规划，按照平稳有序发展的原则，自主提出本年度的开发建设规模。 　　出现弃风限电问题的省（区、市），须对本地区风电开发建设和并网运行情况进行深入分析评估，科学制定本年度风电开发建设的规模和布局，同时要编制相关的分析评估报告，提出保障风电并网运行的措施和预计风电运行指标，报我局作为对地方能源主管部门的建设和运行责任进行考核和监管的依据。 　　弃风限电比例超过20%的地区不得安排新的建设项目，且须采取有效措施改善风电并网运行情况，研究提出促进风电并网和消纳的技术方案，报我局作为对地方能源主管部门的建设和运行责任进行考核和监管的依据。 　　四、各省（区、市）能源主管部门每年一月底前将本年度的建设规模建议及相关材料报送我局，经统筹平衡后形成全国年度开发方案，于每年二月底前印发实施。各省（区、市）能源主管部门根据全国年度开发方案的要求制定本省（区、市）的年度开发方案，于一季度前向全社会公布，并抄送我局。我局不再统一印发含项目清单的核准计划。 　　五、纳入年度开发方案的项目需满足至少1年的测风时间，落实项目建设用地、规划选址等条件，并在当年完成核准，无法按时核准的项目作废，不得用其他项目置换。对年度开发方案完成率低于80%的省（区、市），下一年度不安排新建项目规模。 　　六、电网企业要根据各省（区、市）年度开发方案中项目核准和投产的时间，编制配套的风电接入电网工作方案，根据风电项目的建设进度协调落实好配套电网建设工作，确保风电项目建成后及时并网运行。如果项目无法如期核准或者投产，须提前告知电网企业，及时调整配套电网设施的建设计划。 　　七、年度开发方案将作为实施风电行业宏观管理和对地方能源主管部门工作进行指导和监管的基本依据，我局对各省（区、市）风电建设运行情况进行监测和考核，并定期公开发布关键指标。地方能源主管部门和电网企业要按有关要求落实责任，建立相应的信息统计和报送机制，及时反馈本地区风电开发建设和并网运行的有关情况。各派出机构要根据各省（区、市）年度开发方案做好本省（区、市）风电建设和运行的监管工作。 　　请各有关单位按照上述要求，加强协调，落实责任，及时开展相关的工作，以保障风电产业的持续健康发展。 国家能源局 2015年5月15日","国家能源局关于进一步完善风电年度开发方案管理工作的通知 国能新能〔2015〕163号",000019705/2015-00049,国家能源局,2015-05-15,,,
227,"2017-09-17 22:20:05",德宝直流等10项典型电网工程投资成效监管报告,2015-05-20,"国家能源局 监管公告 2015年第6号 （总第23号） 德宝直流等10项典型电网工程 投资成效监管报告 二〇一五年四月 　　为促进电网工程前期科学论证规划，进一步提升电网工程投资成效，提高电网工程运行实效，2014年下半年以来，国家能源局组织开展典型电网工程投资成效监管工作。 　　一、基本情况 　　本次工作共选取了典型电网工程10项（详见附表），其中跨省区联网工程4项、电厂送出工程2项、满足负荷需要工程2项、网架加强工程2项。在电网企业报送自查报告及相关工程信息的基础上，我局组织相关派出机构、电力规划设计总院、中国电力企业联合会等有关单位对上述10项工程进行了现场核查，从造价控制、运行实效、经济效益、环境保护等方面对这10项工程投产至2013年底的投资成效情况进行了定性和定量的分析 。 　　总的来看，工程造价控制未出现超概算现象，但部分工程存在突破核准投资或决算较概算节余较多的情况；多数工程运行实效符合预期，晋东南-南阳-荆门1000千伏交流示范及扩建工程、±500千伏德宝直流工程存在工程利用率偏低、输电能力受限等问题；跨省区联网工程和电厂送出工程中多数电网工程按实际输电量和预计年输电量测算电价低于国家批复电价，海南联网Ⅰ回等2项工程测算电价高于国家批复电价；多数工程环境保护措施执行到位、效果较好，西宁—格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程等2项工程未严格履行国家环保部门的环评手续，内蒙古临河北500千伏输变电工程声环境环保验收不达标。（详见附件） 　　二、存在问题 　　1.个别工程在取得核准文件后调整工程规模，未及时上报核准部门 　　西宁-格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程在取得政府部门核准后，工程实施过程中，由于工程外部条件发生变化，国网青海公司调整了项目规模，但未以书面形式报告核准部门。 　　专栏 　　国家发改委以《国家发展改革委关于青海格尔木-甘森等2项330千伏输变电工程项目核准的批复》（发改能源〔2011〕1127号文）核准了西宁-格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程，主要为满足兰州东-西宁-格尔木电气化铁路青海省境内区段的可靠供电，加强青海主网向海西电网的送电断面，兼顾地区负荷供电。工程实施过程中，考虑到日月山-海西-柴达木750千伏输变电工程已在建，工程投运后海西与青海主网之间形成了2回330千伏线路和2回750千伏线路，青海主网向海西电网的送电能力能够满足要求，国网青海省电力公司调整了工程线路建设规模，其中，泉吉~巴音段330千伏线路工程核准规模273.5千米，仅实施巴音~乌兰段126千米；明珠（西海）~圣湖（泉吉）段330千伏线路工程未实施，但未向核准部门报备。 　　2.区内电网存在瓶颈，部分跨区联网工程功能未能充分发挥 　　由于西北区域内电网存在瓶颈，±500千伏德宝直流工程华中送西北输电能力未达到设计预期。目前，陕西电网宝鸡-乾县750千伏双回线路与近区330千伏线路存在电磁环网，通过德宝直流受入的部分电力要通过330千伏线路向东输送，由于宝鸡-硖石、雍城-马营线路构成的330千伏断面送电功率受限，四川电网通过德宝直流向陕西电网送电最大不能超过150万千瓦（原设计输电能力为双向300万千瓦），从而限制了德宝直流优化配置资源的能力。 　　3.厘清单项输变电工程运维成本难度较大，成本管理有待细化 　　部分电网企业对输电工程采取属地化为主的运维管理方式，供电企业同时承担着不同电压等级工程的运维工作，厘清单项工程的实际运维成本难度较大，电网运维成本的细化有待进一步加强。 　　4.个别工程可研深度不够，环评措施的预见性和准确性较差 　　根据《建设项目环境保护管理条例》（国务院令第253号）要求，电网建设项目需在可行性研究阶段开展环境影响评价、编制环评报告书和报批工作。个别项目虽然可研阶段取得了环评批复意见，但是由于可研阶段设计方案深度不够，相应的环评措施预见性和准确性较差，工程竣工后出现环保验收不达标的情况。 　　专栏 　　内蒙古临河北500千伏输变电工程前期环境影响评价报告中预测临河北500千伏变电站边界昼夜噪声均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》中2类标准要求，并取得了内蒙古自治区环境保护厅批复。工程竣工后于2012年进行环境保护验收调查，测得该变电站西北侧厂界噪声达到56dB，超过2类标准50dB（夜间）的限值，环保验收不达标。 　　5.部分项目未严格履行环评相关政策，竣工环境保护验收管理有待加强 　　为加强项目竣工环境保护验收管理，落实环境保护措施，国家环保总局出台了《建设项目竣工环境保护验收管理办法》（国家环保总局第13号令）等一系列政策，但部分工程未按照相关规定执行。部分工程建成投运后，建设单位未及时组织进行环保验收调查，环保部门未能及时组织环保验收审查并出具验收意见；另外，部分工程未取得环评部门验收合格意见投入正式运行。 　　专栏 　　西宁-格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程于2011年6月底竣工投产。按国家环保总局第13号令规定，建设单位工程试生产3个月内应提交环保验收申请，试生产的期限不超过一年，环保部门收到建设项目环保验收申请30天内完成验收。该工程存在以下问题：①2012年9月建设单位委托进行环保验收调查，2012年12月取得省环保厅的试生产批复，与实际竣工投产时间跨度过长。②2013年2月提出环保验收申请，环保部门2013年底才组织验收，该工程至今仍未取得正式的环评验收批复意见。 　　6. 部分工程输电量不高，利用小时数较低 　　晋东南-南阳-荆门1000千伏交流示范工程是我国首个交流特高压交流试验示范工程，2011年进行扩建，扩建完成后，实际调度运行最大输电功率为500万千瓦，2012、2013年输电量分别为133.11、123.34亿千瓦时，利用小时数分别为2662、2467小时，工程利用小时数较低。 　　7.个别工程成本回收来源不明确，投资回收难度大 　　海南联网Ⅰ回工程主要为海南电网提供负荷备用和事故备用，常年接近空载运行，输电量少，损耗率高，投运至今收入均为负值，工程投资回收难度大。目前南方电网企业主要通过西电东送的利润补贴该联网工程的运行成本，一定程度上降低了电网企业西电东送的经济效益和积极性。 　　三、监管意见 　　1.严格落实核准文件，确保能源项目建设规范有序 　　电网企业应严格执行核准文件，避免项目未核先建、批建不一情况发生，确保能源项目建设规范有序。未核先建的工程，应立即停工，在工程核准之前不得继续开工或投入运行；批建不一的工程，应立即整改，按照核准规模投入运行，对于确实需要调整的，应经有资质的咨询机构评估后及时上报核准部门，并向国家能源局派出机构报备。 　　2.加强成本精细化管理，合理统计运维费用 　　跨省区输电工程、省内网架加强工程和送出工程的投资成效测算依据实际建设投资及运行成本。目前部分电网企业在属地化运维的管理方式下,厘清不同电压等级单项工程运维成本难度较大。电网企业应加强成本精细化管理，梳理项目运行成本，合理归集运维费用，为成本分析和效益测算提供依据。 　　3.建立工程造价分析动态调整机制，提高造价控制水平 　　针对一些项目在不同阶段造价变化幅度较大的问题，深入分析具体原因，为应对特殊时期不可抗力（如冰灾、抗震等原因）引起的造价增加，在造价分析过程中需要对特殊外部因素导致的造价提高部分进行动态调减，以提高造价分析的精度和准度，提高造价控制水平。 　　4. 加强电网项目环评与工程设计的衔接，切实做好工程环保工作 　　当前电网项目的环评工作在可研阶段介入，但由于实际工程的复杂性，可研阶段确定的设计方案在初设阶段或施工图阶段常会有局部调整，影响了环评方案的预见性和准确性。需加强电网项目环境影响评价与工程设计的衔接，在电网项目初设及施工图阶段引入环评措施复核机制，若与可研阶段有较大差异，项目建设单位应及时与环保部门沟通，采取相应的调整措施，以避免工程竣工后环保验收不达标。 　　5.注重电力规划工作，促进网源协调发展 　　电网和电源应统一规划，协调发展。对于重点输电通道，应统筹配套电源建设时序，加大协调力度，做到网源匹配，避免通道闲置和窝电现象的出现。对于已投产的利用率较低的项目，应研究提高工程利用率的措施，从优化电网结构、合理安排运行方式、统筹受端市场和送端电源等方面研究提出解决方案。 　　6.建立合理的电价调整机制，保证工程投资回收及市场主体各方利益 　　对国家批复输电价格的跨区工程，要加强工程成本和收入的定期监管，适时对批复价格进行动态调整；对送出工程和网架加强工程，要定期梳理产业链上下游价格、缓解价格矛盾;对联网备用工程，要按照“谁使用、谁承担”的原则建立合理分摊费用的投资回收机制。通过价格的合理调整，保证工程投资的顺利回收，保障市场各方主体利益。 　　附件: 德宝直流等10项典型电网工程投资成效分析及评价 　　附表：典型电网工程项目基本情况表",德宝直流等10项典型电网工程投资成效监管报告,000019705/2015-00048,国家能源局,2015-04-17,,,
228,"2017-09-17 22:20:12",华北华东区域抽水蓄能电站运营情况监管报告,2015-05-19,"国家能源局监管公告2015年第11号 （总第28号） 华北华东区域抽水蓄能电站运营情况监管报告二〇一五年四月　　为促进抽水蓄能电站(以下简称抽蓄电站)健康发展，进一步摸清抽蓄电站运营中存在的问题，确保抽蓄电站科学合理发挥效用，国家能源局组织华北、华东能监局和山西、山东、江苏、福建能监办等派出机构于2014年9月至11月开展了华北、华东区域抽蓄电站运营情况专项监管，形成本报告。 　　一、基本情况 　　截止2014年9月底，全国已建成抽蓄电站23家，装机容量2151万千瓦，其中电网企业控股21家。本次开展专项监管选取有代表性的华北、华东区域，抽蓄电站共14家，占全国60.8%；装机容量1133万千瓦，占全国52.7%；2014年1-9月份发电利用小时数为518.8小时，抽水利用小时数为642.5小时；价格机制有单一电量电价、单一容量电价（租赁制）、两部制电价等三种（详见附表）。 　　华北区域电网火电占比大，风电发展快，缺少事故情况下可快速启动的常规水电，是抽蓄电站发展最早的地区。华东区域电网峰谷差、核电装机容量和调峰压力都比较大，是典型受端电网，亟需增加抽蓄电站参与调峰和整体平衡，以提高全网运行的安全性与经济性。 　　总体来看，华北、华东区域抽蓄电站基本满足电网安全运行需要，一定程度上减少弃风、弃水，促进了节能减排，对电力系统的整体优化起到了积极作用。一是基本发挥了顶峰填谷及调频调相作用。例如，华东区域抽蓄电站能够提供高峰发电能力706万千瓦，低谷抽水能力733万千瓦，理论上最大调峰能力可达1439万千瓦，占2013年华东区域平均用电峰谷差（3838万千瓦）的37%，对电网峰谷差压力起到缓解作用（典型运行方式负荷曲线见下图）。二是在紧急情况下能够较好地发挥事故备用作用。例如，2010年1月20日，河北沧东电厂#2、#3、#4机因东骅一二线跳闸而停运，电网损失容量180万千瓦。张河湾电站在6分钟内启动3台机组，共带出力100万千瓦，为电网紧急事故处理提供了有力保障。三是有效地促进了风电等可再生能源的消纳。例如，2014年1-2月份，冀北电网共有12天因负荷不足出现弃风，其间十三陵电站上库水位有5天抽水达到563米以上，有5天上库提前放空至542－543米水位，较平时增加7米以上，增加了低谷时段的抽水能力，有效缓解了弃风问题。 顶峰填谷时段抽蓄电站典型运行方式负荷曲线图 　　二、存在问题 　　本次专项监管发现，抽蓄电站总体上存在抽蓄电站发展慢、电价机制待完善、电站作用未充分发挥、投资主体单一等问题，导致部分抽蓄电站机组利用率较低、顶峰发电能力未能充分发挥。 　　(一)抽蓄电站发展慢，部分项目建设不及时 　　一是根据《国家发展改革委关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》（发改能源〔2014〕2482号），到2025年，全国抽蓄电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4%左右。”目前，全国抽蓄电站总装机容量仅为2151万千瓦，占全国电力总装机比重不到2%，离发展目标仍有较大差距。随着我国经济社会发展，电力系统规模不断扩大，用电负荷和峰谷差持续增大，亟需大力发展抽蓄电站作为电网安全和系统调峰的有力支撑。 　　二是部分项目落实慢，建设周期长。部分抽蓄电站建设不及时，实际建设时间远远超过设计工期，增加了不必要建设成本，也推高了抽蓄电站运营费用。 　　专栏1： 　　内蒙古呼和浩特抽蓄电站于2006年8月26日获得项目核准，设计工期51个月。由于资金不到位，项目于2007年11月停工，直至2009年11月项目才恢复建设。目前仅有2台机组并网试运，建成时间落后4年，项目建设成本由49.34亿元增加至56.43亿元。 　　（二）价格机制仍需进一步完善 　　一是单一容量电价对抽蓄电站调用缺乏激励作用，导致机组利用率不高。此类抽蓄电站收入来自固定容量电费，电站收益与机组利用率基本无关，机组运行时间增加反而会提高运营成本，抽蓄电站缺乏发电积极性。例如，华北、华东区域共9家抽蓄电站执行单一容量电价，2014年1-9月平均发电利用小时仅为439小时，与执行其他两种电价机制的抽蓄电站差距明显。其中，山西西龙池电站、河北张河湾电站发电利用小时数甚至低于300小时。 　　二是单一电量电价造成抽蓄电站效益过度依赖抽发电量，导致抽蓄电站调用频繁、多发超发。此类抽蓄电站没有固定容量电费收入，只能通过抽发电量盈利，个别电站利用小时数明显偏高。例如，全国实行单一电量电价的抽蓄电站共有4家，年平均发电利用小时数为1600小时左右，远高于国内抽蓄电站平均水平，个别电站甚至违背了抽蓄电站调度运行导则规定的年度发电利用小时不超过设计值的原则。 　　三是两部制电价机制等措施仍需细化落实。《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）要求，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价，同时已核定电价的抽蓄电站应逐步实行两部制上网电价。但相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，两部制电价推进工作无实质性进展。 　　（三）现有抽蓄电站作用未得到充分发挥 　　一是部分地区由于电力系统网源情况变化较大，以及电网与抽蓄电站发展不协调、建设不配套等原因，导致抽蓄电站投运后，运行需求不足，未能充分发挥顶峰填谷等相应作用。例如，山西西龙池电站所在的晋北地区由于风电快速增长、网源发展不协调，存在窝电问题，4台机组中有2台在高峰时段不能全启顶峰发电，低谷时段不能全启抽水蓄能，难以充分发挥作用。 　　二是抽蓄电站与其他类型机组在调峰、事故备用的调用先后顺序上没有明确规定，对抽蓄电站的调用合理性难以进行精确评价。同时，抽蓄电站的水库运用也有待进一步优化，警戒水位的设定需要更加科学地统筹调峰与备用间关系，以充分挖掘抽蓄电站的调峰能力。 　　专栏2: 　　北京十三陵抽蓄电站上库水位范围为535米至566米， 华北网调设定下警戒水位550米，与死水位相差15米，留作事故备用和黑启动；上警戒水位560米，与设计水位相差6米，留作事故备用，原则上在此范围内调用。但是，下警戒水位与死水位差距较大，上警戒水位也有一定利用空间，事故备用和黑启动功能如何合理预留水库水位尚未有明确规定，一定程度上影响电站顶峰填谷作用的有效发挥。 　　三是抽蓄电站调度运行规程制定和定期评价工作未得到落实。《国家能源局关于印发抽水蓄能电站调度运行导则的通知》（国能新能〔2013〕318号）要求，调度机构应制定抽蓄电站调度运行规程和年度调度方案并报备。从现场检查情况来看，部分调度机构已起草完成调度运行规程，但未按要求印发执行和报备。 　　（四）投资主体单一，多元化投资格局尚未形成 　　由于历史政策原因，华北、华东区域14家抽蓄电站中仅2家由非电网企业控股，投资运营主体大多为电网企业，其他投资主体难以进入。同时，电力调度机构并未完全按照发电厂的管理方式对抽蓄电站进行调度管理，抽蓄电站依据电网企业每年下达的年度发电计划制定生产计划，调用方式受体制影响较大。 　　专栏3: 　　福建省投资开发集团意欲开发被电网企业搁置多年的永泰抽蓄电站。国网新源控股有限公司获知消息后，多次致函福建省发改委，意欲购买福建省投资开发集团2010年以来的前期成果。目前该项目仍在搁置，未有实质性进展。 　　另据了解，湖南黑麋峰抽蓄电站是国内唯一一家由发电企业全资建设的抽蓄电站。因电价不明确，租赁协议一直未能签订，电站亏损严重，难以正常运营。2013年3月，投资方湖南五凌电力公司将电站资产整体转让给国网新源控股有限公司。 　　三、监管意见 　　（一）完善规划、实施政策后评估，引导电站健康发展 　　能源主管部门应进一步完善相关政策文件要求，适度加大抽蓄电站发展力度，促进抽蓄电站持续健康有序发展。要在规划、核准新建抽蓄电站时，引入效果评价机制，并对现有抽蓄电站实际利用效果进行综合评估，防止盲目建设和资源浪费，避免不必要的成本增长；要做好选点规划，统筹协调电网与抽蓄电站的配套建设，减少网络约束，保证抽蓄电站发挥应有作用；要落实投资主体责任，强化电网、电站批复刚性约束，对长期不落实、整改不到位的企业实施项目进行限批。 　　（二）加快实施两部制电价，利用市场机制挖掘功能潜力 　　建议价格主管部门会同有关部门根据《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》(发改价格〔2014〕1763号）制定具体实施方案，推动两部制电价尽快实施。积极探索市场化机制，通过投资主体竞争，降低建设成本，形成市场化的容量电价；通过辅助服务补偿及调峰交易手段，形成市场化的电量电价，实现常规电源与抽蓄电站的互利共赢；通过市场交易方式，招标用电低谷时期抽水电量，适当降低抽水电价，进一步消纳负荷低谷时段的风电、水电等可再生能源。 　　（三）制定标准规程，进一步发挥抽蓄电站作用 　　国家能源局派出机构会同电力调度机构根据抽蓄电站运行要求和特点，综合考虑系统顶峰需求、低谷深度调峰、电网事故备用和可再生能源全额保障性收购等因素制定调度标准，防止“建而不用”或“过度使用”。电力调度机构要根据有关规定，抓紧制定具体调度运行规程，报国家能源局及所在地派出机构备案。抽蓄电站要严格执行调度指令，规范运行行为，同时加强设备管理，合理制定检修计划，确保随调随用。 　　（四）吸引社会投资，促进抽蓄电站投资建设市场化 　　建议国家发改委会同国家能源局出台配套政策，落实《国务院关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》（国发〔2014〕60号），建立多元化的投资机制，鼓励社会资本投资，促进抽蓄电站投资建设市场化。研究推行抽蓄电站和核电、风电等项目协调配套投资及运营管理模式，实现项目联合优化运行，促进优势互补、良性互动，减少资源浪费。 　　（五）加强监管考核，确保政策落地 　　国家能源局派出机构要加大抽蓄电站运行调度等情况的监管力度，建立健全监管和考核机制，明确考核标准及监管措施，定期发布运行调度情况和监管考核信息。加强日常监管，重点对顶峰发电、调峰、调频、事故备用、可再生能源消纳以及价格成本等情况进行检查，促进抽蓄电站规范运行。 　　附表：华北、华东区域抽水蓄能电站基本情况表 二〇一五年四月",华北华东区域抽水蓄能电站运营情况监管报告,000019705/2015-00046,国家能源局,2015-04-16,,,
229,"2017-09-17 22:20:23",国家能源局关于印发《水电站大坝安全定期检查监督管理办法》的通知,2015-05-19,"国能安全〔2015〕145号国家能源局关于印发《水电站大坝安全定期 检查监督管理办法》的通知各派出机构，大坝中心，各有关电力企业： 　　为了规范水电站大坝安全定期检查工作，提高大坝安全监督管理水平，确保大坝运行安全，我局制定了《水电站大坝安全定期检查监督管理办法》。现印发你们，请依照执行。 　国家能源局 2015年5月6日 水电站大坝安全定期检查监督管理办法 　　第一章 总 则 　　第一条 为了加强水电站大坝（以下简称大坝）运行安全监督管理，规范大坝安全定期检查（以下简称大坝定检）工作，根据《水电站大坝运行安全监督管理规定》，制定本办法。 　　第二条 大坝定检是指定期对已运行大坝的结构安全性和运行状态进行的全面检查和安全评价。 　　大坝定检范围：挡水建筑物、泄水及消能建筑物、输水及通航建筑物的挡水结构、近坝库岸及工程边坡、上述建筑物与结构的闸门及启闭机、安全监测设施等。 　　大坝定检应当按照“系统排查、突出重点、全面评价”的原则，客观、公正、科学地评价大坝安全状况。 　　第三条 本办法适用于以发电为主、总装机容量五万千瓦及以上的大、中型水电站大坝定检及其监督管理工作。 　　国家法律法规另有规定的，从其规定。 　　第四条 大坝定检一般每五年进行一次。首次定检后，定检间隔可以根据大坝安全风险情况动态调整，但不得少于三年或者超过十年。 　　大坝首次定检应当在工程竣工安全鉴定完成五年期满前一年内启动；工程完建后五年内不能完成竣工安全鉴定的，应当在期满后六个月内启动首次大坝定检。 　　第五条 国家能源局大坝安全监察中心（以下简称大坝中心）负责定期检查大坝安全状况，评定大坝安全等级。 　　电力企业应当按照要求做好大坝定检相关工作，落实大坝定检经费。 　　第六条 国家能源局负责大坝定检的综合监督管理。 　　国家能源局派出机构（以下简称派出机构）负责辖区内大坝定检的监督管理。 　　第二章 定检程序及要求 　　第七条 大坝中心应当制定并实施大坝定检规划和年度计划。 　　第八条 大坝中心应当根据大坝实际情况，组织大坝定检专家组（以下简称专家组）进行大坝定检。 　　专家组一般由六至九名技术水平较高、工程经验丰富并且具有高级工程师以上职称的专家组成，技术问题特别复杂的大坝可适当增加专家数量。专家组应当至少有一名参加过拟定检大坝上一次定检工作或熟悉该大坝的专家，但直接参与大坝建设或管理的专家和电力企业推荐的专家总人数不应当超过专家组总人数的三分之一。 　　第九条 专家组应当分析大坝以往运行状况与工作性态，提出定检工作重点，确定定检工作大纲。 　　第十条 电力企业应当按照专家组意见总结上次大坝定检或工程竣工安全鉴定以来大坝运行状况和维护情况，提出运行总结报告。 　　第十一条 电力企业应当按照专家组意见对大坝进行现场检查，并且提出现场检查报告。 　　专家组应当对大坝安全重点部位和重要事项进行现场核查。 　　第十二条 专家组应当针对大坝具体情况，从以下方面选择确定必要的专项检查项目，提出检查内容和技术要求： 　　（一）地质复查； 　　（二）大坝的防洪能力复核； 　　（三）结构复核或者试验研究； 　　（四）水力学问题复核或试验研究； 　　（五）渗流复核； 　　（六）施工质量复查； 　　（七）泄洪闸门和启闭设备检测和复核； 　　（八）大坝安全监测系统鉴定和评价； 　　（九）大坝安全监测资料分析； 　　（十）结构老化检测和评价； 　　（十一）需要专项检查和研究的其他问题。 　　对经过多次定期检查的大坝，上述（一）至（七）项在上次定期检查时已查清，且上次定期检查以来主要影响因素无不利变化，可以不再进行专项检查。 　　第十三条 电力企业应当按照专家组意见，组织开展专项检查，提出专项检查报告并且经过专家组审查。 　　国家及相关部门对专项检查有资质要求的，专项检查承担单位应当具备相应资质。承担单位应当按照专家组的要求开展工作，提交满足大坝安全评价技术要求的技术成果。 　　第十四条 专家组应当根据大坝实际运行情况，对大坝的结构性态和安全状况进行综合分析，全面评价大坝安全状况，提出大坝定检报告。 　　大坝定检报告应当包括以下主要内容： 　　（一）工程概况； 　　（二）历次大坝定检（或竣工安全鉴定、枢纽工程专项验收）意见落实情况； 　　（三）本次大坝定检工作情况； 　　（四）大坝设计、施工质量评价（仅对首次大坝定检）； 　　（五）大坝运行和检查情况； 　　（六）专项检查（研究）成果； 　　（七）大坝安全评价及大坝安全等级评定意见； 　　（八）存在问题和处理意见； 　　（九）运行中应当重点关注的部位和问题。 　　第十五条 大坝定检报告应当评定大坝安全等级，对工程缺陷与隐患提出处理要求。 　　重要函件公文、收集的现场资料与试验数据、专题论证以及咨询报告等均应当作为大坝定检报告的附件。 　　专家组成员对存在问题和评价结论的意见不一致时，应当写入大坝定检报告。 　　第十六条 大坝中心应当对专家组提出的大坝定检报告在三个月内进行审查，在六个月内形成大坝定检审查意见（以下简称审查意见）。审查意见应当包括大坝基本情况、定检工作情况、大坝安全评价及大坝安全等级评定结果、存在的问题及处理意见、运行中应当重点关注的部位和问题。 　　大坝中心应当将审查意见通知电力企业，并且抄送有关派出机构。对于首次定检或安全等级发生变化的大坝，大坝中心应当将审查意见报送国家能源局。 　　第十七条 大坝定检时间一般不超过一年半。对于工程相对复杂、安全问题突出、风险较大的大坝，大坝定检时间可以适当延长，但不得超过两年半。 　　大坝定检时间以专家组首次会议为起始时间，以印发大坝定检审查意见为结束时间。 　　第三章 监督管理 　　第十八条 电力企业应当针对定检发现的问题，根据大坝除险加固有关规定，按照大坝定检审查意见提出的处理意见和要求，制定整改计划，限期完成补强加固、更新改造等整改工作，并且将整改计划及整改结果及时报送大坝中心，抄送有关派出机构。 　　对存在重大缺陷与隐患的大坝，电力企业应当进行大坝险情评估，并且完善大坝险情预测和应急预案。 　　第十九条 大坝中心应当加强定检组织，严格专家组管理，督促和指导电力企业按照要求开展大坝定检相关工作、落实大坝定检审查意见、及时完成整改工作。 　　第二十条 派出机构对不按照要求开展大坝定检相关工作，以及不按照规定及时开展病坝治理、险坝除险加固等重大安全隐患治理和风险管控工作的电力企业，依法处理。 　　第二十一条 国家能源局应当定期通报大坝定检情况。 　　第四章 附 则 　　第二十二条 水电站的引水发电建筑物、通航建筑物及其附属设施，可以参照本办法相关要求进行安全定期检查。 　　第二十三条 大坝安全特种检查和以发电为主、总装机容量小于五万千瓦小型水电站的大坝定检，参照本办法执行。 　　第二十四条 大坝安全等级按照《水电站大坝运行安全监督管理规定》第二十一条分为正常坝、病坝和险坝三级。 　　第二十五条 大坝定检和特种检查的收费标准按照公示基准价格确定。 　　第二十六条 大坝中心应当根据本办法制定相关配套文件。 　　第二十七条 本办法自发布之日起施行。原国家电力监管委员会《水电站大坝安全定期检查办法》（电监安全〔2005〕24号）同时废止。","国家能源局关于印发《水电站大坝安全定期检查监督管理办法》的通知 国能安全〔2015〕145号",000019705/2015-00045,国家能源局,2015-05-06,,,
230,"2017-09-17 22:20:26",国家能源局综合司关于公布2015年全国水电站大坝管理单位安全责任人名单的通知,2015-05-18,"　　　　国能综安全〔2015〕225号 国家能源局综合司关于公布2015年全国水电站大坝管理单位安全责任人名单的通知 各派出机构，大坝中心，各有关电力企业： 　　根据《水库大坝安全管理条例》、《水电站大坝运行安全监督管理规定》（国家发展改革委令第23号）有关要求，现将电力行业480座已注册登记和备案的水电站大坝运行单位及主管单位的安全责任人名单予以公布（详见附件）。 　　有关电力企业要进一步完善水电站大坝安全责任制，落实大坝安全第一责任人的具体责任，健全大坝安全管理机构和职责，健全大坝安全管理制度标准，配备必要的专业技术人员并保证安全生产投入，强化风险管控和应急管理，建立与有关地方政府、防汛主管部门等单位的应急联动和协调机制，确保大坝运行安全和社会公共安全。有关派出机构要切实履行水电站大坝安全监管职责，与当地人民政府密切配合，加强辖区内水电站大坝运行安全监管。大坝中心要加强对运行水电站大坝的技术监督服务和安全监管的技术支撑，不断提升水电站大坝运行安全监督管理能力和水平。 　　附件：2015年全国已注册登记和备案水电站大坝运行单位和主管单位安全责任人名单 　　国家能源局综合司 2015年5月4日","国家能源局综合司关于公布2015年全国水电站大坝管理单位安全责任人名单的通知 国能综安全〔2015〕225号",000019705/2015-00044,国家能源局,2015-05-04,,,
231,"2017-09-17 22:20:36",国家能源局发布4月份全社会用电量,2015-05-14,"    5月14日，国家能源局发布4月份全社会用电量等数据。     4月份，全社会用电量4415亿千瓦时，同比增长1.3%。     1-4月，全国全社会用电量累计17316亿千瓦时，同比增长0.9%。分产业看，第一产业用电量248亿千瓦时，同比下降2.6%；第二产业用电量12305亿千瓦时，下降0.8%；第三产业用电量2287亿千瓦时，增长7.9%；城乡居民生活用电量2477亿千瓦时，增长4.0%。     1-4月，全国发电设备累计平均利用小时为1277小时，同比减少111小时。其中，水电设备平均利用小时为866小时，增长57小时；火电设备平均利用小时为1462小时，减少158小时。     1-4月，全国电源新增生产能力（正式投产）2428万千瓦，其中，水电300万千瓦，火电1399万千瓦。     附：全国电力工业统计数据 全国电力工业统计数据一览表 指  标  名  称 计算单位 本月 本月止累计 绝对量 增长 绝对量 增长 全国全社会用电量 亿千瓦时 4415 1.3 17316 0.9 其中:第一产业用电量 亿千瓦时 77 -4.2 248 -2.6      第二产业用电量 亿千瓦时 3226 -1.3 12305 -0.8          工业用电量 亿千瓦时 3171 -1.1 12079 -0.8                轻工业用电量 亿千瓦时 575 2.0 2014 1.9                重工业用电量 亿千瓦时 2597 -1.7 10065 -1.3      第三产业用电量 亿千瓦时 538 11.2 2287 7.9      城乡居民生活用电量 亿千瓦时 575 8.9 2477 4.0 6000千瓦及以上电厂发电设备容量 万千瓦 　 　 134048 8.9     其中:水 电 万千瓦 　 　 26613 7.9          火 电 万千瓦 　 　 92452 6.4          核 电 万千瓦 　 　 2105 34.1          风 电 万千瓦 　 　 10110 24.0 全国供电煤耗率 克/千瓦时 　 　 309 -5.8 全国线路损失率 ％ 　 　 4.77 -0.2 全国供热量 万百万千焦 　 　 141261 2.7 全国供热耗用原煤 万吨 　 　 8440 -0.4 全国供电量 亿千瓦时 　 　 14971 0.4 全国售电量 亿千瓦时 　 　 14257 0.6 全国发电设备累计平均利用小时 小时 　 　 1277 -111      其中：水电 小时 　 　 866 57            火电 小时 　 　 1462 -158            风电 小时 　 　 672 17 全国发电累计厂用电率 % 　 　 5.2 -0.12      其中：水电 % 　 　 0.4 -0.01           火电 % 　 　 6.1 0.35 电源基本建设投资完成额 亿元 　 　 763 　 其中:水电 亿元 　 　 173 　            火电 亿元 　 　 225 　            核电 亿元 　 　 126 　 电网基本建设投资完成额 亿元 　 　 866 　 发电新增设备容量 万千瓦 　 　 2428 　 其中：水电 万千瓦 　 　 300 　             火电 万千瓦 　 　 1399 　 新增220千伏及以上变电设备容量 万千伏安 　 　 6782 　 新增220千伏及以上线路长度 千米 　 　 9894 　",,,,,2015-05-14,国家能源局发布4月份全社会用电量,国家能源局
232,"2017-09-17 22:20:43",国家能源局综合司关于评选2014年度能源软科学研究优秀成果奖的通知,2015-05-07,"国能综法改〔2015〕217号 　　特 急 国家能源局综合司关于评选2014年度能源 软科学研究优秀成果奖的通知 各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局），国家能源局各派出机构和各直属事业单位，有关行业协会、能源企业、高校和研究机构： 　　根据《国家能源局软科学研究优秀成果奖奖励办法》，国家能源局组织开展2014年度能源软科学研究优秀成果奖评选。现将有关事项通知如下。 　　一、申报范围 　　申报成果须为2014年度内结题并应用的能源软科学研究项目。研究内容主要包括： 　　（一）能源软科学基础理论、应用理论和方法； 　　（二）能源战略、规划、产业政策，以及能源立法、体制改革； 　　（三）电力、煤炭、石油天然气和新能源领域的重大问题； 　　（四）能源行业节能、环保和资源综合利用； 　　（五）能源国际合作、对外开放和境外资源开发利用等； 　　（六）能源预测预警系统、信息系统建设等； 　　（七）其他相关能源问题研究。 　　二、申报程序 　　能源软科学研究优秀成果奖实行单位推荐申报制度，原则上每个单位限推荐1项成果，个别研究能力强的单位可放宽至2项，但应为不同领域或专业的成果。（承担国家能源局委托课题，可不占本单位指标） 　　推荐单位包括： 　　（一）国家能源局机关各部门、各派出机构、直属事业单位； 　　（二）各省（自治区、直辖市）能源主管部门； 　　（三）国务院国资委管理的企业及其他大型能源企业； 　　（四）在民政部注册的能源行业协会和学会，各研究机构、各高等院校。 　　三、申报成果形式 　　（一）重大课题研究（咨询）报告； 　　（二）调查研究报告； 　　（三）其他。 　　四、申报时间 　　申报时间为2015年5月1日-8月1日。 　　五、申报材料 　　（一）2014年度能源软科学研究优秀成果奖申报书10份及电子版（申报书见附件）； 　　（二）成果正文、附件材料10份及电子版； 　　（三）成果摘要（3000字以内）10份及电子版； 　　（四）成果应用情况及证明。 　　请将以上四项材料的文字版内容装订成10套完整的书面申报材料（其中一套资料申报书须加盖红章，其余9套可以是复印件）报送至国家能源局法制和体制改革司综合处。 　　六、评选和奖励 　　国家能源局法制和体制改革司组织成立专家评审组。专家评审组依据《国家能源局软科学研究优秀成果奖奖励办法》，评审并提出一、二、三等奖获奖建议名单。国家能源局审定并公示后，对获奖单位和个人颁发获奖文件、奖牌和证书。 　　七、几点说明 　　（一）凡存在知识产权争议的，对成果完成单位或完成人有争议的，已获得省部级及以上奖励的，不应申报、推荐。 　　（二）申报成果如有密级，推荐单位必须按保密要求对成果作必要的处理后再申报。 　　（三）请申报单位认真审核成果缩写版，评奖工作结束后，我们将编制《获奖成果摘要汇编》，供有关方面参考。成果摘要的水平和准确性由申报单位负责。 　　（四）根据《国家能源局软科学研究优秀成果奖奖励办法》第二章第六条规定，申报成果的完成单位不超过5个，获奖个人不超过10人。此外，申报成果的第一完成单位须为申报单位，且为第一完成人所在单位。 　　（五）评审出的获奖成果在公示期内，只受理异议，不受理申报单位对成果完成单位和完成人名单的调整诉求。 　　八、联系方式 　　国家能源局法制和体制改革司综合处 　　联 系 人：接道群、高楠 　　电 话：010-66597499、010-66597422 　　传 真：010-66026865、010-66021913 　　邮 箱：nyrkxyj@163.com 　　通信地址：北京市西城区西长安街86号912室（邮编：100031） 　　附件：2014年度能源软科学研究优秀成果奖申报书 国家能源局综合司 2015年4月28日","国家能源局综合司关于评选2014年度能源软科学研究优秀成果奖的通知 国能综法改〔2015〕217号",000019705/2015-00039,国家能源局,2015-04-28,,,
233,"2017-09-17 22:20:49","国家能源局 国家煤矿安全监察局关于做好2015年煤炭行业淘汰落后产能工作的通知",2015-05-07,"国能煤炭〔2015〕95号国家能源局 国家煤矿安全监察局关于 做好2015年煤炭行业淘汰落后产能工作的通知 有关省、自治区、直辖市人民政府，新疆生产建设兵团： 　　根据《国务院关于进一步加强淘汰落后产能工作的通知》（国发〔2010〕7号）和《工信部 国家发展改革委 国家能源局等部门关于印发淘汰落后产能工作考核实施方案的通知》（工信部联产业〔2011〕46号）要求，经研究，现将2015年煤炭行业淘汰落后产能工作有关事项通知如下： 　　一、淘汰煤炭落后产能是优化煤炭产业结构的重要手段，是控制煤炭总量的重要举措，对转变煤炭发展方式、提高煤炭生产力水平具有重要意义。各地要充分认识此项工作的重要性，加强组织领导，采取切实有效措施，加大监督检查力度，加快工作进度，确保完成2015年淘汰落后产能计划（附后）。 　　二、请按照《国务院办公厅关于进一步加强煤矿安全生产工作的意见》（国办发〔2013〕99号）和《国务院办公厅关于促进煤炭行业平稳运行的意见》（国办发〔2013〕104号）等文件要求，逐步淘汰9万吨/年及以下煤矿；对非法违法开采和不具备安全生产条件的煤矿，坚决予以关闭；对安全基础条件差且难以改造，以及煤与瓦斯突出等灾害严重的小煤矿，要加强监管，加快引导其退出煤炭生产领域；支持具备条件的地区淘汰30万吨/年以下煤矿；对具备资源优势和改造提升条件的小煤矿，鼓励其参与煤矿企业兼并重组，实施改造升级。 　　三、请认真组织淘汰落后产能煤矿的检查验收，并将淘汰煤炭落后产能完成情况通过省级人民政府网站向社会公告。公告中安全生产许可证编号、淘汰完成时间等内容应据实填写。 　　四、各地方有关部门要继续完善煤炭行业淘汰落后产能相关政策，强化环境保护、安全生产、职业健康等对落后产能的约束，推进淘汰煤炭落后产能工作落实。要加强对拟退出煤矿和长期停产停建煤矿的日常监管，防止非法违法生产。 　　附件：2015年煤炭行业淘汰落后产能计划国家能源局 国家煤矿安全监察局 2015年3月26日","国家能源局 国家煤矿安全监察局关于做好2015年煤炭行业淘汰落后产能工作的通知 国能煤炭〔2015〕95号",000019705/2015-00037,国家能源局,2015-03-26,,,
234,"2017-09-17 22:20:53","国家能源局 国家煤矿安全监察局关于严格治理煤矿超能力生产的通知",2015-05-07,"国能煤炭〔2015〕120号 国家能源局 国家煤矿安全监察局 关于严格治理煤矿超能力生产的通知 有关省（区、市）、新疆生产建设兵团煤矿安全监管部门、煤炭行业管理部门，省级煤矿安全监察机构： 　　近年来，有关部门和地方认真贯彻落实国务院关于煤炭行业脱困工作部署，围绕遏制煤炭产量无序增长采取了一系列措施，煤矿生产秩序有所好转。但是部分煤矿超能力生产仍然突出，影响煤炭市场供需平衡。为严格治理煤矿超能力生产，营造市场公平竞争环境，促进煤炭行业脱困，经研究，自即日起到2015年底，开展严格治理煤矿超能力生产专项活动，现就有关事项通知如下： 　　一、超能力生产违背煤矿生产规律，是煤矿安全重大隐患，同时严重扰乱市场公平竞争秩序，加剧煤炭供需失衡矛盾。各产煤地区有关部门要进一步增强责任感和紧迫感，切实履行各自职责，紧密结合工作实际，坚决打击煤矿超能力生产等违法违规生产行为，有效规范煤矿生产秩序。 　　二、所有生产煤矿必须按照公告生产能力组织生产，合理安排年度、季度、月度生产计划。煤矿全年产量不得超过公告的生产能力，月度产量不得超过月度计划的110%；无月度计划的，月度产量不得超过公告生产能力的1/12。企业集团公司不得向所属煤矿下达超过公告生产能力的生产计划及相关经济指标。 　　三、对煤矿当月产量超过当月允许产量上限的（月度产量计划的110%或公告生产能力的1/12），应严格按照《国务院关于预防煤矿生产安全事故的特别规定》（国务院令第446号）要求进行处理。处理结果要通过新闻媒体、政府网站等途径及时向社会公开。 　　四、各地煤炭行业管理部门、煤矿安全监管部门要会同煤矿安全监察机构制定检查方案，明确检查方法、检查频次，对出现过超能力生产或可能存在超能力生产的煤矿进行重点监督检查，督促煤矿严格控制产量，防止超能力生产。各地检查方案请于4月底前报国家能源局和国家煤矿安监局。 　　五、各地煤炭行业管理部门要认真落实煤矿生产能力登记公告制度，完善常态化工作机制，为严厉打击煤矿超能力生产打好基础。各地要进一步提高煤矿生产能力登记公告工作的时效性和准确性，及时对建成投产或生产能力发生变化的煤矿登记建档、变更信息，并通过相关网站进行公告。 　　六、要积极发挥行业协会等组织对企业的约束作用，强化行业自律，引导煤矿企业依法依规组织生产。鼓励社会公众和媒体对煤矿超能力生产行为进行监督，及时核实查处群众举报、媒体曝光的煤矿超能力生产行为。 　　七、各地煤炭行业管理部门、煤矿安全监管部门和煤矿安全监察机构要将治理煤矿超能力生产作为日常监管的重要内容，加强组织领导，建立健全联合执法机制，形成工作合力。各地要将查处煤矿超能力生产与隐患排查治理等重点检查、专项检查、定期检查活动有效结合，加大监督检查力度，提高工作效率。省级煤炭行业管理部门、煤矿安全监管部门要会同煤矿安全监察机构在每季度首月10日前将上一季度辖区内煤矿超能力生产监督检查及问题查处情况上报国家能源局、国家煤矿安监局。 国家能源局 国家煤矿安全监察局 2015年4月13日","国家能源局 国家煤矿安全监察局关于严格治理煤矿超能力生产的通知 国能煤炭〔2015〕120号",000019705/2015-00038,国家能源局,2015-04-13,,,
235,"2017-09-17 22:21:03",国家能源局关于印发《煤炭清洁高效利用行动计划（2015-2020年）》的通知,2015-05-05,"国能煤炭[2015]141号 国家能源局关于印发《煤炭清洁 高效利用行动计划（2015-2020年）》的通知 各省、区、市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、煤炭行业管理部门： 　　为贯彻中央财经领导小组第六次会议和新一届国家能源委员会首次会议精神，落实《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014-2020年）的通知》（国办发〔2014〕31号）和《关于促进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的意见》（国能煤炭〔2014〕571号）要求，加快推动能源消费革命，进一步提高煤炭清洁高效利用水平，有效缓解资源环境压力，特制定《煤炭清洁高效利用行动计划（2015-2020年）》，现印发你们，请按照执行。 国家能源局 2015年4月27日","国家能源局关于印发《煤炭清洁高效利用行动计划（2015-2020年）》的通知 国能煤炭[2015]141号",000019705/2015-00036,国家能源局,2015-04-27,,,
236,"2017-09-17 22:21:12",国家能源局关于印发“十二五”第五批风电项目核准计划的通知,2015-04-28,"　 特 急 国能新能[2015]134号国家能源局关于印发“十二五”第五批 风电项目核准计划的通知 各省（区、市）、新疆兵团发展改革委（能源局），各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、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、中国神华集团公司、中国长江三峡集团公司、华润集团公司、中国节能环保集团公司、中国广核集团公司、水电水利规划设计总院、电力规划设计总院、中国风能协会、国家可再生能源中心： 　　为认真做好风电发展工作，促进能源结构调整，推动能源生产和消费革命，根据《政府核准投资项目管理办法》和《国家能源局关于加强和完善风电项目开发建设管理有关要求的通知》的要求，统筹考虑风能资源、电力市场及各地区发展状况，各省（区、市）编制完成了“十二五”第五批风电项目核准计划。现予以公布，并就有关事项通知如下： 　　一、根据各省（区、市）市场消纳能力和前期工作的情况，经充分沟通协商，各省（区、市）能源主管部门自主提出了列入“十二五”第五批风电核准计划的项目共计3400万千瓦。考虑到一季度新疆（含兵团）、吉林、辽宁等省（区）弃风限电比例增加较快，暂不安排新增项目建设规模，待上述省（区）弃风限电问题有效缓解后另行研究制定。 　　二、分散式接入风电项目由各省（区、市）严格按照分散式接入风电的技术标准自行核准建设，不再纳入核准计划下发，建成后按有关规定纳入国家补贴目录。 　　新疆百里风区、四川省凉山州、甘肃通渭和宁夏风电基地项目以及制氢示范项目按照统一部署的建设方案由相关省（区、市）确定项目业主后，有序推进项目建设，不再纳入年度计划下发，建成后按有关规定纳入国家补贴目录。 　　支持黑龙江省在西部地区，按照不增加当地弃风率的原则，开展市场化配置资源的招标试点工作。 　　晋北、锡林郭勒、准东等需通过跨省或跨区输电通道集中外送的地区，由相关省（区）抓紧开展规划研究工作，待建设方案和消纳技术方案确定后，根据输电线路的建设进度尽快启动项目建设。 　　三、请各省（区、市）发展改革委（能源局）加强组织协调，认真落实项目建设条件，特别是电网接入条件和消纳市场，督促项目建设单位深化前期工作，按规定及时核准项目建设。2015年内须完成列入计划项目的核准工作，未核准的项目将取消核准计划，不得置换。年度计划的执行情况将作为安排下一年度建设规模的基本依据。 　　同时，各省（区、市）发展改革委（能源局）要加强项目审批管理，项目业主单位要选取有开发实力、工程经验丰富、管理团队能力较强的企业，严禁不具备开发意愿和开发实力的企业获取资源后违法违规倒卖批文等行为。 　　四、各省（区、市）发展改革委（能源局）要高度重视项目建设过程中的质量监督、环境保护和项目建成后的运行管理工作，采取有效措施确保项目建成之后所发电量的全额上网。2015年将按照各省（区、市）能源主管部门提出的年度风电利用小时数和运行指标进行考核，并作为下次安排年度建设规模的基本依据。 　　五、各派出机构要加强后续监管工作，重点对项目核准过程中违法违规倒卖批文、设备招投标、质量监督、项目接入电网以及建成后的并网运行等工作开展监管，以确保项目建设合法合规进行，以及项目建成后能够及时接入电网和所发电量的全额优先上网。 　　六、各电网公司要积极配合做好列入核准计划风电项目的配套电网建设工作，落实电网接入和消纳市场，及时办理并网支持性文件，加快配套电网送出工程建设，确保风电项目建设与配套电网同步投产和运行。 　　七、各风电投资开发企业要认真做好核准计划内风电项目的建设工作，高度重视环境保护和工程建设质量，按计划完成风电建设任务。对已列入核准计划且在核准计划规定的时间范围内未能完成核准的项目须说明原因。 　　附表：各省（区、市）“十二五”第五批拟核准风电项目计划表 国家能源局 2015年4月24日","国家能源局关于印发“十二五”第五批风电项目核准计划的通知 国能新能[2015]134号",000019705/2015-00031,国家能源局,2015-04-24,,,
237,"2017-09-17 22:21:13",国家能源局综合司关于进一步做好可再生能源发展“十三五”规划编制工作的指导意见,2015-04-28,"　　特 急 国能综新能〔2015〕177号 国家能源局综合司关于进一步做好可再生能源 发展“十三五”规划编制工作的指导意见 各省（区、市）发展改革委（能源局），国家发展改革委能源研究所、水电水利规划设计总院、电力规划设计总院、国家可再生能源中心、国家地热能中心、国家海洋技术中心、风能协会、光伏专委会，有关研究机构： 　　为促进可再生能源产业持续健康发展，做好“十三五”可再生能源发展工作，根据《可再生能源法》及国家能源局“十三五”能源规划工作方案，统筹考虑能源、电力规划及水电、风电、太阳能、生物质能等专项规划，现就进一步做好可再生能源发展“十三五”规划编制工作，提出如下指导意见： 　　一、高度重视可再生能源发展“十三五”规划的研究编制工作 　　可再生能源发展“十三五”规划是能源发展“十三五”规划的重要组成部分，是调整优化能源结构、转变能源发展方式的重要内容，是“十三五”时期指导可再生能源产业持续健康发展的纲领性文件，对理顺可再生能源发展思路、明确可再生能源发展目标、优化可再生能源产业布局、促进可再生能源持续健康发展具有重要意义。 　　各地区、各有关部门要高度重视编制可再生能源发展“十三五”规划的重要意义，紧紧围绕推动能源生产和消费革命、打造中国能源升级版的战略部署，把做好可再生能源规划作为转变能源发展方式、调整能源结构的重要任务，科学提出可再生能源发展目标，明确可再生能源重大项目、重点任务、重大利用措施以及体制机制创新方案，为实现2020年非化石能源消费占比15%和2030年非化石能源消费占比20%的战略目标、推动能源生产和消费革命、促进国民经济和社会可持续发展提供重要保障。 　　二、规划编制的工作重点 　　（一）突出转变能源发展方式和推动能源结构调整方向。要围绕2020年非化石能源消费占比15%、2030年非化石能消费占比20%的战略目标以及2020年各省（区、市）需完成的可再生能源电力配额指标要求，结合能源、电力增长需求和环境约束条件，在“十三五”时期，充分发挥非化石能源的替代作用，大力推动能源结构调整。“三北”和“西南”等地区新增用电需求主要以可再生能源供应为主，中东部地区主要以非化石能源和外来电为主。各地区要明确提出本地区“十三五”时期非化石消费占一次能源消费的比重目标，作为能源规划、电力规划和可再生能源规划中的关键发展指标，要提出非化石能源装机占全部装机的比重、非化石能源发电量占全部发电量的比重等具体考核指标，并相应提出煤炭消费比重及火电装机控制性指标，做好规划目标的衔接工作。 　　（二）要科学论证“十三五”期间各类可再生能源发展目标。要系统总结本地区“十二五”可再生能源规划执行情况和可再生能源发展现状，认真分析本地区可再生能源资源特点和条件，结合市场消纳能力、电网送出条件以及技术进步趋势，在能源总体规划框架下，研究提出“十三五”时期本地区可再生能源发展的总体目标和水电、风电、太阳能发电、生物质发电以及各类非电可再生能源的发展目标，明确本地区可再生能源发电量占全社会用电量的比重，以及可再生能源消费占一次能源消费的比重，建立相应的指标体系，纳入本地区电力、能源以及经济社会发展“十三五”规划，我局将按照《可再生能源法》的规定，依据全国可再生能源规划目标，结合各地区提出的规划目标及规划主要内容，提出各地区可再生能源规划发展目标的意见，商有关部门后作为各地区可再生能源的发展目标。 　　（三）认真研究本地区“十三五”时期可再生能源重点任务和重大项目布局。“十三五”时期，要继续坚持“集中式与分布式并举、本地消纳与外送相结合”的发展方针，统筹研究可再生能源发展重点任务和重大项目布局。“三北”、“西南”等可再生能源资源丰富地区，要提出水电、风电、太阳能发电基地及重大项目，科学论证基地及重大项目规模、布局和消纳市场，明确开发时序。中东部地区要发挥市场优势，积极开发利用当地可再生能源资源，做好风能、太阳能、生物质能和地热能利用的布局工作，落实好分散式风电和分布式光伏发电建设任务。已批复的抽水蓄能选点规划和海上风电发展规划省份，要结合规划明确项目建设规模、建设布局。具备开展太阳能热发电的省份，要提出太阳能热发电基地及重点区域布局。要优化各类可再生能源利用方式，因地制宜发展生物质成型燃料、沼气及太阳能热水器等非电可再生能源。结合本地区实际，继续规划建设清洁能源示范省、新能源示范城市、绿色能源示范县等，提出更高可再生利用水平（如100%可再生能源）示范区的规划设想，以及扩大示范和深化推动发展机制创新的设想和建设。结合电力体制改革，规划建设若干以智能电网、物联网和储能技术为支撑、新能源发挥重要作用的微电网示范工程或新能源综合供能区域。 　　（四）统筹好可再生能源本地消纳和外送电需求。要把落实可再生能源发电的消纳市场作为编制可再生能源规划的核心任务。把提高可再生能源消纳能力作为编制能源、电力规划的重要内容。积极开展各类促进可再生能源消纳的示范项目规划，挖掘本地区消纳可再生能源的潜力。统筹协调好大型可再生能源基地和跨省跨区输电通道规划建设，充分利用跨省跨区输电通道最大限度送出可再生能源。可再生能源资源丰富地区可根据资源条件和市场消纳情况，提出若干可再生能源送出专线需求，纳入本地区可再生能源及能源、电力发展规划，及时向我局报送纳入国家能源规划的建议。 　　（五）加快可再生能源技术装备和产业体系建设。各有关研究单位要围绕可再生能源产业链建设、技术研发、人才培养和服务体系配套等方面，进一步加强可再生能源产业体系研究。系统分析“十三五”时期海上风电、太阳能热发电技术、太阳能工业供热技术、生物质供热、地热供热、风电供热技术、海洋能等技术发展前景。以技术进步为核心，着力提高可再生能源装备制造能力，研究建立国家、地方和企业共同构成的多层次可再生能源技术创新模式，培育具有自主知识产权的可再生能源产业体系，提出对国家完善可再生能源行业人才培养机制和加强配套产业服务体系建设的有关建议。 　　（六）研究提出支持可再生能源发展的配套政策和保障体系。加快推进职能转变，简政放权，合理下放可再生能源审批权限，明确审核条件和标准，规范简化审批程序，加强事中事后监管。完善可再生能源管理体系，建立省级政府可再生能源开发建设和运行管理一体化管理体系。结合电力体制改革总体部署，率先开展体制机制改革试点。提出各地区发展可再生能源配套政策措施和保障体系，明确本地区对发展可再生能源的土地、税收等优惠政策，提出本地区对可再生能源发展的支持措施。 　　三、编制规划的主要任务及时间安排 　　（一）2015年6月底前完成各地区规划建议初稿和国家规划专题研究工作。各省（区、市）能源主管部门在已有规划研究工作基础上，认真组织本地区可再生能源发展“十三五”规划研究工作，提出规划初稿。特别是应尽早提出希望列入全国能源规划、电力规划和可再生能源规划的重大可再生能源发电基地、重大示范项目和重大机制创新的规划建议。国家可再生能源中心等研究机构及行业协会要按照任务分工和规划编制需要，开展国家可再生能源发展“十三五”规划专题研究工作，形成相关课题研究成果。规划期为2016-2020年，发展目标展望到2030年。各有关单位于2015年6月底前，将各地区规划初稿和相关课题研究成果报送国家能源局新能源司。 　　（二）2015年9月底前形成全国规划初稿。国家能源局新能源司组织有关单位，在各地区、各研究机构及行业协会规划建议稿及相关课题研究成果基础上，编制全国可再生能源发展“十三五”规划初稿，并与国家相关规划衔接后，于2015年9月底前印发全国可再生能源发展“十三五”规划初稿，征求各地区、各有关部门意见建议。 　　（三）2015年12月底前形成全国规划送审稿。各省（区、市）能源主管部门对全国可再生能源发展“十三五”规划初稿提出意见建议，并于2015年10月底前，将意见反馈国家能源局，国家能源局将根据各地区和有关部门意见建议完善规划初稿，12月底前，形成规划送审稿，按程序批准后印发实施。 　　（四）各地区完成本地区规划。各省（区、市）能源主管部门在全国可再生能源发展“十三五”规划印发两月内，按照全国可再生能源发展“十三五”规划以及我局会同各省（区、市）人民政府商定的各行政区域可再生能源开发利用目标和其他规划内容的衔接情况，修改完善本地区可再生能源发展“十三五”规划，经本级人民政府批准后，报国家能源局备案。 　　四、有关工作要求 　　（一）加强组织协调。国家能源局委托国家可再生能源中心牵头编制国家可再生能源发展“十三五”规划，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院、国家地热能中心、国家海洋技术中心及相关企业做好配合工作。各省（区、市）能源主管部门应成立相应工作机构，组织本地区相关部门及企业参与规划编制工作。 　　（二）做好规划衔接。要按照规划编制工作统一部署，做好可再生能源规划与能源总体规划、能源专项规划，省级可再生能源规划与国家可再生能源规划，可再生能源规划与城乡、国土、环保、交通等相关规划之间的衔接，确保规划的科学性和可操作性。 　　（三）广泛征求意见。规划编制过程中，要加强调查研究，对规划方案进行科学论证。要通过专题研讨、座谈研讨、专家论证和公开征求意见等方式，广泛听取各方意见和建议，确保规划研究论证充分。 　　（四）及时提供资料。各地区、各行业协会要积极配合，按照规划编制工作安排，及时协助国家可再生能源中心统计各地区可再生能源发展目标、重大项目及工程情况，提交规划所需各类基础数据和资料，参与“十三五”规划系列研讨会和征求意见会议。 　　各地区、各相关单位收到通知后，请按照要求尽快开展可再生能源发展“十三五”规划编制工作。国家能源局将根据进度安排和工作需要，适时召开会议协调推进规划编制相关工作。 　　附件：全国可再生能源发展“十三五”规划研究专题及分工 国家能源局综合司 2015年4月13日","国家能源局综合司关于进一步做好可再生能源发展“十三五”规划编制工作的指导意见 国能综新能〔2015〕177号",000019705/2015-00030,国家能源局,2015-04-13,,,
238,"2017-09-17 22:21:20",国家能源局关于开展全国光伏发电工程质量检查的通知,2015-04-28,"国能新能[2015]110号　　国家能源局关于开展全国光伏发电工程质量检查的通知 各省（自治区、直辖市）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，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司，水电水利规划设计总院、鉴衡认证中心、中国质量认证中心、中国电力科学研究院： 　　为进一步贯彻《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》精神，加强光伏发电工程质量管理，我局决定组织开展光伏发电工程质量检查工作，并制定了质量检查工作方案，现印发各相关单位参照实施。 　　请水电总院牵头负责整体组织检查工作，并具体负责工程建设运行质量检查工作；请鉴衡认证中心、中国质量认证中心分地区负责开展主要设备质量检查工作；请中国电科院重点参与光伏发电项目有关并网工作的建设运行质量检查。 　　请光伏电站和分布式光伏重点检查省（区）按工作方案要求组织项目企业做好配合工作。请其他省（区、市）按照工作方案要求采取自查或委托其它机构检查的形式开展工作。请水电总院在2015年7月底前将检查成果报送国家能源局，请非重点省在2015年7月底前将各省检查成果报送国家能源局。 　　联系人：邢翼腾 庄 昆 　　电 话：010-68555840/5870 68555050(传真) 　　邮 箱：zk1823@163.com 　　附件：光伏发电工程质量检查工作方案 　　国家能源局 　　2015年4月7日 　　","国家能源局关于开展全国光伏发电工程质量检查的通知 国能新能[2015]110号",000019705/2015-00023,国家能源局,2015-04-07,,,
239,"2017-09-17 22:21:21","国家能源局 国家安全监管总局关于推进电力安全生产标准化建设工作有关事项的通知",2015-04-28,"国能安全〔2015〕126号 国家能源局 国家安全监管总局关于推进 电力安全生产标准化建设工作 有关事项的通知 国家能源局各派出机构，各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团安全生产监督管理局，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，各有关单位： 　　按照国务院安委会的统一部署，国家能源局会同国家安全监管总局积极推进电力安全生产标准化建设工作（下简称“标准化建设”），相继出台了《关于深入开展电力安全生产标准化工作的指导意见》、《电力安全生产标准化达标评级管理办法》等规范性文件，并印发了发电企业、电网企业、电力工程建设项目和电力勘测设计、建设施工企业等标准化规范和达标评级标准，形成了较为完善的标准化达标评级制度和标准体系。按照工作要求，电力企业全面推进标准化建设，截至2014年底，全国大中型发电企业基本完成达标评级任务，电网企业、电力工程建设项目和电力勘测设计、建设施工企业标准化建设稳步推进。通过标准化建设工作，进一步提高了电力企业本质安全水平和防范事故能力。 　　为贯彻落实新颁布的《中华人民共和国安全生产法》和国务院简政放权工作要求，结合电力安全生产标准化标准规范体系已经较为完备的实际情况，决定自本通知印发之日起，电力安全生产标准化建设工作由电力企业按照电力安全生产标准化标准规范自主开展，国家能源局及其派出机构不再组织电力企业安全生产标准化达标评级工作。现将有关事项通知如下。 　　一、标准化建设工作由电力企业自主开展。电力企业要落实《中华人民共和国安全生产法》等法律法规，按照相关标准规范，强化自主管理，继续加强安全生产标准化建设。要将标准化建设作为企业日常安全管理的重要内容，结合本单位实际和安全风险预控体系建设，进一步完善安全生产管理标准、作业标准和技术标准，全方位和持续改进地开展标准化建设工作，促进企业安全生产水平的不断提升。 　　二、电力企业要认真贯彻落实《国务院安全生产委员会关于加强企业安全生产诚信体系建设的指导意见》（安委〔2014〕8号）和《电力安全生产监督管理办法》（国家发展改革委令第21号），依法依规、诚实守信开展标准化建设工作。国家能源局派出机构、各地安全监管部门对未开展标准化建设的电力企业，应责令其限期完成；对拒不开展标准化建设和弄虚作假的，应将其列入安全生产不良信用记录；对未开展标准化建设和按照相关标准规范自评未达到70分（小型发电企业除外），并发生电力事故的，依法依规责令其停产整顿。 　　三、电力企业要对照电力安全生产标准化规范及标准，结合日常安全大检查工作，按照“边查边改”的原则，每年组织开展标准化自查自评工作，并将经上级单位审批的自评报告抄送当地派出机构，作为开展标准化工作的依据。 　　国家能源局及其派出机构不再受理现场查评申请，不再颁发证书和牌匾。目前已经开展第三方现场查评工作（含一级标准化）的，经专家审核后，由有关派出机构在6月30日前公示、确认。 　　四、能源监管机构、各地安全监管部门要加强监督指导，结合日常安全监管工作，通过安全生产风险预控体系建设、安全生产诚信体系建设、安全检查、专项监管和问题监管等方式，督促电力企业开展标准化建设工作。要结合电力安全事故（事件）调查处理，查找电力企业标准化建设工作中存在的突出问题，依法依规予以处理。 　　五、国家能源局、原国家电监会、国家安全监管总局印发的关于电力安全生产标准化建设方面的相关文件与本通知有不一致的，按照本通知执行。 　　国家能源局 国家安全监管总局 2015年4月20日","国家能源局 国家安全监管总局关于推进电力安全生产标准化建设工作有关事项的通知 国能安全〔2015〕126号",000019705/2015-00028,国家能源局,2015-04-20,,,
240,"2017-09-17 22:21:24",“六打六治”打非治违专项行动及电力建设施工安全情况通报,2015-04-23,"“六打六治”打非治违 专项行动及电力建设施工安全情况通报 国家能源局二○一五年四月 　　为贯彻落实国务院安委会《关于集中开展“六打六治”打非治违专项行动的通知》（安委[2014]6号）要求，国家能源局印发了《关于印发电力行业贯彻落实国务院安委会集中开展“六打六治”打非治违专项行动实施方案的通知》（国能综安全〔2014〕663号）（以下简称《通知》）。按照《通知》要求，结合电力工程建设领域开展的预防坍塌事故专项整治“回头看”活动和燃煤发电机组环保设施改造施工安全专项督查，组织开展了全国电力行业“六打六治”打非治违专项行动。根据督查情况，形成此报告。 　　一、基本情况 　　2014年4-11月，国家能源局按照国务院安委会的要求，召开视频会议部署了全国电力行业“六打六治”打非治违专项行动、燃煤机组环保改造施工安全专项督查、工程建设领域预防坍塌事故专项整治“回头看”工作。 　　各电力企业在能源监管机构的组织下，按要求开展了企业内部“六打六治”等专项行动。绝大部分企业能够根据本单位实际情况制定具有针对性和操作性的实施方案，成立专项活动领导小组，提出总体要求和行动目标，明确检查重点和工作职责，认真开展自查活动，对发现的问题制定整改计划，落实相关整改措施。 　　国家能源局电力安全监管司会同中国电力建设企业协会，成立专家组重点抽查浙江2个、新疆5个、陕西4个、江苏3个，合计四省（区）14个电力工程项目，共发现存在的问题722例，其中综合管理类问题272例，占比37.7%，现场专项管理类问题450例，占比62.3%。 　　二、重点抽查发现的问题 　　（一）现场脚手架管理不规范，存在较大安全隐患 　　督查发现，现场脚手架存在问题77例，占10.7%，主要表现在脚手架搭设未编制施工方案，方案审批不符合规定，脚手架搭设、验收不规范。 　　1. 陕西略阳发电有限责任公司新建机组工程，施工单位西北电建四公司冷却塔脚手架作业层护栏、挡脚板设置不齐全，脚手架验收牌缺失使用时间，部分扫地杆缺失，施工人员步道防滑条设置不合理，脚手架剪刀撑设置跨距过大，循环水泵房脚手架已出现变形，临边无隔离防护措施。 　　2. 新疆玛纳斯发电有限责任公司#7、#8机组电除尘改造、尿素制备间等工程，总承包单位新疆中翰电力科技有限责任公司制氨车间外墙脚手架通道坡度不符合扣件式钢管脚手架技术规范要求，通道梯阶步距过大，脚手架未设剪刀撑、外侧无立网、内侧未封闭，脚手板未满铺、绑扎。 　　（二）对特种设备、起重作业及特种设备操作人员疏于监管，存在人员无证上岗，起重机有塌陷倾翻风险问题 　　督查发现，特种设备作业问题53例，占比7.3%，主要表现在部分建设单位和监理单位对现场特种设备进场及使用和特种设备操作人员疏于监管，把关不严；施工单位的起重机无准入检验资料、起重作业专项方案或作业指导书未经过编审批，无安全技术交底和防碰撞专项措施，人员无证上岗等。 　　1. 浙江台州电厂#8号机组改造工程，锅炉燃烧器改造施工单位北京巴布科克威尔科克斯有限公司租用的流动式起重机（苏G50701）未签订租赁合同及安全生产协议，起重机无型号标识，吊钩无高度限位器，现场检查时，无安全检验合格证，支腿处地面已现裂纹，未落实支腿处地下管网情况（旁临较多管道井盖），存在塌陷倾翻风险。 　　2. 陕西略阳发电有限责任公司新建机组工程，西北电建四公司施工现场，未见两台塔机、一台施工升降机、一台门式起重机检验报告、安全检验合格证、使用登记证。 　　（三）施工现场安全管理混乱，事故隐患较多 　　督查发现，施工现场存在问题共291例，占40.3%。主要表现在施工现场高处作业、基坑作业、交叉作业、动火作业、防火防爆等危险作业监控不严，施工现场防护设施缺失和不符合要求，消防与用电管理不规范，安全标识缺乏，现场安全巡视缺失、堆放混乱等，事故隐患较多。 　　1.陕西华电蒲城发电有限责任公司#1、#2、#3、#4机组脱硝改造工程，施工单位陕西华电工程公司1#脱硝施工区域安全防护栏杆缺失，北侧边坡未进行有效支护；施工单位陕西泰和电力建设有限公司#3脱硝炉后烟道下部结构施工，左右两侧平台有人行走、作业，但其临边未设置安全防护栏杆或安全扶绳，#3、#4机组脱硝施工现场，无消防器材。 　　2. 浙江北仑2#燃煤机组烟气脱硝工程，施工单位浙江省工业设备安装集团有限公司联合风机改造现场0米进出口通道未设置明显的出入口标识及警示标识。 　　3.新疆玛纳斯发电有限责任公司#7、#8机组电除尘改造、尿素制备间等工程，总承包单位新疆中翰电力科技有限责任公司现场临时用电配电箱接地线脱落，木工用电锯无接地保护，机械无防雨棚、锯片上方无防护装置，现场临时用电未进行日常巡检。 　　（四）现场监理履职不到位，监理过程存在走过场问题 　　督查发现，监理履职不到位问题42例，占比4.8%，主要表现在监理单位未对总承包单位和施工单位的资质进行审查，对特种设备及特种作业人员疏于监管，方案审核、现场旁站等履职不到位普遍存在。 　　1. 江苏华电戚墅堰发电有限公司二期扩建工程，监理单位山西和祥建通工程项目管理有限公司未建立进场的特种设备和特种作业人员管理台账，未对起重机安装关键工序进行旁站监督，无相关旁站记录内容。 　　2、浙江台州电厂#8号机组改造工程，监理单位浙江电力建设监理有限公司对《吸收塔除雾器改造方案》审核把关不严，应增加《火电厂烟气脱硫吸收塔施工及验收规程》DL/T5418-2009、《火电厂烟气脱硝规程施工验收技术规程》DL/T5257-2010、《建筑施工扣件式钢管脚手架安全技术规范》JGJ130－2111、强制性条文等规范；应增加施工用电、压力容器内照明电压、灯具等相关内容，应有专项防火方案或措施、人员防护服装的要求，方案内应有消防器材、逃生通道布置图，防腐施工后如需二次打磨时的防火措施。 　　（五）资质审查不严，存在无资质和超资质范围施工、违规分包问题 　　督查发现，资质问题40例，占比5.5%，主要表现在建设、监理单位对承包（分包）单位、施工单位资质审查不严，现场使用无资质或超资质范围的分包单位，总承包单位与分包单位合同签订不规范，存在违规分包现象。 　　1. 华能新疆阜康热电有限责任公司#1、#2机组脱硝、脱硫改造工程，建设单位华能新疆阜康热电有限责任公司、监理单位新疆康赛电力工程监理公司对总承包福建龙净环保工程有限公司资质及条件审查不严，审查记录不全；总承包单位福建龙净环保工程有限公司未对分包（土建、防腐分包）单位进行资质审查。 　　2. 陕西渭河发电有限公司#3、#4机组环保改造工程，总承包中电投远达环保公司与分包单位重庆江津夏强建筑安装有限责任公司的合同双方签订人无法人委托书。 　　（六）安全管理制度不健全，安全生产费用使用不规范 　　督查发现，此类问题共126例，占比17.5%，主要表现在安全管理制度不完善或落实不到位，部分参建单位制定的安全目标低于建设工程目标，大部分单位没有制定安全目标保证措施或措施执行不到位；建设单位普遍存在未对总承包单位和施工单位安全生产费用使用情况进行跟踪核查，总承包单位、施工单位、专业分包单位和劳务分包单位未建立安全生产费用使用管理台账和进行有效管理。 　　1. 浙江台州电厂#8号机组改造工程， 总承包单位浙江天地环保工程有限公司、监理单位浙江电力建设监理有限公司、施工单位浙江华业电力工程股份有限公司未建立规范的安全生产规章制度，未规范组织对安全生产规章制度的宣贯学习，未严格执行规章制度，未规范制定安全生产费用使用计划、未规范建立安全生产费用使用管理台帐。 　　2. 江苏南热发电有限责任公司#1机组环保改造工程，总承包单位中国华电工程（集团）有限公司、杭州天明环保工程公司，施工单位河南四建股份有限公司隐患排查制度内容不全面，未定期组织安全生产管理人员、工程技术人员等相关人员排查事故隐患；未对排查出的隐患进行分析评估，确定隐患等级、采取有效的治理措施。 　　（七）应急预案不完整，应急管理不到位 　　督查发现，应急预案编制和管理方面问题29例，占4%，主要表现在大部分单位应急预案体系不健全，编制不规范，存在应急人员不落实（只定岗位）、人员调走或岗位变动后，预案未及时修订和完善；部分单位的应急预案未经评审、缺少必要的演练和应急培训。 　　1. 江苏华电戚墅堰发电有限公司二期扩建工程，施工单位江苏电建一公司未制定突发事件应急管理规定，未编制现场处置方案，未配备针对性的应急救援器材、设备，未对应急装备、物资定期检查、检测和维护。 　　2.江苏省电力公司经济研究院扬州北500KV变电站工程，建设单位江苏省电力公司经济研究院、施工单位江苏送变电公司、监理单位江苏宏源监理公司编制总体应急预案不全面，未编制人身伤害等专项应急预案。 　　3. 浙江北仑2#燃煤机组烟气脱硝工程，施工单位河南防腐企业集团有限公司制定处置方案不全，缺少火灾、人身伤亡现场应急处置方案，没有组织相关演练。 　　（八）未按要求组织安全教育培训，职工安全意识淡薄 　　督查发现，培训教育存在问题36例，占比5%，主要表现在未按规定进行教育培训或培训走过场，教育培训课时不够、内容不全，重要岗位未进行培训和取证，职工安全意识淡薄。 　　1.浙江北仑2#燃煤机组烟气脱硝工程，总承包单位北京国电龙源环保工程有限公司、施工单位宁波富仕达电力工程有限责任公司、河南省防腐企业集团有限公司无培训计划，从业人员未按要求组织安全教育培训，入场安全教育未分级进行，安全教育培训台帐不规范，主要负责人和安全生产管理人员未按规定再培训。 　　2. 陕西渭河发电有限公司#3、#4、#5、#6机组环保改造工程，总承包湖南永清股份有限公司、东方电气集团东方锅炉股份有限公司、中电投远达环保有限公司未建立安全教育培训台帐，部分相关人员未按培训要求取得教育培训合格证书。 　　3.江苏南热发电有限责任公司#1机组环保改造工程，总承包单位江苏海德节能科技有限公司、杭州天明环保工程公司，施工单位河南四建股份有限公司、河北亿能烟塔工程有限公司未对工作票签发人、工作负责人、工作许可人进行安全培训、考试。 　　三、监管意见　　工程参建各相关单位要继续深入推进“六打六治”打非治违等专项行动，进一步落实企业安全主体责任，认真、细致、全面地开展集中整治工作；对发现的问题和隐患，要制定整改计划、方案，明确整改责任人，落实整改资金，限期整改到位。严重影响到安全生产的重大隐患，立即停产整顿。对于查出的主要问题，监管意见如下： 　　（一）强化脚手架的管理，防范坍塌事故的发生 　　工程参建各相关单位要规范脚手架及模板支撑系统搭设拆除等危险性较大的分部分项工程安全专项施工方案的编制审核程序，应按规范进行验收，禁止无方案、方案未审批或未交底就开始施工；要严格执行脚手架搭设人员持证上岗制度；监理单位要加强对脚手架搭设及施工作业等各环节危险因素的管控，对于在脚手架方案审批、搭设过程中发现的问题要及时予以纠正，问题严重时要立即下令停工整改。 　　（二）强化现场起重作业与特种设备的管理，加强对施工起重机械作业各环节危险因素的监控和管理 　　工程参建各相关单位要加强特种设备及特种作业的管理，制定现场特种设备入场准入管理制度，建立特种作业人员的管理台账，保证特种作业人员资格的有效性。施工单位要严格审查特种设备安装单位资质及作业人员的资格及能力，杜绝人员无证上岗；规范起重机械安装拆除过程，加强对施工起重机械作业各环节危险因素的管控；监理单位要严格审核特种设备安、拆专项方案的编制，对关键工序要进行旁站监理。 　　（三）强化施工现场管理，防范人身伤亡事故发生 　　工程参建各相关单位要强化对现场高处作业、交叉作业、施工用电，防火防爆的监督，突出重要环节、关键部位和重点区域等人身伤亡事故多发、易发危险点的防护措施落实情况，要针对不同建设阶段的特点、难点和关键点，认真做好风险辨识和隐患排查，堵塞管理漏洞，完善现场安全设施的设置与管理，加大过程监督的力度，对施工现场实施标准化作业，规范化管理。 　　（四）强化现场监理制度，认真履行安全监督职责 　　工程参建各相关单位要制定监理大纲，完善现场监理组织机构，合理配置现场安全监理人员，加强培训取证工作，对危险性较大的作业工序和环节进行旁站监理，加强对分包单位的资质审查和大型机械、特种设备的准入监管，完善监理记录。 　　（五）强化分包管理、资质审查，坚决清退无资质或超越资质范围的施工队伍 　　工程参建各相关单位要进一步完善分包管理制度，严格施工队伍资质审查，做到施工队伍的资质条件和作业人员能力符合要求，严格执行施工队伍人员入场培训规定和上岗规定；严禁对主体工程进行分包，严禁层层转包或违法分包，对资质不符合的施工队伍要给予清退。 　　（六）强化落实安全管理制度和岗位责任制，加强隐患排查治理 　　工程参建各相关单位要健全安全管理机构，合理配备安全生产管理人员，加强安全管理制度的执行力、监督力和处罚力度；加大隐患排查力度，对反复出现的安全隐患和重大安全隐患要严加考核，找出根源，制定整改措施；要建立安全生产费用使用管理台账，建设单位在与施工单位签订施工合同时，要明确安全生产费用的提取比例，并明确专款专用，建设单位和监理单位要监督施工单位安全生产费用的使用情况。 　　（七）强化应急管理，提高应急处置能力 　　工程参建各相关单位要结合当地季节特点和工程实际，进一步健全应急管理体系，完善预警机制，细化应急措施，提高应对自然灾害的能力。要结合工程项目特点，进行危险源与风险分析，制定完善各类专项预案，积极开展应急演练，做好应急预案的全员教育、培训工作，真正将应急预案转化为实际的应急处置能力，严防事故发生。 　　（八）强化安全培训宣传教育，提高施工人员安全意识 　　工程参建各相关单位要充分认识培训教育的重要性，制定安全教育培训计划，严格落实三级安全教育和企业主要负责人、项目负责人、安全管理人员及特种作业人员持证上岗制度，加强新入厂人员的培训，提高现场作业人员的安全意识和自我防范意识。 　　国家电网公司、华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，中国电建、中国能建、神华集团、浙江能源及有关单位要统一部署、落实责任、明确要求，责成所属各单位，针对此次重点抽查发现的问题，比照上述整改要求同标准开展整改。 　　本次未抽查到省（自治区、直辖市）的电力工程，要认真对照上述问题，举一反三，积极开展自查自纠，强化施工安全管理，确保电力建设工程施工安全。 　　2015年，国家能源局及其派出机构将继续深化开展全国电力行业“六打六治”打非治违等专项行动，并适时组织现场督查。",“六打六治”打非治违专项行动及电力建设施工安全情况通报,000019705/2015-00026,国家能源局,2015-04-10,,,
241,"2017-09-17 22:21:28",电力建设工程质量专项监管报告,2015-04-20,"P.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } LI.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } DIV.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } P.MsoFooter { FONT-SIZE: 9pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; LAYOUT-GRID-MODE: char; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; tab-stops: center 207.65pt right 415.3pt } LI.MsoFooter { FONT-SIZE: 9pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; LAYOUT-GRID-MODE: char; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; tab-stops: center 207.65pt right 415.3pt } DIV.MsoFooter { FONT-SIZE: 9pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; LAYOUT-GRID-MODE: char; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; tab-stops: center 207.65pt right 415.3pt } .TRS_PreAppend P { FONT-SIZE: 12pt; MARGIN-LEFT: 0cm; MARGIN-RIGHT: 0cm; FONT-FAMILY: 宋体 } P.a { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; TEXT-INDENT: 21pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } LI.a { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; TEXT-INDENT: 21pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } DIV.a { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; TEXT-INDENT: 21pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } P.ListParagraph { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; TEXT-INDENT: 21pt; FONT-FAMILY: Calibri; TEXT-ALIGN: justify } LI.ListParagraph { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; TEXT-INDENT: 21pt; FONT-FAMILY: Calibri; TEXT-ALIGN: justify } DIV.ListParagraph { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; TEXT-INDENT: 21pt; FONT-FAMILY: Calibri; TEXT-ALIGN: justify } .TRS_PreAppend DIV.Section1 { page: Section1 } .TRS_PreAppend OL { MARGIN-BOTTOM: 0cm } .TRS_PreAppend UL { MARGIN-BOTTOM: 0cm } 电力建设工程质量专项监管报告 国家能源局 二○一五年四月 　　为进一步加强电力建设工程质量监督管理，理顺电力工程质量监督管理体制，规范电力质监机构行为、督促电力建设工程参建各方落实主体责任，确保工程质量，按照《国家能源局关于印发2014年下半年重点专项监管工作计划的通知》和《关于开展电力工程质量专项监管督查工作的通知》的要求，国家能源局自2014年7月至10月组织开展了电力建设工程质量专项监管，对辽宁、吉林、安徽、山西、江西、甘肃、湖南、贵州、内蒙古（蒙东地区）等省区进行了督查，其中江西省作为能源局驻点督查地区。根据各地督查情况，形成此报告。 　　一、基本情况 　　国家能源局于2014年7月底在江西南昌召开启动会，制定专项监管实施方案，成立专项监管督查组,全面部署专项监管工作。辽宁、吉林、安徽、山西、江西、甘肃、湖南、贵州、内蒙古（蒙东地区）等省区所辖派出机构按照总体安排和要求，结合当地实际开展了现场检查。 　　本次专项监管主要内容包括《国家能源局关于加强电力工程质量监督工作的通知》(国能安全[2014]206号)贯彻落实情况、《电力工程质量监督检查大纲》和系列规章制度贯彻落实情况、工程建设各方主体责任落实情况、工程建设质量情况以及监督机构工作开展情况等五个方面。本次专项监管现场督查工程主要侧重于220千伏及以上输变电工程和大容量、大机组发电工程，以及风电工程和垃圾发电工程。 　　现场督查按照突出重点、以点带面、点面结合的工作原则开展检查，并采取听取汇报、查阅资料、现场查验、抽查实测、跟踪检查、座谈评议等方式，同时，对影响工程质量安全的关键部位，委托检测机构进行了随机抽样检测。 　　从本次专项监管和现场督查情况看，大部分电力工程质量监督机构、电力工程建设单位及参建各方都比较重视工程质量监督管理工作，能够依法履行工程质量监督和管理职责，保持质量管理体系有序运转，在电力建设规模不断扩大的情况下，总体保持了电力工程质量基本受控和持续健康发展。《国家能源局关于加强电力工程质量监督工作的通知》（国能安全〔2014〕206号）印发后，大部分单位能够积极行动，进一步规范工程质量管理行为，努力提升工程质量监督管理工作水平。 　　但是，本次专项监管现场督查也发现许多亟待解决的问题。据统计，本次专项监管督查，共检查工程项目81项，检查组共发现问题935例，其中质量管理方面问题477例，实体质量方面问题458例。所发现问题中，涉及输变电工程方面的问题363例，火电建设工程方面问题151例，水电建设工程方面问题60例，风电建设工程方面问题320例，垃圾发电工程方面问题41例。现场督察组在监管督查过程中，共下发整改通知书65份，下达停工令2份。 　　督查发现问题按工程类别统计如下： 　　从以上表格可以看出，管理性问题和实体质量问题各占一半；管理性问题中110千伏及以下输变电工程和风电工程占比较大；实体质量问题中风电工程较为突出。 　　针对上述问题，现场督查组已要求受检单位立即制定整改计划，限期整改。 　　二、存在的主要问题 　　（一）部分工程项目基本建设和质量监管程序执行不到位，存在开工前未进行质量监督注册、违规投运等问题 　　督查发现，此类问题共46例，占所发现问题的4.9%，主要表现在部分建设工程未在开工前进行质量监督注册、边设计边施工、工程未经验收即投入运行，不符合基本建设程序和验收规程。尤其是部分风电、光伏发电、垃圾发电等可再生能源项目建设工程不履行质量监督手续现象比较突出。 专栏1：基本建设和质量监督程序方面存在的问题n 湖南新能源株洲龙亭龙凤风电场工程，110千伏升压站建设单位中水电新能源株洲风力发电有限公司在未进行单位工程验收、未成立启动验收委员会、未办理移交生产交接手续、站内消防设施未取得消防部门投入使用许可的情况下即投运接入电网。n 淮南-南京-上海1000千伏交流特高压工程（安徽标段），建设单位安徽省电力公司在初步设计文件未获得审查批复的情况下，提前出版施工图并组织施工，不符合“先勘察、后设计、再施工”的基本建设程序，且未及时办理质量监督注册手续。n 国电龙源贵州公司威宁龙头山、大海子风电建设工程，建设单位龙源贵州风力发电有限公司未按规定申请办理工程质量监督手续，没有规范进行工程启动验收。n 江西大唐抚州电厂建设工程，设计单位广东省电力设计研究院的设计交底中无交底文件、交底程序不规范、交底内容不全面。n 甘肃金昌金泰电力有限公司金川区光伏发电项目、武威航天新能源公司红沙岗第二风电场工程即将投产，建设单位甘肃金昌金泰电力有限公司、武威航天新能源公司仍未进行工程质量监督注册。n 江西南昌泉岭生活垃圾焚烧发电厂建设工程，建设单位江西南昌百玛士绿色能源有限公司在无地基处理与分部工程验收签证，相关地基处理已发生变更但无变更方案的情况下组织验收，违反验收程序。　　（二）监理人员履职不到位，现场监理机构形同虚设 　　督查发现，此类问题共137例，占所发现问题的14.7%，主要表现在大部分监理单位现场监理制度不健全，未制定有针对性的现场监理措施；监理专业人员配置不合理，监理人员素质差，无证上岗；监理项目部未配置齐全的必要检测仪器；监理记录等资料真实性较差。 专栏2：监理机构和人员方面存在的问题n 湖南新能源株洲龙亭龙凤风电场工程，建设单位中水电新能源株洲风力发电有限公司聘用无“电力工程”专业监理资质的湖南江海科技有限公司进行监理，导致建设管理工作混乱，部分工程未验收即投运。n 江西南昌泉岭生活垃圾焚烧发电厂建设工程，监理单位北京五环国际工程管理有限公司锅炉专业的旁站监理计划不完整；锅炉通球旁站监理记录中，后补监理记录现象较多，施工人员、监理人员签字存在逻辑错误。n 湖南临武大冲风电场工程，监理单位达华集团北京中达联咨询有限公司，在风电机组防雷接地分项工程尚未完成、参建单位未能提供耐压试验报告和防雷接地测试报告的情况下，监理单位已对该分项工程填写“全部验收合格”。n 湖南省电力公司攸县电厂-船山500千伏送电线路工程，监理单位湖南电力建设监理咨询有限责任公司的部分监理工程师专业证件不齐全，存在跨专业签字、证件过期等现象。　　（三）资质审核把关不严，违法违规现象突出 　　督查发现，此类问题共73例，占所发现问题的7.8%，主要表现在参建单位存在超越资质范围承接工程以及相关人员无证上岗、跨专业签字等严重违规现象。 　专栏3：参建单位资质和人员资格方面存在的问题n 江西华能安源电厂“上大压小”新建工程，建设单位华能安源发电有限责任公司将现场桩基检测委托给无桩基检测专项资质的江西省电力设计院实施。n 甘肃华电玉门麻黄滩第一风电场工程，施工单位中国水利水电第十工程局有限公司；大唐瓜州北大桥第六风电场工程，施工单位中能建天津建设公司、北京唐浩电力工程技术有限公司、内蒙古第三电力建设工程公司、江苏省电力建设第三工程公司等单位中部分电焊、测量等施工人员无资格证，部分高处作业、起重作业人员等无特种作业资格证，个别试验人员资格证书已过期。n 辽宁大唐国际法库双台子风电场新建工程，风电场集电线路施工单位吉林省利源电力集团有限公司的项目质检员无有效证件，且不是该项目任命的质检员。n 湖南省电力公司攸县电厂-船山500千伏送电线路工程，Ａ标施工单位湖南省电网工程公司的特种作业人员与交底签名人员不一致，现场测量工无资格证书。　　　（四）工程分包管理较为混乱，存在违法转包和违规分包等问题 　　督查发现，此类问题共26例，占所有问题2.7%，主要表现在建设单位对承包单位的承包行为疏于管理；承包单位对分包单位的资质资格把关不严，部分承包单位存在将主体工程违法转包等现象；部分分包队伍管理混乱，人员素质差，无证上岗现象比较普遍，工程质量安全管理不到位。 专栏4：工程分包管理方面存在的问题n 湖南新能源株洲龙亭龙凤风电场工程，110千伏升压站施工单位中水十一局施工项目部将工程违规转包给第三方。n 中电投贵州金元集团毛家河水电站工程，施工单位水电工程三局、广东水电二局对施工分包队伍普遍存在以包代管现象，对分包队伍资质审查不够严格，现场人员未认真进行上岗培训，素质参差不齐，质量管理意识淡薄。n 内蒙古华能通辽努古斯台哈伦呼都噶风电项目35kV集电线路参数测试工程，总承包单位中国能源建筑集团东北电力第一工程公司承揽该工程后，将工程转包给无承装修试资质的铁岭巨力工程机械有限公司。n 内蒙古大唐绥滨吉成风电场一期（49.5MW）工程，总承包单位东北电力第一工程公司承揽该工程后，将主体工程220kV升压站、35kV线路违法分包给佳木斯华为电力（集团）有限公司。n 内蒙古华能昌图老城风电场（48MW）工程电气安装#1标段工程，总承包单位东北电力第四工程公司将主体工程违法分包给河南省防腐保温有限公司，该工程的分包商河南省防腐保温有限公司超资质承接220kV变电所施工。n 内蒙古中广核沽源黄盖淖风电场220kV送出线路工程，总承包单位吉林省利源电力集团有限公司主体工程基础作业、杆塔作业、架线作业违法分包给吉林省瑞福通工程建设有限公司；吉林省瑞福通工程建设有限公超资质承揽220kV线路工程。 　　（五）工程建设强制性标准执行不到位，设计、施工存在违规问题 　　督查发现，此类问题共113例，占所发现问题的12.1%，主要表现在工程建设执行强制性标准方面，各工程项目普遍存在执行标准滞后、更新不及时等问题。在施工过程中，混凝土工程、电气设备接地和检测试验方面存在的违反工程建设强制性标准的问题较为突出。 专栏5：执行强制性标准方面存在的问题n 安徽省电力公司500千伏肥南变电站工程，建设单位安徽省电力公司在《工程建设强制性条文执行计划》中，使用的《建筑施工质量验收统一标准（GB50300-2011）》已经失效。n 山西国锦煤电有限公司一期2×300MW发电工程，建设单位山西国锦煤电有限公司没有明确工程项目采用的技术标准和强制性条文实施要求。n 山西牛家岭风电场工程，设计单位山西意迪光华电力勘测设计有限公司没有按强制性条文要求增加35千伏配电室下部SF6强制通风措施。n 甘肃武威航天新能源公司红沙岗第二风电场工程，建设单位甘肃武威航天新能源公司未制定工程建设标准强制性条文实施、检查计划。 （六）部分质量检测机构管理混乱，检测试验报告内容弄虚作假 　　督查发现，此类问题共41例，占所发现问题的4.4%，主要表现在现场检测没有编制施工检测试验计划、抽样检测比例不合格、检测指标不全以及部分检查资质管理不规范等问题，有的检测机构甚至出具内容不完整的检测报告，严重危及工程质量安全。 专栏6：质量检测行为方面存在的问题n 安徽平圩电厂三期工程，检测单位安徽强化电力工程检测试验有限公司无计量认定证书，部分取样、检测人员的资格证书已失效。n 国网新源丰满水电站重建工程，建设单位国网新源公司丰满大坝重建工程建设局委托的现场试验室为本工程设计单位中水东北勘测设计研究院有限责任公司下设的二级机构，且无独立法人资格，与设计单位存在利害关系，不能满足规定的独立第三方试验室的要求，违反了《建设工程质量检测管理办法》（中华人民共和国建设部令第141号）；施工单位中国水利水电第二工程局有限公司导流洞竖井混凝土浇筑时，未在现场留置试块和进行塌落度测试，不符合混凝土施工规范。n 安徽省电力公司500千伏肥南变电站工程，安徽中昊建材有限公司提供的2014年8月18日混凝土技术资料中无出厂28天强度报告。n 江西华能安源电厂“上大压小”新建工程，施工单位浙江省二建建设集团有限公司、中能建东北电力烟塔公司、河南省第二建设集团有限公司、中能建东北电力第三工程公司、中电建江西省火电建设公司，现场抽查材料到场检验记录中，个别批次钢筋未进行进场检验，即标识“检验合格”；#2炉省煤器等焊口抽查比例检验一览表标识射线、超声检查比例均为25%，不符合标准规定的射线或超声总检查比例100%的规定；厚壁管道焊缝所做的超声波检测，焊缝两侧未清除制造厂用于管道制造焊口防护罩的固定块，超声波检验措施不合格，该超声波检验结论无效。n 辽宁省电力公司抚顺东部220kV环网输电线路工程，监理单位辽宁电力建设监理有限公司基础评级记录中没有试块强度即被评为优良。 　　（七）建设工程质量管控措施不到位，部分工程实体质量问题突出 　　督查发现，此类问题共197例，占所发现问题的21.1%，主要表现在参建单位在设计、施工、检测、验收等各环节的质量管控措施不到位，工程实体质量不合格，较为突出的是混凝土质量控制不合格，试块强度检测不合格，以及电气防雷接地施工工艺不符合规程规范要求等问题，大部分质量监督机构对110千伏以下输变电工程质量监督不到位现象也比较普遍。造成部分工程实体质量问题突出。 专栏7：实体质量方面存在的问题n 贵州黔源电力公司善泥坡水电站项目，施工单位中国水利水电第四工程局施工的大坝混凝土存有泌水严重、粗骨料离析现象，混凝土配合比和拌制质量控制不到位，大坝表孔部位先浇块结构缝采用网格模板存在漏浆问题，造成铜止水周围混凝土不密实，形成渗漏通道；大坝中孔工作弧门、检修闸门、表孔闸门、导流洞封堵门、尾水闸门等经第三方检测制造焊缝均存在质量缺陷，不合格。n 中电投贵州金元集团毛家河水电站工程，施工单位中国水利水电第三工程局、广东水电二局施工的引水隧洞工程部分衬砌段混凝土剥落，钢筋保护层明显不足，造成钢筋出露，影响结构的安全与工程耐久性；外购砂石骨料质量控制和现场堆存管理不符合要求；两岸坝肩处理范围以外自然边坡、进水口边坡顺坡向卸荷裂隙发育，存在崩塌、落石的安全隐患；厂房尾水渠石碴淤积已高出水面，尾水闸前集石槽不能完全满足要求，对尾水闸门结构可能构成损坏，影响机组启动前的提门安全和运行稳定；从大坝芯样情况看，大坝内部存在层间结合不良等问题。n 江西省电力公司抚州110千伏进贤衙前输变电工程，施工单位江西赣东电力实业有限公司完工交付的主变压器，事故放油阀的金属堵板未拆除；主变压器铁芯、夹件的接地引出线，未直接与接地装置连接，不符合规范要求；输电线路8号、11号钢管塔的右侧接地扁钢与塔身连接不符合规范要求。n 贵州电网公司500千伏凯里舟溪变电站新建工程，施工单位广西送变电建设公司施工的部分基础钢筋焊接工艺不满足规程要求，站区公路没有设置变形缝。n 江西九江彭泽泉山46.2MW风电场新建工程，施工单位江西省电力设计院设计的升压站110千伏接地刀闸，未按规定设置接地引下线；升压站避雷针接地引下线未按规范要求施工；4号风机平台无排水沟，回填土夯实密实度不符合规程要求，边坡未作处理；个别混凝土配合比等检测报告检测单位未签字确认，未见混凝土配合比设计报告和28天检测数据。n 辽宁大唐国际法库双台子风电场新建工程，施工单位吉林省利源电力集团有限公司施工的集电线路C线16#塔、713#塔的∠40X3角钢弯曲变形超差，地脚螺栓无防腐措施；已组立铁塔未能可靠接地；接地引线连接存在采用对焊工艺，且焊缝未做防腐处理等问题；35kV开关柜、保护控制屏未固定，基础槽钢未见明显接地；2号主变35kV开关柜进线管型母线吊架未接地，吊架与棚顶固定部位缺少安装螺栓；主要一次电气设备接地端子与接地引线螺栓连接（孔数、孔距、孔径）不符合规范要求；全站户内明敷接地线连接不符合设计和规范要求；户外视频设备支架未接地；户外电缆沟未按设计要求安装等电位接地线。　　（八）工程质量过程控制不到位，部分资料、数据失真 　　督查发现，此类问题共106例，占所发现问题的11.3%，主要表现在工程质量管理资料缺失、部分数据失真、引用的施工标准错误或不完整、后补变更签证资料等，不能真实反映质量管理过程，影响工程质量资料的可追溯性。 专栏8：质量过程控制方面存在的问题n 贵州省电网公司500千伏铜仁碧江变电站工程，施工单位贵州输变电工程公司，工程质量验收验评范围划分表编制不完善，质量控制作业标准审批手续不规范。n 国网新源丰满水电站重建工程，建设单位国网新源公司丰满大坝重建工程建设局技术标准清单缺少部分国家标准，且未履行编制、审查、批准程序。n 甘肃金昌金耀发电有限公司金川区西坡并网光伏发电项目建设单位甘肃金昌金耀发电有限公司、国电酒泉安北第四风电场项目建设单位国电甘肃电力有限公司，没有编制施工质量验收项目划分表，未设定工程质量控制点。n 山西华电朔州热电厂2×350MW工程，施工单位山东电建二公司、山西电建四公司和监理单位山西和祥建通工程项目管理有限公司锅炉浇注料施工记录和旁站记录中，无钢纤维掺入比例，无浇注料搅拌时间、无浇注料从制作到用完的时间、无脱模时间。n 山西电力公司大同东500kV输变电工程，施工单位山西省送变电工程公司、山西省供电工程承装公司电气分项工程验收记录签署日期与实际工作日期不一致。 　　三、监管意见 　　针对专项监管督查中发现的问题，提出如下监管意见： 　　（一）对于严重违规和违反工程建设强制性标准的湖南新能源株洲龙亭龙凤风电场等工程项目，已经责令其停工整改，并依法进行处罚。 　　（二）针对部分工程项目基本建设和质量管理程序执行不到位、开工前未进行质量监督注册、违规投运等问题，责成湖南新能源株洲龙亭龙凤风电场工程、淮南-南京-上海1000千伏交流特高压工程（安徽标段）、国电龙源贵州公司威宁龙头山、大海子风电建设工程、江西大唐抚州电厂建设工程、甘肃金昌金泰电力有限公司金川区光伏发电项目、武威航天新能源公司红沙岗第二风电场工程、江西南昌泉岭生活垃圾焚烧发电厂建设工程的建设、设计单位，按照相关规定，重新组织工程验收和办理工程质量监督注册手续，确保工程基本建设程序和质量管理程序得到有效执行和落实。 　　（三）针对监理人员履职不到位、现场监理机构形同虚设等问题，责成湖南新能源株洲龙亭龙凤风电场工程、江西南昌泉岭生活垃圾焚烧发电厂建设工程、湖南临武大冲风电场工程、湖南省电力公司攸县电厂-船山500千伏送电线路工程的建设单位和监理单位，完善现场监理制度，制定有针对性的现场监理措施；合理配置监理专业人员，加强对监理人员的培训取证工作，配置齐全必要的检测仪器，整理完善监理记录等资料。 　　（四）针对资质审核把关不严，违法违规现象突出问题，责成江西华能安源电厂“上大压小”新建工程、甘肃华电玉门麻黄滩第一风电场、大唐瓜州北大桥第六风电场工程、辽宁大唐国际法库双台子风电场新建工程、湖南省电力电力公司攸县电厂-船山500千伏送电线路工程的建设、施工单位，严格审查参建单位和有关人员的工作资质，加强单位资质和人员资格审核把关，杜绝超越资质范围施工，严禁无证上岗。 　　（五）针对工程分包管理混乱、违法转包和违规分包等问题，责成湖南新能源株洲龙亭龙凤风电场110千伏升压站设备安装工程、中电投贵州金元集团毛家河水电站工程、内蒙古华能通辽努古斯台哈伦呼都噶风电项目35kV集电线路参数测试工程、内蒙古大唐绥滨吉成风电场一期（49.5MW）工程 、内蒙古华能昌图老城风电场（48MW）工程电气安装工程#1标段工程、内蒙古中广核沽源黄盖淖风电场220kV送出线路工程的建设、总承包、施工单位，及时纠正主体工程违法转包和违规分包行为，严格分包合同和安全生产协议的签订与有效执行，严格执行分包队伍人员入场安全教育和考试合格后上岗规定，督促分包队伍完善质量安全管理制度，提高自主安全管理能力。 　　（六）针对工程建设强制性标准执行不到位，设计、施工存在违规问题，责成安徽省电力公司500千伏肥南变电站工程、山西国锦煤电有限公司一期2×300MW发电工程、山西牛家岭风电场工程、甘肃武威航天新能源公司红沙岗第二风电场工程的建设、设计、施工单位，严格落实工程建设标准强制性条文实施措施，确保强制性条文执行有效、到位。 　　（七）针对部分质量检测机构管理混乱，检测试验报告内容弄虚作假等问题，责成安徽平圩电厂三期工程、国网新源丰满水电站重建工程、安徽省电力公司500千伏肥南变电站工程、江西华能安源电厂“上大压小”新建工程、辽宁省电力公司抚顺东部220kV环网输电线路工程的建设单位，督促质量检测单位加强工程质量检测工作，规范检测行为，杜绝弄虚作假，确保检测报告真实、有效。 　　（八）针对建设工程实体质量存在的问题，责成贵州黔源电力公司善泥坡水电站项目、中电投贵州金元集团毛家河水电站工程、江西省电力公司抚州110千伏进贤衙前输变电工程、贵州电网公司500千伏凯里舟溪变电站新建工程、江西九江彭泽泉山46.2MW风电场新建工程、辽宁大唐国际法库双台子风电场新建工程的建设和施工单位，加强设计、施工、检测、验收等各环节工程实体质量过程管控，严格按照工程规程、标准、规范的要求，逐一整改到位。 　　（九）针对质量过程控制不到位，部分资料、数据失真等问题，责成贵州省电网公司500千伏铜仁碧江变电站工程、山西华电朔州热电厂2×350MW工程、国网新源丰满水电站重建工程、甘肃金昌金耀发电有限公司金川区西坡并网光伏发电项目、国电酒泉安北第四风电场项目、山西电力公司大同东500kV输变电工程的建设、监理、施工单位，加强工程质量监督、检查和验收管理，规范工程建设档案管理，完善工程质量监督台账资料。 　　国家电网公司、南方电网公司、华能集团公司、大唐集团公司、国电集团公司、中电投集团公司、中国电建集团公司、中能建集团公司、中广核集团公司及有关单位要督促所属单位及工程，制定整改计划、明确措施和要求，2015年1月底前完成整改工作，并将整改情况按要求报送国家能源局及其派出机构。 　　国家能源局有关派出机构根据有关单位及项目的整改落实情况，适时组织“回头看”。 　　本次督查未涉及到的单位及工程项目，要认真对照上述问题和整改要求，举一反三，积极开展自查自纠，强化工程质量管理，切实保障工程建设质量。 　　四、监管建议 　　针对上述影响电力工程建设质量的诸多问题，为进一步强化电力工程质量监督工作，建议进一步健全电力工程质量监督工作体系和工作机制，明确电力工程质量监督工作的各项保障措施，完善责权分明的政府监督管理体系，从政策法规、标准体系等方面多措并举，统筹电力工程建设管理、勘察设计、施工、工程监理和监督检测等方面的质量管理工作，确保电力工程建设质量，促进电力工业安全健康快速发展。 　　（一）进一步健全电力工程质量监督组织体系 　　督查发现，目前的电力工程质量监督机构绝大部分都设在电力企业内部，在工作中普遍存在机构不健全、人员配置不到位等问题，难以独立、有效地履行政府的质量监督职能，难以做到电力建设工程质量监督全覆盖。建议国家有关部门加快质量监督机构体系建设，在机构设置、人员编制、财政经费方面给予保障，确保电力工程质量监督工作有效开展，保证工程质量管理可控在控，逐步实现由国家能源主管部门归口管理、独立履行质监职责的电力工程质量监督机构组织体系。 　　（二）进一步完善电力工程质量管理协调机制 　　督查发现，在部分地区35千伏及以下输变电工程、垃圾发电等电源工程的质量监督工作中还存在电力工程质量监督机构与地方质量监督机构职能交叉，质监职责不清的问题，造成工作重复、缺位等情况，影响工程建设质量。针对当前我国电力发展速度快、建设规模大、技术难度高、外部风险因素多等实际，建议进一步加强建设、电力、水利、质检等行政主管部门的统筹协调，明确电力工程质量监督管理职责，落实各方监管责任，建立部门间的沟通协调、信息共享和联合执法的长效工作机制，形成监管合力，推动企业履行社会责任，科学有效管控和降低工程质量安全风险。",电力建设工程质量专项监管报告,000019705/2015-00024,国家能源局,2015-04-10,,,
242,"2017-09-17 22:21:32",国家能源局2015年第3号公告,2015-04-15,"2015年 第3号　　依据《国家能源局关于印发<能源领域行业标准化管理办法（试行）>及实施细则的通知》（国能局科技[2009]52号）有关规定，经审查，国家能源局批准《压水堆核电厂用碳钢和低合金钢 第31部分：安全壳用15Mn锻件》等203项行业标准，其中能源标准（NB）106项和电力标准（DL）97项，现予以发布。 　　附件：行业标准目录 国家能源局 2015年4月2日",国家能源局2015年第3号公告,000019705/2015-00021,国家能源局,2015-04-02,,,
243,"2017-09-17 22:21:37",国家能源局法律顾问单位招标启事,2015-04-13,"各有关律师事务所：     为进一步加强我局法制建设，依法履行能源行业监督管理职责，根据《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国律师法》、《中华人民共和国招标投标法》有关规定，我局拟通过招标方式，聘请律师事务所提供法律顾问服务。招标有关事项详见《国家能源局法律顾问选聘招标文件》和《法律顾问服务合同（样本）》 。    国家能源局法制和体制改革司      2015年4月13日          ",,,,,2015-04-13,国家能源局法律顾问单位招标启事,国家能源局
244,"2017-09-17 22:21:40",国家能源局关于2015年能源自主创新和能源装备专项项目初审结果的公示,2015-04-08,"国家能源局关于2015年能源自主创新和能源装备专项项目初审结果的公示　　为了促进能源科技创新、推动能源装备自主化，进一步加强中央预算内投资管理，国家能源局公开组织申报2015年能源自主创新和能源装备专项项目（国能综科技〔2015〕52号）。按照国能综科技〔2015〕52号文确定的专项安排原则、重点支持范围和项目要求，受国家能源局能源节约和科技装备司委托，中国机械工业联合会和中国电器工业协会分别组织专家对各地方（中央企业集团）申报的项目进行了初审，共计70个项目通过初审。现将初审结果（附后）予以公示，公示期为2015年4月8日至4月15日。　　公示期间，任何单位或个人可对公示内容提出书面异议。异议材料应注明真实姓名和联系方式，提出异议的单位或个人应对异议材料的真实性和可靠性负责。对匿名或无具体事实依据的异议，以及涉及自身利益的不正当要求，不予受理。　　联系人及电话：　　齐志新 张彦文 杜文钊 010-68505661 68505550 68502539；张建伟 赵志国 010-88656085 88656858（业务咨询）。赵建新 010-66597373（工作监督） 能源节约和科技装备司 2015年4月8日",国家能源局关于2015年能源自主创新和能源装备专项项目初审结果的公示,000019705/2015-00020,国家能源局,2015-04-08,,,
245,"2017-09-17 22:21:44",国家能源局关于做好2015年度风电并网消纳有关工作的通知,2015-04-07,"　　特 急国能新能[2015]82号国家能源局关于做好2015年度风电并网消纳有关工作的通知各省（自治区、直辖市）发展改革委、能源局，各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、华能、大唐、华电、国电、中电投、中国神华、中国华润、中国长江三峡集团公司、国家开发投资公司、中国核工业集团公司、中国广核集团公司、中国电力建设集团公司、中国能源建设集团公司、中国风能协会、国家可再生能源中心：　　2014年，全国风电弃风限电问题进一步缓解，除新疆自治区外，其它地区弃风限电比例均有所下降。受当年风速偏小等因素的影响，全国风电平均利用小时数同比下降约180小时，但弃风限电问题仍是影响我国风电健康发展的主要矛盾。此外，风电机组和风电场运行管理也面临不少问题，特别是设备故障和风电场非计划停运较为突出，必须引起高度重视。为促进风电产业持续健康发展，做好风电开发利用工作，现将2014年度各省（区、市）风电年平均利用小时数予以公布，并就做好2015年风电并网和消纳工作的有关要求通知如下：　　一、要高度重视风电市场消纳和有效利用工作。做好风电的市场消纳和有效利用工作，是落实“十三五”规划任务，完成15%非化石能源发展目标的重要保障。2015年，华北、东北和西北（简称“三北”）地区投产的风电规模会有较大幅度的提高，风电消纳的形势将非常严峻。各省（区、市）能源主管部门和电网企业要高度重视风电有效利用工作，在深入分析本地区风电消纳形势的基础上，大胆推动体制改革和机制创新，优化本地电网调度运行，协调好风电与自备电厂、供热机组之间的关系，明确不同电源之间的调度次序，结合电力体制改革,各派出机构在我局统一部署下建立健全辅助服务补偿机制，深入挖掘系统调峰潜力，确保风电等清洁能源优先上网和全额收购。要结合资源条件、区域电网运行现状对可再生能源并网运行提出考核性保障指标，切实构建起适应风电等可再生能源大规模并网的电力运行和调度体系。我局将依据各省（区、市）报送的风电并网运行指标对风电并网运行情况进行考核。　　二、认真做好风电建设的前期工作。目前，风电项目核准权限已全部下放地方能源主管部门。前期工作是项目建设管理的重要组成部分，也是编制年度计划的基本依据。各省（区、市）能源主管部门要进一步规范风电项目建设前期工作的管理，引导开发企业扎实开展测风、资源评价等工作，协调有关部门及时落实项目建设选址、用地用海预审等项目核准条件，避免因风能资源评价不充分或土地、选址等建设条件不落实导致项目无法实施。要加强风电项目并网的衔接，明确风电项目接入电网的条件和要求，督促电网企业积极开展已列入年度核准计划或国家重点规划的跨省跨区风电基地项目的接入系统设计和建设工作，确保配套电网设施与风电项目同步建成投产，避免因电力配套设施建设滞后导致的弃风限电。各风电开发企业要加强风能资源测评、地质勘查、微观选址、设备选型和接入系统设计等工作，提高风电项目建设的前期工作质量。　　三、统筹做好“三北”地区风电的就地利用和外送基地的规划工作。“三北”地区是我国风能资源最丰富的地区，有效利用“三北”地区的风能资源是我国风电发展的重要任务。首先要多措并举，加快风能资源的就地利用，同时也必须要注重风电基地建设，利用跨省或跨区输电通道扩大风能资源的配置范围，是我国促进风电规模化的重要措施。内蒙古、新疆、宁夏、甘肃、山西、陕西等省（区）要根据输电通道规划和大气污染防治工作的部署，加快推进与本地区已规划的跨区、跨省输电通道配套的风电基地规划工作，纳入“十三五”时期“三北”地区风电发展规划统筹考虑。要统筹考虑风电开发规模和电网消纳能力，新建风电基地项目需落实电力消纳市场。其中以新能源建设为主的风电基地，要根据输电线路的输送容量确定风电建设规模，确保最大限度的送出清洁能源电力。与煤电基地同步规划建设的风电基地，要最大限度的利用火电机组的调峰能力，在保证电网运行安全的前提下，确保清洁能源电量在外送电量中达到较高比例。电网企业和相关技术咨询机构要结合已有的建设和运行经验，进一步完善风电与火电协调运行跨区送电的技术方案和运行调度规则，确保基地项目建成后的顺利运行。　　四、加快中东部和南方地区风电的开发建设。近年来，推动风电建设向消纳能力强的中东部和南方地区布局的工作已取得了积极成效，目前中东部和南方地区风电并网装机容量已接近风电总装机容量的20%。但这些地区风电建设仍然滞后，必须要更加重视风电的开发建设工作，加快推进风电产业发展。首先要推动技术进步，支持设备企业研发适应中东部和南方地区资源特点的风电设备和运行管理技术。二是要督促开发企业更加重视前期工作，做好风能资源评价和土地利用的协调工作。三要积极完善风电开发建设的技术标准，更加重视水土保持、植被恢复和环境保护等工作，避免风电开发对当地环境造成不利影响。　　五、积极开拓适应风能资源特点的风电消纳市场。为提高本地电网消纳风电的能力，促进风电的就地利用，近年来，在吉林、内蒙古和河北等省（区）开展了风电清洁供暖等示范工作，取得了良好的效果。“三北”地区各省（区、市）能源主管部门要全面分析本地区风电并网运行现状和供暖需求，在具备条件的地区，结合新城镇建设和新城区开发规划，因地制宜，大胆创新，进一步完善体制机制，积极推广应用风电清洁供暖技术，着力解决周边地区存量风电项目的消纳需求。河北、吉林省要加快推进风电制氢的示范工作，进一步积累经验。同时，要大胆推动技术革新，积极鼓励企业开展其他促进风电就地利用的技术示范工作。　　六、加强风电场的建设和运行管理工作。随着我国风电并网运行规模的迅速增加，必须要高度重视风电场的建设和运行管理工作，不断提高风电产业的整体技术水平以及风电运行与电网的适应性。各设备制造企业要高度重视产品质量，不断提高设备的技术水平和可靠性。各开发企业要加强项目设计、工程建设、运行维护的技术管理，建立完善的风电建设和运行管理体系，提高风电场规划、设计、运输、施工安装、检修维护的专业化服务能力。要加强施工现场监理、机组运行调试、风电场并网检测、项目竣工验收等风电建设各环节的管理，加强技术和质量监督，实行重大项目建设后评估制度。相关技术机构要不断完善风电场建设和运行标准，建立并完善风电产业运行和设备质量信息监测评价系统，对于重大事故和普遍性技术问题，要及时向主管部门报告。　　附件：2014年度各省级电网区域风电利用小时数统计表 国家能源局 2015年3月23日","国家能源局关于做好2015年度风电并网消纳有关工作的通知 国能新能[2015]82号",000019705/2015-00019,国家能源局,2015-03-23,,,
246,"2017-09-17 22:21:51",国家能源局综合司关于做好当前电力安全生产工作坚决遏制电力事故发生的紧急通知,2015-04-02,"　　特 急 国能综安全[2015]115号国家能源局综合司关于做好当前电力安全生产工作 坚决遏制电力事故发生的紧急通知 各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，中电建、中能建集团公司，各有关单位： 　　今年以来，全国发生多起道路交通、消防等重大安全生产事故，给人民群众生命财产造成严重损失，电力行业也发生数起电力安全事故。3月13日，华能北京热电厂#2发电机设备系统着火，造成4台燃煤机组停运。3月14日，北京国电清新环保技术股份有限公司石柱分公司作业人员在重庆大唐国际石柱发电有限责任公司进行脱硫#1石灰石A料仓清理工作时，被石料埋没，造成1人死亡。为做好当前电力安全生产工作，坚决遏制电力事故发生，现就有关要求紧急通知如下： 　　一、落实安全生产主体责任，确保电力系统安全稳定运行。各电力企业要认真贯彻落实党中央、国务院领导同志关于安全生产工作的重要指示批示和全国电力安全生产电视电话会议精神，按照《关于做好当前安全生产工作坚决遏制道路交通消防等重点行业领域重特大事故的紧急通知》（安委办明电〔2015〕4号）要求，全面落实企业安全生产主体责任，坚决克服麻痹松懈思想，进一步做好当前电力安全生产工作，全面深入排查安全隐患和薄弱环节，狠抓安全防范措施落实，坚决预防和遏制电力事故发生，确保电力系统安全稳定运行。 　　二、加强电力安全生产工作，消除各类安全隐患。各单位要针对春季天气干燥、容易引发各类火灾事故，以及清明节临近，野外祭祀动火导致山火风险加大等特点，进一步加强电力安全生产工作，及时排查消除各类安全隐患。电网企业要做好高压电器设备、电缆沟道、输电线路等电力设施的运行维护和防火检查，防范电气设备老化、野外山火等引发线路跳闸，影响供电安全。发电企业要做好重点防火部位的安全检查，切实防止发生燃油罐区、锅炉油系统、天然气系统、氢气系统、氨系统、制粉系统、脱硫系统、电缆、输煤皮带等系统和设备设施着火爆炸事故。燃气电厂要加强燃气设备、管道的安全检查，防止燃气泄露引发火灾事故。 　　三、加强电力建设施工现场安全管理，规范施工现场作业行为。电力企业要加强重要环节、关键部位、重点区域的安全监管，落实施工起重机械装拆、脚手架搭设（拆除）、安全防护设施等专项施工方案，加强对施工起重机械、脚手架工程、模板支撑各环节的管控，有效降低施工现场安全风险，防范人身伤亡事故发生。要做好施工现场及生活办公场所的检查，重点加强可燃材料、易燃易爆危险品管理，防止施工动火引发火灾事故，确保人身和设备安全。要牢固树立“隐患就是事故”的预防理念，加强隐患排查治理工作的组织领导，重点突出作业现场危险源辨识和预防管控，重大危险源的风险辨识、监控预警及措施落实情况等，实现隐患排查、整改、防范的闭环管理长效机制。 　　四、加强与地方政府有关部门沟通协调，及时有效开展应急处置工作。电力企业要加强与消防、气象、林业等地方政府有关部门的沟通协调，做好火险天气的监测预警，配合有关部门做好安全防范工作。要协同公安等地方政府有关部门加大对重点电力设施的安全保护工作力度，严格落实人防、物防和技防措施，严格执行各项安全保卫制度，保证重要发电厂、枢纽变电站和重要输电通道安全。要进一步完善应急预案，做好事故应急救援准备工作。一旦发现火情，要立即启动应急预案并报告消防部门，在确保人员安全的情况下，按照火灾应急预案要求开展应急处置工作；要强化施工现场应急管理，开展有针对性的应急演练，提高电力突发事件应急处置能力，及时有效地处置各类突发事件。 　　五、进一步加强电力安全监管，强化事故查处和责任追究。各派出机构要坚持“四不两直”暗查暗访，加大督导检查力度，强化源头管控，有效防范和坚决遏制重特大事故发生。要坚持和完善电力事故（事件）警示通报和约谈制度，对事故多发、整改措施落实不力的单位，进行警示、通报和约谈。要按照“四不放过”的原则，严肃电力事故（事件）调查处理和责任追究，督促电力企业吸取事故教训，落实整改措施。要加强信息报送工作，确保信息报送渠道畅通和上报信息及时准确。 国家能源局综合司 2015年3月16日","国家能源局综合司关于做好当前电力安全生产工作坚决遏制电力事故发生的紧急通知 国能综安全[2015]115号",000019705/2015-00017,国家能源局,2015-03-16,,,
247,"2017-09-17 22:21:59",国家能源局2015年第2号公告,2015-03-31,"2015年 第2号　　按照《国家能源局关于建立煤矿生产能力登记和公告制度的通知》（国能煤炭〔2013〕476号）、《国家发展改革委、国家能源局、国家煤矿安监局关于遏制煤矿超能力生产规范企业生产行为的通知》（发改电〔2014〕226号）要求，现将截至2014年底煤矿生产能力等信息变化情况予以公告。其中，首次公告煤矿219处，由于生产能力核定等原因调整产能煤矿83处，由于煤矿关闭、技术改造暂停生产等原因取消公告煤矿401处。 　　煤矿必须严格遵守国家有关安全生产的法律、法规、规章、规程、标准和技术规范等，不得超能力生产，确保生产安全。煤矿生产能力发生变化后，各省级煤炭行业管理部门应及时变更登记，并将煤矿生产能力变化情况报国家能源局重新公告。 　　附件：全国煤矿生产能力情况表国家能源局 2015年3月23日",国家能源局2015年第2号公告,000019705/2015-00016,国家能源局,2015-03-23,,,
248,"2017-09-17 22:22:08",2011-2013年全国跨区跨省输电线路损耗情况通报,2015-03-30,"国家能源局监管公告2015年第1号（总第18号）2011-2013年全国跨区跨省输电线路损耗情况通报　　为加强对垄断环节的监管，促进跨区跨省电能交易，促进节能减排，国家能源局对2011-2013年全国跨区跨省输电线路损耗情况进行了统计汇总。现将有关情况通报如下： 　　一、跨区输电线路损耗情况 　　（一）输电线路基本情况 　　截至2013年底，全国范围内跨区输电线路共15条，线路长度共12739公里，产权均为国家电网公司所有。其中，1000kV交流输电线路1条，500kV交流输电线路3条，±800kV直流输电线路2条，±660kV直流输电线路1条，±500kV直流输电线路7条，±330kV直流输电线路1条。 　　全国15条跨区输电线路中，网对网输电线路13条，点对网输电线路2条。华中与华东电网通过±800kV复奉、锦苏直流以及±500kV龙政、葛南、宜华、林枫直流相联；华中与华北电网通过1000kV长南、500kV辛洹线路相联；华中与西北电网通过±500kV德宝、±330kV灵宝背靠背直流相联；西北与华北电网通过±660kV银东直流相联；东北与华北电网通过±500kV高岭背靠背直流相联；华中与南方电网通过±500kV江城直流相联。阳城、锦界和府谷电厂采用“点对网”方式分别送江苏电网、河北南网。 　　（二）输电线路损耗情况 　　2011年全国跨区输电线路总计送端电量1483.6亿千瓦时，受端电量1427.2亿千瓦时，损失电量56.4亿千瓦时，平均输电损耗率3.8%。2012年总计送端电量1785.6亿千瓦时，受端电量1713.8亿千瓦时，损失电量71.8亿千瓦时，平均输电损耗率4.02%。2013年总计送端电量2097.2亿千瓦时，受端电量2006.2亿千瓦时，损失电量91亿千瓦时，平均输电损耗率4.34%（2011-2013年全国跨区输电线路损耗基本情况见附件一）。 　　2011-2013年，网对网跨区输电线路中，三峡送华东直流线路损耗率在4.01%～6.20%之间，低于批复损耗率1.3～3.49个百分点；复奉、锦苏特高压直流损耗率在4.38%～7.66%之间，与批复损耗率相差-0.66～2.62个百分点，实际损耗率略高于批复损耗率的原因主要是由于向家坝、锦屏电站机组近年来陆续投产，复奉、锦苏直流输送电量尚未达到设计水平。点对网交流跨区输电线路由于输送功率大、输电距离长，导致相应损耗率水平较高。其中，500kV阳城送江苏输电线路2011-2013年年均输电损耗率为3.47%，500kV锦界府谷送河北输电线路年均输电损耗率为2.39%，略高于批复损耗率。 　　二、跨省输电线路损耗情况 　　（一）输电线路基本情况 　　截至2013年底，全国范围内跨省输电线路共219条，线路长度共43255公里。其中，153条为国家电网公司所有，66条为南方电网公司所有；网对网输电线路190条，点对网输电线路29条。 　　其中，华北区域跨省输电线路共27条（网对网输电线路17条，点对网输电线路10条），线路长度共5188公里，均为500kV交流输电线路；东北区域跨省输电线路共26条（网对网输电线路23条，点对网输电线路3条），线路长度共5873公里，包括：500kV交流输电线路18条，220kV交流输电线路8条；西北区域跨省输电线路共58条（均为网对网输电线路），线路长度共9862公里，包括：750kV交流输电线路28条，330kV交流输电线路30条；华东区域跨省输电线路共23条（均为网对网输电线路），线路长度共2651公里，包括：1000kV交流线路4条，500kV交流线路17条，220kV交流线路2条；华中区域跨省输电线路共19条（均为网对网输电线路），线路长度共3290公里，包括：1000kV交流线路1条，500kV交流线路18条；南方区域跨省输电线路共66条（网对网输电线路50条，点对网输电线路16条），线路长度共16391公里，产权均为南方电网公司所有，包括：500kV交流输电线路52条，220kV交流输电线路8条，±500kV直流输电线路4条，±800kV直流输电线路2条（2011-2013年全国跨省输电线路损耗基本情况见附件二）。 　　（二）输电线路损耗情况 　　近年来，随着全国跨省输电线路不断投资建设，输送电量和输电距离持续增加，平均输电损耗率也呈逐年增长趋势。2011年全国跨省输电线路送端电量总计5448.4亿千瓦时，受端电量5380.8亿千瓦时，损失电量67.6亿千瓦时，平均输电损耗率1.24%。2012年送端电量总计8221.4亿千瓦时，受端电量8102.9亿千瓦时，损失电量118.5亿千瓦时，平均输电损耗率1.44%。2013年送端电量总计8530.9亿千瓦时，受端电量8398.5亿千瓦时，损失电量132.4亿千瓦时，平均输电损耗率1.55%。各区域电网跨省输电线路损耗详细情况如下： 　　1．华北区域。2011年华北电网跨省输电线路总计送端电量1532.4亿千瓦时，受端电量1511.9亿千瓦时，损失电量20.5亿千瓦时，平均输电损耗率1.34%。2012年总计送端电量1691.7亿千瓦时，受端电量1668.3亿千瓦时，损失电量23.4亿千瓦时，平均输电损耗率1.38%。2013年总计送端电量1730.7亿千瓦时，受端电量1706.6亿千瓦时，损失电量24.1亿千瓦时，平均输电损耗率1.39%。 　　2．东北区域。2012年东北电网跨省输电线路总计送端电量749.8亿千瓦时，受端电量735.4亿千瓦时，损失电量14.4亿千瓦时，平均输电损耗率1.92%。2013年总计送端电量852.9亿千瓦时，受端电量838亿千瓦时，损失电量14.9亿千瓦时，平均输电损耗率1.75%（2011年以前东北电网联络线只计量送出电量，联络线损失电量由受端电网承担，无法统计实际输电损耗率）。 　　3．西北区域。2011年西北电网跨省输电线路总计送端电量841.2亿千瓦时，受端电量835亿千瓦时，损失电量6.2亿千瓦时，平均输电损耗率0.74%。2012年总计送端电量895亿千瓦时，受端电量888.5亿千瓦时，损失电量6.5亿千瓦时，平均输电损耗率0.73%。2013年总计送端电量916.9亿千瓦时，受端电量909.3亿千瓦时，损失电量7.6亿千瓦时，平均输电损耗率0.83%。 　　4．华东区域。2011年华东电网跨省输电线路总计送端电量1520亿千瓦时，受端电量1510.7亿千瓦时，损失电量8.8亿千瓦时，平均输电损耗率0.58%。2012年总计送端电量1628.5亿千瓦时，受端电量1618.1亿千瓦时，损失电量10.4亿千瓦时，平均输电损耗率0.64%。2013年总计送端电量1871.4亿千瓦时，受端电量1858.7亿千瓦时，损失电量12.7亿千瓦时，平均输电损耗率0.68%。 　　5．华中区域。2011年华中电网跨省输电线路总计送端电量531.8亿千瓦时，受端电量527.8亿千瓦时，损失电量4亿千瓦时，平均输电损耗率0.74%。2012年总计送端电量734.8亿千瓦时，受端电量729.6亿千瓦时，损失电量5.2亿千瓦时，平均输电损耗率0.7%。2013年总计送端电量638.9亿千瓦时，受端电量633.8亿千瓦时，损失电量5.1亿千瓦时，平均输电损耗率0.8%。 　　6．南方区域。2011年南方电网跨省输电线路总计送端电量1023亿千瓦时，受端电量995.4亿千瓦时，损失电量27.6亿千瓦时，平均输电损耗率2.7%。2012年总计送端电量2521.6亿千瓦时，受端电量2463亿千瓦时，损失电量58.6亿千瓦时，平均输电损耗率2.33%。2013年总计送端电量2520.1亿千瓦时，受端电量2452.1亿千瓦时，损失电量68亿千瓦时，平均输电损耗率2.7%。 　　2011-2013年，南方区域跨省输电线路中，天广直流线路损耗率在5.29%～6.64%之间，与批复损耗率相差-0.34～1.01个百分点；安肇直流线路损耗率在4.35%～5.61%之间，低于批复损耗率1.44～2.7个百分点；兴安直流线路损耗率在5.72%～6.43%之间，高于批复损耗率0.09～0.8个百分点；天广直流线路损耗率在4.23%～5.02%之间，低于批复损耗率1.55～2.34个百分点。",2011-2013年全国跨区跨省输电线路损耗情况通报,000019705/2015-00015,国家能源局,2015-03-16,,,
249,"2017-09-17 22:22:10",全国煤矿瓦斯防治先进集体和先进个人的倡议书,2015-03-26,"适应新常态凝聚正能量促进煤矿安全生产形势持续稳定好转 ——全国煤矿瓦斯防治先进集体和先进个人的倡议书     煤矿安全生产事关人民群众生命财产安全，事关改革发展稳定大局，事关党和政府形象声誉。近年来，煤炭行业认真贯彻党中央、国务院决策部署，加快转变发展方式，大力调整产业结构，创新体制机制，完善政策措施，加强监管监察，加大安全投入，加快淘汰落后产能，积极推进兼并重组，煤炭工业整体发展水平显著提高，安全生产条件明显改善，事故起数和死亡人数逐年大幅下降，安全生产形势持续稳定好转。但是，煤矿安全事故特别是瓦斯事故总量仍然较大，重大事故尚未得到有效遏制，一些地区非法违法生产仍然存在，煤矿安全生产形势依然严峻。当前，我国正处于全面建成小康社会的关键时期，保障和改善民生、建设社会主义生态文明的任务更加艰巨，特别是在煤炭供需宽松成为常态、行业经营普遍困难的情况下，更应该坚定安全发展理念、保障安全生产投入、加强安全监督管理，促进煤矿安全生产形势根本好转。为此，我们倡议：要牢记遵循习近平总书记关于发展决不能以牺牲人的生命为代价的重要指示，始终坚持以人为本、生命至上、安全发展的理念，把安全生产当成最大的民生、最好的政绩，真正把安全生产作为行业发展的前提。     煤矿企业要追求“零事故、零伤亡”的目标，把安全作为员工的第一需求、企业的第一效益，坚持不安全、不生产，严格按照登记公告的生产能力组织生产，坚决杜绝超能力生产，自觉履行企业安全生产主体责任。煤矿职工都要牢记安全生产权利义务，将遵守安全法规制度作为最基本的岗位职责和职业道德，当成对自己、他人和家庭的最大责任。煤矿安全监管部门和监察机构都要牢记党和人民的重托与期望，严格执法，不辱使命，切实履行监管监察责任。     要进一步落实瓦斯防治各项政策措施和规程规范，着力构建“通风可靠、抽采达标、监控有效、管理到位”的瓦斯综合治理工作体系，完善技术装备，健全设施系统，全面实施先抽后采、抽采达标和区域防突，着力提高利用率，形成以用促抽、以抽保安的良性循环，坚决防范和有效遏制重特大瓦斯事故的发生。     让我们从自己做起，从现在做起，为了生命的尊严、家庭的幸福、企业的发展、社会的和谐，众志成城、携手并肩，凝聚煤炭安全绿色发展正能量，用安全生产的实际行动、保护生命的实际作为、改善环境的实际效果，提升煤炭工业发展水平，为实现中华民族伟大复兴的中国梦奉献自己的力量。",,,,,2015-03-26,全国煤矿瓦斯防治先进集体和先进个人的倡议书,中国电力报
250,"2017-09-17 22:22:18",国家能源局关于促进煤炭工业科学发展的指导意见,2015-03-25,"国能煤炭〔2015〕37号国家能源局关于促进煤炭工业 科学发展的指导意见 各省（自治区、直辖市）、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、煤炭行业管理部门，国家能源局各派出机构，有关中央管理企业： 　　煤炭是我国的主体能源和重要工业原料，煤炭工业是关系国家经济命脉和能源安全的重要基础产业。近年来，煤炭行业全面贯彻落实党中央、国务院一系列重大决策部署，积极转变发展方式、大力调整产业结构，煤炭工业整体发展水平显著提高，为国民经济和社会发展提供了可靠能源保障。但煤炭工业一些长期积累的深层次矛盾和问题尚未有效解决，同时遇到一系列新情况、新问题，面临艰巨挑战和难得的历史机遇。为适应经济发展新常态对煤炭工业提出的新要求，促进煤炭工业科学发展，提出以下指导意见： 　　一、指导思想 　　全面贯彻党的十八大、十八届二中、三中、四中全会精神，深入落实中央财经领导小组第六次会议和新一届国家能源委员会第一次会议精神，大力推进能源消费、供给、技术、体制革命，坚持“节约、清洁、安全”的能源战略方针，实施节约优先、立足国内、绿色低碳、创新驱动的能源发展战略，遵循煤炭工业发展规律，着力优化产业布局，调整产业结构，推进煤炭安全绿色开采和清洁高效利用，为经济社会发展提供经济可靠的能源保障。 　　二、基本原则 　　坚持调整存量、做优增量。完善安全、环境等强制性标准，体现技术进步要求，加快淘汰煤炭落后产能；按照市场原则优化配置煤炭生产要素，最大限度发挥现有资本、技术、人才等要素的效用；严格资源开发管理，遏制盲目扩张和无序建设；推进煤炭消费减量替代，控制重点地区、重点区域煤炭消费总量。 　　坚持提质增效、集约发展。提高企业发展质量和核心竞争力，增强煤炭资源开发利用的经济效益、社会效益、生态效益；发挥大型煤炭基地主体作用，合理安排区域煤炭开发强度；提高煤炭资源回采率和利用效率，推进煤炭及共伴生资源综合开发利用。 　　坚持深化改革、创新驱动。建立公平开放透明的市场规则，鼓励各类市场主体公平竞争、优胜劣汰；营造宽松政策环境，支持企业开展技术创新、管理创新、产品创新、商业模式创新，将创新成果转化为现实效益。 　　坚持绿色开发、清洁利用。把生态文明建设放在突出地位，建设资源节约型和环境友好型矿区，最大限度减少煤炭资源开发对生态环境影响。实施洗选、流通、终端消费全过程管理，依靠科技创新、强化监管，降低煤炭利用污染物排放。 　　三、主要意见 　　我国经济发展进入新常态，经济增速已转向中高速增长，能源结构调整步伐加快，煤炭消费比重将不断下降，煤炭工业发展形势正在发生重大变化。煤炭需求已从高速增长降为低速增长，增长空间不断缩小；环境约束日趋强化，煤炭开发、流通、利用环节的环境保护要求不断提高；过去十年快速发展期形成的规模扩张冲动仍然存在，在建煤矿产能对未来供需平衡构成较大压力；进口煤具有较强竞争力，进口量仍将保持高位。各产煤地区、煤炭企业要充分认识当前和今后一段时期煤炭工业发展形势的复杂性、艰巨性，增强加快转变煤炭工业发展方式的自觉性和坚定性，苦练内功、积极作为，通过煤炭行业自身主动调整适应形势变化。 　　（一）优化煤炭开发布局 　　按照“控制东部、稳定中部、发展西部”的总体要求，依据煤炭资源禀赋、市场区位、环境容量等因素优化煤炭开发布局。今后一段时期，东部地区原则上不再新建煤矿项目；中部地区（含东北）保持合理开发强度，按照“退一建一”模式，适度建设资源枯竭煤矿生产接续项目；西部地区加大资源开发与生态环境保护统筹协调力度，重点围绕以电力外送为主的大型煤电基地和现代煤化工项目用煤需要，在充分利用现有煤矿生产能力的前提下，新建煤矿项目。 　　（二）调整煤炭产业结构 　　以大型煤炭基地为依托，稳步建设大中型现代化煤矿，积极培育一批大中型煤炭骨干企业。新建煤矿以大型现代化煤矿为主，优先建设露天煤矿、特大型矿井。支持煤矿根据资源条件、市场需求升级改造，提高大中型煤矿比重。严格新建煤矿准入，严禁核准新建30万吨/年以下煤矿、90万吨/年以下煤与瓦斯突出矿井。完善煤炭落后产能标准，加大淘汰落后产能力度，继续淘汰9万吨/年及以下煤矿，支持具备条件的地区淘汰30万吨/年以下煤矿，加快关闭煤与瓦斯突出等灾害隐患严重的煤矿。支持资源枯竭煤矿依法有序退出。 　　（三）加强煤炭规划管理 　　坚持发挥规划引领作用。按照煤炭工业大型化、现代化、集约化、生态化的发展方向，科学制定煤炭工业发展规划，合理安排煤炭总量，优化煤炭开发布局。根据规划确定的区域建设规模控制矿区开发强度，做好国家规划和地方规划在总量平衡、产业布局等方面的衔接。科学编制煤炭矿区总体规划，合理确定矿区范围、井田开发方式及规模。矿区总体规划是煤矿建设生产的基本依据。 　　（四）规范煤炭生产建设秩序 　　严格落实煤矿生产能力登记公告制度，健全涵盖产能认定、建档登记、属地公告、定期上报等流程的常态化工作机制。坚持煤矿产能信息向社会公开，发挥全社会对超能力生产的监督作用。凡未经登记公告的煤矿不予安排政府性补助资金，不得核准（批复）改扩建项目。煤矿企业要按照登记公告的生产能力组织生产，不得超能力生产。煤矿生产能力核定工作坚持核增从严、核减从快原则，严禁弄虚作假。坚决查处未批先建、批小建大等违法违规建设行为，严格落实违法违规建设煤矿停工停产和限期整改要求。 　　（五）推进煤炭安全绿色开采 　　坚持安全发展理念，强化政府监管，落实企业主体责任，依靠科技进步，以灾害防治为重点，健全煤矿安全生产投入及管理的长效机制，有效防范重特大事故，加强职业健康监护。控制新建煤矿开采深度，简化煤矿开拓布局，加强煤矿自动化、数字化、智能化技术装备研发，提高煤矿安全保障能力。因地制宜推广使用充填开采等绿色开采技术。建立健全采煤沉陷区综合治理协调机构，完善政策、规范和标准，落实资金，制定和实施治理规划及方案，促进生态文明矿区建设。 　　（六）推进煤炭清洁高效利用 　　严格执行《商品煤质量管理暂行办法》，研究建立商品煤质量标准体系及配套政策，提高煤炭质量和利用效率。加快建设煤炭洗选设施，大中型煤矿应配套建设选煤厂，小型煤矿集中矿区建设群矿选煤厂，提高原煤入洗率和商品煤质量。有序开展煤炭加工转化为清洁能源产品项目的示范工作，抓紧建立项目示范工程标准体系。鼓励建设煤炭分级分质梯级利用示范项目。有序发展低热值煤发电等资源综合利用项目，加大与煤共伴生资源和矿井水的利用力度，发展矿区循环经济。依托主要消费地、沿海沿江主要港口和重要铁路枢纽，重点建设环渤海等11个大型煤炭储配基地和大型现代化煤炭物流园区，推动煤炭精细化加工配送。 　　（七）加快煤层气产业化发展 　　全面推进煤矿瓦斯先抽后采、抽采达标，重点实施煤矿瓦斯抽采利用规模化矿区建设。拓展瓦斯利用范围，推广低浓度瓦斯发电，有效提高瓦斯抽采利用率，严禁高浓度瓦斯直接排放。完善煤矿企业瓦斯防治能力评估制度，加强评估结果执行情况监督检查。继续实施国家科技重大专项等科技计划，支持煤层气（煤矿瓦斯）开发利用技术装备研发。加快沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地建设，在新疆、贵州等地区开展勘探开发试验。煤层气就近利用，余气外输，依据资源分布、市场需求和天然气输气管网建设情况，统筹建设煤层气输气管网，因地制宜发展压缩、液化。完善资源协调开发机制，统筹煤炭、煤层气勘探开采布局和时序。落实财政补贴、税费扶持、市场定价等政策措施，引导各类所有制企业参与煤层气勘探开发。 　　（八）营造煤炭企业良好发展环境 　　推进煤炭资源税改革，合理确定资源税适用税率，加快涉煤收费清理，坚决取缔强加给煤炭企业的乱收费、乱集资、乱摊派，切实减轻煤炭企业负担。支持国有煤炭企业加快分离办社会职能，彻底解决老国有煤炭企业历史遗留问题。鼓励各地积极探索国有煤炭企业改革路径，增强企业活力，提高生产经营效率。继续安排煤矿安全改造中央预算内资金，引导企业保障安全生产投入。 　　（九）加强煤炭行业监督管理 　　建立健全规划、规则、政策、监管“四位一体”的煤炭行业管理新机制，提高煤炭行业管理的制度化、法治化、专业化水平。推进煤炭法制建设，完善煤炭监管规章制度，加强煤炭相关标准制定和修订工作。坚持转变政府职能，落实简政放权要求，积极推进阳光审批和政府信息公开。推进煤炭监管体系和监管能力建设，提高事中事后监管的针对性、有效性。完善行业信息统计体系，继续实施服务煤炭企业科学发展协调工作机制。加强煤炭行业管理部门与国土、环保、安全监管监察等部门的协调配合，形成工作合力，提高行业管理实效。 　　（十）统筹推进煤炭国际合作 　　坚持统筹国内国际两个大局、两个市场、两种资源，围绕国内煤炭供应安全和煤炭行业健康发展，遵循总体谋划、多元合作、分类施策、互利共赢、掌握主动的方针，进一步提升煤炭工业国际合作水平。稳步开展国际煤炭贸易，巩固和发展与主要煤炭资源国长期稳定的贸易关系。鼓励煤炭企业开展对外工程承包和技术服务，承揽境外煤矿建设、技术改造以及运营管理，带动先进技术和大型装备出口。 　　　　国家能源局 　　2015年2月4日","国家能源局关于促进煤炭工业科学发展的指导意见 国能煤炭〔2015〕37号",000019705/2015-00014,国家能源局,2015-02-04,,,
251,"2017-09-17 22:22:21",国家能源局关于印发《煤炭深加工示范工程标定管理办法（试行）》的通知,2015-03-24,"国能科技[2015]78号 国家能源局关于印发《煤炭深加工示范工程 标定管理办法（试行）》的通知 各派出机构，中国石油和化学工业联合会，各相关企业： 为有序推进煤炭深加工产业化示范，进一步规范示范工程标定评价工作，及时总结经验，提升科技创新、工程建设和运行管理水平，特制定《煤炭深加工示范工程标定管理办法（试行）》。现印发你们，请认真贯彻执行。 　　国家能源局 2015年3月16日 　　 煤炭深加工示范工程标定管理办法 （试 行） 　　一、总 则 　　第一条 为切实做好煤炭深加工示范工程（以下简称示范工程）的标定工作，及时总结示范工程工业化示范数据和经验，提升科技创新、工程建设和运行水平，充分发挥示范工程的示范、引领作用，加快先进技术和装备的研发，促进产业健康有序发展，特制订本办法。 　　第二条 本办法所称示范工程是指由国家核准的，以新型煤化工技术和装备为手段，以煤为原料生产多种清洁燃料、提质煤以及联产热能、电力等产品的煤炭深加工项目。 　　二、标定目的 　　第三条 标定示范工程的物耗、能耗、水耗以及三废排放等主要指标，掌握示范工程能源转化效率和二氧化硫（SO2）、氮氧化合物（NOX）及二氧化碳（CO2）等排放强度。 　　第四条 掌握示范工程的生产负荷、各机组及转动设备运行情况、产品品种及质量指标、安全环保措施、投资强度及经济效益，判断以上指标是否达到设计值。 　　第五条 总结示范工程的运行经验，查找并分析存在的问题，为进一步优化操作和技术改造提供可靠的依据和建议。 　　三、标定内容 　　第六条 通过系统物料平衡计算，测定示范工程的物耗、水耗以及三废排放等主要指标。通过系统能量平衡计算，测定示范工程的能耗及能源转化效率。 　　四、标定管理 　　第七条 国家能源局负责下达标定任务，管理和协调标定工作。 　　第八条 国家能源局派出机构负责实施本地区的标定任务，并将标定结果上报国家能源局。 　　第九条 国家能源局委托中国石油和化学工业联合会协助国家能源局派出机构对示范工程标定工作进行技术指导、专家组织和标定方案审核等工作。 　　第十条 示范工程业主单位应认真做好标定现场准备工作及标定过程中的配合工作。 　　第十一条 标定原始材料和标定报告由中国石油和化学工业联合会按有关档案和保密规定归档，未经允许不得对外泄露；参与标定的专家和相关工作人员，标定前应签订保密协议，未经国家能源局允许，不得擅自披露、使用或向他人提供标定技术资料，否则依法追究其责任。 　　五、标定前准备工作 　　第十二条 标定前示范工程需投产运行一年以上，且应至少连续稳定运行30天以上，标定期间装置需保持稳定运行状态，负荷至少达到设计能力的80%以上。 　　第十三条 示范工程业主单位编制标定方案（示范文本见附件1）。 　　第十四条 专家组由业内熟悉示范工程工艺及装备、经验丰富的5-7位专家组成。专家组应遵循科学、客观、公正的原则，实事求是地完成标定工作。 　　第十五条 示范工程业主单位应成立由各岗位操作人员组成的现场标定服务小组，配合专家组完成标定任务。 　　六、现场标定工作 　　第十六条 专家组提前一天进入示范工程现场，召开标定启动会，听取示范工程业主单位有关项目建设、运行情况和标定准备工作汇报，实地考察生产装置，确定边界条件和计算依据，完善标定方案，分配标定任务。 　　第十七条 对示范工程进行连续72小时现场标定，查阅原始记录，跟踪考察控制室、分析室、现场取样等关键岗位，记录关键运行数据。现场标定服务小组，密切配合专家组工作，确保系统安全稳定运行。 　　第十八条 专家组对72小时原始运行数据进行汇总，做好物料平衡表和能量平衡表。确定单位产品物耗、能耗、水耗，计算能源转化效率和二氧化硫（SO2）、氮氧化合物（NOX）及二氧化碳（CO2）等排放强度。召开标定总结会，专家组形成标定报告和生产运行总结报告（示范文本见附件2），并与示范工程业主单位交换意见。 　　七、标定后工作 　　第十九条 中国石油和化学工业联合会对专家组完成的标定报告进行审核并签署意见，出具正式的标定报告（示范文本见附件3）。国家能源局派出机构将正式标定报告上报国家能源局。 　　八、附则 　　第二十条 本办法自发布之日起实施，由国家能源局负责解释。","国家能源局关于印发《煤炭深加工示范工程标定管理办法（试行）》的通知 国能科技[2015]78号",000019705/2015-00013,国家能源局,2015-03-16,,,
252,"2017-09-17 22:22:26","国家能源局关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知 国能新能[2015]73号",2015-03-18,"国能新能[2015]73号国家能源局关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发改委，各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司、陕西地方电力公司，水电规划总院、电力规划总院: 根据光伏发电项目建设管理有关规定，综合考虑全国光伏发电发展规划、各地区2014年度建设情况、电力市场条件以及各方面意见，我局组织编制了2015年光伏发电建设实施方案。现将有关内容及要求通知如下： 一、为稳定扩大光伏发电应用市场，2015年下达全国新增光伏电站建设规模1780万千瓦。各地区2015年计划新开工的集中式光伏电站和分布式光伏电站项目的总规模不得超过下达的新增光伏电站建设规模，规模内的项目具备享受国家可再生能源基金补贴资格。对屋顶分布式光伏发电项目及全部自发自用的地面分布式光伏发电项目不限制建设规模，各地区能源主管部门随时受理项目备案，电网企业及时办理并网手续，项目建成后即纳入补贴范围。光伏扶贫试点省区（河北、山西、安徽、宁夏、青海和甘肃）安排专门规模用于光伏扶贫试点县的配套光伏电站建设。 二、各地区应完善光伏发电项目的规划工作，合理确定建设布局。鼓励结合生态治理、设施农业、渔业养殖、扶贫开发等合理配置项目。优先安排电网接入和市场消纳条件好、近期具备开工条件的项目。鼓励通过竞争性方式配置项目资源，选择技术和经济实力强的企业参与项目建设，促进光伏发电上网电价下降，对降低电价的地区和项目适度增加建设规模指标。优先满足新能源示范城市、绿色能源示范县和分布式光伏发电示范区等示范区域的建设规模指标需求，示范区域在已下达规模内的光伏发电项目建成后，可向国家能源局申请追加建设规模指标。按照有关文件要求规范市场开发秩序，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。弃光限电严重地区，在项目布局方面应避免加剧弃光限电现象。 三、鼓励各地区优先建设以35千伏及以下电压等级（东北地区66千伏及以下）接入电网、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的分布式光伏电站项目，电网企业对分布式光伏电站项目按简化程序办理电网接入手续。集中式光伏电站项目的建设规模应与配套电力送出工程相匹配，原则上单个集中式光伏电站的建设规模不小于3万千瓦，可以一次规划、分期建设。 四、各省级能源主管部门按下达的新增建设规模抓紧确定项目清单，连同往年结转在建的光伏电站项目，一并形成本地区2015年光伏发电建设实施方案，并于2015年4月底前报送我局，同时抄送国家能源局派出机构、相关省级电网企业和国家可再生能源信息管理中心，报送内容包括项目名称、项目业主、建设规模和预计并网时间等，具体报送格式见附件2。未经备案机关同意，实施方案中的项目在投产之前，不得擅自变更投资主体和建设内容。2014年底前未安排的年度规模指标作废，各地区对符合规模管理的已备案项目要督促开工建设，对不具备建设条件的项目要及时清理。 五、各级电网企业应配合地方能源主管部门确定年度建设实施方案。对列入实施方案中的光伏发电项目，应本着简化流程和提高效率原则，按照有关规定和时限要求，及时出具项目接网意见和开展配套送出工程建设，按月衔接光伏电站和配套电网建设进度，并报送相关情况，确保项目建成后及时并网运行。 六、建立按月监测、按季调整、年度考核的动态管理机制。各级项目备案机关和电网企业应按照《国家能源局综合司关于加强光伏发电项目信息统计及报送工作的通知》（国能综新能[2014]389号）要求，通过国家可再生能源信息管理系统填报信息，有关信息将作为调整和确定建设规模以及形成补贴目录的基本依据。在4月底前，对未将新增建设规模落实到具体项目的地区，其规模指标将视情况调剂到落实好的地区。7月底前，经综合平衡后，对建设进度快的地区适度追加规模指标。10月底前，对年度计划完成情况进行考核，并网规模未达新增建设规模50%的，调减下一年度规模指标。第四季度，编制下一年度光伏发电建设实施方案。 七、各省级能源主管部门应按季公开发布本省光伏发电项目建设信息，包括在建、并网及运行等情况，以引导各地区光伏发电建设。能源局各派出机构要通过信息管理平台，及时跟踪了解各地年度计划执行情况，对光伏发电项目建设运行情况以及电网企业办理电网接入各环节的服务、全额保障性收购、电费结算和可再生能源补贴发放等情况进行监管。国家太阳能发电技术归口管理单位负责信息管理平台的运行维护，充分利用信息管理平台等信息化手段，加强光伏发电项目建设、运行情况的监测和信息统计。 附件：1、2015年光伏发电建设实施方案 2、2015年各地区光伏发电建设实施方案报送表 国家能源局 2015年3月16日","国家能源局关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知 国能新能[2015]73号",000019705/2015-00011,国家能源局,2015-03-16,,,
253,"2017-09-17 22:22:34",国家能源局信息中心2015年招聘应届高校毕业生启事,2015-03-16,"    根据工作需要，国家能源局信息中心现公开招聘全国普通高校应届毕业硕士和博士研究生。     一、招聘岗位、人数、专业、生源和职责     1、信息系统建设运维岗位；1人；计算机应用技术专业，主要从事信息系统的建设、开发和维护工作；北京市户口；     2、能源经济分析岗位；1人；工业经济专业，主要从事电力监管统计分析、能源信息分析以及能源重大问题研究工作；北京市户口。     二、应聘基本条件     1、符合《事业单位公开招聘人员暂行规定》的条件要求；     2、30周岁以下（1985年4月之后出生），获全日制硕士、博士研究生学历，英语6级考试达到合格分数线以上；     三、报名方式     请登录网站http://www.nea.gov.cn，于2015年4月9日之前下载并填写《国家能源局信息中心招聘2015年高校毕业生报名表》以邮件附件形式发送电子邮件至zhaopin@serc.gov.cn邮箱.     四、招聘流程     1、报名结束三天之内，电话通知符合报名条件者考试时间和地点。     2、考试分为笔试和面试。如果该岗位符合报名条件者不超过5人，采取直接考核的方式。     3、考试时间定为2015年4月中旬。须携带：《国家能源局信息中心招聘2015年高校毕业生报名表》（贴有近期1寸免冠彩色照片）、本人毕业证和学位证、身份证、英语六级考试成绩单原件和复印件；毕业论文及学位论文答辨决议书。     4、综合考试（考核）成绩、体检等情况，确定拟录用人选并进行考察、公示和录用。     单位地址：北京市西城区广安门内大街311号一号楼七层     邮政编码：100053     电子邮箱：zhaopin@serc.gov.cn       附件：国家能源局信息中心招聘2015年高校毕业生报名表",,,,,2015-03-16,国家能源局信息中心2015年招聘应届高校毕业生启事,国家能源局
254,"2017-09-17 22:22:40",国家能源局关于印发煤层气勘探开发行动计划的通知,2015-02-16,"国能煤炭〔2015〕34号 国家能源局关于印发 煤层气勘探开发行动计划的通知 有关省（区、市）及新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、煤炭行业管理部门、煤矿瓦斯防治（集中整治）领导小组办公室，有关中央企业： 　　为贯彻中央财经领导小组第六次会议和新一届国家能源委员会首次会议精神，落实《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》要求，加快培育和发展煤层气产业，推动能源生产和消费革命，国家能源局组织编制了《煤层气勘探开发行动计划》。现印发给你们，请认真贯彻执行。 　　 国家能源局 2015年2月3日 煤层气勘探开发行动计划　　煤层气也称煤矿瓦斯，热值与常规天然气相当，是优质清洁能源。加快煤层气勘探开发，对保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应、促进节能减排、减少温室气体排放具有重要意义。近年来，国家制定了一系列政策措施，强力推进煤层气（煤矿瓦斯）开发利用，煤层气地面开发取得重大进展，煤矿瓦斯抽采利用规模逐年快速增长，为产业进一步加快发展奠定了较好的基础。但煤层气产业总体上处于起步阶段，规模小、利用率低，部分关键技术尚未取得突破。为科学高效开发利用煤层气资源，加快培育和发展煤层气产业，推动能源生产和消费革命，制定本行动计划。 　　一、指导思想 　　以邓小平理论、“三个代表”重要思想和科学发展观为指导，深入贯彻党的十八大和十八届三中、四中全会精神，全面落实《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，坚持煤层气地面开发与煤矿瓦斯抽采并举，以煤层气产业化基地和煤矿瓦斯规模化矿区建设为重点，统筹规划布局，强化政策扶持，加大科技攻关，创新体制机制，着力突破发展瓶颈，推动煤层气产业跨越式发展，为构建清洁、高效、安全、可持续的现代能源体系作出重要贡献。 　　二、发展目标 　　“十二五”期间，建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地，初步形成勘探开发、生产加工、输送利用一体化发展的产业体系；建成36个年抽采量超过1亿立方米的规模化矿区，煤矿瓦斯抽采利用水平明显提高。 　　“十三五”期间，煤层气勘探开发步伐进一步加快，产业布局更趋优化，关键技术取得突破，产量大幅提升，重点煤矿区采煤采气一体化、煤层气与煤矿瓦斯共采格局基本形成，煤层气（煤矿瓦斯）利用率普遍提高，煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业。到2020年，建成3—4个煤层气产业化基地，新增探明煤层气地质储量1万亿立方米；煤层气（煤矿瓦斯）抽采量力争达到400亿立方米，其中地面开发200亿立方米，基本全部利用；煤矿瓦斯抽采200亿立方米，利用率达到60%；煤矿瓦斯发电装机容量超过400万千瓦，民用超过600万户。 　　三、主要任务 　　（一）煤层气勘查 　　以沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为重点，继续实施山西古交、延川南和陕西韩城等勘探项目，扩大储量探明区域；加快山西沁源、安泽、临兴、石楼、陕西彬长等区块勘探，增加探明地质储量。到2020年，提交探明地质储量7000亿立方米，为煤层气产业化基地建设提供资源保障。 　　加快新疆、内蒙古、贵州、云南、甘肃等地区煤层气资源调查和潜力评价，实施一批煤层气勘查项目，力争在新疆、内蒙古等西北地区低煤阶煤层气勘探取得突破，探索黔西滇东高应力区煤层气资源勘探有效途径。到2020年，提交探明地质储量1500亿立方米。 　　在辽宁、黑龙江、安徽、河南、湖南、四川等省高瓦斯和煤与瓦斯突出矿区，加强煤层气与煤炭资源综合勘查、评价，开展煤层气井组抽采试验，增加煤矿区煤层气探明地质储量。到2020年，新增探明地质储量1500亿立方米。 　　（二）煤层气开发 　　加快建设沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘产业化基地，加强潘庄、柿庄南、韩城等项目生产管理，实现煤层气井稳产增产；新建古交、延川南、保德南、彬长等项目，实现产量快速增长。到2020年，煤层气产量力争达到140亿立方米。 　　在新疆、鄂尔多斯盆地、二连盆地、黔西滇东等地区，建设一批煤层气开发利用示范工程，突破低煤阶、深部煤层等复杂地质条件煤层气开发，启动建设煤层气产业化基地。到2020年，煤层气产量达到30亿立方米。 　　在山西晋城、辽宁铁法、黑龙江鹤岗、安徽两淮、河南平顶山、湖南湘中、四川川南、贵州六盘水、陕西韩城、新疆阜康等矿区，加大煤矿区煤层气资源回收利用力度，开展煤层气地面预抽，推进煤矿采动区、采空区瓦斯地面抽采。到2020年，煤矿区煤层气产量达到30亿立方米。 　　（三）煤矿瓦斯抽采利用 　　全面推进煤矿瓦斯先抽后采、抽采达标，重点实施煤矿瓦斯抽采利用规模化矿区和瓦斯治理示范矿井建设，提高煤矿瓦斯抽采利用水平，保障煤矿安全生产。在河北峰峰、山西晋城等重点煤矿企业和产煤地市开展煤矿瓦斯抽采利用规模化矿区建设，完善矿井瓦斯抽采系统，增加抽采管道、专用抽采巷道和钻孔工程量，配套建设瓦斯利用工程。建成安徽张集矿、陕西大佛寺矿等瓦斯治理示范矿井，分区域选择瓦斯灾害严重、有一定发展潜力的煤矿，再建设一批瓦斯治理示范矿井，推进瓦斯防治理念、技术、管理、装备集成创新，探索形成不同地质条件下瓦斯防治模式。到2020年，煤矿瓦斯抽采量达到200亿立方米，利用率达到60%。 　　（四）煤层气、煤矿瓦斯输送利用 　　煤层气以管道输送为主，就近利用，余气外输。依据资源分布、市场需求和天然气输气管网建设情况，统筹建设煤层气输气管网，在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘及豫北等地区形成较完善的输气管网，在新疆准噶尔、滇东黔西等地区规划建设区域性输气管道。实施煤层气分布式能源示范项目，因地制宜建设一批煤层气液化厂、压缩站、加气站。 　　煤矿瓦斯以就地发电和民用为主，高浓度瓦斯力争全部利用，推广低浓度瓦斯发电，加快实施低浓度瓦斯液化浓缩和风排瓦斯利用示范项目。鼓励大型矿区瓦斯输配系统区域联网，集中规模化利用；鼓励中小煤矿建设分散式小型发电站或联合建设集配管网、集中发电，提高利用率。到2020年，煤矿瓦斯发电装机容量超过400万千瓦，民用超过600万户。 　　（五）科技创新 　　继续实施“大型油气田及煤层气开发”国家科技重大专项及相关科技计划，深化煤层气成藏规律、煤与瓦斯突出机理等基础理论研究，加强低煤阶、深部煤层气开发和低透气性煤层瓦斯抽采、井上下联合抽采等技术研发，提高连续油管作业设备、高性能空气钻机等装备国产化水平,突破煤层气（煤矿瓦斯）开发利用技术装备瓶颈。 　　加强煤层气工程（技术）研究中心、重点实验室等创新平台建设，发展技术咨询服务，提升煤层气科技创新能力。加强国际合作和交流，积极引进煤层气开发利用先进技术。加快科技成果转化，推广大排量高效压裂、低浓度瓦斯利用等先进技术和装备。建立健全煤层气标准体系，加快制订一批勘探开发、输送利用和安全质量等方面的标准规范。 　　四、保障措施 　　（一）强化行业指导和管理 　　煤矿瓦斯防治部际协调领导小组发挥组织协调、综合管理职能作用，统筹煤层气产业发展规划，推动落实行业重大政策措施。加强省级煤矿瓦斯防治领导小组办公室标准化建设，落实专职人员和专门经费，不断完善工作机制。健全法律法规体系，制定煤层气开发利用管理办法，规范指导煤层气产业发展。深化行政审批制度改革，减少煤层气项目审批事项，简化项目审核手续，强化事中事后监管。加强支撑体系建设，充分发挥行业协会作用，为政府决策和行业发展提供研究咨询服务。培育大型煤层气骨干企业，鼓励成立专业化瓦斯抽采利用公司，推动产业化开发、规模化利用。依法开展环境影响评价和节能评估，加强煤层气勘探开发过程中生态环境保护和资源集约节约利用。 　　（二）落实完善扶持政策 　　贯彻落实《国务院办公厅关于进一步加快煤层气 (煤矿瓦斯)抽采利用的意见》（国办发〔2013〕93号），加快出台配套政策措施，确保落实到位。综合考虑抽采利用成本和市场销售价格等因素，提高煤层气（煤矿瓦斯）开发利用中央财政补贴标准，进一步调动企业积极性。严格落实煤层气市场定价机制，定期组织开展价格专项督查，严肃查处地方政府不当干预价格行为。按照合理成本加合理利润的原则，适时提高煤矿瓦斯发电上网标杆电价。进一步严格煤矿瓦斯排放标准，制定低浓度瓦斯和风排瓦斯利用鼓励政策，提高利用率。优先安排煤层气（煤矿瓦斯）开发利用项目建设用地。完善煤层气（煤矿瓦斯）输送利用基础设施，督促天然气基础设施运营企业为煤层气输送提供公平、开放的服务。 　　（三）加大勘探开发投入 　　完善以社会投资为主、政府适当支持的多元化投融资体系。继续安排中央预算内投资，支持煤层气（煤矿瓦斯）开发利用、煤矿安全改造和瓦斯治理示范矿井建设。研究提高煤层气最低勘查投入标准，限定勘查和产能建设时限，督促煤层气企业加快重点区块勘探开发。完善对外合作准入和退出机制，定期调整对外合作区块，吸引有实力的境外投资者参与勘探开发。鼓励民间资本参与煤层气勘探开发、储配及输气管道等基础设施建设。在山西、新疆、贵州等地区新设一批煤层气矿业权，采用竞争方式择优确定勘查开发主体。拓宽企业融资渠道，鼓励金融机构为煤层气项目提供授信支持和金融服务，支持煤层气企业发行债券、上市融资。 　　（四）完善资源协调开发机制 　　统筹煤层气、煤炭资源勘查开发布局和时序，合理确定煤层气勘探开发区块。新设煤层气或煤炭探矿权，必须对煤层气、煤炭资源进行综合勘查、评价和储量评审备案。推进山西省煤层气和煤炭资源管理试点工作。督促指导煤层气和煤炭企业加强合作，建立开发方案互审、项目进展通报、地质资料共享的协调开发机制。对煤炭规划5年内开始建井开采煤炭的区域，按照煤层气开发服务于煤炭开发的原则，采取合作或调整煤层气矿业权范围等方式，优先保证煤炭资源开发需要，并有效开发利用煤层气资源；对煤炭规划5年后开始建井开采煤炭的区域，应坚持“先采气、后采煤”，做好采气采煤施工衔接。 　　五、组织实施 　　有关产煤省（区、市）和重点煤层气企业要根据本行动计划，结合本地区（企业）实际，研究制定具体实施方案，明确任务分工和进度安排，强化绩效考核，精心组织实施，确保完成行动计划发展目标和各项工作任务。煤矿瓦斯防治部际协调领导小组各成员单位和有关部门要按照职责分工，加强协调配合，形成工作合力，抓紧研究出台行动计划各项保障措施。煤矿瓦斯防治部际协调领导小组办公室要加强督促检查，定期通报工作进展情况，及时协调解决重大问题，保障行动计划顺利实施。","国家能源局关于印发煤层气勘探开发行动计划的通知 国能煤炭〔2015〕34号",000019705/2015-00010,国家能源局,2015-02-03,,,
255,"2017-09-17 22:22:43",国家能源局综合司关于组织申报2015年能源自主创新和能源装备专项项目的通知,2015-02-03,,"国家能源局综合司关于组织申报2015年能源自主创新和能源装备专项项目的通知 国能综科技[2015]52号",000019705/2015-00009,国家能源局,2015-01-29,,,
256,"2017-09-17 22:22:50",国家能源局关于取消发电机组并网安全性评价有关事项的通知,2015-02-02,"国能安全〔2015〕28号 国家能源局关于取消发电机组并网 安全性评价有关事项的通知 各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，有关电力企业： 　　为贯彻落实《国务院关于取消和调整一批行政审批项目等事项的决定》（国发〔2014〕50号），现就取消发电机组（含风电场、太阳能发电项目，下同）并网安全性评价的有关事项通知如下： 　　一、国家能源局及其派出机构不再组织开展发电机组并网安全性评价工作。 　　二、发电企业要加强发电机组并网运行安全技术管理，保证并网运行发电机组满足《发电机组并网安全条件及评价》（GB/T28566）等相关标准，符合并网运行有关安全要求。 　　三、发电企业要按照电力建设工程质量管理相关规定和要求，加强发电机组建设过程中的质量管理，认真做好涉网设备、系统的试验和调试等工作，严把设备质量关，确保新建、改建或扩建发电机组安全稳定并网运行。 　　四、电力调度机构要依据相关法律法规和标准规范，加强发电机组并网运行安全调度管理，配合做好发电机组涉网设备、系统的试验和调试等工作，共同确保发电机组并网运行安全。 　　五、国家能源局派出机构要加强监督检查，督促发电企业及时消除发电机组涉网设备和系统存在的重大隐患。发生因发电机组涉网设备和系统原因造成事故事件的，依法依规进行调查处理。 　　电力企业对发电机组存在影响电网安全运行的有关问题，可向国家能源局及其派出机构反映。 　　六、自本通知印发之日起，《发电机组并网安全性评价管理办法》（国能安全〔2014〕62号）停止执行。 国家能源局 2015年1月27日","国家能源局关于取消发电机组并网安全性评价有关事项的通知 国能安全〔2015〕28号",000019705/2015-00008,国家能源局,2015-01-27,,,
257,"2017-09-17 22:22:56",内蒙古塔然高勒矿区泊江海子煤矿项目通过核准,2015-02-02,"P.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } LI.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } DIV.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } P.Char { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } LI.Char { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } DIV.Char { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0cm 0cm 0pt; FONT-FAMILY: ""Times New Roman""; TEXT-ALIGN: justify } .TRS_PreAppend DIV.Section1 { page: Section1 } 内蒙古塔然高勒矿区泊江海子煤矿项目通过核准 2015年1月，国家能源局核准内蒙古塔然高勒矿区泊江海子煤矿项目。矿井建设规模300万吨/年，配套建设相同规模的选煤厂，项目总投资28.04亿元（不含矿业权价款）。",内蒙古塔然高勒矿区泊江海子煤矿项目通过核准,000019705/2015-00007,国家能源局,2015-01-07,,,
258,"2017-09-17 22:22:56",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,2015-01-29,"急 国能监管〔2015〕18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 各派出机构，国家电网公司，南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，神华集团公司、中核集团公司、中广核集团公司、三峡集团公司，内蒙古电力集团公司，有关电力企业： 　　按照《国务院关于取消和调整一批行政审批项目等事项的决定》（国发〔2014〕50号），我局新建机组进入商业运营审批工作取消。为全面落实国务院通知精神，确保新建机组进入及退出商业运营工作有序开展，现将有关事项通知如下： 　　一、国家能源局及各派出机构原来承担的新建机组进入商业运营审批工作取消，各发电企业不需提出新建机组进入商业运营申请，国家能源局及各派出机构不再出具新建机组进入商业运营的批复函。 　　二、根据国务院通知，并网安全性评价不再作为新机商转的基本条件。新建机组完成整套设备启动试运行时间点起，停止执行调试电价，执行国家规定电价。新建机组进入商业运营其他工作按照原国家电监会《发电机组进入及退出商业运营管理办法》（电监市场〔2011〕32号）规定执行。 　　三、在完成整套设备启动试运行时间点后90天内，新建机组具备商业运营条件的，自动进入商业运营；届时未具备商业运营条件的，可申请由国家能源局及各派出机构进行专项核查。经核查认定属发电企业自身原因的，必须在具备商业运营条件时点起进入商业运营，同时按调试电价追溯结算已按国家规定电价结算的电量。不属发电企业自身原因的，从完成整套设备启动试运行时间点起进入商业运营。 　　四、电力企业要加强协调，密切配合，确保新建机组进入商业运营工作衔接有序。电力调度机构要增强服务意识，为新建机组调试创造良好条件。电网企业负责按月向国家能源局相应派出机构报送新建机组进入商业运营情况。 　　五、国家能源局各派出机构应加强对新建机组并网调试和进入（退出）商业运营工作的监管。 　　新建机组并网调试及进入商业运营工作中如有异议，请及时向我局市场监管司及各派出机构反映。 国家能源局 2015年1月15日","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",000019705/2015-00006,国家能源局,2015-01-15,,,
259,"2017-09-17 22:23:03",国家能源局关于取消第二批风电项目核准计划未核准项目有关要求的通知,2015-01-28,"国能新能[2015]14号 国家能源局关于取消第二批风电项目核准 计划未核准项目有关要求的通知 各派出机构、各省（区、市）发展改革委、能源局，国家电网公司、南方电网公司、华能集团公司、大唐集团公司、华电集团公司、国电集团公司、中电投集团公司、中国长江三峡集团公司、神华集团公司、中广核集团公司、中国节能环保集团公司、水电水利规划设计总院、电力规划设计总院、中国可再生能源学会风能专委会、国家可再生能源中心： 　　为规范风电开发建设，根据有关管理要求，现将加强风电项目核准计划管理有关要求通知如下： 　　一、自2015年1月1日起，已列入“十二五”第二批风电项目核准计划但未完成核准的项目（详见列表），不再纳入核准计划管理，取消核准资格。如若再启动项目核准建设，需重新申请纳入核准计划。 　　二、请各省（区、市）发展改革委（能源局）加强组织协调，落实项目建设条件，特别是电网接入条件和电力消纳市场，督促项目单位深化前期工作，加快落实第三、四批核准计划项目的各项要求，争取在文件规定期限内完成核准工作。 　　附：取消纳入“十二五”第二批及增补风电项目核准计划管理的项目列表 国家能源局 2015年1月12日","国家能源局关于取消第二批风电项目核准计划未核准项目有关要求的通知 国能新能[2015]14号",000019705/2015-00005,国家能源局,2015-01-12,,,
260,"2017-09-17 22:23:03",国家能源局关于下达2014年第二批能源领域行业标准制（修）订计划的通知,2015-01-26,"国能科技[2015]12号国家能源局关于下达2014年第二批能源领域 行业标准制（修）订计划的通知 各有关单位: 经研究，现将2014年第二批能源领域行业标准制（修）订计划（共计253项，见附件1）下达给你们，请组织、监督各有关标准化技术委员会和起草单位抓紧落实和实施，按时完成任务。 国家能源局 2015年1月14日","国家能源局关于下达2014年第二批能源领域行业标准制（修）订计划的通知 国能科技[2015]12号",000019705/2015-00004,国家能源局,2015-01-14,,,
261,"2017-09-17 22:23:07",国家能源局2015年第1号公告,2015-01-26,"2015年 第1号 　　依据《中华人民共和国标准化法实施条例》规定，国家能源局组织有关能源领域行业标准化管理机构对各自归口管理且已实施5年以上的能源领域行业标准进行了复审，决定废止《常压立式储罐抗震鉴定技术标准》（SY 4064-1993）等122项能源领域行业标准（石油天然气37项、能源装备34项和电力51项），现予公布，自公布之日起生效。 　　附件：废止122项能源领域行业标准一览表 国家能源局 2015年1月14日",国家能源局2015年第1号公告,000019705/2015-00003,国家能源局,2015-01-14,,,
262,"2017-09-17 22:23:15",国家能源局关于印发《生物柴油产业发展政策》的通知,2015-01-23,"国能科技[2014]511号 国家能源局关于印发《生物柴油产业 发展政策》的通知 各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）: 　　《生物柴油产业发展政策》已经国家能源局局长办公会议讨论通过，现印发你们，请结合实际认真贯彻执行。执行中如有问题及时反馈。 国家能源局 2014年11月28日","国家能源局关于印发《生物柴油产业发展政策》的通知 国能科技[2014]511号",000019705/2014-00003,国家能源局,2014-11-28,,,
263,"2017-09-17 22:23:24","国家能源局 环境保护部 工业和信息化部关于促进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的意见 国能煤炭【2014】571号",2015-01-12,"国能煤炭【2014】571号 国家能源局 环境保护部 工业和信息化部关于 促进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的意见 各省（自治区、直辖市）和新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、环保厅、工信厅（经信委、经委）、煤炭行业管理部门，煤炭工业协会，神华集团公司、中煤集团公司： 　　为贯彻中央财经领导小组第六次会议和国家能源委员会第一次会议精神，落实“节约、清洁、安全”的能源战略方针，促进能源生产和消费革命，进一步提升煤炭开发利用水平，提出以下意见： 　　一、重要意义 　　煤炭是重要的基础能源和工业原料，为保障我国经济社会快速健康发展作出了重要贡献。今后一个时期，煤炭仍将是我国的主体能源。近年来，我国煤炭产业取得了长足发展，为国民经济和社会发展提供了可靠能源保障，但自身存在的开发布局不合理、增长方式粗放、安全保障能力不足、效率低、污染严重等突出问题仍未得到根本性解决。党的十八大对能源产业发展提出了更高要求，中央财经领导小组第六次会议和国家能源委员会第一次会议明确了煤炭开发利用的发展方向。推进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用，是煤炭工业可持续发展的必由之路，是改善民生和建设生态文明的必然要求。 　　二、指导思想和发展目标 　　（一）指导思想。以邓小平理论、“三个代表”重要思想、科学发展观为指导，深入贯彻党的十八大和十八届二中、三中、四中全会精神，按照统筹规划、科学布局，集约开发、绿色开采，高效转化、清洁利用的发展方针，坚持政府引导、企业为主、市场推进、科技支撑、法律规范、公众参与的原则，积极推进煤炭发展方式转变，提高煤炭资源综合开发利用水平，实现煤炭工业安全、绿色、集约、高效发展。 　　（二）发展目标。到2020年，煤炭工业生产力水平大幅提升，资源适度合理开发，全国煤矿采煤机械化程度达到85%以上，掘进机械化程度达到62%以上；煤矿区安全生产形势根本好转，煤炭百万吨死亡率下降到0.15以下；资源开发利用率大幅提高，资源循环利用体系进一步完善，生态环境显著改善，绿色矿山建设取得积极成效，资源节约型和环境友好型生态文明矿区建设取得重大进展；煤炭清洁高效利用水平显著提高，燃煤发电技术和单位供电煤耗达到世界先进水平，电煤占煤炭消费比重提高到60%以上；燃煤工业锅炉平均运行效率在2013年基础上提高7个百分点，煤炭转化能源效率在2013年基础上提高2个百分点以上，低阶煤炭资源的开发和综合利用研究取得积极进展，新型煤化工产业实现高效、环保、低耗发展；实现资源利用率高、安全有保障、经济效益好、环境污染少和可持续的发展目标。 　　三、主要任务 　　（一）科学规划煤炭开发利用规模。按照统一规划、合理开发、综合利用的发展方针，促进煤炭资源集约安全绿色开发和集中清洁高效利用。统筹煤炭资源条件、矿山地质环境、水资源承载力和生态环境容量，确定合理的科学产能。重点建设资源储量丰富、开采技术条件好、发展潜力大的神东等14个大型煤炭基地，优化煤炭生产开发布局。统筹地区经济发展水平、产业转移步伐和大气环境容量，结合全国主体功能区定位，合理规划建设煤电、煤炭深加工等主要耗煤项目和能源输送通道，优化煤炭消费布局。京津冀、长三角、珠三角等重点区域严格实行煤炭消费总量控制。 　　到2020年，大型煤炭基地煤炭生产能力占全国总生产能力的95%左右；煤炭占一次能源消费比重控制在62%以内。 　　（二）大力推行煤矿安全绿色开采。以建设大型现代化煤矿、改造现有大中型煤矿、淘汰落后产能为重点，按照“安全、科学、经济、绿色”的理念，全面提升生产技术水平和安全保障能力。积极支持企业按照安全绿色开发矿区标准规划、设计、建设和改造煤矿，新建煤矿要从设计源头入手，采用高新技术和先进适用绿色开采技术，实现装备现代化、系统自动化、管理信息化。生产煤矿要优化开拓部署，简化、优化生产系统，减少工作面个数，做到生产系统可靠、节能，提高生产效率和资源回收率，实现高效集约化生产。关闭不具备安全生产条件和煤与瓦斯突出等灾害严重的小煤矿，淘汰落后产能及装备，限制高硫煤矿开采。因地制宜推广使用“充填开采”、“保水开采”和“煤与瓦斯共采”等绿色开采技术。遵循矿区生态环境内在规律，结合区域自然地理特征，科学制定矿区生态环境治理与恢复规划及实施方案，严格执行相关矿产资源开发生态环境保护技术标准和指南，建立完善矿山环境治理和生态恢复责任机制，促进资源开发与环境保护协调发展。 　　到2020年，厚及特厚煤层、中厚煤层、薄煤层采区回采率分别达到70%、85%和90%以上；鼓励对“三下一上（建筑物、铁路、水体下，承压水体上）”煤炭资源、煤柱和边角残煤实施充填开采。 　　（三）深入发展矿区循环经济。按照减量化、资源化、再利用的原则，科学利用矿井水、煤矸石、煤泥、粉煤灰等副产品，综合开发利用煤系共伴生资源，大力推进矿山机械再制造，构建煤基循环经济产业链，提高产品附加值和资源综合利用率。鼓励利用矸石、灰渣等对沉陷区进行立体生态整治和土地复垦，发展生态农业和旅游业等适宜产业。积极探索大型矿区园区化集中高效管理模式，鼓励因地制宜建设矿区循环经济园区，优化园区内产业结构和布局，提高集约化生产利用水平。建设一批煤炭安全绿色开发示范矿区，努力实现矿产开发经济、生态、社会效益最大化。 　　到2020年，煤矸石综合利用率不低于75%；在水资源短缺矿区、一般水资源矿区、水资源丰富矿区，矿井水或露天矿矿坑水利用率分别不低于95%、80%、75%；煤矿稳定塌陷土地治理率达到80%以上，排矸场和露天矿排土场复垦率达到90%以上。 　　（四）加快煤层气（煤矿瓦斯）开发利用。煤炭远景区实施“先采气、后采煤”，加快沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘等煤层气产业化基地建设，加强新疆、辽宁、黑龙江、河南、四川、贵州、云南、甘肃等地区煤层气资源勘探，在河北、吉林、安徽、江西、湖南等地区开展勘探开发试验，推动煤层气产业化发展。煤炭规划生产区实施“先抽后采”、“采煤采气一体化”，所有应抽采瓦斯的矿井要按照有关规定建立完善的抽采系统，抽采达标，鼓励煤矿实施井上下立体化联合抽采，推动煤矿瓦斯规模化抽采利用矿区建设，提高瓦斯抽采利用率。煤层气以管道输送为主，就近利用，余气外输，统筹建设煤层气输送管网，适度发展煤层气压缩和液化。煤矿瓦斯以就地发电和民用为主，严禁高浓度瓦斯直接排放，支持低浓度瓦斯发电、热电冷联供或浓缩利用，鼓励乏风瓦斯发电或供热等利用，提高瓦斯利用率。加大煤层气勘查开发利用技术和装备研发，提升科技创新能力和技术装备水平。 　　到2020年，新增煤层气探明储量1万亿立方米。煤层气（煤矿瓦斯）产量400亿立方米。其中：地面开发200亿立方米，基本全部利用；井下抽采200亿立方米，利用率60%以上。 　　（五）提高煤炭产品质量和利用标准。大力发展煤炭洗选加工，所有大中型煤矿均应配套建设选煤厂或中心选煤厂，开展井下选煤厂建设和运营示范，提高原煤入选比重。积极推广先进的型煤和水煤浆技术。在矿区、港口、主要消费地等煤炭集散地建设大型煤炭储配基地和大型现代化煤炭物流园区，实现煤炭精细化加工配送。落实国家有关商品煤质量的规定，建立健全煤炭质量管理体系，完善煤炭清洁储运体系，加强煤炭质量全过程监督管理。京津冀及周边、长三角、珠三角等重点区域，限制使用灰分高于16%、硫分高于1%的散煤，在北京、天津、河北等农村地区建设洁净煤配送中心，鼓励北方地区使用型煤等洁净煤。 　　到2020年，原煤入选率达到80%以上，实现应选尽选；重点建设环渤海、山东半岛、长三角、海西、珠三角、北部湾、中原、长株潭、泛武汉、环鄱阳湖、成渝等11个大型煤炭储配基地及一批物流园区。 　　（六）大力发展清洁高效燃煤发电。 　　逐步提高电煤在煤炭消费中的比重，推进煤电节能减排升级改造。 　　根据水资源、环境容量和生态承载力，在新疆、内蒙古、陕西、山西、宁夏等煤炭资源富集地区，按照最先进的节能、节水、环保标准，科学推进鄂尔多斯、锡盟、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东等9个以电力外送为主的千万千瓦级清洁高效大型煤电基地建设。 　　认真落实《煤电节能减排升级改造行动计划》各项任务要求，进一步加快燃煤电站节能减排改造步伐，提升煤电高效清洁利用水平，打造煤电产业升级版。 　　（七）提高燃煤工业炉窑技术水平。实施炉窑改造工程，鼓励发展热电联供、集中供热等供热方式，以天然气、电力等清洁燃料和生物质能替代落后的分散中小燃煤锅炉。加快推广高效煤粉工业锅炉等高效节能环保锅炉，加快淘汰低效层燃炉等落后设备。推广先进适用的工业炉窑余热、余能回收利用技术，实现余热、余能高效回收及梯级利用。 　　到2020年，现役低效、排放不达标炉窑基本淘汰或升级改造，先进高效锅炉达到50%以上。 　　（八）切实提高煤炭加工转化水平。加快煤炭由单一燃料向原料和燃料并重转变。按照节水、环保、高效的原则，继续推进煤炭焦化、气化、煤炭液化（含煤油共炼）、煤制天然气、煤制烯烃等关键技术攻关和示范，提升煤炭综合利用效率，降低系统能耗、资源消耗和污染物排放，实现清洁生产。适度发展现代煤化工产业。在满足最严格的环保要求和保障水资源供应的前提下，统一规划，合理布局，统筹推进现代煤化工产业高标准、高水平发展。在条件适合地区，积极推进煤炭分级分质利用，优化褐煤资源开发，鼓励低阶煤提质技术研发和示范，推广低阶煤产地分级提质，提高煤炭利用附加值。 　　2020年，现代煤化工产业化示范取得阶段性成果，形成更加完整的自主技术和装备体系，具备开展更高水平示范的基础。低阶煤分级提质核心关键技术取得突破，实现百万吨级示范应用。 　　（九）减少煤炭利用污染物排放。大力推广可资源化的烟气脱硫、脱氮技术，开展细颗粒物（PM2.5）、硫氧化物、氮氧化物、重金属等多种污染物协同控制技术研究及应用。严格执行排污许可制度，落实排放标准和总量控制要求，加强细颗粒物排放控制。研究煤炭深加工转化废弃物治理技术。 　　到2020年，燃煤固体废弃物实现资源化利用率超过75%。 　　四、保障措施 　　充分发挥市场配置资源的决定性作用，完善政策制度保障体系，促进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用，形成煤炭企业优胜劣汰、煤炭产品优质优价的良性运行机制。 　　（一）建立完善实施和监管体系。完善煤炭安全绿色开发和清洁高效利用管理体系，研究建立协调、统一、高效的监管机制。各有关部门根据职责分工，协调配合，加快完善有利于煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的资源管理、产业规划、政策标准、技术装备支撑等体系建设。制定发展规划和行动计划，将指标分解落实各部门、各地方，分步骤、有重点地推进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用。加强工业用煤排放监测与管理，杜绝不达标排放。各地要加强民用散煤治理，建立本地区民用散煤治理实施方案。 　　（二）建立完善标准和评价机制。加快制定煤炭安全绿色开发和清洁高效利用技术和装备标准，研究建立煤炭安全绿色开发和清洁高效利用技术和装备评价机制，及时向社会发布先进技术和装备目录。研究制定煤炭安全绿色开发矿区评价标准，积极推动煤炭安全绿色开发示范矿区（井）和清洁高效利用项目建设，并优先给予政策支持。建立和规范全过程用煤质量保障体系，完善煤炭加工转化产品质量和能效标准。 　　（三）完善鼓励政策措施。列入煤炭安全绿色开发和清洁高效利用先进技术和装备目录，以及符合《矿产资源节约与综合利用鼓励、限制和淘汰技术目录》的有关技术和装备，可依法享受有关税费减免、贷款支持等政策。进一步落实粉煤灰、煤矸石等资源综合利用产品税收优惠政策，改进规范煤炭安全绿色开发和高效利用园区规划内相互配套项目的核准行为，按照“统筹规划、同步设计、同步建设”的原则，确保园区相互配套项目协调发展，发挥整体循环经济效益，推进矿区产业集群发展。积极推进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用技术国际合作与交流，鼓励优质煤炭进口，优化煤炭产品结构。 　　（四）大力推进科技创新。做好煤炭安全绿色开发和清洁高效利用科研工作顶层设计，加强相关科技计划（专项、基金）的统筹，着力推进新技术、新装备等研发。重点加大对煤矿安全绿色开采、煤矿区循环经济、煤层气开发及煤炭清洁高效利用、煤矸石和粉煤灰综合利用、矿山机械再制造等技术研发、示范及应用的支持，加快科技成果推广应用。积极开展二氧化碳捕集、利用与封存技术研究和示范。 　　（五）加强宣传交流。各地区、各部门要进一步提高认识，切实履行职责，加强协调配合，加大宣传力度，以高度的责任感、使命感和改革创新精神，合力推进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用。科研机构、行业协会要加强技术研发、技术交流、市场推广和信息咨询服务等工作，为煤炭安全绿色开发和清洁高效利用创造有利条件。要充分发挥新闻媒体舆论引导和社会公众的监督作用，为煤炭安全绿色开发和清洁高效利用创造良好的社会氛围。 　　国家能源局 环境保护部 工业和信息化部 2014年12月26日","国家能源局 环境保护部 工业和信息化部关于促进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的意见 国能煤炭【2014】571号",000019705/2015-00002,国家能源局,2014-12-26,,,
264,"2017-09-17 22:23:26","国家能源局关于加强电力企业安全风险预控体系建设的指导意见 国能安全〔2015〕1号",2015-01-09,"国能安全〔2015〕1号 国家能源局关于加强电力企业安全 风险预控体系建设的指导意见 国家电网公司、南方电网公司，中国华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，中国电建、能建集团公司，有关电力企业： 　　为进一步深化“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，实现电力安全生产的系统化、科学化、标准化和精细化管理，提高电力企业安全管理水平，有效防范各类电力事故的发生，现就加强电力行业安全风险预控体系建设提出如下意见。 　　一、总体要求和建设目标 　　（一）总体要求。准确把握电力生产的特点和规律，深入研究如何在现有安全管理基础上提升安全管理的系统性、前瞻性、可控性，探索适合电力行业生产实际的、基于风险的，系统化、规范化与持续改进的安全风险管理模式，逐步构建一套理念先进、方法得当、管控有效的安全风险预控体系，建立隐患排查新常态和安全生产长效机制，有效防范各类事故，保持电力安全生产形势的持续稳定，为我国经济社会的快速发展提供安全可靠的电力保障。 　　（二）建设目标。以风险控制为主线，以危害辨识、风险评估、风险控制和持续改进的闭环管理为原则，结合本单位生产实际，系统地提出电网、设备设施、劳动安全、作业环境、职业健康风险管控的内容、目标与途径，强调事前危害辨识与风险评估、事中落实管控措施、事后总结与改进，最终达到风险超前控制和持续改进的目的。 　　二、主要建设任务 　　（三）实施危害辨识和风险评估。电力企业要建立科学的风险评估技术标准，规范风险评估方法，量化风险等级。要发动全员，全方位、全过程地辨识生产系统、设备设施、人员行为、环境条件等因素可能导致的安全、健康和社会影响等方面的风险，确保危害辨识和风险评估的及时性、全面性、科学性。要对辨识出的风险分类梳理、分级管控、分层落实，确定出各类、各级、各层的安全预控重点。要建立风险数据库并持续地开展动态辨识，评估更新，对辨识出的风险进行动态管理。 　　（四）完善管理制度和技术标准。电力企业要按照“沿用、完善、建立”的总体思路，“以规范、简洁、高效”为指导思想，以风险控制为主线，以PDCA(策划-执行-检查-改进)的闭环管理为原则，系统梳理完善风险预控的规程、标准和制度，建立企业安全风险预控体系文件，为体系建设提供技术支撑。在制度和标准的编制过程中，应详细梳理各项管理业务，明确各项业务的工作流程和工作步骤，并在制度中以流程图等直观、简明的形式让风险管理的要求有效落地，为全面规范、深化体系应用奠定基础。 　　（五）做好风险管控工作。电力企业要对评估出来的不可接受的风险，结合风险类型和性质，结合企业自身的安全技术和经济能力，结合安全生产隐患排查治理、标准化创建、技术改造等日常管理工作，制定针对性的应对措施。对不同种类、不同等级的风险应该明确相应的管理职责和实施主体，使风险管控在日常工作得到落实。 　　（六）建立检查、审核等持续改进的工作机制。电力企业要对风险预控工作进行定期检查，并通过安全生产工作会、安全分析会等形式对风险预控工作进行总结和分析，对检查和回顾中发现的问题，要及时纠正、限期整改。要建立体系审核工作机制，编制体系审核管理办法，明确审核内容和方法，检验风险预控体系的有效性、全面性和适宜性，确保风险可控在控。要根据人员、设备、环境和管理等因素变化，持续地进行危害辨识、风险评估、管控与更新完善，实现风险预控体系的持续改进。 　　三、措施保障 　　（七）树立“关口前移、系统管控”的安全理念，为体系建设奠定思想基础。各单位要从促进电力工业科学发展、安全发展的高度，提高对安全风险预控体系重要性的认识，树立关口前移和系统控制的安全理念，以理念指导思想，以思想引领行动，从源头上消除不安全意识和行为，为安全风险预控体系建设奠定坚实的思想基础。 　　（八）强化理念宣贯和人员培训，为体系建设构筑人才保障。体系的建立和实施涉及安全生产各环节，需要全体员工的积极、主动参与。电力企业在体系的推进过程中必须进行理念的宣贯和全员培训，使企业员工，特别是各级管理人员掌握体系管理内容、体系结构和运作方法，解决员工基本认知，并掌握体系核心内涵，彻底消除员工畏难情绪和抵触情绪，激励全员做好体系建设的内在动力，有效推动体系的建设和实施。 　　（九）坚持闭环管理的工作原则，为体系建设提供有效手段。电力企业要按照体系建设PDCA闭环管理的原则，结合本单位实际情况，建立起符合本单位生产实际的、科学的、规范的风险预控流程：从构建目标责任机制、运行推进机制、考核激励机制、持续改进机制等方面下功夫，将安全风险预控体系建立和日常管理有机结合，建立常态化、制度化、体系化的工作机制。 　　（十）培育安全文化，为体系建设营造良好氛围。电力企业要大力实施理念引领，文化渗透工程。大力弘扬先进的安全理念，培养员工“事前风险辨识、事中风险管控、事后回顾总结”的作业与管理行为模式，推动企业安全管理从他律阶段向自律阶段、团队互助阶段过渡，实现从“要我安全”到“我要安全”的转变，实现安全管理的自主管理、自主提升。 　　四、工作要求 　　（十一）结合生产实际，实现体系本土化和专业化。电力企业安全风险体系建设应基于本单位安全生产管理现状，能够切实解决安全生产实际问题。在建设过程中，要结合电力安全生产传统有效的管理方法和手段，对国际上先进的安全管理体系要加以消化和吸收，坚持传承和创新并重，实现体系本土化和专业化，避免生搬硬套。各级各类人员的业务技能，包括管理技能、技术技能，是风险预控管理建设质量的最大制约因素，需要不断进行培训，提高体系专业化水平。 　　（十二）加强组织领导，建立协调机制。电力企业要结合安全风险预控体系建设需求，加强组织领导，设立体系建设组织机构，确定管理机构职责、人员构成和职责分工。要根据体系建设的基础和初步准备情况，制定推动体系建设的工作目标、工作任务、工作方法、责任分工和工作周期等。在体系的推行过程中，要强化生产技术、调度、安监、教育培训等部门的通力合作、相互协调，发挥专业优势，确保所制定的制度标准符合生产实际和风险预控的要求。 　　（十三）坚持全员参与，促进安全意识的提升。风险预控体系以一种自下而上的方式，电力企业要发动全员（包括承包商及其员工）参与到岗位危害的辨识、风险评估和管控工作中，使员工清楚自身面临的安全风险、可能后果和控制方法，建立按标准做事的行为模式，促进全员安全意识的提升。 　　（十四）杜绝形式主义,实现持续改进。安全风险管理体系推行要坚决杜绝形式主义，不能将体系的建设和实施作为一种运动和一项短期工作进行突击，各单位要切实把推行体系建设作为提高安全生产管理水平,实现持续改进的手段，切实发挥体系作用。 国家能源局 2015年1月7日","国家能源局关于加强电力企业安全风险预控体系建设的指导意见 国能安全〔2015〕1号",000019705/2015-00001,国家能源局,2015-01-07,,,
265,"2017-09-17 22:23:29",国家发展改革委办公厅关于加强和规范生物质发电项目管理有关要求的通知,2014-12-30,"国家发展改革委办公厅关于加强和规范生物质 发电项目管理有关要求的通知 发改办能源[2014]3003号 各省（自治区、直辖市）发展改革委、能源局，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力有限公司，华能、大唐、国电、华电、中电投集团公司，中节能集团公司，水电水利规划设计总院，有关企业： 　　为加强和规范生物质发电项目管理，促进生物质发电可持续健康发展，现将有关要求通知如下： 　　一、鼓励发展生物质热电联产，提高生物质资源利用效率。具备技术经济可行性条件的新建生物质发电项目，应实行热电联产；鼓励已建成运行的生物质发电项目根据热力市场和技术经济可行性条件，实行热电联产改造。 　　二、加强规划指导，合理布局项目。国家或省级规划是生物质发电项目建设的依据。新建农林生物质发电项目应纳入规划，城镇生活垃圾焚烧发电项目应符合国家或省级城镇生活垃圾无害化处理设施建设规划。 　　三、农林生物质发电项目严禁掺烧化石能源。已投产和新建农林生物质发电项目严禁掺烧煤炭等化石能源。加强对农林生物质发电项目运行的监督，依据职责分工，能源、财政、价格主管部门按照有关规定对农林生物质发电项目掺烧煤炭等违规行为进行调查和处理，收回骗取的国家可再生能源基金补贴，并依据情节轻重处以罚款、取消补贴、追究项目法人法律责任等处罚。 　　四、规范项目管理。农林生物质发电非供热项目由省级政府核准；农林生物质热电联产项目，城镇生活垃圾焚烧发电项目由地方政府核准。     国家发展改革委办公厅 2014年12月9日  ",,,,,2014-12-30,国家发展改革委办公厅关于加强和规范生物质发电项目管理有关要求的通知,发展改革委网站
266,"2017-09-17 22:23:39",国家能源局综合司关于做好2014年光伏发电项目接网工作的通知,2014-12-24,"　　特 急 国能综新能[2014]998号 国家能源局综合司关于做好 2014年光伏发电项目接网工作的通知 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，能源局各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司、各有关地方电网企业，水电水利规划设计总院： 　　2013年以来，各级电网企业认真落实国家支持光伏发电的政策，不断改进光伏发电接网和并网运行服务，有力促进了光伏发电的快速发展。但由于光伏电站与配套电网建设周期差别大、分布式光伏发电量大面广等原因，依然存在一定程度的光伏发电项目接网滞后问题。为加快推进光伏发电建设，实现光伏发电及时并网和高效利用，各省（自治区、直辖市）能源主管部门要会同所在区域的能源派出机构，进一步督促协调有关各方做好光伏发电接网及并网运行工作。现将有关要求通知如下： 　　一、健全光伏发电项目建设管理工作机制。各省（自治区、直辖市）能源主管部门要加强对光伏发电建设计划执行的监测和督促工作，建立按月监测调度、按季考核调整的工作机制。对不能在规定时间内开工、影响计划完成的项目在符合年度指导规模管理的原则下及时进行调整。对项目遇到的在备案前或备案后开工所需的审批手续问题，要加强与有关部门的沟通协调，能够放在事中事后办理的不应作为事前的先决条件。 　　二、做好光伏项目发电项目并网衔接工作。各省（自治区、直辖市）能源主管部门要进一步核实在建光伏发电项目的建设进度，督促电网企业与光伏发电项目单位做好建设进度衔接。对今年12月底前能够完成主体工程且具备并网条件的光伏发电项目，电网企业要及时做好项目并网前的准备工作，简化内部管理流程，提高工作效率，力争使具备并网条件的项目在今年12月底前实现并网运行。对其他在建光伏发电项目，电网企业与项目单位要做好建设计划衔接，及早确定投产并网时间，确保项目建成时能及时并网运行。 　　三、正确处理实行规模管理前的光伏发电项目问题。各省（自治区、直辖市）能源主管部门对实行年度指导规模管理之前批复同意建设的光伏发电项目进行核实，分类正确处理。对2014年12月底前可完成主体工程且具备并网条件的项目，在核实符合国家有关工程建设管理要求后，协调电网企业及时接网并实现正常并网运行。对2013年12月底前已完成备案（或核准）的光伏发电项目，核实已开工建设且符合有关工程建设管理要求的，均确认纳入符合国家按发电量补贴的范围，各项目单位应及时与电网企业衔接并网时间及方案，争取早日建成并网运行。对2013年12月底前已办理备案（或核准）手续但没有开展实质性建设的项目应及时清理。 　　四、继续完善分布式光伏发电并网服务。各级电网企业要继续完善分布式光伏发电的接网和并网运行服务工作流程，投入足够的技术和管理人员，按国家有关技术标准和管理规定，及时开展并网调试和竣工验收，与项目单位签订并网调度协议和购售电合同，确保在规定时限内办理项目接网。继续简化并网审核的前置条件，能够通过其他政策和管理制度保障的事项，原则上不作为并网审核的前置条件。对个人在自有屋顶安装分布式光伏发电设施，电网企业应协助业主进行电气连接及并网设施的安全检查。对以35千伏及以下电压等级接入电网（东北地区66千伏及以下）、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区内消纳的光伏发电项目，各级电网企业应明确根据《分布式发电管理暂行办法》的规定，按照简化程序办理电网接入并提供相应的并网服务。 　　五、加强光伏发电接网和并网运行监管服务。国家能源局各派出机构要及时做好发电业务许可相关工作，确保项目尽快开展并网报验，及早并网；同时要配合所在地区能源主管部门，通过对光伏发电专项监管等方式，督促电网企业依照有关法规、政策和管理制度做好光伏发电项目的接网和并网运行服务，负责解释和协调光伏发电项目在接网环节及并网运行中出现的问题。各类光伏发电项目业主在接网和并网运行中遇到的相关问题，可向国家能源局派出机构咨询或投诉（监管热线电话为12398），在相关方发生争议时可向派出机构申请协调或裁决。派出机构应及时受理有关咨询和投诉等事项，及时作出答复和处理。对国家能源局转交的涉及光伏发电并网的信访材料，应及时查清情况和处理，并将有关情况和处理结果报告国家能源局。 　　国家能源局综合司 2014年12月16日","国家能源局综合司关于做好2014年光伏发电项目接网工作的通知 国能综新能[2014]998号",000019705/2014-00117,国家能源局,2014-12-16,,,
267,"2017-09-17 22:23:43",国家能源局综合司关于做好太阳能发展“十三五”规划编制工作的通知,2014-12-24,"国能综新能[2014]991号 国家能源局综合司关于做好太阳能发展“十三五”规划编制工作的通知各省（区、市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发展改革委，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院、国家可再生能源中心、中科院电工所、鉴衡认证中心、中国质量认证中心、光伏产业协会、循环经济协会，有关研究机构： 　　太阳能资源丰富，分布广泛，利用前景广阔，积极扩大太阳能利用，对于稳增长、调结构、惠民生具有重要的现实作用，对于保障国家能源安全、优化能源结构、改善大气环境具有重要的战略意义。根据国家能源局“十三五”能源规划工作方案，为统筹做好全国太阳能发展“十三五”规划编制工作，现将有关事项通知如下： 　　一、总体要求 　　太阳能“十三五”发展规划是“十三五”时期推动太阳能产业可持续发展的基本依据，对于扩大太阳能利用市场、推动技术进步和促进产业协调健康发展具有重要意义。太阳能“十三五”发展规划要体现以下要求： 　　（一）要贯彻中央财经领导小组第六次会议和新一届国家能源委员会首次会议精神以及《能源发展战略行动计划（2014-2020）》的方针，加快推进能源生产和消费革命，建设多轮驱动的能源供应体系，统筹谋划“十三五”太阳能发展。 　　（二）要贯彻转变职能、简政放权精神，适应体制改革和太阳能发展的新形势新要求，根据太阳能利用的集中式与分布式不同特点进行谋划布局，按照发挥市场配置资源决定性作用和更好发挥政府作用的原则，科学制定发展目标、建设布局、产业体系建设，建立与太阳能发展相适应的体制机制和政策体系。 　　（三）要结合新型城镇化建设，充分发挥太阳能在新城镇建设和旧城镇升级改造中的作用，继续推进分布式光伏示范区、新能源城市、绿色能源县等示范区建设活动，提高太阳能等可再生能源在城市（镇）能源消费中的比例。 　　（四）要充分发挥发展规划对技术进步的作用。依托重点基地、重点项目和重点工程，协调推动太阳能利用和产业发展。积极促进太阳能利用提高效率，降低成本，发挥好市场对技术进步的引导作用。 　　（五）要做到经济效益与社会效益相统一。发挥好太阳能利用方式多、覆盖地域广等特点，将太阳能利用与生态建设、城市建设、扶贫发展、农业经济、污染治理相结合，创新太阳能利用与生态文明建设的新方式，使太阳能利用取得尽可能大的经济效益和社会效益。 　　（六）要创新发展机制实现发展模式新突破。结合扩大太阳能利用，探索推动分布式能源利用的新机制。在投资经营方式和能源生产供应方式方面实现突破，建立分布式光伏发电、太阳能热利用、地热能、储能以及天然气分布式利用相结合的新型能源体系，开创能源利用的新模式。 　　二、主要任务 　　（一）开展省级太阳能发展“十三五”规划研究 　　各省（区、市）能源主管部门要加强本地区太阳能利用相关资源、发展需求、发展条件等相关规划研究工作，研究提出“十三五”时期本地区太阳能利用的重点任务和重大项目等需要纳入全国太阳能发展规划的重点内容，形成本地区太阳能发展“十三五”规划建议稿。各地区可根据本地实际情况确定太阳能利用的主要类型，重点包括太阳能光伏发电和太阳能热利用，具备太阳能热发电工程建设条件的地区，还应包括太阳能热发电的内容。规划建议稿应包括资源条件、发展现状、面临形势、发展目标、重点任务和重大工程等内容。规划期为2016-2020年，发展目标展望到2030年。 　　1、光伏发电规划研究内容包括：对光伏电站应提出建设布局，具备条件地区可提出50万千瓦以上的光伏电站基地。对分布式光伏发电，应结合新能源城市、绿色能源示范县、分布式光伏发电示范区提出重点应用城镇、工业园区及其应用规模，可根据需要提出新能源微电网以及光伏扶贫等专门项目，结合农村建设提出推广方式及规模。 　　2、太阳能热发电规划研究内容包括：太阳能热发电重点区域及规模、重点项目选址及建设条件、技术路线和技术经济性研究等。 　　3、太阳能热利用规划研究内容包括：太阳能热利用目标、重点地区、发展模式、城镇和农村建筑应用推广方式和措施等。 　　（二）开展太阳能发展专题研究 　　有关研究机构及协会按照任务分工和根据规划编制需要，开展太阳能发展“十三五”规划专题研究，为总体规划编制提供科学依据。具体研究课题、研究内容及承担单位见附件。 　　三、进度安排 　　（一）2015年3月底前完成规划建议稿。各省（区、市）能源主管部门在已有规划研究工作基础上，做好本地区太阳能发展“十三五”规划建议稿起草工作；各研究机构和行业协会在已有课题研究基础上，形成相关课题研究成果。各省（区、市）能源主管部门和有关研究单位于2015年3月底前将各地区规划建议稿和相关课题研究成果报国家能源局新能源司。 　　（二）2015年5月底前形成全国太阳能发展“十三五”规划初稿。国家能源局新能源司在各地区、各研究机构和行业协会规划建议稿及相关课题研究成果基础上组织编制全国太阳能发展“十三五”规划初稿，在征求电网企业、研究机构和行业协会及有关专家的意见，并与国家相关规划进行衔接后，于2015年5月底前印发全国太阳能发展“十三五”规划初稿，向各省（区、市）能源主管部门征求意见。 　　（三）2015年8月底前形成规划送审稿。各省（区、市）能源主管部门根据全国太阳能发展“十三五”规划初稿，对相关内容提出建议，于2015年6月底前将意见反馈国家能源局。国家能源局根据各地建议继续完善规划初稿，8月底前形成规划送审稿，按程序批准后印发实施。 　　（四）各地区完成本省（区、市）太阳能发展“十三五”规划。在全国太阳能发展“十三五”规划印发2个月内，各省（区、市）能源主管部门修改完善本地区太阳能发展“十三五”规划，并将拟发布的规划报国家能源局备案。 　　四、工作要求 　　各单位在开展规划研究及各项课题研究工作过程中，要按照定性与定量结合，重点定量化的原则科学编制规划，充分利用咨询机构等社会力量，认真听取专家和企业等各方意见建议，统筹协调本规划与能源总体规划、能源专项规划以及其他相关规划的衔接，确保规划科学合理并具备可实施性。 　　请各单位按有关要求抓紧开展太阳能发展“十三五”规划研究编制工作。国家能源局将根据进度安排，适时召开相关专题会议协调推进相关工作。 　　联系人：邢翼腾 010-68555840 010-68555050（传真） 　　邮 箱: xingyiteng@126.com 　　附件：全国太阳能发展“十三五”规划研究专题 　　 国家能源局综合司 　　2014年12月16日","国家能源局综合司关于做好太阳能发展“十三五”规划编制工作的通知 国能综新能[2014]991号",000019705/2014-00116,国家能源局,2014-12-16,,,
268,"2017-09-17 22:23:53",国家能源局关于推进分布式光伏发电应用示范区建设的通知,2014-12-24,"国能新能[2014]512号 国家能源局关于推进分布式光伏发电 应用示范区建设的通知 北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、安徽、河南、江西、山东、广东发展改革委（能源局），有关派出机构，国家电网公司、南方电网公司，水电水利规划设计总院： 　　为进一步推进分布式光伏发电示范区建设，充分发挥分布式光伏发电在引导社会投资、特别是民间资本投资方面的作用，根据国家发展改革委《关于发布首批基础设施等领域鼓励社会投资项目的通知》（发改基础[2014]918号）相关要求，公布列入国家首批基础设施等领域鼓励社会投资项目的30个分布式光伏发电应用示范区的名单。现将有关要求通知如下： 　　一、在国家能源局已公布的第一批18个分布式光伏发电应用示范区外，增加嘉兴光伏高新区等12个园区，共30个国家首批基础设施等领域鼓励社会投资分布式光伏发电应用示范区。具体名单及建设内容见附件1。 　　二、各省（自治区、直辖市）能源主管部门优先将分布式光伏发电示范区建设规模纳入本地区光伏发电年度管理计划，如年度规模指标不足，可按照“先备案，后追加规模指标”方式建设和管理，以支持示范区建设持续进行。对于建设进度迟缓，在规定期限未按计划完成建设任务的示范区，将取消其示范区资格。 　　三、各省（自治区、直辖市）能源主管部门要指导示范区政府制定支持光伏应用的配套政策措施，建立和完善分布式光伏应用管理制度和工作推进机制，加强屋顶资源条件调查，统筹编制开发利用规划，统筹制订建筑安装光伏标准，统筹项目备案，跟踪项目进展，统筹协调解决项目建设中出现的问题。 　　四、电网企业应积极配合做好示范区内各项目的电网接入和并网运行服务工作，落实配套电网建设和改造工程，协同保障用户供电安全。负责做好分布式光伏发电所发电量计量、电费结算和国家补贴资金转付工作。根据需要推进智能电网建设，完善电力系统运行技术体系，为光伏发电高比例接入电网运行创造条件。 　　五、各项目单位要抓紧落实建设条件，制定实施计划，做好与项目实施有关的屋顶使用协议、供用电协议、电网接入及购售电协议的签订和衔接工作，并按照相关要求做好示范区项目建设和运行的信息统计报送工作。 　　六、各示范区应开展发展模式、投融资模式、电力交易模式和专业化服务模式创新。鼓励示范区政府与银行等金融机构合作开展金融服务创新试点，通过设立公共担保基金、公共资金池、风险补偿基金等方式，解决分布式光伏发电应用的融资难问题。鼓励示范区开展分布式光伏发电区域电力交易试点，允许分布式光伏发电项目向同一变电台区的其他电力用户直接售电，电价由供用电双方协商，电网企业负责输电和电费结算。示范区能源主管部门组织有关企业提出电力交易试点方案，征求当地电网企业意见后报国家能源局。 　　七、各有关派出机构要加强对区域内示范区项目的电网接入、并网运行、电量收购、计量及电费结算的监管，对示范区分布式光伏发电发展中存在的问题及时提出监管意见。涉及相关政策问题可反馈国家能源局或所在省（直辖市）能源主管部门，涉及项目备案及实施方面的问题可反馈项目备案机关，项目备案机关负责组织项目单位进行整改。 　　八、各省（直辖市）能源主管部门要加强示范区建设的督促检查，按月监测统计示范区内项目备案、开工建设及进展、投产并网情况，于每月5日前向国家能源局报送有关信息（具体表格见附件2），各示范区应确定一名联系人，由其负责按月通过国家可再生能源信息管理系统在线填报示范区建设进展情况。 　　附件：1、30个分布式光伏规模化应用示范区名单 　　2、30个分布式光伏规模化应用示范区建设情况信息报送表 　　　　国家能源局 　　2014年11月21日","国家能源局关于推进分布式光伏发电应用示范区建设的通知 国能新能[2014]512号",000019705/2014-00118,国家能源局,2014-11-21,,,
269,"2017-09-17 22:23:57","国家能源局关于深刻吸取事故教训 进一步加强煤矿瓦斯防治工作的紧急通知",2014-12-16,"　　特 急 国能煤炭〔2014〕523号国家能源局关于深刻吸取事故教训 进一步加强煤矿瓦斯防治工作的紧急通知 有关省（区、市）煤矿瓦斯防治（集中整治）领导小组办公室、煤炭行业管理部门、发展改革委（能源局），各派出机构： 　　今年以来，全国煤矿安全生产形势总体平稳，煤矿瓦斯事故保持下降趋势，但近期相继发生辽宁省阜新矿业集团恒大煤业公司“11?26”、贵州省六盘水市盘县松林煤矿“11?27”两起重大事故，给人民生命财产造成重大损失，煤矿瓦斯防治形势依然严峻，同时暴露出部分煤矿企业瓦斯防治主体责任不落实、瓦斯防治基础薄弱、隐患排查治理不彻底、安全监管监察不力等问题。为深刻吸取事故教训，进一步加强煤矿瓦斯防治工作，坚决遏制和有效防范重特大事故发生，现将有关事项通知如下： 　　一、严格落实瓦斯防治主体责任。各煤矿企业要建立完善瓦斯防治责任制，细化落实企业负责人及相关人员的瓦斯防治责任。要健全以总工程师为首的瓦斯防治技术管理体系，配齐通风、抽采、防突、地质测量等专业机构和人员，完善矿井瓦斯防治系统，强化现场管理，加强职工培训，严格按照法律法规和标准规范组织生产。保障安全投入，按规定提足用好煤炭生产安全费用，不得因为经济效益下滑而减少瓦斯防治投入。 　　二、深入开展隐患排查治理。各产煤省（区、市）煤矿瓦斯防治（集中整治）领导小组办公室要按照国务院安委会办公室印发的《全国集中开展煤矿隐患排查治理行动方案》（安委办〔2014〕20号）要求，集中开展煤矿隐患排查治理行动。要尽快制定工作方案，明确工作要求，督促煤矿企业立即开展自查自纠。要抓紧落实人员编组，按照“一矿一组、一矿一案、一矿一策”的工作要求，逐矿全面、细致、彻底地排查隐患，对重大隐患要跟踪督办。隐患排查治理工作要以矿井通风、瓦斯抽采、监测监控等系统为重点，坚持查大系统、治大隐患、防大事故，督促企业完善隐患排查治理制度，建立健全煤矿隐患排查治理体系和长效机制，做到不留死角、不留后患，坚决防止煤矿瓦斯重特大事故蔓延。 　　三、强力推进煤矿瓦斯抽采利用。各地煤矿瓦斯防治（集中整治）领导小组办公室和煤炭行业管理部门要加强组织协调，强化政策落实和目标考核，督促有关企业加大瓦斯抽采利用力度。各煤矿企业要把瓦斯抽采利用作为消除瓦斯灾害威胁的治本措施，严格执行《煤矿瓦斯抽采达标暂行规定》、《防治煤与瓦斯突出规定》，加强抽采效果评价，做到先抽后采、抽采达标；加快建设瓦斯利用设施，拓展瓦斯利用范围，推广低浓度瓦斯发电，有效提高瓦斯抽采利用率，实现以用促抽、以抽保安。 　　四、加快实施煤矿安全改造项目。各产煤省（区、市）有关部门要尽快将煤矿安全改造和重大灾害治理示范工程中央预算内资金及时拨付到企业，落实地方配套资金，与中央资金同步到位，加强项目监督管理，督促指导煤矿企业按照批复的方案加快项目实施。煤矿企业要进一步健全安全改造项目管理制度，严格执行项目招投标、工程监理等规定，规范资金使用，严禁违规挪用转移中央预算内资金。示范工程具备验收条件的，要及时组织竣工验收，评价示范效果，宣传推广先进理念、技术成果和管理经验。 　　五、切实加强瓦斯防治基础管理。煤矿企业要严格按瓦斯鉴定等级进行矿井瓦斯管理，煤与瓦斯突出和高瓦斯矿井必须建立地面固定瓦斯抽采系统，严格执行防突规定，落实区域性防突措施，做到抽掘采平衡。有条件实施地面抽采的要实施瓦斯地面预抽，实现煤与瓦斯共采。矿井通风系统做到独立完整、通风可靠，安全监控系统做到装备齐全、数据准确。煤矿企业要建立瓦斯参数数据库，加强抽采效果检验，建立符合矿井实际的瓦斯抽采参数和防突指标评价体系。强化煤矿地质工作，巷道掘进坚持有掘必探，防止误揭煤层。规范瓦斯抽采钻孔施工过程监督和验收管理，建立施工人员责任倒查制度，严防弄虚作假，确保钻孔施工质量。 　　六、有效遏制煤矿超能力生产。各省级煤炭行业管理部门要严格按照《关于遏制煤矿超能力生产规范企业生产行为的通知》（发改电〔2014〕226号）要求，进一步做好煤矿生产能力登记公告工作，加强企业生产行为监管。煤矿企业要按照登记公告的生产能力组织生产，合理安排生产计划。企业集团不得向所属煤矿下达超过登记公告生产能力的生产计划及相关经济指标，不得向未核准、未取得采矿许可证和安全生产许可证的煤矿下达生产计划。 　　七、坚决制止煤矿违法违规建设行为。省级煤炭投资主管部门、行业管理部门要会同国家能源局派出机构加强煤矿建设项目监管，进一步规范煤矿建设秩序。煤矿建设项目必须符合煤矿基本建设程序，未按规定履行项目核准等手续的新建、改扩建、技术改造煤矿项目，不得开工建设，已开工建设的必须停建整顿。对批小建大的煤矿，以及建设条件发生较大变化未履行相关变更报批程序的煤矿，必须立即停工。 　　八、进一步加大瓦斯防治监管力度。各产煤地区和有关部门要进一步加强监督检查，推进各项瓦斯防治措施落实到位。严格控制高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井建设，停止核准新建30万吨/年以下的煤矿和90万吨/年以下的煤与瓦斯突出矿井，加快关闭9万吨及以下煤与瓦斯突出等灾害严重的矿井。严格实施煤矿企业瓦斯防治能力评估制度，加强评估结果执行情况监督检查，经评估不具备瓦斯防治能力的煤矿企业，所属高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井必须停产整顿、兼并重组或依法关闭。进一步规范瓦斯等级鉴定工作，加强瓦斯等级鉴定机构监管，严禁弄虚作假和降低矿井瓦斯鉴定等级。强化瓦斯超限监管，发生瓦斯超限要比照事故处理，查明超限原因，落实防范措施。 国家能源局 2014年12月5日","国家能源局关于深刻吸取事故教训进一步加强煤矿瓦斯防治工作的紧急通知 国能煤炭〔2014〕523号",000019705/2014-00115,国家能源局,2014-12-05,,,
270,"2017-09-17 22:24:03",国家能源局关于公布2013年度能源软科学研究优秀成果奖获奖名单的通知,2014-12-15,"特 急 国能法改[2014]507号国家能源局关于公布2013年度能源软科学 研究优秀成果奖获奖名单的通知各获奖单位： 根据《国家能源局软科学研究优秀成果奖奖励办法》（国能政策[2011]268号），国家能源局组织开展了2013年度能源软科学研究优秀成果奖评选工作。经过各单位推荐申报、专家初评、专业小组专家评审、全体评审专家评审、国家能源局专题会议审议、网上公示等程序，评出一等奖7项、二等奖14项、三等奖21项。现予公布。 附件： 2013年度能源软科学研究优秀成果奖获奖名单 国家能源局 2014年11月26日","国家能源局关于公布2013年度能源软科学研究优秀成果奖获奖名单的通知 国能法改[2014]507号",000019705/2014-00114,国家能源局,2014-11-26,,,