wenjian_image.id,wenjian_image.ts,wenjian_image.source_content_type,wenjian_image.hash_file_content,wenjian_image.size,wenjian_image.path,wenjian_image.title,wenjian_image.access,image.id,image.ts,image.image_url,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,"2017-09-18 01:17:46",image/jpeg,8ff697e8912bee4ee83e910d5506ebc11c7e2351,28493,/8f/f6/97/e8/8ff697e8912bee4ee83e910d5506ebc11c7e2351.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/8f/f6/97/e8/8ff697e8912bee4ee83e910d5506ebc11c7e2351.jpg,127,"2017-09-17 21:53:05",W020160614396173978695.jpg,72,"2017-09-17 21:53:05",2015年全国电力调度交易与市场秩序监管报告,2016-06-14,"国家能源局 监管公告 2016年第10号 （总第43号） 2015年全国电力调度交易与市场秩序 监管报告 二〇一六年四月　　为进一步规范电力调度交易工作，维护电力市场秩序，按照《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔2015〕183号）部署，2015年6月至7月，国家能源局组织各派出机构开展了全国电力调度交易与市场秩序专项监管。本次监管时间范围为2014年1月1日至2015年6月30日，覆盖了我国境内除西藏外的全部省份（直辖市、自治区），涉及300余家电网企业、发电企业以及电力用户。各派出机构通过对相关数据汇总分析、与电力企业座谈、询问有关人员、调阅资料、调取调度自动化系统（EMS）和“两个细则”（《并网发电厂辅助服务管理实施细则》与《发电厂并网运行管理实施细则》）技术支持系统历史数据以及使用电力系统专业分析工具（PSASP软件）计算等方式，对相关企业进行了检查。在对各派出机构监管情况的汇总、分析、提炼以及与电力企业沟通基础之上，形成本报告。 　　一、基本情况 　　（一）全国电力市场基本情况 　　截至2014年底，全国全口径发电装机容量13.6亿千瓦，同比增长8.7%；220千伏及以上输电线路回路长度57.6万千米，同比增长5.2%，220千伏及以上公用变设备容量30.3亿千伏安，同比增长8.8%；2014年全国发电量5.55万亿千瓦时，同比增长3.6%,6000千瓦及以上发电机组平均利用小时数4286小时，同比降低235小时。 　　2014年，全国省级及以上统调机组上网电量4.27万亿千瓦时，江苏、广东以及山东统调机组上网电量位居前三，具体情况见图1-1。 图1-1 全国省级及以上统调机组上网电量柱状图 　　2014年，全国共备案电力交易合同5030份；全国41家省级及以上电网企业应向发电企业支付合同费用1.8651万亿元，实际支付1.8646万亿元，电费结算率99.98%。实际电费结算中，承兑汇票占全部实付电费的5.97%，其中：国家电网系统6.31%，南方电网系统0.33%，内蒙古电力（集团）公司45.09%。内蒙（蒙西地区）、宁夏、青海、甘肃省电力公司支付给电厂承兑汇票占总电费的比例超过40%。具体见图1-2。 图1-2 全国省级及以上统调机组上网费用实际支付和承兑汇票支付图 　　（二）电力调度情况 　　2014年，全国范围内电力调度机构总体上能够按照公平、透明的原则安排电力生产，不断优化电网运行方式，披露和公开相关信息，较好地完成了电力生产组织任务，确保了电网安全稳定运行。 　　专栏1：华东区域电网备用共享机制提高电网经济安全性 　　2014年，宾金直流760万千瓦满送浙江电网后，浙江电网系统旋转备用需求剧增，华东电网公司出台了《华东电网运行备用调度管理规定（试行）》(华东调〔2014〕91号)，在国内建立了首个区域级的系统旋转备用共享机制，很大程度上降低了浙江电网需要承担的旋转备用。在2015年上半年发生的宾金单极闭锁和另一极紧急降功率运行故障事件中，宾金直流损失功率近600万千瓦，由于华东电网互济功能充分发挥，浙江拉闸限电得以避免。 　　2014年，全国省级及以上新增统调发电装机容量8403万千瓦（见图1-3），其中新疆统调、国网统调、浙江统调新增机组居前三。全年形成新增机组调试期电量差额资金约15.72亿元。 　图1-3 全国省级及以上新增统调发电装机容量柱状图 　　（三）电力交易及合同执行情况 　　1. 电力直接交易 　　2014年，全国电力直接交易合同电量为1516亿千瓦时，实际执行1493.2亿千瓦时，完成率98.5%，其中蒙西、广东、山西统调机组的实际电力交易电量位居全国前三，分别达到361亿千瓦时、151.6亿千瓦时、121亿千瓦时。具体情况见图1-4。 　　图1-4 省级及以上统调机组电力直接交易情况 　　（注：部分省份为价差传导；未出现的省级及以上统调机组费用为0） 　　2. 跨省区交易 　　2014年，全国跨省区交易电量达到8842亿千瓦时。其中，计划安排和地方政府间协议仍是确定跨省（区）交易电量和交易价格的主要形式。 　　3. 发电权交易 　　2014年，全国发电权交易电量1237.5亿千瓦时，其中江苏、浙江、辽宁的发电权交易电量位居全国前三，具体见图1-5。 　　图1-5省级及以上统调机组发电权交易情况 　　注：其中江西、重庆、河南、湖南、贵州未提供电价数据。 　　4. 电力辅助服务交易 　　2014年度全国省级及以上统调发电企业辅助服务补偿交易费用30.36亿元，华北、山西、陕西位居全国前三，详见图1-6。 　　　图1-6省级及以上统调机组辅助服务补偿费用情况 　　注：未出现的省级及以上统调机组费用为0 　　5. 基数合同执行 　　2014年全国共有105家电厂年度基数电量计划完成率超过年度计划的3％，部分基数合同完成率相差较大，其中甘肃、云南、黑龙江合同执行率均方差（均方差是差异性的一种表示，均方差越大，表示差异越显著）居全国前列。 　　二、存在的问题 　　（一）现有大电网优势发挥不够充分，资源优化配置能力不足 　　近年来，我国“三北”、“西南”地区出现较为严重的弃风、弃光、弃水、弃核问题，且日益突出；与此同时，大型、高效燃煤机组调峰任务增多，利用小时逐年下降，开机负荷率也明显降低，主要体现在以下几个方面： 　　1. 按照行政区划分调度控制区，控制区范围缩小 　　目前，我国大部分调度独立控制区按行政区划设置；同时，个别长期一体化运行的区域，出现了发电调度运行“化区域为省”的现象，导致出现负荷峰谷互补能力有所降低、备用容量和调频需求增加、电网运行难度增加、资源优化配置能力下降等问题。 　　专栏2：部分独立控制区设置不利于整体资源优化配置 　　建国后，京津唐电网长期为统一调度区。2009年，华北电网公司根据国家电网公司要求调整了调度管辖范围，天津市电力公司独立制定日发电计划。京津唐地区电力系统运行出现了调频备用等辅助服务需求增加、省间联络线控制难度加大等问题。从实际运行情况来看，天津电网2014年被取消独立控制区205次，其中冬季供热期123次，以满足冀北风电夜间消纳、京津唐全区系统备用、天津电网发电厂检修试验等需求。 　　2. 按较小控制区安排开机，电力系统旋转备用偏高 　　当前电力调度普遍采用分调度区独立的原则安排旋转备用，除华东进行区域旋转备用共享尝试外，其他区域普遍没有统一按照区域预留旋转备用，现有大电网互联互济的作用未能充分发挥。在分省备用的情况下，不少省份实际旋转备用偏高。 　　专栏3：部分省网电力系统旋转备用偏高 　　1. 2014年1月10日，河南省电网旋转备用率20.9%；2015年1月10日，河南省电网旋转备用率19.2%。 　　2. 江苏省电网2015年2、3月份平均旋转备用率分别为10.90%与9.50%。 　　3. 调峰缺乏激励机制，电力企业建设运行调峰电源积极性不高 　　有偿调峰等辅助服务缺乏市场定价机制，机组电力的价值难以有效体现。近阶段，新建机组以发电量最大化为目标，长远上看削弱了电网调峰能力，降低了电力系统运行效率。 　　专栏4：现行机制调峰激励不足，电源深度调峰能力受限 　　四川为水电大省，需要大量调峰电源，但是经济激励措施不够，燃煤机组调峰缺乏积极性。2014年，实际运行中燃煤机组最低负荷均高于50%，不及行业一般水平，间接影响了水电消纳。 　　（二）部分电力调度机构管理不够规范，发电机组并网运行管理严肃性不足 　　为保证电力系统安全、稳定、经济运行，各有关部门依据法律法规制定了系统的标准、规程、规范性文件，但部分电力调度机构管理不够规范。 　　1.部分电力调度机构对合同约定重视不足，年度合同执行率偏差大 　　部分电力调度机构对电量合同约定重视不足，中长期合同执行偏差大。蒙西、宁夏等地，部分年度合同执行完成率偏差超2%，违反了《国家发改委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》（发改运行〔2014〕985号）和《关于学习贯彻<国家发改委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见>有关要求的通知》（国能综监管〔2014〕567号）等文件要求。 　　专栏5：蒙西、宁夏等地基数合同完成率偏差较大 　　1.2014年蒙西电网主要公用电厂合同执行完成率偏离计划2%的情形较为普遍。完成率最高的丰镇发电厂、汇能蒙南发电厂分别完成调控目标的140.91%、105.24%；完成率最低的北方临河热电厂、京泰电厂分别完成调控目标的80.92%、86.92%。 　　2.宁夏电网常规燃煤机组基数合同完成率均方差达到了24%，各个电厂之间差别较大。22个电厂中有3个电厂基数合同完成率超过120%，分别是：国电石电一厂、国电石电二厂、中宁二厂；同时有3个电厂基数合同完成率不足95%，分别是：华电灵武二厂、神华国能鸳鸯湖电厂、京能宁东电厂。 　　2.部分电力调度机构管理不规范，不符合国家相关规定 　　部分电力调度机构管理不规范，日常工作不严格，存在无协议调度、违规免考核、漏考核行为。 　　专栏6：辽宁、北京、吉林、青海存在电力调度不规范等问题 　　1.辽宁电力调度分别于2014年5月3日、2014年7月11日至2015年1月22日无并网调度协议调度华润锦州迎东风电场、华润锦州千军风电场运行。 　　2.北京市电力调度个别运行记录不完整。经抽查，2015年5月27日7:03调度机构相关人员记录了京西电厂#4、#5机跳闸的原因，未记录跳闸时间等重要参数，相关信息仅填写在故障简报中。 　　3.吉林省电力调度未按规定开展风电并网运行管理。 　　4.青海省电力调度未按规定将风电、光伏发电纳入并网运行管理机制与辅助服务补偿机制。 　　专栏7：湖南、西北、陕西、宁夏、青海电力调度机构违规免考核 　　1. 2014年湖南省调报送监管机构机组非计划停运次数为33台次，漏报非停2次，分别为2014年3月31日双洲电厂#1机跳机和2014年12月30日益阳电厂#3机跳机。 　　2. 西北网调未考核非停2台次，分别是2014年4月26日韩城二厂#2机跳机，2014年5月17日渭河二厂#5机跳机；陕西省调未考核非停2台次，分别是2014年8月2日铜川电厂#2机跳机，2014年9月29日蒲城电厂#3机跳机；宁夏调度未考核非停1台次，2014年7月31日青铝自备电厂#1机跳机；青海省调在发电机组非计划停机考核中擅自降低考核标准，并未考核非停2台次，分别是2014年5月25日唐湖电厂#2机跳机，2014年4月29日江源电厂#1机跳机。上述行为涉及少考核金额共计13万元。 　　专栏8：江苏、山西未开展基本调峰能力下降考核 　　1. 2015年5月16日，国电常州电厂#1、#2机组功率上限下降；2015年5月16、17日，新海#15、#16机组功率下限上升，江苏省调未对以上发电机组缺陷造成的可调出力变化进行考核。 　　2. 2015年2月8日山西省河曲电厂#4机组因炉壁温高影响出力250MW，神东电厂因引风机B出力不足影响出力10MW，山西省调未进行考核。 　　3. 部分调度机构辅助服务技术支持系统运维有待完善，并网运行信息披露工作有待规范 　　部分调度机构辅助服务技术支持系统出现计算错误，并网运行信息披露工作有待规范。 　　专栏9：上海、福建并网运行考核与辅助服务补偿管理技术支持系统有待完善 　　1. 2014年上海市调并网运行考核与辅助服务补偿管理技术支持系统曾发生3次计算错误，1次数据库更新不及时，影响了运行结果结算进度。 　　2. 福建省调现有技术支持系统无法在考核明细中直接提出免考核申请，需要人工处理，增加了省调和发电企业管理人员工作量，易出现漏考、误考。 　　专栏10：部分电力调度交易机构对并网运行信息披露、公开与报送等不规范 　　1. 2014年国家电网公司将输电网络拓扑图作为“商密二级”进行管理，部分电力调度交易机构以此为由，未严格执行原国家电监会第14号令《电力企业信息披露规定》关于向调度范围内的发电企业披露输电网结构图的有关规定。 　　2. 国网所辖电力调度交易机构未按照《电力调度机构信息报送与披露办法》（办输电〔2011〕65号）规定披露电网阻塞、日后发电量、日前计划等信息。 　　3. 截至检查之日，华东电网公司、上海市电力公司信息披露平台不够完善，对于每日事前、事后分别披露的各电厂发电计划和发电量等情况，任一发电企业不能浏览所有发电企业信息。安徽省电力公司年度发电量计划披露时间较晚，2015年政府发电计划于2015年4月下达，但截至现场检查时间（7月7日），相关信息仍未按规定披露。 　　4. 西北网调未向西北能源监管局定期报送月度、年度电力调度信息，未及时上报发电厂并网运行管理考核和辅助服务补偿结果及明细，而且上报统计结果中多次出现错误。陕西省电力公司未报送监管信息统计平台系统运行月报及年报。 　　5. 河北省电力公司调度信息发布披露平台存在关键输电断面、各风电场电量等有关数据显示不够完整、部分信息和数据更新较慢的问题。 　　4. 个别调度机构自行出台考核规定，违反国家有关规定 　　目前，对发电厂的考核应该以国家能源局6个区域局制定的“两个细则”为依据。但个别调度机构违规出台了与“两个细则”不相符的考核规定。 　　专栏11：江苏省调违规制定免考核统计办法 　　江苏省调违反《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕42号）以及《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》，违规制定《江苏电网统调发电机组非计划停运考核统计规定》，规定免考免记录条款，降低非计划停运考核的要求，免非停考核共5次，涉及考核金额126.42万元。 　　（三）电力直接交易行为存在政府干预、违背交易规则、未按有关政策执行等问题 　　在电力直接交易总量和覆盖省份不断增长的同时，部分地方出现了有关部门干预交易、电网企业未执行国家核定输配电价、重视电量交易而忽略电力运行特性等问题。 　　专栏12：部分省份地方政府干预电力直接交易 　　1.广西工信委下发《关于调整2014年广西火电厂电量预期调控目标的通知》（桂工信能源〔2014〕904号）、《关于下达2015年广西发电量预期调控目标的通知》（桂工信能源〔2015〕73号），组织广西投资集团下属的1家用户与4家发电企业（3家火电企业、1家水电企业）开展直接交易，在下达2014年度火电厂发电量调整后的预期调控目标以及2015年度预期调控目标时，直接下达4家发电厂直接交易计划。其中，2015年下达直接交易电量计划33.7亿千瓦时。 　　2.2015年，云南工信委发布《关于2015年云南电力市场化工作方案和实施细则》（云工信电力〔2014〕941号），规定汛期富余水电直接交易水电降价的具体幅度由政府部门指定，在撮合交易中，按发电能力占比分配市场化电量。云南省的鲁布革电厂（南方电网公司所属调峰调频电厂）、漫湾电厂等电厂按照发电能力安排年度基数电量计划，有选择性的未参与市场化交易。 　　专栏13：部分省份电力用户与发电企业直接交易组织不规范 　　1. 新疆电力交易机构在2015年第一批电力直接交易撮合过程中，交易公告的规则发布不完整，执行的交易出清规则不符合能源监管机构印发的大用户直接交易竞价交易规则有关规定。 　　2. 广西电力直接交易未按要求进行信息披露。 　　专栏14：部分省份在电力直接交易中未执行国家核定的输配电价 　　国家价格主管部门先后核定了福建、甘肃、安徽、浙江、江苏、重庆、黑龙江、湖南、贵州、云南、河南等省份的用户直接交易输配电价。但云南、湖南、甘肃等省份在开展电力直接交易工作中未执行国家核定的输配电价，河南省在部分电力直接交易中有选择的未执行国家核定输配电价。 　　专栏15： 电力直接交易存在不重视电力特性造成合同执行困难等问题 　　目前电力调度交易机构组织电力用户直接交易过程中，仅考虑中长期合同，对电力特性重视不足，一方面导致市场价格不能体现电力的时间信号和位置信号，另一方面导致通过安全校核的中长期直接交易屡屡不能执行。例如云南交易机构为防止因交易出现弃水，出现了不断修改直接交易成交结果情况，甘肃、内蒙等省区也存在部分交易无法执行的情况。 　　（四）部分跨省区交易不规范，难以充分优化配置资源 　　除指令性的跨省区送电外，按照国家有关规定,跨省区交易应以市场为导向,以满足各地电力需求和实现资源优化配置为目标,按照市场交易规则组织交易。但部分电网公司未按照国家政策和规则要求的市场原则组织规范、合理的跨省区交易；个别地方政府部门干预市场，影响电能资源合理流动。 　　专栏16：跨省区交易市场化程度低 　　1. 江西省能源局对江西省电力公司参与跨省跨区市场交易作出规定，要求年度外购电计划不得超过100亿千瓦时（含三峡、葛洲坝国家计划电量），临时（3天以内）和短期（3-10天）购电计划不得超过10亿千瓦时。且要求江西省电力公司在发生购电需求时，要事先征得江西省能源局同意。2014年江西省能源局还要求江西省电力公司退还了市场化交易电量7.33亿千瓦时。 　　2. 国家电网公司通过计划形式安排跨省区电能交易。2014年，国家电网分配湖南省跨省区外购电计划152.7亿千瓦时。其中：国家指令性计划97.8亿千瓦时（三峡79.6亿千瓦时，葛洲坝18.2亿千瓦时）；国网计划交易54.9千瓦时（特高压购华北32.6亿千瓦时，购西北22.3亿千瓦时）。由于水电大发，夏季用电负荷不高，虽然经多次协调，但交易结果仍达到了42.71亿千瓦时（主要以煤电为主，其中特高压购华北26.66亿千瓦时，购西北电量16.05亿千瓦时），湖南省内发电空间受到大幅挤压，全省统调公用火电机组年均利用小时低至3300小时。火电企业普遍要求调减跨省区外购的、非国家指令性计划电量（主要指火电）。 　　3. 按照年度合同计划，2015年2月华北送华中计划电力为61.9万千瓦。2月12日，国家电网公司以通知形式直接调整华北电网公司与华中电网公司跨省区交易合同，将华北送华中电力临时调整为100万千瓦，由湖北、湖南、江西按比例消纳。 　　4. 2014年，新疆电力交易中心召集外送电量完成率比较低的神华五彩湾电厂、阿拉尔盛源电厂、徐矿阿克苏电厂、国电库车电厂等发电企业，要求未发外送电量指标无偿转让，并指定转让给华电乌鲁木齐热电厂、国网能源哈密电厂、国网能源和丰电厂和大唐呼图壁热电厂等发电企业，涉及外送电量5.51亿千瓦时。 　　5.2015年，广东和云南省政府有关部门同意在省间年度送电计划外，组织云南富余水电送广东挂牌交易。交易过程中，市场主体没有参与商谈，而是政府部门代替市场主体商定价格；挂牌交易电量由南方电网公司综合考虑送端电网火电机组最小开机方式和来水情况、省间通道在年度送电计划外的富余能力、受端火电机组合理调峰深度等因素来确定。具体挂牌交易由云南电力交易中心组织云南省内水电企业开展。2015年3-4月挂牌价格比云南省水电机组批复上网价格降低5分/千瓦时，5-12月份降低8分/千瓦时。 2015年1-6月，共结算挂牌交易电量34.6亿千瓦时。挂牌交易所产生的水电降价资金暂保留在云南电网公司，预计2015年度挂牌交易形成的降价资金约2亿元，目前各方仍未明确该资金的分配规则。 　　专栏17：政府间协议难以落实 　　1. 南方区域西电东送每年都面临着合同签订难的问题。 2015年度云南和贵州送广东、云南送广西年度交易合同，截至检查之日仍未签订，形成了大规模无合同交易。 　　2. 2014年，国网公司、华东电网公司与省级电网公司关于三峡、川电东送、四川水电等年度电能交易合同分别于2014年7月、2014年11月才签订，存在购售电合同签订滞后问题。 　　专栏18：国网公司要求部分下属公司交易价格按内部协商定价结算 　　为保障供电安全，京津冀电网长期统一运行管理，内部进行结算。2011年开始，按国网公司要求，京津冀分开核算，华北电网与京津冀电力公司交易价格按照内部协商定价结算。例如，与北京结算的基数容量电价为0.04167元/千瓦，基数外容量电价为0.01052元/千瓦；与冀北结算基数容量电价0.0055元/千瓦，基数外容量电价为0.01052元/千瓦；与天津结算基数容量电价0.02723元/千瓦，基数外容量电价为0.01052元/千瓦，均无国家核价文件支持。 　　专栏19：部分跨省区交易顺序不合理 　　2015年5月4日，广西电网公司与广东电网公司签订了5月份临时交易单（只有最大送电电力及曲线，不包括送电价格）。实际上广西与广东的临时交易为省间电力余缺调剂，从广西受西电电力曲线中转让一部分给广东。在未滚动调整直送广东天一、天二、龙滩年度合同分月计划送电比例以及开展云电送桂合同转让的前提下，优先组织区内燃煤机组降价送电，交易顺序不合理。 　　专栏20：部分跨省区交易资源优化配置效果不显著 　　2014年跨区交易中，西北区域消纳四川水电44.42亿千瓦时，同期西北区域弃风18.78亿千瓦时；华北消纳东北风电60.1亿千瓦时，同期河北地区产生弃风22.48亿千瓦时。 　　（五）部分发电权交易未按规定进行，市场意愿体现不足 　　个别电力调度交易机构违反发电权交易有关规定，部分省份政府部门干预发电权交易，发电权交易体现市场意愿不足。 　　专栏21：部分省份发电权交易违反有关规定 　　1. 2015年，中电投乌苏热电公司和华电喀什三期发电公司替代华电喀什二期发电公司一期2×5万关停机组发电，实际结算电价为0.348元/千瓦时，未执行被替代方批复脱硫上网电价0.363元/千瓦时，新疆电力公司违反了《西北区域发电权交易监管实施细则(修订稿)》规定。 　　2. 2014年底，吉林省电力公司在全年实际发电量已基本确定的情况下，于2014年12月26日组织集中发电权交易，共交易17笔，合计交易电量53576万千瓦时，掩盖了吉林省各发电企业合同进度参差不齐的事实，规避合同完成率均衡性监管。 　　3. 专项监管期间，甘肃省电力公司未能提供甘肃华能酒泉风电与华能陕西（秦岭）电厂发电权交易合同，存在合同签订时间较晚的问题。 　　4. 甘肃省《委托替代发电合同书》中部分合同条款不符合要求，甘肃省电力公司统一设定将没有政府职能的国家电网公司作为合同纠纷的“仲裁者”。 　　（六）部分省份年度发电计划安排不够合理，存在随意性 　　2014年，部分地区年度计划电量安排未能体现节能减排发电调度的原则，部分调频调峰电厂未按其功能定位确定电量计划，部分省份年度发电计划调整存在较大随意性，而且部分地方政府随意调整电力企业之间的部分电费。 　　专栏22：部分省份年度计划安排欠公平、欠科学 　　1. 云南金安桥水电站2015年购售电合同中枯期基数电量较少，比同流域同等装机规模水电厂平均低10%。 　　2. 2014年，湖南省经信委下达的发电计划以安全约束为由，为耒阳电厂30万千瓦机组发电小时数增加900小时，为株洲电厂增加300小时，并在下半年专函说明，年度计划中因安全约束增加的利用小时是固定值，不参与年度电量计划进度平衡。以上两厂增加计划利用小时的主要目的并非安全约束，而是运行方式安排对上述电厂发电进度平衡存在一定程度约束，并非需要绝对量的利用小时。发电企业普遍反对固化“安全约束利用小时”，要求根据全省公用火电企业计划完成率同步调整控制。 　　3. 云南省鲁布革电站年度计划安排较多，基本带基荷运行，违背其作为南方电网调频调峰电厂功能定位原则。2014年7至9月云南省大规模弃水的背景下，鲁布革电站的发电负荷率基本保持在92%至99%之间，是云南电网负荷率最高的电站。 　　4. 安徽省政府有关部门在安排安徽省2014年发电计划时，将年度计划与本地煤炭消纳挂钩，对淮北国安电厂、国电宿州电厂、大唐洛河电厂等30万千瓦级机组发电企业增加150小时的发电利用小时数，造成煤耗排放较低的60万千瓦机组发电份额降低。 　　5. 上海年度计划抽水电量未采取公开自愿招标方式，而由上海市政府有关部门在安排年度发电量计划时直接指定发电企业承担。 　　专栏23：部分省份年度发电计划调整不规范 　　2014年1-12月初，新疆地区基数电量计划完成率最高的是国电克拉玛依电厂，完成率达到157%，完成率最低的是阿拉尔盛源电厂，仅有82.4%。年底交易机构通过签订基数电量补充协议的形式，将基数电量完成率控制在99.64%-100.96%之间。调度机构未能严格按照交易计划执行有关发电企业实际发电量指标，造成基数电量完成率偏差过大，再由交易机构调整交易计划进行弥补，存在调度计划与交易计划不相符的情况。 　　专栏24：天津市有关部门违反电价有关规定，以自定容量电费方式要求电网企业向燃气电厂支付疏导资金 　　2014年12月，天津市电力公司按照《关于2014年燃气电厂电价结算有关问题的通知》（津发改价管〔2014〕1177号）要求，以容量电费名义向陈塘热电有限公司、华电福源热电有限公司和华能临港热电有限公司三家发电企业分别支付13.38亿元、5.50亿元和2.43亿元，共计21.31亿元。经核查，上述三家发电企业并不执行容量电价，不存在容量电费结算，所谓“容量电费”是电价测算与实际执行差异形成的“结余资金”。 　　《关于2014年燃气电厂电价结算有关问题的通知》（津发改价管〔2014〕1177号）由天津市发改委按照市政府第二次常务会议精神印发，明确“结余资金”用于疏导燃气电价矛盾的非居民销售电价上调后、燃气机组实际投运滞后、电网企业销售收入和购电成本之间形成的资金溢余，以容量电费方式向特定的三家燃气电厂结算分配“结余资金”。 　　（七）部分电网公司未按规定办理新建电源接入电网工作 　　部分网省公司未落实国家能源局《新建电源接入电网监管暂行办法》（国能监管〔2014〕107号）以及国家能源局派出机构有关文件对于制定制度、公开信息、书面答复、抄送协议的要求，在新建电源接入电网工作中存在超时限办理以及配套送出工程滞后于电源建设进度、影响机组发电等问题。 　　专栏25：部分网省公司新建电源接入电网工作未按规定执行 　　1. 山东部分地市供电公司新建电源项目接入电网信息公开工作有待规范，未建立接入电网全过程规范管理的信息档案制度。 　　2. 福建省电力公司、山西省电力公司新建电源接入电网制度及有关接网协议未向国家能源局派出机构备案；江苏省电力公司未与发电企业签订接网协议。 　　3. 内蒙古电力（集团）公司印发《关于印发内蒙古电力（集团）有限责任公司电源项目并网管理规定（2014年版）的通知》（内电2014〔187〕号，以下简称“通知”），该通知部分内容与国家能源局有关要求不符： 　　（1）《通知》明确不适用风电、光伏发电与分布式能源项目，对保障新能源项目接入电网未做明确规定，不利于新能源发电全额保障性收购制度的落实。 　　（2）《通知》明确“接入系统工程由内蒙古电力（集团）公司或电源业主投资建设”，与国家发改委《关于规范电站送出工程建设与投资的通知》（发改能源〔2003〕2346号）有关规定不符。 　　4. 贵州省部分新建电源配套送出工程建设进度滞后于电源项目。国电贵州公司织金电厂由于电网配套工程滞后问题，倒送电等工作无法按时完成；黔桂公司盘县电厂电网配套工程因施工受阻滞后机组投产时间6个月。 　　（八）新建机组进入商业运营审批取消后，电网企业相关流程的管理有待规范 　　国家能源局取消商业运营行政审批以后，各电网公司对相关流程的管理有待规范。在进入商业运营审核、商业运营电价执行、差额资金分配等方面，电网企业存在管理审核不严、执行较为随意、占用发电企业差额资金等情形，其中，部分电网公司未对差额资金进行分配，累计沉淀近6亿元。 　　专栏26：部分新建机组在不满足相关条件情况下商转 　　1. 广西富川头岭风电场、容县杨村风电场商转均未取得调度机构出具的并网调试意见。广西桂林、贺州等地级调度机构在桂林川江电站、贺州四维二级电站完成调试后，未按要求向发电企业出具并网调试意见，造成以上电站无并网调试意见商转。 　　2. 山西大唐太原第二热电厂、山西国锦煤电有限公司新建机组完成整套设备启动试运行90天内，并未具备商业运营条件，但电网公司在未向山西能源监管办申请核查确认进入商业运营时点的情况下，自行执行商运电价。太原第二热电厂、宏光电厂、寿阳国新热电、侯马热电、国锦煤电5家电厂未按照要求对商业运营情况进行备案。上述行为不符合《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号有关规定。 　　（九）部分电网企业存在价格违规与财务结算不规范等问题 　　部分电网企业存在电费结算不公平不及时、电费结算比例不均衡、承兑汇票结算不公平等问题。 　　专栏27：陕西地电未及时结算部分电费 　　陕西地方电力公司榆林电网在用电低谷时段向陕西主网反送电量2287万千瓦时，陕西省电力公司向榆林电网结算电费538.47万元，截至检查之日，榆林电网仍未向发电企业结算。 　　专栏28：部分省份电网企业上网电费结算滞后 　　1. 2015年1-5月份云南电网有限责任公司购电费支付率为97.84%，云南电网公司在1月、4月、5月未支付观音岩电厂电费分别为1249万元、1108万元和176.82万元。云南电网公司未能按时结清电费，也未向发电企业支付违约金。 　　2. 由于云电送广西价格未确定，南方电网超高压公司一直未结算2014年云南送广西的电量13.3亿千瓦时的电费，只在2014年底暂按协商的0.357元/千瓦时进行预支付。截至2015年6月30日，2015年1-5月份云南送广西的15.33亿千瓦时电量电费未支付。 　　专栏29：对发电企业电费结算比例不均衡 　　2014年12月山西省40家发电企业月底电费结算比例相差较大，最高结算至98%，最低结算为0%，结算比例50%-100%的电厂有9家，结算比例20%-40%的电厂有20家，结算比例20%以下的电厂有11家。 　　专栏30 ：部分省份承兑汇票收付情况 　　部分省份电网企业支付给发电企业的承兑汇票数量较大，从用户侧收取承兑汇票背书转让比例较高，向发电企业转移了财务成本。2014年，海南电网公司、山西省电力公司、宁夏电力公司、青海省电力公司、新疆电力公司支付给发电企业的承兑汇票占汇票总额的比例分别为93.35%、98.14%、73.17%、62.34%、84.34%；2015年上半年，上述比例分别为99.94%、87.75%、77.19%、62.7%、86.57%。 　　备注：新疆电力公司2015年为1-5月份数据。 　　专栏31：个别省级电网企业违反合同约定，调增电费结算中的承兑汇票占比 　　因电力用户大量采用承兑汇票缴纳电费，贵州电网公司2014年、2015年1-5月份承兑汇票支付比例达到37.54%、34.2%，均超过合同约定最高30%的支付比例。 　　三、监管意见 　　（一）科学设置独立控制区，促进资源优化配置 　　各电力调度机构要严格论证调度范围的设定与变更，按《电网调度管理条例》规定，履行必要的报批报备程序，报电力行政主管部门。 　　（二）优化电网运行管理，提高系统运行效率 　　1. 合理安排旋转备用容量留取方案 　　各有关区域电力调度机构要借鉴华东区域旋转备用共享机制，充分利用现有大电网互联优势，按区域共享原则确定旋转备用容量，进一步优化不同调度范围旋转备用容量。 　　河南、江苏省电力调度机构要分析旋转备用容量安排偏高的原因，科学安排开机组合，合理确定旋转备用容量，提高发电机组负荷率，减少不必要的资源浪费。 　　2. 科学调度，促进不同类型发电机组优势互补 　　东北、辽宁等电力调度机构，应关注并解决弃核问题，优先调度，尽量提高核电机组利用小时数，促进节能减排。 　　南方区域调度机构要按照调峰调频电厂功能定位原则合理安排鲁布革电站电量。 　　（三）重视电量合同约定，保障市场各主体公平公正 　　蒙西、宁夏等电力公司要加强电能交易合同管理，强化履约意识，落实与发电企业签订的年度购售电合同电量；加强电力公平调度、新机并网管理和机组运维管理等，平等对待发电企业，保障同类型发电机组年度合同完成水平相当。 　　（四）规范并网运行管理，强化调度运行管理严肃性 　　1. 杜绝无协议并网行为 　　辽宁省电力公司要完善并网调度协议签订和管理工作，尽快与相关发电企业签订并网调度协议，杜绝无协议并网行为。 　　2. 强化并网运行考核工作的严肃性 　　吉林、青海、江苏、湖南、西北、陕西、宁夏、山西等电力调度机构要严格落实发电厂并网运行管理规定，省级及以上发电机组要纳入并网运行考核范围，加强非计划停运、基本调峰等考核管理工作，对于违规豁免考核费用的，要按照规定追溯考核。 　　上海市、福建省电力公司要完善技术支持系统，提高系统运行的稳定性和统计工作的严肃性。 　　北京市电力调度机构要加强对调度工作人员培训工作，完善调度记录。 　　3. 严格落实调度信息披露及报送相关规定 　　国家电网公司所属各电网公司应按《电力企业信息披露规定》，向调度范围内的发电企业披露输电网结构图等信息，不能以商业机密为由拒绝。 　　华东、上海、安徽、西北、陕西、河北等电力公司要落实《电力企业信息披露规定》、《电力调度机构信息报送与披露办法》等规定，加强信息披露网站建设，提高系统运行的可靠性，准确、全面地披露及报送相关信息，提高调度交易工作的透明度。 　　（五）规范电力直接交易，维护市场秩序 　　新疆电力公司应严格按照交易有关规则组织交易，不断提高交易实施人员实操能力，确保交易公平性。广西电网公司要认真做好交易信息披露工作，组织相关市场主体披露有关信息。云南、湖南、甘肃、河南等省份要严格执行国家核定的输配电价。 　　（六）坚持市场导向，规范开展跨省跨区电能交易，促进资源优化配置 　　1. 坚持市场化导向，市场主体自主参与交易 　　国家电网公司不得以公司计划形式代替市场交易。 　　新疆电力公司不得人为指定外送发电企业。 　　西北、华北电网公司应优化资源配置，以市场为导向促进清洁能源消纳，自主开展跨省区交易。 　　2. 尽快分配降价资金 　　云南电网公司应尽快明确水电降价资金的分配方案。 　　3. 及时签订和备案跨省区电能交易合同，不得无合同交易 　　南方、云南、贵州、广东、广西等电网公司要强化合同意识，及时签订西电东送合同。 　　国家电网公司、华东电网公司及有关省级电力公司应梳理合同签订流程，加快三峡、川电东送、四川水电等年度跨省跨区电能交易合同签订，并及时备案，不得无合同交易。 　　4. 及时报批跨省输电价格 　　国家电网公司要规范所属电网企业之间的输电费用结算行为，做好华北电网与北京、天津、冀北电力公司跨省输电价格核定的准备工作。 　　（七）规范开展发电权交易 　　新疆电力公司应将发电权交易中获得的违规收益708.75万元退还相关发电企业，规范开展发电权交易。吉林省电力公司要严格执行发电权交易制度。甘肃省电力公司应及时组织交易合同签订和备案，调整发电权交易合同中的不合理条款。 　　（八）规范新建电源接入电网工作 　　山东省电力公司要完善新建电源项目接入电网信息，建立全过程规范管理的信息档案制度；福建、山西省电力公司要将新建电源接入电网制度及有关接网协议向能源监管机构备案，江苏省电力公司应尽快与发电企业签订接网协议；内蒙古电力（集团）公司要修订《关于印发内蒙古电力（集团）有限责任公司电源项目并网管理规定（2014年版）的通知》（内电2014〔187〕号）有关条款；贵州电网公司要认真总结送出工程建设滞后原因，加快后续工程建设，确保新建电源项目及时送出。 　　（九）严格落实新建机组进入商业运营相关规定 　　广西电网公司、山西省电力公司在新建机组未满足进入商业运营条件情况下，不得确认转入商业运营。 　　（十）落实价格政策和合同约定，及时结算电费 　　陕西省地方电力公司，云南电网公司要按照《发电企业与电网企业电费结算暂行办法》（电监价财〔2008〕24号）规定，在15个工作日内结算该期上网电量电费，并及时结算拖欠发电企业电费。 　　海南、山西、宁夏、青海以及新疆等电网公司，在使用汇票支付方式时，应平等对待电网企业与发电企业。 　　贵州省电力公司应按照《购售电合同》的约定控制承兑汇票支付比例，未经双方协商一致，承兑汇票支付比例不得超过合同约定。 　　四、监管建议 　　（一） 各地要按照国家能源局统一制定的市场规则和运营细则来开展市场建设和电力交易 　　各地按照国家能源局统一制定的市场规则和运营细则来开展市场建设和电力交易，不得自行其是，不得借市场化名义搞优惠电价。 　　（二）地方政府发电规划和建设要考虑系统调峰需要 　　各省政府相关部门研究发电机组建设规模时，充分考虑系统调峰需要，配合电力市场建设的推进，合理选择发电机组建设类型，充分发挥灵活性机组调峰作用。 　　（三）加强协调沟通，按照市场化原则推进直接交易 　　广西自治区政府相关部门加强沟通协调，明确牵头部门，共同推进电力用户直接交易工作。云南省政府相关部门按照市场化原则推进电力用户直接交易，由市场主体协商交易电量电价。江西省能源局应充分发挥市场的决定性作用，避免对跨省、跨区电力交易的过多干预。 　　（四）统筹核定华北区域内各电网企业输配电价 　　建议国家价格主管部门尽快核定京津冀区域电网企业的输配电价，推动各电网企业依据政策进行结算。 　　（五）公平公正制定年度发电计划 　　建议湖南、上海、安徽、云南等政府有关部门落实国家发改委《关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》（发改运行〔2014〕985号）的要求，科学、公平、规范安排年度发电计划。","2015年全国电力调度交易与市场秩序监管报告 国家能源局监管公告2016年第10号",000019705/2016-00321,国家能源局,2016-04-28,,,
102,"2017-09-18 01:17:53",image/jpeg,2e716386a38b5a0f613dba0085d7d29f8a0bd065,26621,/2e/71/63/86/2e716386a38b5a0f613dba0085d7d29f8a0bd065.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/2e/71/63/86/2e716386a38b5a0f613dba0085d7d29f8a0bd065.jpg,128,"2017-09-17 21:53:05",W020160614396173972783.jpg,72,"2017-09-17 21:53:05",2015年全国电力调度交易与市场秩序监管报告,2016-06-14,"国家能源局 监管公告 2016年第10号 （总第43号） 2015年全国电力调度交易与市场秩序 监管报告 二〇一六年四月　　为进一步规范电力调度交易工作，维护电力市场秩序，按照《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔2015〕183号）部署，2015年6月至7月，国家能源局组织各派出机构开展了全国电力调度交易与市场秩序专项监管。本次监管时间范围为2014年1月1日至2015年6月30日，覆盖了我国境内除西藏外的全部省份（直辖市、自治区），涉及300余家电网企业、发电企业以及电力用户。各派出机构通过对相关数据汇总分析、与电力企业座谈、询问有关人员、调阅资料、调取调度自动化系统（EMS）和“两个细则”（《并网发电厂辅助服务管理实施细则》与《发电厂并网运行管理实施细则》）技术支持系统历史数据以及使用电力系统专业分析工具（PSASP软件）计算等方式，对相关企业进行了检查。在对各派出机构监管情况的汇总、分析、提炼以及与电力企业沟通基础之上，形成本报告。 　　一、基本情况 　　（一）全国电力市场基本情况 　　截至2014年底，全国全口径发电装机容量13.6亿千瓦，同比增长8.7%；220千伏及以上输电线路回路长度57.6万千米，同比增长5.2%，220千伏及以上公用变设备容量30.3亿千伏安，同比增长8.8%；2014年全国发电量5.55万亿千瓦时，同比增长3.6%,6000千瓦及以上发电机组平均利用小时数4286小时，同比降低235小时。 　　2014年，全国省级及以上统调机组上网电量4.27万亿千瓦时，江苏、广东以及山东统调机组上网电量位居前三，具体情况见图1-1。 图1-1 全国省级及以上统调机组上网电量柱状图 　　2014年，全国共备案电力交易合同5030份；全国41家省级及以上电网企业应向发电企业支付合同费用1.8651万亿元，实际支付1.8646万亿元，电费结算率99.98%。实际电费结算中，承兑汇票占全部实付电费的5.97%，其中：国家电网系统6.31%，南方电网系统0.33%，内蒙古电力（集团）公司45.09%。内蒙（蒙西地区）、宁夏、青海、甘肃省电力公司支付给电厂承兑汇票占总电费的比例超过40%。具体见图1-2。 图1-2 全国省级及以上统调机组上网费用实际支付和承兑汇票支付图 　　（二）电力调度情况 　　2014年，全国范围内电力调度机构总体上能够按照公平、透明的原则安排电力生产，不断优化电网运行方式，披露和公开相关信息，较好地完成了电力生产组织任务，确保了电网安全稳定运行。 　　专栏1：华东区域电网备用共享机制提高电网经济安全性 　　2014年，宾金直流760万千瓦满送浙江电网后，浙江电网系统旋转备用需求剧增，华东电网公司出台了《华东电网运行备用调度管理规定（试行）》(华东调〔2014〕91号)，在国内建立了首个区域级的系统旋转备用共享机制，很大程度上降低了浙江电网需要承担的旋转备用。在2015年上半年发生的宾金单极闭锁和另一极紧急降功率运行故障事件中，宾金直流损失功率近600万千瓦，由于华东电网互济功能充分发挥，浙江拉闸限电得以避免。 　　2014年，全国省级及以上新增统调发电装机容量8403万千瓦（见图1-3），其中新疆统调、国网统调、浙江统调新增机组居前三。全年形成新增机组调试期电量差额资金约15.72亿元。 　图1-3 全国省级及以上新增统调发电装机容量柱状图 　　（三）电力交易及合同执行情况 　　1. 电力直接交易 　　2014年，全国电力直接交易合同电量为1516亿千瓦时，实际执行1493.2亿千瓦时，完成率98.5%，其中蒙西、广东、山西统调机组的实际电力交易电量位居全国前三，分别达到361亿千瓦时、151.6亿千瓦时、121亿千瓦时。具体情况见图1-4。 　　图1-4 省级及以上统调机组电力直接交易情况 　　（注：部分省份为价差传导；未出现的省级及以上统调机组费用为0） 　　2. 跨省区交易 　　2014年，全国跨省区交易电量达到8842亿千瓦时。其中，计划安排和地方政府间协议仍是确定跨省（区）交易电量和交易价格的主要形式。 　　3. 发电权交易 　　2014年，全国发电权交易电量1237.5亿千瓦时，其中江苏、浙江、辽宁的发电权交易电量位居全国前三，具体见图1-5。 　　图1-5省级及以上统调机组发电权交易情况 　　注：其中江西、重庆、河南、湖南、贵州未提供电价数据。 　　4. 电力辅助服务交易 　　2014年度全国省级及以上统调发电企业辅助服务补偿交易费用30.36亿元，华北、山西、陕西位居全国前三，详见图1-6。 　　　图1-6省级及以上统调机组辅助服务补偿费用情况 　　注：未出现的省级及以上统调机组费用为0 　　5. 基数合同执行 　　2014年全国共有105家电厂年度基数电量计划完成率超过年度计划的3％，部分基数合同完成率相差较大，其中甘肃、云南、黑龙江合同执行率均方差（均方差是差异性的一种表示，均方差越大，表示差异越显著）居全国前列。 　　二、存在的问题 　　（一）现有大电网优势发挥不够充分，资源优化配置能力不足 　　近年来，我国“三北”、“西南”地区出现较为严重的弃风、弃光、弃水、弃核问题，且日益突出；与此同时，大型、高效燃煤机组调峰任务增多，利用小时逐年下降，开机负荷率也明显降低，主要体现在以下几个方面： 　　1. 按照行政区划分调度控制区，控制区范围缩小 　　目前，我国大部分调度独立控制区按行政区划设置；同时，个别长期一体化运行的区域，出现了发电调度运行“化区域为省”的现象，导致出现负荷峰谷互补能力有所降低、备用容量和调频需求增加、电网运行难度增加、资源优化配置能力下降等问题。 　　专栏2：部分独立控制区设置不利于整体资源优化配置 　　建国后，京津唐电网长期为统一调度区。2009年，华北电网公司根据国家电网公司要求调整了调度管辖范围，天津市电力公司独立制定日发电计划。京津唐地区电力系统运行出现了调频备用等辅助服务需求增加、省间联络线控制难度加大等问题。从实际运行情况来看，天津电网2014年被取消独立控制区205次，其中冬季供热期123次，以满足冀北风电夜间消纳、京津唐全区系统备用、天津电网发电厂检修试验等需求。 　　2. 按较小控制区安排开机，电力系统旋转备用偏高 　　当前电力调度普遍采用分调度区独立的原则安排旋转备用，除华东进行区域旋转备用共享尝试外，其他区域普遍没有统一按照区域预留旋转备用，现有大电网互联互济的作用未能充分发挥。在分省备用的情况下，不少省份实际旋转备用偏高。 　　专栏3：部分省网电力系统旋转备用偏高 　　1. 2014年1月10日，河南省电网旋转备用率20.9%；2015年1月10日，河南省电网旋转备用率19.2%。 　　2. 江苏省电网2015年2、3月份平均旋转备用率分别为10.90%与9.50%。 　　3. 调峰缺乏激励机制，电力企业建设运行调峰电源积极性不高 　　有偿调峰等辅助服务缺乏市场定价机制，机组电力的价值难以有效体现。近阶段，新建机组以发电量最大化为目标，长远上看削弱了电网调峰能力，降低了电力系统运行效率。 　　专栏4：现行机制调峰激励不足，电源深度调峰能力受限 　　四川为水电大省，需要大量调峰电源，但是经济激励措施不够，燃煤机组调峰缺乏积极性。2014年，实际运行中燃煤机组最低负荷均高于50%，不及行业一般水平，间接影响了水电消纳。 　　（二）部分电力调度机构管理不够规范，发电机组并网运行管理严肃性不足 　　为保证电力系统安全、稳定、经济运行，各有关部门依据法律法规制定了系统的标准、规程、规范性文件，但部分电力调度机构管理不够规范。 　　1.部分电力调度机构对合同约定重视不足，年度合同执行率偏差大 　　部分电力调度机构对电量合同约定重视不足，中长期合同执行偏差大。蒙西、宁夏等地，部分年度合同执行完成率偏差超2%，违反了《国家发改委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》（发改运行〔2014〕985号）和《关于学习贯彻<国家发改委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见>有关要求的通知》（国能综监管〔2014〕567号）等文件要求。 　　专栏5：蒙西、宁夏等地基数合同完成率偏差较大 　　1.2014年蒙西电网主要公用电厂合同执行完成率偏离计划2%的情形较为普遍。完成率最高的丰镇发电厂、汇能蒙南发电厂分别完成调控目标的140.91%、105.24%；完成率最低的北方临河热电厂、京泰电厂分别完成调控目标的80.92%、86.92%。 　　2.宁夏电网常规燃煤机组基数合同完成率均方差达到了24%，各个电厂之间差别较大。22个电厂中有3个电厂基数合同完成率超过120%，分别是：国电石电一厂、国电石电二厂、中宁二厂；同时有3个电厂基数合同完成率不足95%，分别是：华电灵武二厂、神华国能鸳鸯湖电厂、京能宁东电厂。 　　2.部分电力调度机构管理不规范，不符合国家相关规定 　　部分电力调度机构管理不规范，日常工作不严格，存在无协议调度、违规免考核、漏考核行为。 　　专栏6：辽宁、北京、吉林、青海存在电力调度不规范等问题 　　1.辽宁电力调度分别于2014年5月3日、2014年7月11日至2015年1月22日无并网调度协议调度华润锦州迎东风电场、华润锦州千军风电场运行。 　　2.北京市电力调度个别运行记录不完整。经抽查，2015年5月27日7:03调度机构相关人员记录了京西电厂#4、#5机跳闸的原因，未记录跳闸时间等重要参数，相关信息仅填写在故障简报中。 　　3.吉林省电力调度未按规定开展风电并网运行管理。 　　4.青海省电力调度未按规定将风电、光伏发电纳入并网运行管理机制与辅助服务补偿机制。 　　专栏7：湖南、西北、陕西、宁夏、青海电力调度机构违规免考核 　　1. 2014年湖南省调报送监管机构机组非计划停运次数为33台次，漏报非停2次，分别为2014年3月31日双洲电厂#1机跳机和2014年12月30日益阳电厂#3机跳机。 　　2. 西北网调未考核非停2台次，分别是2014年4月26日韩城二厂#2机跳机，2014年5月17日渭河二厂#5机跳机；陕西省调未考核非停2台次，分别是2014年8月2日铜川电厂#2机跳机，2014年9月29日蒲城电厂#3机跳机；宁夏调度未考核非停1台次，2014年7月31日青铝自备电厂#1机跳机；青海省调在发电机组非计划停机考核中擅自降低考核标准，并未考核非停2台次，分别是2014年5月25日唐湖电厂#2机跳机，2014年4月29日江源电厂#1机跳机。上述行为涉及少考核金额共计13万元。 　　专栏8：江苏、山西未开展基本调峰能力下降考核 　　1. 2015年5月16日，国电常州电厂#1、#2机组功率上限下降；2015年5月16、17日，新海#15、#16机组功率下限上升，江苏省调未对以上发电机组缺陷造成的可调出力变化进行考核。 　　2. 2015年2月8日山西省河曲电厂#4机组因炉壁温高影响出力250MW，神东电厂因引风机B出力不足影响出力10MW，山西省调未进行考核。 　　3. 部分调度机构辅助服务技术支持系统运维有待完善，并网运行信息披露工作有待规范 　　部分调度机构辅助服务技术支持系统出现计算错误，并网运行信息披露工作有待规范。 　　专栏9：上海、福建并网运行考核与辅助服务补偿管理技术支持系统有待完善 　　1. 2014年上海市调并网运行考核与辅助服务补偿管理技术支持系统曾发生3次计算错误，1次数据库更新不及时，影响了运行结果结算进度。 　　2. 福建省调现有技术支持系统无法在考核明细中直接提出免考核申请，需要人工处理，增加了省调和发电企业管理人员工作量，易出现漏考、误考。 　　专栏10：部分电力调度交易机构对并网运行信息披露、公开与报送等不规范 　　1. 2014年国家电网公司将输电网络拓扑图作为“商密二级”进行管理，部分电力调度交易机构以此为由，未严格执行原国家电监会第14号令《电力企业信息披露规定》关于向调度范围内的发电企业披露输电网结构图的有关规定。 　　2. 国网所辖电力调度交易机构未按照《电力调度机构信息报送与披露办法》（办输电〔2011〕65号）规定披露电网阻塞、日后发电量、日前计划等信息。 　　3. 截至检查之日，华东电网公司、上海市电力公司信息披露平台不够完善，对于每日事前、事后分别披露的各电厂发电计划和发电量等情况，任一发电企业不能浏览所有发电企业信息。安徽省电力公司年度发电量计划披露时间较晚，2015年政府发电计划于2015年4月下达，但截至现场检查时间（7月7日），相关信息仍未按规定披露。 　　4. 西北网调未向西北能源监管局定期报送月度、年度电力调度信息，未及时上报发电厂并网运行管理考核和辅助服务补偿结果及明细，而且上报统计结果中多次出现错误。陕西省电力公司未报送监管信息统计平台系统运行月报及年报。 　　5. 河北省电力公司调度信息发布披露平台存在关键输电断面、各风电场电量等有关数据显示不够完整、部分信息和数据更新较慢的问题。 　　4. 个别调度机构自行出台考核规定，违反国家有关规定 　　目前，对发电厂的考核应该以国家能源局6个区域局制定的“两个细则”为依据。但个别调度机构违规出台了与“两个细则”不相符的考核规定。 　　专栏11：江苏省调违规制定免考核统计办法 　　江苏省调违反《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕42号）以及《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》，违规制定《江苏电网统调发电机组非计划停运考核统计规定》，规定免考免记录条款，降低非计划停运考核的要求，免非停考核共5次，涉及考核金额126.42万元。 　　（三）电力直接交易行为存在政府干预、违背交易规则、未按有关政策执行等问题 　　在电力直接交易总量和覆盖省份不断增长的同时，部分地方出现了有关部门干预交易、电网企业未执行国家核定输配电价、重视电量交易而忽略电力运行特性等问题。 　　专栏12：部分省份地方政府干预电力直接交易 　　1.广西工信委下发《关于调整2014年广西火电厂电量预期调控目标的通知》（桂工信能源〔2014〕904号）、《关于下达2015年广西发电量预期调控目标的通知》（桂工信能源〔2015〕73号），组织广西投资集团下属的1家用户与4家发电企业（3家火电企业、1家水电企业）开展直接交易，在下达2014年度火电厂发电量调整后的预期调控目标以及2015年度预期调控目标时，直接下达4家发电厂直接交易计划。其中，2015年下达直接交易电量计划33.7亿千瓦时。 　　2.2015年，云南工信委发布《关于2015年云南电力市场化工作方案和实施细则》（云工信电力〔2014〕941号），规定汛期富余水电直接交易水电降价的具体幅度由政府部门指定，在撮合交易中，按发电能力占比分配市场化电量。云南省的鲁布革电厂（南方电网公司所属调峰调频电厂）、漫湾电厂等电厂按照发电能力安排年度基数电量计划，有选择性的未参与市场化交易。 　　专栏13：部分省份电力用户与发电企业直接交易组织不规范 　　1. 新疆电力交易机构在2015年第一批电力直接交易撮合过程中，交易公告的规则发布不完整，执行的交易出清规则不符合能源监管机构印发的大用户直接交易竞价交易规则有关规定。 　　2. 广西电力直接交易未按要求进行信息披露。 　　专栏14：部分省份在电力直接交易中未执行国家核定的输配电价 　　国家价格主管部门先后核定了福建、甘肃、安徽、浙江、江苏、重庆、黑龙江、湖南、贵州、云南、河南等省份的用户直接交易输配电价。但云南、湖南、甘肃等省份在开展电力直接交易工作中未执行国家核定的输配电价，河南省在部分电力直接交易中有选择的未执行国家核定输配电价。 　　专栏15： 电力直接交易存在不重视电力特性造成合同执行困难等问题 　　目前电力调度交易机构组织电力用户直接交易过程中，仅考虑中长期合同，对电力特性重视不足，一方面导致市场价格不能体现电力的时间信号和位置信号，另一方面导致通过安全校核的中长期直接交易屡屡不能执行。例如云南交易机构为防止因交易出现弃水，出现了不断修改直接交易成交结果情况，甘肃、内蒙等省区也存在部分交易无法执行的情况。 　　（四）部分跨省区交易不规范，难以充分优化配置资源 　　除指令性的跨省区送电外，按照国家有关规定,跨省区交易应以市场为导向,以满足各地电力需求和实现资源优化配置为目标,按照市场交易规则组织交易。但部分电网公司未按照国家政策和规则要求的市场原则组织规范、合理的跨省区交易；个别地方政府部门干预市场，影响电能资源合理流动。 　　专栏16：跨省区交易市场化程度低 　　1. 江西省能源局对江西省电力公司参与跨省跨区市场交易作出规定，要求年度外购电计划不得超过100亿千瓦时（含三峡、葛洲坝国家计划电量），临时（3天以内）和短期（3-10天）购电计划不得超过10亿千瓦时。且要求江西省电力公司在发生购电需求时，要事先征得江西省能源局同意。2014年江西省能源局还要求江西省电力公司退还了市场化交易电量7.33亿千瓦时。 　　2. 国家电网公司通过计划形式安排跨省区电能交易。2014年，国家电网分配湖南省跨省区外购电计划152.7亿千瓦时。其中：国家指令性计划97.8亿千瓦时（三峡79.6亿千瓦时，葛洲坝18.2亿千瓦时）；国网计划交易54.9千瓦时（特高压购华北32.6亿千瓦时，购西北22.3亿千瓦时）。由于水电大发，夏季用电负荷不高，虽然经多次协调，但交易结果仍达到了42.71亿千瓦时（主要以煤电为主，其中特高压购华北26.66亿千瓦时，购西北电量16.05亿千瓦时），湖南省内发电空间受到大幅挤压，全省统调公用火电机组年均利用小时低至3300小时。火电企业普遍要求调减跨省区外购的、非国家指令性计划电量（主要指火电）。 　　3. 按照年度合同计划，2015年2月华北送华中计划电力为61.9万千瓦。2月12日，国家电网公司以通知形式直接调整华北电网公司与华中电网公司跨省区交易合同，将华北送华中电力临时调整为100万千瓦，由湖北、湖南、江西按比例消纳。 　　4. 2014年，新疆电力交易中心召集外送电量完成率比较低的神华五彩湾电厂、阿拉尔盛源电厂、徐矿阿克苏电厂、国电库车电厂等发电企业，要求未发外送电量指标无偿转让，并指定转让给华电乌鲁木齐热电厂、国网能源哈密电厂、国网能源和丰电厂和大唐呼图壁热电厂等发电企业，涉及外送电量5.51亿千瓦时。 　　5.2015年，广东和云南省政府有关部门同意在省间年度送电计划外，组织云南富余水电送广东挂牌交易。交易过程中，市场主体没有参与商谈，而是政府部门代替市场主体商定价格；挂牌交易电量由南方电网公司综合考虑送端电网火电机组最小开机方式和来水情况、省间通道在年度送电计划外的富余能力、受端火电机组合理调峰深度等因素来确定。具体挂牌交易由云南电力交易中心组织云南省内水电企业开展。2015年3-4月挂牌价格比云南省水电机组批复上网价格降低5分/千瓦时，5-12月份降低8分/千瓦时。 2015年1-6月，共结算挂牌交易电量34.6亿千瓦时。挂牌交易所产生的水电降价资金暂保留在云南电网公司，预计2015年度挂牌交易形成的降价资金约2亿元，目前各方仍未明确该资金的分配规则。 　　专栏17：政府间协议难以落实 　　1. 南方区域西电东送每年都面临着合同签订难的问题。 2015年度云南和贵州送广东、云南送广西年度交易合同，截至检查之日仍未签订，形成了大规模无合同交易。 　　2. 2014年，国网公司、华东电网公司与省级电网公司关于三峡、川电东送、四川水电等年度电能交易合同分别于2014年7月、2014年11月才签订，存在购售电合同签订滞后问题。 　　专栏18：国网公司要求部分下属公司交易价格按内部协商定价结算 　　为保障供电安全，京津冀电网长期统一运行管理，内部进行结算。2011年开始，按国网公司要求，京津冀分开核算，华北电网与京津冀电力公司交易价格按照内部协商定价结算。例如，与北京结算的基数容量电价为0.04167元/千瓦，基数外容量电价为0.01052元/千瓦；与冀北结算基数容量电价0.0055元/千瓦，基数外容量电价为0.01052元/千瓦；与天津结算基数容量电价0.02723元/千瓦，基数外容量电价为0.01052元/千瓦，均无国家核价文件支持。 　　专栏19：部分跨省区交易顺序不合理 　　2015年5月4日，广西电网公司与广东电网公司签订了5月份临时交易单（只有最大送电电力及曲线，不包括送电价格）。实际上广西与广东的临时交易为省间电力余缺调剂，从广西受西电电力曲线中转让一部分给广东。在未滚动调整直送广东天一、天二、龙滩年度合同分月计划送电比例以及开展云电送桂合同转让的前提下，优先组织区内燃煤机组降价送电，交易顺序不合理。 　　专栏20：部分跨省区交易资源优化配置效果不显著 　　2014年跨区交易中，西北区域消纳四川水电44.42亿千瓦时，同期西北区域弃风18.78亿千瓦时；华北消纳东北风电60.1亿千瓦时，同期河北地区产生弃风22.48亿千瓦时。 　　（五）部分发电权交易未按规定进行，市场意愿体现不足 　　个别电力调度交易机构违反发电权交易有关规定，部分省份政府部门干预发电权交易，发电权交易体现市场意愿不足。 　　专栏21：部分省份发电权交易违反有关规定 　　1. 2015年，中电投乌苏热电公司和华电喀什三期发电公司替代华电喀什二期发电公司一期2×5万关停机组发电，实际结算电价为0.348元/千瓦时，未执行被替代方批复脱硫上网电价0.363元/千瓦时，新疆电力公司违反了《西北区域发电权交易监管实施细则(修订稿)》规定。 　　2. 2014年底，吉林省电力公司在全年实际发电量已基本确定的情况下，于2014年12月26日组织集中发电权交易，共交易17笔，合计交易电量53576万千瓦时，掩盖了吉林省各发电企业合同进度参差不齐的事实，规避合同完成率均衡性监管。 　　3. 专项监管期间，甘肃省电力公司未能提供甘肃华能酒泉风电与华能陕西（秦岭）电厂发电权交易合同，存在合同签订时间较晚的问题。 　　4. 甘肃省《委托替代发电合同书》中部分合同条款不符合要求，甘肃省电力公司统一设定将没有政府职能的国家电网公司作为合同纠纷的“仲裁者”。 　　（六）部分省份年度发电计划安排不够合理，存在随意性 　　2014年，部分地区年度计划电量安排未能体现节能减排发电调度的原则，部分调频调峰电厂未按其功能定位确定电量计划，部分省份年度发电计划调整存在较大随意性，而且部分地方政府随意调整电力企业之间的部分电费。 　　专栏22：部分省份年度计划安排欠公平、欠科学 　　1. 云南金安桥水电站2015年购售电合同中枯期基数电量较少，比同流域同等装机规模水电厂平均低10%。 　　2. 2014年，湖南省经信委下达的发电计划以安全约束为由，为耒阳电厂30万千瓦机组发电小时数增加900小时，为株洲电厂增加300小时，并在下半年专函说明，年度计划中因安全约束增加的利用小时是固定值，不参与年度电量计划进度平衡。以上两厂增加计划利用小时的主要目的并非安全约束，而是运行方式安排对上述电厂发电进度平衡存在一定程度约束，并非需要绝对量的利用小时。发电企业普遍反对固化“安全约束利用小时”，要求根据全省公用火电企业计划完成率同步调整控制。 　　3. 云南省鲁布革电站年度计划安排较多，基本带基荷运行，违背其作为南方电网调频调峰电厂功能定位原则。2014年7至9月云南省大规模弃水的背景下，鲁布革电站的发电负荷率基本保持在92%至99%之间，是云南电网负荷率最高的电站。 　　4. 安徽省政府有关部门在安排安徽省2014年发电计划时，将年度计划与本地煤炭消纳挂钩，对淮北国安电厂、国电宿州电厂、大唐洛河电厂等30万千瓦级机组发电企业增加150小时的发电利用小时数，造成煤耗排放较低的60万千瓦机组发电份额降低。 　　5. 上海年度计划抽水电量未采取公开自愿招标方式，而由上海市政府有关部门在安排年度发电量计划时直接指定发电企业承担。 　　专栏23：部分省份年度发电计划调整不规范 　　2014年1-12月初，新疆地区基数电量计划完成率最高的是国电克拉玛依电厂，完成率达到157%，完成率最低的是阿拉尔盛源电厂，仅有82.4%。年底交易机构通过签订基数电量补充协议的形式，将基数电量完成率控制在99.64%-100.96%之间。调度机构未能严格按照交易计划执行有关发电企业实际发电量指标，造成基数电量完成率偏差过大，再由交易机构调整交易计划进行弥补，存在调度计划与交易计划不相符的情况。 　　专栏24：天津市有关部门违反电价有关规定，以自定容量电费方式要求电网企业向燃气电厂支付疏导资金 　　2014年12月，天津市电力公司按照《关于2014年燃气电厂电价结算有关问题的通知》（津发改价管〔2014〕1177号）要求，以容量电费名义向陈塘热电有限公司、华电福源热电有限公司和华能临港热电有限公司三家发电企业分别支付13.38亿元、5.50亿元和2.43亿元，共计21.31亿元。经核查，上述三家发电企业并不执行容量电价，不存在容量电费结算，所谓“容量电费”是电价测算与实际执行差异形成的“结余资金”。 　　《关于2014年燃气电厂电价结算有关问题的通知》（津发改价管〔2014〕1177号）由天津市发改委按照市政府第二次常务会议精神印发，明确“结余资金”用于疏导燃气电价矛盾的非居民销售电价上调后、燃气机组实际投运滞后、电网企业销售收入和购电成本之间形成的资金溢余，以容量电费方式向特定的三家燃气电厂结算分配“结余资金”。 　　（七）部分电网公司未按规定办理新建电源接入电网工作 　　部分网省公司未落实国家能源局《新建电源接入电网监管暂行办法》（国能监管〔2014〕107号）以及国家能源局派出机构有关文件对于制定制度、公开信息、书面答复、抄送协议的要求，在新建电源接入电网工作中存在超时限办理以及配套送出工程滞后于电源建设进度、影响机组发电等问题。 　　专栏25：部分网省公司新建电源接入电网工作未按规定执行 　　1. 山东部分地市供电公司新建电源项目接入电网信息公开工作有待规范，未建立接入电网全过程规范管理的信息档案制度。 　　2. 福建省电力公司、山西省电力公司新建电源接入电网制度及有关接网协议未向国家能源局派出机构备案；江苏省电力公司未与发电企业签订接网协议。 　　3. 内蒙古电力（集团）公司印发《关于印发内蒙古电力（集团）有限责任公司电源项目并网管理规定（2014年版）的通知》（内电2014〔187〕号，以下简称“通知”），该通知部分内容与国家能源局有关要求不符： 　　（1）《通知》明确不适用风电、光伏发电与分布式能源项目，对保障新能源项目接入电网未做明确规定，不利于新能源发电全额保障性收购制度的落实。 　　（2）《通知》明确“接入系统工程由内蒙古电力（集团）公司或电源业主投资建设”，与国家发改委《关于规范电站送出工程建设与投资的通知》（发改能源〔2003〕2346号）有关规定不符。 　　4. 贵州省部分新建电源配套送出工程建设进度滞后于电源项目。国电贵州公司织金电厂由于电网配套工程滞后问题，倒送电等工作无法按时完成；黔桂公司盘县电厂电网配套工程因施工受阻滞后机组投产时间6个月。 　　（八）新建机组进入商业运营审批取消后，电网企业相关流程的管理有待规范 　　国家能源局取消商业运营行政审批以后，各电网公司对相关流程的管理有待规范。在进入商业运营审核、商业运营电价执行、差额资金分配等方面，电网企业存在管理审核不严、执行较为随意、占用发电企业差额资金等情形，其中，部分电网公司未对差额资金进行分配，累计沉淀近6亿元。 　　专栏26：部分新建机组在不满足相关条件情况下商转 　　1. 广西富川头岭风电场、容县杨村风电场商转均未取得调度机构出具的并网调试意见。广西桂林、贺州等地级调度机构在桂林川江电站、贺州四维二级电站完成调试后，未按要求向发电企业出具并网调试意见，造成以上电站无并网调试意见商转。 　　2. 山西大唐太原第二热电厂、山西国锦煤电有限公司新建机组完成整套设备启动试运行90天内，并未具备商业运营条件，但电网公司在未向山西能源监管办申请核查确认进入商业运营时点的情况下，自行执行商运电价。太原第二热电厂、宏光电厂、寿阳国新热电、侯马热电、国锦煤电5家电厂未按照要求对商业运营情况进行备案。上述行为不符合《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号有关规定。 　　（九）部分电网企业存在价格违规与财务结算不规范等问题 　　部分电网企业存在电费结算不公平不及时、电费结算比例不均衡、承兑汇票结算不公平等问题。 　　专栏27：陕西地电未及时结算部分电费 　　陕西地方电力公司榆林电网在用电低谷时段向陕西主网反送电量2287万千瓦时，陕西省电力公司向榆林电网结算电费538.47万元，截至检查之日，榆林电网仍未向发电企业结算。 　　专栏28：部分省份电网企业上网电费结算滞后 　　1. 2015年1-5月份云南电网有限责任公司购电费支付率为97.84%，云南电网公司在1月、4月、5月未支付观音岩电厂电费分别为1249万元、1108万元和176.82万元。云南电网公司未能按时结清电费，也未向发电企业支付违约金。 　　2. 由于云电送广西价格未确定，南方电网超高压公司一直未结算2014年云南送广西的电量13.3亿千瓦时的电费，只在2014年底暂按协商的0.357元/千瓦时进行预支付。截至2015年6月30日，2015年1-5月份云南送广西的15.33亿千瓦时电量电费未支付。 　　专栏29：对发电企业电费结算比例不均衡 　　2014年12月山西省40家发电企业月底电费结算比例相差较大，最高结算至98%，最低结算为0%，结算比例50%-100%的电厂有9家，结算比例20%-40%的电厂有20家，结算比例20%以下的电厂有11家。 　　专栏30 ：部分省份承兑汇票收付情况 　　部分省份电网企业支付给发电企业的承兑汇票数量较大，从用户侧收取承兑汇票背书转让比例较高，向发电企业转移了财务成本。2014年，海南电网公司、山西省电力公司、宁夏电力公司、青海省电力公司、新疆电力公司支付给发电企业的承兑汇票占汇票总额的比例分别为93.35%、98.14%、73.17%、62.34%、84.34%；2015年上半年，上述比例分别为99.94%、87.75%、77.19%、62.7%、86.57%。 　　备注：新疆电力公司2015年为1-5月份数据。 　　专栏31：个别省级电网企业违反合同约定，调增电费结算中的承兑汇票占比 　　因电力用户大量采用承兑汇票缴纳电费，贵州电网公司2014年、2015年1-5月份承兑汇票支付比例达到37.54%、34.2%，均超过合同约定最高30%的支付比例。 　　三、监管意见 　　（一）科学设置独立控制区，促进资源优化配置 　　各电力调度机构要严格论证调度范围的设定与变更，按《电网调度管理条例》规定，履行必要的报批报备程序，报电力行政主管部门。 　　（二）优化电网运行管理，提高系统运行效率 　　1. 合理安排旋转备用容量留取方案 　　各有关区域电力调度机构要借鉴华东区域旋转备用共享机制，充分利用现有大电网互联优势，按区域共享原则确定旋转备用容量，进一步优化不同调度范围旋转备用容量。 　　河南、江苏省电力调度机构要分析旋转备用容量安排偏高的原因，科学安排开机组合，合理确定旋转备用容量，提高发电机组负荷率，减少不必要的资源浪费。 　　2. 科学调度，促进不同类型发电机组优势互补 　　东北、辽宁等电力调度机构，应关注并解决弃核问题，优先调度，尽量提高核电机组利用小时数，促进节能减排。 　　南方区域调度机构要按照调峰调频电厂功能定位原则合理安排鲁布革电站电量。 　　（三）重视电量合同约定，保障市场各主体公平公正 　　蒙西、宁夏等电力公司要加强电能交易合同管理，强化履约意识，落实与发电企业签订的年度购售电合同电量；加强电力公平调度、新机并网管理和机组运维管理等，平等对待发电企业，保障同类型发电机组年度合同完成水平相当。 　　（四）规范并网运行管理，强化调度运行管理严肃性 　　1. 杜绝无协议并网行为 　　辽宁省电力公司要完善并网调度协议签订和管理工作，尽快与相关发电企业签订并网调度协议，杜绝无协议并网行为。 　　2. 强化并网运行考核工作的严肃性 　　吉林、青海、江苏、湖南、西北、陕西、宁夏、山西等电力调度机构要严格落实发电厂并网运行管理规定，省级及以上发电机组要纳入并网运行考核范围，加强非计划停运、基本调峰等考核管理工作，对于违规豁免考核费用的，要按照规定追溯考核。 　　上海市、福建省电力公司要完善技术支持系统，提高系统运行的稳定性和统计工作的严肃性。 　　北京市电力调度机构要加强对调度工作人员培训工作，完善调度记录。 　　3. 严格落实调度信息披露及报送相关规定 　　国家电网公司所属各电网公司应按《电力企业信息披露规定》，向调度范围内的发电企业披露输电网结构图等信息，不能以商业机密为由拒绝。 　　华东、上海、安徽、西北、陕西、河北等电力公司要落实《电力企业信息披露规定》、《电力调度机构信息报送与披露办法》等规定，加强信息披露网站建设，提高系统运行的可靠性，准确、全面地披露及报送相关信息，提高调度交易工作的透明度。 　　（五）规范电力直接交易，维护市场秩序 　　新疆电力公司应严格按照交易有关规则组织交易，不断提高交易实施人员实操能力，确保交易公平性。广西电网公司要认真做好交易信息披露工作，组织相关市场主体披露有关信息。云南、湖南、甘肃、河南等省份要严格执行国家核定的输配电价。 　　（六）坚持市场导向，规范开展跨省跨区电能交易，促进资源优化配置 　　1. 坚持市场化导向，市场主体自主参与交易 　　国家电网公司不得以公司计划形式代替市场交易。 　　新疆电力公司不得人为指定外送发电企业。 　　西北、华北电网公司应优化资源配置，以市场为导向促进清洁能源消纳，自主开展跨省区交易。 　　2. 尽快分配降价资金 　　云南电网公司应尽快明确水电降价资金的分配方案。 　　3. 及时签订和备案跨省区电能交易合同，不得无合同交易 　　南方、云南、贵州、广东、广西等电网公司要强化合同意识，及时签订西电东送合同。 　　国家电网公司、华东电网公司及有关省级电力公司应梳理合同签订流程，加快三峡、川电东送、四川水电等年度跨省跨区电能交易合同签订，并及时备案，不得无合同交易。 　　4. 及时报批跨省输电价格 　　国家电网公司要规范所属电网企业之间的输电费用结算行为，做好华北电网与北京、天津、冀北电力公司跨省输电价格核定的准备工作。 　　（七）规范开展发电权交易 　　新疆电力公司应将发电权交易中获得的违规收益708.75万元退还相关发电企业，规范开展发电权交易。吉林省电力公司要严格执行发电权交易制度。甘肃省电力公司应及时组织交易合同签订和备案，调整发电权交易合同中的不合理条款。 　　（八）规范新建电源接入电网工作 　　山东省电力公司要完善新建电源项目接入电网信息，建立全过程规范管理的信息档案制度；福建、山西省电力公司要将新建电源接入电网制度及有关接网协议向能源监管机构备案，江苏省电力公司应尽快与发电企业签订接网协议；内蒙古电力（集团）公司要修订《关于印发内蒙古电力（集团）有限责任公司电源项目并网管理规定（2014年版）的通知》（内电2014〔187〕号）有关条款；贵州电网公司要认真总结送出工程建设滞后原因，加快后续工程建设，确保新建电源项目及时送出。 　　（九）严格落实新建机组进入商业运营相关规定 　　广西电网公司、山西省电力公司在新建机组未满足进入商业运营条件情况下，不得确认转入商业运营。 　　（十）落实价格政策和合同约定，及时结算电费 　　陕西省地方电力公司，云南电网公司要按照《发电企业与电网企业电费结算暂行办法》（电监价财〔2008〕24号）规定，在15个工作日内结算该期上网电量电费，并及时结算拖欠发电企业电费。 　　海南、山西、宁夏、青海以及新疆等电网公司，在使用汇票支付方式时，应平等对待电网企业与发电企业。 　　贵州省电力公司应按照《购售电合同》的约定控制承兑汇票支付比例，未经双方协商一致，承兑汇票支付比例不得超过合同约定。 　　四、监管建议 　　（一） 各地要按照国家能源局统一制定的市场规则和运营细则来开展市场建设和电力交易 　　各地按照国家能源局统一制定的市场规则和运营细则来开展市场建设和电力交易，不得自行其是，不得借市场化名义搞优惠电价。 　　（二）地方政府发电规划和建设要考虑系统调峰需要 　　各省政府相关部门研究发电机组建设规模时，充分考虑系统调峰需要，配合电力市场建设的推进，合理选择发电机组建设类型，充分发挥灵活性机组调峰作用。 　　（三）加强协调沟通，按照市场化原则推进直接交易 　　广西自治区政府相关部门加强沟通协调，明确牵头部门，共同推进电力用户直接交易工作。云南省政府相关部门按照市场化原则推进电力用户直接交易，由市场主体协商交易电量电价。江西省能源局应充分发挥市场的决定性作用，避免对跨省、跨区电力交易的过多干预。 　　（四）统筹核定华北区域内各电网企业输配电价 　　建议国家价格主管部门尽快核定京津冀区域电网企业的输配电价，推动各电网企业依据政策进行结算。 　　（五）公平公正制定年度发电计划 　　建议湖南、上海、安徽、云南等政府有关部门落实国家发改委《关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》（发改运行〔2014〕985号）的要求，科学、公平、规范安排年度发电计划。","2015年全国电力调度交易与市场秩序监管报告 国家能源局监管公告2016年第10号",000019705/2016-00321,国家能源局,2016-04-28,,,
103,"2017-09-18 01:17:57",image/jpeg,8849d4c88f13a18e880f338db99aa301c8046693,61159,/88/49/d4/c8/8849d4c88f13a18e880f338db99aa301c8046693.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/49/d4/c8/8849d4c88f13a18e880f338db99aa301c8046693.jpg,129,"2017-09-17 21:53:07",./W020160614382125433700.jpg,73,"2017-09-17 21:53:07",冀北等6省（地区）电网企业输配电成本监管报告,2016-06-14,"国家能源局 监管公告2016年第9号（总第42号）冀北等6省（地区）电网企业 输配电成本监管报告 二〇一六年四月 　　为进一步强化电网企业输配电成本监管，规范成本核算及成本管理行为，推进输配电价改革，依据《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔2015〕183号），国家能源局于2015年8月至10月组织对冀北、黑龙江、陕西、福建、湖南、贵州等6家电网企业开展了输配电成本专项监管，形成本报告。 　　一、基本情况 　　（一）输配电成本总额 　　2014年，6家电网企业输配电成本总额合计1030.77亿元，同比增长6.55%，输配电成本总额增长率最高的是福建省电力公司，同比增长9.50%，最低的是黑龙江省电力公司，同比增长1.17%。6家电网企业输配电成本总额情况详见表1。 表1：6家电网企业输配电成本总额情况表 　　（二）单位输配电成本 　　2014年，6家电网企业平均单位输配电成本185.67元∕千千瓦时，同比增长5.18%，单位输配电成本最高的是湖南省电力公司，为189.19元/千千瓦时，最低的是贵州省电力公司，为112.18元/千千瓦时。2014年单位输配电成本除了黑龙江省电力公司同比下降0.82%外，其余5家电网企业均是增长，其中，增长率最高的是冀北电力公司，同比增长8.81%，增长率最低的是贵州电网公司，同比增长1.36%。6家电网企业单位输配电成本情况详见表2。 表2：6家电网企业单位输配电成本情况表　　（三）输配电成本项目构成 　　2014年，6家电网企业输配电成本构成中折旧费用占比最高，为31.84%，其他成本项目占比依次为职工薪酬25.22%、其他费用15.27%、财务费用7.40%、修理费7.37%、委托运行维护费6.02%、材料费5.45%、输电费1.42%。6家电网企业输配电成本构成情况详见图1。 　　图1：6家电网企业2014年输配电成本构成图 　　（四）输配电成本主要项目同比变动情况 　　2014年，6家电网企业输配电成本项目中，材料费、修理费、折旧费同比增长较快，增长率分别为37.15%、16.82%、11.69%，输配环节财务费用同比增长6.04%，职工薪酬、输电费、其他费用小幅增长，增长率分别为1.98%、0.58%、0.13%。 　　（五）总体评价 　　总体看来，6家电网企业能够贯彻执行《中华人民共和国会计法》、《企业会计准则》和《输配电成本核算办法》等法律法规及文件要求，遵循统一会计科目、信息标准及业务流程，会计核算基本规范。同时，积极采取有效措施，规范财务行为，强化预算管控，加强成本费用的审核与监督，能够按照监管机构要求及时报送财务信息，在财务和成本管理方面取得了一定的成效。 　　二、存在问题 　　专项监管发现，6家电网企业在会计政策执行、成本管理、资产管理、企业内控、关联交易、监管信息报送等方面仍存在一些问题。 　　（一）会计政策执行方面 　　一是部分企业发生的成本费用未按照《输配电成本核算办法（试行）》规定进行分摊。《输配电成本核算办法（试行）》规定“电网经营企业应当分业务核算，合理划分输配电业务成本与电网企业经营的其他业务成本之间的界限”、“对于同时经营输配电业务和其他业务的企业，应将发生的需由各项业务共同承担的费用，选择合理的分配方法分别记入输配电成本和其他业务成本”。冀北、黑龙江、陕西、福建、湖南电力公司未将共同费用分摊。 　　专栏1： 　　1.黑龙江省电力公司下属黑龙江省电力科学研究院既对电网企业提供技术服务，还对发电企业等外部单位提供技术服务。2013年、2014年，该院未按照输配电业务和其他业务进行分摊。 　　2.陕西省电力公司下属电力中心医院及职培中心没有分摊对外提供诊疗、培训等服务对应的成本费用（人工、折旧费等）。西安供电公司将部分房屋出租给集体企业，2014年获取租赁收入541.73万元，计入其他业务收入，但相关租赁资产折旧、维修等费用全部计入输配电成本，未进行分摊。 　　二是达到预定可使用状态的资产未及时转增资产。《企业会计准则》规定，达到预定可使用状态时将在建工程转入固定资产并提取折旧。冀北、黑龙江、福建、贵州电网企业部分在建工程完工结算和转资产不及时。 　　专栏2： 　　1.黑龙江省电力公司截止2014年12月，已投运尚未正式转固定资产的工程222项，总金额13.63亿元。 　　2.福建省电力公司用电信息采集系统配套光纤通信网络项目等多项工程金额共计793.59万元，未及时办理竣工结算手续，转资不及时。福建福清供电公司改造220kV城头变10kV城屿628线吉兆分线海底电缆等5项工程已投运，结算金额503.95万元，未及时转固定资产。 　　3.贵州电网公司委托远光公司研发软件，发生成本273万元，软件于2011年7月已经投入使用，但直至2014年12月才转至无形资产核算并摊销。贵州电网公司安顺供电局2014年已投运未转固定资产的在建工程4项，按照输电线路对应电压等级综合折旧率计算，少计提折旧35.75万元。 　　三是会计科目使用不规范。部分核算材料费、修理费、其他费用的会计科目不规范。 　　专栏3: 　　1.福建省电力公司下属检修公司物业服务费254.7万元，列支在“生产成本/其他运营费用/其他/其他”科目中核算。 　　2.贵州电网公司安顺供电局2014年生产运行、维修等所耗用的消耗性材料、直接为输配电服务的装置性材料费60.8万元应在“生产成本/输配电成本/材料费”明细项目进行归集核算，但却核算在“生产成本/输配电成本/修理费”科目内。 　　（二）成本核算方面 　　一是将内部发电厂的部分成本费用列入输配电成本。湖南省电力公司所属的柘溪、东江、凤滩等内部发电厂武警执勤补助、个别机组折旧维护费本应计入发电成本，但计入输配电成本。仅2014年，湖南省电力公司支付内部发电厂武警公安消防执勤补助148万元，全部计入输配电成本。 　　二是代维资产成本列入受托单位输配电成本。冀北、湖南电力公司受国家电网公司委托代维代运部分电网资产，收取的委托运维费列入本单位收入，为这些电网资产支出的代维代运费用（包括技改、大修产生的成本费用）列入本单位输配电成本，未与共用网络输配电成本进行区分。 　　专栏4： 　　1.冀北电力公司运行和维护国家电网公司输变电资产，2013年、2014年分别取得受托运行维护费收入3.36亿元、3.35亿元，这部分输变电资产的相关运维费用计入了冀北电力公司输配电成本。2013-2014年国家电网公司下达冀北电力公司对总部资产进行技改、大修计划等6.96亿元，资金由国家电网公司负担，但相应的人力等成本却计入了冀北电力公司输配电成本。 　　2.2014年湖南省电力公司收到国家电网公司、国家电网公司华中分部、浙江省电力公司、江苏省电力公司等单位代维资产运行维护费资金共计约1.86亿元。代维代运产生的成本计入了湖南省电力公司输配电成本。 　　三是应资本化的支出列入输配电成本。存在将应资本化的工程项目支出、研发项目支出、固定资产采购支出等费用化的现象。 　　专栏5： 　　1. 2014年12月，陕西省电力公司集中支付中国电力顾问集团公司、中国电力顾问集团公司西北设计院、安徽电力工程监理公司等五家单位与工程项目相关的评审、监理、设计等费用1599.81万元，直接计入输配电成本，未进行资本化。 　　2.贵州电网公司安顺供电局2014年12月将支付贵州黔冠实业发展有限责任公司的职工食堂维修费用78.8万元，作为福利费列支，未按照要求计入资产成本或长期资产。 　　四是与输配电业务无关的费用列入输配电成本。陕西、湖南省电力公司本部及系统内部单位将个别与输配电业务无关的费用列支在输配电成本中。 　　专栏6： 　　1.陕西省电力公司2013-2014年，为子公司西安万年饭店有限公司垫付消防系统改造等费用累计432.96万元，全部计入输配电成本。陕西省电力公司将无偿提供给子公司万年饭店使用的房屋折旧费1032.39万元列入输配电成本。陕西信通分公司将集体企业“管控模块和业务应用平台研发及实施”项目177万元，计入输配电成本。 　　2.湖南省电力公司将1995年用于所属电站发电庆典开支的7万元长期挂账。2014年作为费用报账处理，直接计入输配电成本。 　　3.湖南省电力公司邵阳供电公司将电力综合大楼出租给邵阳紫鑫酒店文化管理有限公司。2014年租金收入300万元，支出税费及折旧费合计341万元，全部计入输配电成本。 　　（三）成本管理方面 　　一是个别成本项目年底发生额占全年总数的比例较高。冀北、黑龙江、福建电力公司个别成本项目年底支出占该项目全年费用的比重较高。如：2013、2014年，福建省电力公司管理咨询费全年费用分别为8613.38万元、2722.49万元，当年12月支出7209.39万元、2476.28万元，占比分别达到83.70%、90.96%。 　　二是成本跨期入帐。提前列支个别成本，导致当年输配电成本不准确。 　　专栏7： 　　1.冀北电力公司唐山供电公司2014年开平、城郊南、古冶低电压治理以及县域、农网、路南、路北等9项10kV（部分含0.38kV）杆号牌治理工程，开竣工报告分别显示2014年12月15日开工，17日或19日竣工，12月份成本598.73万元已入账。经查，直至2015年9月份上述工程仍未实施。 　　2.2014年10月12日，贵州电网公司遵义供电局与安瑞祺（北京）国际风险管理顾问有限公司签订咨询服务合同。在该项目未正式出具报告的情况下，遵义供电局提前确认成本，多计2014年度输配电成本24.8万元。 　　3.贵州电网公司贵州电力试验研究院与中国能源建设集团广东电力设计研究院签订的设计合同《规模化小水电群与风光气发电联合运行控制关键技术研究以及示范（工程设计部分）》， 2014年12月31日，在该项目未按期完成示范工程施工图纸和施工预算审查的情况下，贵州电力试验研究院提前确认成本，多计2014年度输配电成本115.6万元。 　　三是成本列支依据不充分。个别单位直接列支的成本无合同文件及合法票据。2014年11月，陕西省电力公司下属山阳县供电分公司发生了4笔检修费均为124市区I导线更换工程的民工费，共计14.62万元。经查，无工程开竣工报告及工程结算清单，施工合同无具体施工内容及价格明细，无具体签订日期。 　　（四）固定资产管理方面 　　一是固定资产卡片信息不完整。陕西省电力公司下属西安、安康供电公司存在固定资产卡片信息中未标注固定资产使用状况，无法区分是自用资产还是对外出租资产，且部分房屋未办理相关产权证，房屋权属无法区分。贵州电网公司本部个别固定资产卡片无使用年限及残值率信息。 　　二是固定资产折旧计提不准确。贵州电网公司遵义供电局镇浞线π接入110kV浞水变电站35kV线路，资产原值为101.7万元，入账时间为2010年，折旧年限17年，但实际折旧年限不足5年，增加了该资产折旧期间每年的输配电成本。贵州平坝乐平110kV变35kV线路资产暂估入账时间为2012年12月，价值63.06万元，2014年12月竣工决算时重新按照此类资产的折旧年限计提折旧，而非按照剩余折旧年限计提折旧，延长了折旧年限两年。 　　（五）成本控制方面 　　一是部分省份配电网投资能力不足。部分电网企业盈利能力弱，累计亏损严重，配网建设投资能力和运维费用不足，难以满足负荷增长需要，低电压现象较为突出。 　　专栏8: 　　湖南省电力公司邵阳供电分公司2012年-2014年共投入资金28316万元，治理低电压用户48万余户。但因配网投入不足、运行运维费用缺口较大，目前直管直供区域有753个行政村， 945个台区还存在不同性质的“低电压”现象，低压线损超过15%的高损台区562个。 　　二是个别电网工程单项工程费用决算超概算或决算编制不规范。福建省电力公司浙北-福州特高压工程，变电站的“监理费”、“设备监造费”、“安装工程费”以及线路部分“监理费”合同金额超工程概算956.92万元。冀北电力公司部分电网工程单项费用决算编制不规范，承钢220kV输变电工程决算报告中建筑部分单项费用决算金额超概算91%，承德西-承德双回500kV线路等8个电网工程决算报告中将多项费用归集至一项费用，造成部分单项费用决算额超出概算5倍至20倍不等。 　　三是合同执行不严，调增工程造价。冀北电力公司检修分公司与北京送变电公司以总价承包方式签订500kV源霸1线紧凑型线路舞动治理工程检修施工合同2360.10万元，合同中明确价格不再调整，后河北筑业工程咨询有限公司审定金额为2725.99万元。检修公司根据审计结果与北京送变电公司签订补充合同，增加费用365.89万元，从而增加工程造价。 　　（六）企业内控方面 　　一是部分单位会计基础管理工作有待提升。福建省电力公司机关，泉州、南平供电公司，物资公司存在票据入账不及时、差旅报销不规范不及时、物品领用单填写有遗漏等问题。2013年、2014年福建省电力公司“生产成本/输配电成本/其他运营费用/中介费”科目中，农电生产作业风险管控工作规范研究及编制咨询委托等7份合同的合同签订时间、发票开具时间、通知付款时间三者接近及部分发票开具时间早于合同签订时间和部分年初提供服务、年底签订合同。 　　二是往来账款长期挂账，清理不及时。影响资产账目的完整性、准确性。 　　专栏9： 　　1.福建省电力公司 “其他应收款”科目存在部分往来账长期挂账现象，“应付账款\应付购电费\创冠环保（晋江）有限公司”截止2014年底余额为-500.84万元。 　　2.贵州电网公司拨付给安顺、贵阳、都匀供电局的征地费共941万元长期挂其他应收款，账龄为5年以上，直至2014年清算完毕才结转入在建工程516万元和拨付所属资金425万元。 　　（七）关联交易方面 　　关联交易合同不规范。存在缺少合同必备条款、事后追补合同，提前支付工程款等现象。 　　专栏10： 　　1.冀北电力公司昌黎县供电公司于2014年9月30日与秦皇岛福电实业集团有限公司（秦皇岛供电公司下属集体企业）签订2014年35kV变电修缮施工费等12项检修合同，合计612.59万元，约定工程竣工后28日内支付款项。冀北昌黎公司称上述项目均在2014年10月10日开工，12月9日完工，但昌黎公司提前于2014年11月22日将上述施工费用支付给福电实业集团有限公司。 　　2.陕西省电力公司山阳供电分公司2014年12月支付集体企业电力服务公司的劳务派遣费（营业厅人员工资、管理费、加班费）41.93万元，但双方签订的劳务派遣合同签订不规范，内容不完整，人员数量及劳务费标准无约定，应付职工薪酬标准不明确。 　　3.福建省电力公司与国网信通亿力科技有限责任公司签订财务集约化信息化指标提升咨询服务实施服务等4项合同，存在合同无编号、无签订日期、未约定支付日期，或未约定具体施工工期及开工、竣工时间等问题。存在提前服务或开工，事后追补合同，合同条款违反合同法等情况。福建省电力公司关联企业合同安全保证金、质保金预算执行双重标准。泉州供电公司220kV仙苑变24B1等17组220kV隔离开关大修等8项工程，存在未约定工程质量保证金或未按合同约定缴纳安全保证金情况。 　　（八）监管信息报送方面 　　一是资产变化重大事项报送不及时。2013年陕西省电力公司清算下属电力信息运维有限公司（账面净值6504.75万元）未按照《输配电成本监管暂行办法》第八条规定向监管机构专项报告资产变化重大事项。 　　二是监管信息报送不及时。福建省电力公司对监管统计报送工作重要性认识不足，统计报表报送工作未落实到位，报表缺报、漏报问题较为严重。 　　三是信息报送数据不准确。2014年湖南省电力公司在电力监管统计系统中报送的输配电成本明细表数据与年度财务会计报告数据不符，且差异较大，影响了信息报送质量和监管工作效率。 　　三、监管意见 　　（一）整改要求 　　针对6家电网企业检查中存在的问题，提出以下整改意见。各有关电网企业于2016年6月底前将整改材料上报国家能源局。同时，要找准问题症结，完善管理制度，建立健全标本兼治的长效机制，坚决杜绝问题的反复与反弹。 　　1.规范成本核算行为，严格执行会计准则。 　　一是电网企业要严格执行《企业会计准则》、《输配电成本核算办法》等有关规定，进一步完善成本管理制度。 　　黑龙江、福建、贵州等电网企业要按照《企业会计准则》规定，将达到预定可使用状态的资产及时转资；福建、贵州等电网企业要规范会计科目使用。 　　二是电网企业要加强会计基础工作管理，严格财务报销制度，进一步规范业务流程和成本核算行为，严格按照分业务核算原则准确核算输配电成本，正确处理资本性支出与费用性支出，确保输配电成本信息真实、准确、完整。 　　陕西、福建、贵州等电网企业要加强会计基础工作，纠正会计核算不规范，往来款长期挂账、成本列支依据不充分等行为。 　　2.严格输配电成本核算，准确归集各类成本。 　　一是要分业务核算，不得将其它业务环节或与输配电业务无关的成本归集在输配电成本科目。共同费用应选择合理的分配方法，合理分摊。 　　湖南省电力公司要将发电环节发生的支出从输配电成本之中剔除；黑龙江、陕西等省电力公司要按规定将共同费用在输配电成本和其他业务成本之间进行合理分配；陕西、湖南等省电力公司要将与输配电业务无关的业务成本从输配电成本之中剔除。 　　二是严格区分资本性支出与费用性支出。对于符合资本化条件的固定资产购建支出等，应当及时予以资本化。 　　陕西、贵州等电网企业要将应予资本化的费用进行资本化，不得在输配电成本中直接列支。 　　三是加强成本归集的时效性，确保输配电成本的真实、准确。严格按照会计政策确认各期成本，避免跨期入账行为，对已完工资产及时进行资本化，杜绝成本提前或推后入账的行为。 　　冀北、贵州等电网企业要遵循权责发生制原则，避免成本跨期入账。 　　3.加强企业内部管控，合理合规列支输配电成本。 　　加强工程项目管理，有效控制工程投资。加强工程施工过程管理，保证工程招标、合同签订、工程施工、项目评审、竣工验收等环节的完整性；提高工程设计、概算、决算编制质量，从各个环节严格控制项目总投资；未经批准不得擅自超概算，严格工程项目决算管理，杜绝随意变更合同。 　　冀北、福建等电网企业要加强工程项目管理，杜绝工程决算超概行为。冀北电力公司要严格执行工程合同，避免随意调增工程造价的行为。 　　4.加强资产管理，准确界定输配电有效资产范围。 　　加强资产日常管理，探索按功能属性、资产来源、资产用途等对资产进行分类登记，准确区分自有资产与代管资产，生产性资产、福利性资产与投资经营性资产，在用资产与退役资产等不同资产界限；从实际出发，合理确定折旧率等指标，加强对资产的分类折旧管理；准确界定输配电有效资产范围，对已明确不属于输配电有效资产范围的资产需单独进行管理。 　　陕西、贵州等电网企业要完善固定资产卡片信息；贵州电网公司要严格按照会计准则计提固定资产折旧。 　　5.规范关联交易行为，确保交易公允透明。 　　电网企业要深入落实中发9号文件精神，遵循市场经济规律，规范推进电力系统集体企业改革改制，关联交易要严格遵守相关法规，规范交易行为，确保关联交易的公允性和透明度；关联企业应主动接受外部监管，规避违规风险。 　　冀北、陕西、福建等电网企业要规范与关联企业的合同签订、合同执行行为。 　　6.依法报送监管信息，不得漏报迟报。 　　电网企业要按照《电力监管条例》、《电力企业信息报送规定》等要求，及时、准确、完整向电力监管机构报送相关信息。 　　陕西省电力公司要将企业经营中的重大事项及时向电力监管机构报告，福建、湖南等电网企业要高度重视统计报表报送工作，及时准确完整向电力监管机构报送相关信息。 　　（二）监管建议 　　1.抓紧修订完善《输配电成本核算办法（试行）》和配套规范性文件。 　　《输配电成本核算办法（试行）》实施十年来，有力促进了输配电成本监管。但是随着电力体制改革深入推进和电网企业经营发展，其条款内容已经不适应当前监管需要。建议对其进行修订完善，合理设置“生产成本/输配电成本”以下的三级科目，准确定义科目范畴，严格成本归集相关规定，禁止列入与输配电业务无关的成本，增加罚则相关内容。同时，修订完善或制定配套规范性文件，增强核算办法的刚性、权威性和可操作性。此外，输配电成本监管相关法规制度建设，要适应输配电价改革需要，与输配电价定价成本监审相关规定对接互补。 　　2.加强法规建设，规范推进改革，从体制机制上消除问题根源。 　　省级电网企业存在关联企业数量多、关联业务量大等情况。建议制定相关法规制度，加强关联企业与关联交易的监管。推进电力市场化改革，加强电网企业输配电成本监审，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。 　　3.加强监管力量建设，提高监管能力。 　　随着电力体制改革深入推进，输配电成本监管及其它业务监管的重要性日益突出，监管任务日益繁重。现有监管力量与监管资源，不适应形势发展需要。建议加强监管力量建设，增设监管机构与人员编制，从监管法规建设等方面改进监管资源条件，切实提高监管能力。","冀北等6省（地区）电网企业输配电成本监管报告 国家能源局监管公告2016年第9号",000019705/2016-00320,国家能源局,2016-04-28,,,
104,"2017-09-18 01:18:02",image/jpeg,bfd4549ec35c296d7db1faeb5b5484a2b58d279f,62669,/bf/d4/54/9e/bfd4549ec35c296d7db1faeb5b5484a2b58d279f.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/bf/d4/54/9e/bfd4549ec35c296d7db1faeb5b5484a2b58d279f.jpg,130,"2017-09-17 21:53:08",./W020160614382125446950.jpg,73,"2017-09-17 21:53:07",冀北等6省（地区）电网企业输配电成本监管报告,2016-06-14,"国家能源局 监管公告2016年第9号（总第42号）冀北等6省（地区）电网企业 输配电成本监管报告 二〇一六年四月 　　为进一步强化电网企业输配电成本监管，规范成本核算及成本管理行为，推进输配电价改革，依据《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔2015〕183号），国家能源局于2015年8月至10月组织对冀北、黑龙江、陕西、福建、湖南、贵州等6家电网企业开展了输配电成本专项监管，形成本报告。 　　一、基本情况 　　（一）输配电成本总额 　　2014年，6家电网企业输配电成本总额合计1030.77亿元，同比增长6.55%，输配电成本总额增长率最高的是福建省电力公司，同比增长9.50%，最低的是黑龙江省电力公司，同比增长1.17%。6家电网企业输配电成本总额情况详见表1。 表1：6家电网企业输配电成本总额情况表 　　（二）单位输配电成本 　　2014年，6家电网企业平均单位输配电成本185.67元∕千千瓦时，同比增长5.18%，单位输配电成本最高的是湖南省电力公司，为189.19元/千千瓦时，最低的是贵州省电力公司，为112.18元/千千瓦时。2014年单位输配电成本除了黑龙江省电力公司同比下降0.82%外，其余5家电网企业均是增长，其中，增长率最高的是冀北电力公司，同比增长8.81%，增长率最低的是贵州电网公司，同比增长1.36%。6家电网企业单位输配电成本情况详见表2。 表2：6家电网企业单位输配电成本情况表　　（三）输配电成本项目构成 　　2014年，6家电网企业输配电成本构成中折旧费用占比最高，为31.84%，其他成本项目占比依次为职工薪酬25.22%、其他费用15.27%、财务费用7.40%、修理费7.37%、委托运行维护费6.02%、材料费5.45%、输电费1.42%。6家电网企业输配电成本构成情况详见图1。 　　图1：6家电网企业2014年输配电成本构成图 　　（四）输配电成本主要项目同比变动情况 　　2014年，6家电网企业输配电成本项目中，材料费、修理费、折旧费同比增长较快，增长率分别为37.15%、16.82%、11.69%，输配环节财务费用同比增长6.04%，职工薪酬、输电费、其他费用小幅增长，增长率分别为1.98%、0.58%、0.13%。 　　（五）总体评价 　　总体看来，6家电网企业能够贯彻执行《中华人民共和国会计法》、《企业会计准则》和《输配电成本核算办法》等法律法规及文件要求，遵循统一会计科目、信息标准及业务流程，会计核算基本规范。同时，积极采取有效措施，规范财务行为，强化预算管控，加强成本费用的审核与监督，能够按照监管机构要求及时报送财务信息，在财务和成本管理方面取得了一定的成效。 　　二、存在问题 　　专项监管发现，6家电网企业在会计政策执行、成本管理、资产管理、企业内控、关联交易、监管信息报送等方面仍存在一些问题。 　　（一）会计政策执行方面 　　一是部分企业发生的成本费用未按照《输配电成本核算办法（试行）》规定进行分摊。《输配电成本核算办法（试行）》规定“电网经营企业应当分业务核算，合理划分输配电业务成本与电网企业经营的其他业务成本之间的界限”、“对于同时经营输配电业务和其他业务的企业，应将发生的需由各项业务共同承担的费用，选择合理的分配方法分别记入输配电成本和其他业务成本”。冀北、黑龙江、陕西、福建、湖南电力公司未将共同费用分摊。 　　专栏1： 　　1.黑龙江省电力公司下属黑龙江省电力科学研究院既对电网企业提供技术服务，还对发电企业等外部单位提供技术服务。2013年、2014年，该院未按照输配电业务和其他业务进行分摊。 　　2.陕西省电力公司下属电力中心医院及职培中心没有分摊对外提供诊疗、培训等服务对应的成本费用（人工、折旧费等）。西安供电公司将部分房屋出租给集体企业，2014年获取租赁收入541.73万元，计入其他业务收入，但相关租赁资产折旧、维修等费用全部计入输配电成本，未进行分摊。 　　二是达到预定可使用状态的资产未及时转增资产。《企业会计准则》规定，达到预定可使用状态时将在建工程转入固定资产并提取折旧。冀北、黑龙江、福建、贵州电网企业部分在建工程完工结算和转资产不及时。 　　专栏2： 　　1.黑龙江省电力公司截止2014年12月，已投运尚未正式转固定资产的工程222项，总金额13.63亿元。 　　2.福建省电力公司用电信息采集系统配套光纤通信网络项目等多项工程金额共计793.59万元，未及时办理竣工结算手续，转资不及时。福建福清供电公司改造220kV城头变10kV城屿628线吉兆分线海底电缆等5项工程已投运，结算金额503.95万元，未及时转固定资产。 　　3.贵州电网公司委托远光公司研发软件，发生成本273万元，软件于2011年7月已经投入使用，但直至2014年12月才转至无形资产核算并摊销。贵州电网公司安顺供电局2014年已投运未转固定资产的在建工程4项，按照输电线路对应电压等级综合折旧率计算，少计提折旧35.75万元。 　　三是会计科目使用不规范。部分核算材料费、修理费、其他费用的会计科目不规范。 　　专栏3: 　　1.福建省电力公司下属检修公司物业服务费254.7万元，列支在“生产成本/其他运营费用/其他/其他”科目中核算。 　　2.贵州电网公司安顺供电局2014年生产运行、维修等所耗用的消耗性材料、直接为输配电服务的装置性材料费60.8万元应在“生产成本/输配电成本/材料费”明细项目进行归集核算，但却核算在“生产成本/输配电成本/修理费”科目内。 　　（二）成本核算方面 　　一是将内部发电厂的部分成本费用列入输配电成本。湖南省电力公司所属的柘溪、东江、凤滩等内部发电厂武警执勤补助、个别机组折旧维护费本应计入发电成本，但计入输配电成本。仅2014年，湖南省电力公司支付内部发电厂武警公安消防执勤补助148万元，全部计入输配电成本。 　　二是代维资产成本列入受托单位输配电成本。冀北、湖南电力公司受国家电网公司委托代维代运部分电网资产，收取的委托运维费列入本单位收入，为这些电网资产支出的代维代运费用（包括技改、大修产生的成本费用）列入本单位输配电成本，未与共用网络输配电成本进行区分。 　　专栏4： 　　1.冀北电力公司运行和维护国家电网公司输变电资产，2013年、2014年分别取得受托运行维护费收入3.36亿元、3.35亿元，这部分输变电资产的相关运维费用计入了冀北电力公司输配电成本。2013-2014年国家电网公司下达冀北电力公司对总部资产进行技改、大修计划等6.96亿元，资金由国家电网公司负担，但相应的人力等成本却计入了冀北电力公司输配电成本。 　　2.2014年湖南省电力公司收到国家电网公司、国家电网公司华中分部、浙江省电力公司、江苏省电力公司等单位代维资产运行维护费资金共计约1.86亿元。代维代运产生的成本计入了湖南省电力公司输配电成本。 　　三是应资本化的支出列入输配电成本。存在将应资本化的工程项目支出、研发项目支出、固定资产采购支出等费用化的现象。 　　专栏5： 　　1. 2014年12月，陕西省电力公司集中支付中国电力顾问集团公司、中国电力顾问集团公司西北设计院、安徽电力工程监理公司等五家单位与工程项目相关的评审、监理、设计等费用1599.81万元，直接计入输配电成本，未进行资本化。 　　2.贵州电网公司安顺供电局2014年12月将支付贵州黔冠实业发展有限责任公司的职工食堂维修费用78.8万元，作为福利费列支，未按照要求计入资产成本或长期资产。 　　四是与输配电业务无关的费用列入输配电成本。陕西、湖南省电力公司本部及系统内部单位将个别与输配电业务无关的费用列支在输配电成本中。 　　专栏6： 　　1.陕西省电力公司2013-2014年，为子公司西安万年饭店有限公司垫付消防系统改造等费用累计432.96万元，全部计入输配电成本。陕西省电力公司将无偿提供给子公司万年饭店使用的房屋折旧费1032.39万元列入输配电成本。陕西信通分公司将集体企业“管控模块和业务应用平台研发及实施”项目177万元，计入输配电成本。 　　2.湖南省电力公司将1995年用于所属电站发电庆典开支的7万元长期挂账。2014年作为费用报账处理，直接计入输配电成本。 　　3.湖南省电力公司邵阳供电公司将电力综合大楼出租给邵阳紫鑫酒店文化管理有限公司。2014年租金收入300万元，支出税费及折旧费合计341万元，全部计入输配电成本。 　　（三）成本管理方面 　　一是个别成本项目年底发生额占全年总数的比例较高。冀北、黑龙江、福建电力公司个别成本项目年底支出占该项目全年费用的比重较高。如：2013、2014年，福建省电力公司管理咨询费全年费用分别为8613.38万元、2722.49万元，当年12月支出7209.39万元、2476.28万元，占比分别达到83.70%、90.96%。 　　二是成本跨期入帐。提前列支个别成本，导致当年输配电成本不准确。 　　专栏7： 　　1.冀北电力公司唐山供电公司2014年开平、城郊南、古冶低电压治理以及县域、农网、路南、路北等9项10kV（部分含0.38kV）杆号牌治理工程，开竣工报告分别显示2014年12月15日开工，17日或19日竣工，12月份成本598.73万元已入账。经查，直至2015年9月份上述工程仍未实施。 　　2.2014年10月12日，贵州电网公司遵义供电局与安瑞祺（北京）国际风险管理顾问有限公司签订咨询服务合同。在该项目未正式出具报告的情况下，遵义供电局提前确认成本，多计2014年度输配电成本24.8万元。 　　3.贵州电网公司贵州电力试验研究院与中国能源建设集团广东电力设计研究院签订的设计合同《规模化小水电群与风光气发电联合运行控制关键技术研究以及示范（工程设计部分）》， 2014年12月31日，在该项目未按期完成示范工程施工图纸和施工预算审查的情况下，贵州电力试验研究院提前确认成本，多计2014年度输配电成本115.6万元。 　　三是成本列支依据不充分。个别单位直接列支的成本无合同文件及合法票据。2014年11月，陕西省电力公司下属山阳县供电分公司发生了4笔检修费均为124市区I导线更换工程的民工费，共计14.62万元。经查，无工程开竣工报告及工程结算清单，施工合同无具体施工内容及价格明细，无具体签订日期。 　　（四）固定资产管理方面 　　一是固定资产卡片信息不完整。陕西省电力公司下属西安、安康供电公司存在固定资产卡片信息中未标注固定资产使用状况，无法区分是自用资产还是对外出租资产，且部分房屋未办理相关产权证，房屋权属无法区分。贵州电网公司本部个别固定资产卡片无使用年限及残值率信息。 　　二是固定资产折旧计提不准确。贵州电网公司遵义供电局镇浞线π接入110kV浞水变电站35kV线路，资产原值为101.7万元，入账时间为2010年，折旧年限17年，但实际折旧年限不足5年，增加了该资产折旧期间每年的输配电成本。贵州平坝乐平110kV变35kV线路资产暂估入账时间为2012年12月，价值63.06万元，2014年12月竣工决算时重新按照此类资产的折旧年限计提折旧，而非按照剩余折旧年限计提折旧，延长了折旧年限两年。 　　（五）成本控制方面 　　一是部分省份配电网投资能力不足。部分电网企业盈利能力弱，累计亏损严重，配网建设投资能力和运维费用不足，难以满足负荷增长需要，低电压现象较为突出。 　　专栏8: 　　湖南省电力公司邵阳供电分公司2012年-2014年共投入资金28316万元，治理低电压用户48万余户。但因配网投入不足、运行运维费用缺口较大，目前直管直供区域有753个行政村， 945个台区还存在不同性质的“低电压”现象，低压线损超过15%的高损台区562个。 　　二是个别电网工程单项工程费用决算超概算或决算编制不规范。福建省电力公司浙北-福州特高压工程，变电站的“监理费”、“设备监造费”、“安装工程费”以及线路部分“监理费”合同金额超工程概算956.92万元。冀北电力公司部分电网工程单项费用决算编制不规范，承钢220kV输变电工程决算报告中建筑部分单项费用决算金额超概算91%，承德西-承德双回500kV线路等8个电网工程决算报告中将多项费用归集至一项费用，造成部分单项费用决算额超出概算5倍至20倍不等。 　　三是合同执行不严，调增工程造价。冀北电力公司检修分公司与北京送变电公司以总价承包方式签订500kV源霸1线紧凑型线路舞动治理工程检修施工合同2360.10万元，合同中明确价格不再调整，后河北筑业工程咨询有限公司审定金额为2725.99万元。检修公司根据审计结果与北京送变电公司签订补充合同，增加费用365.89万元，从而增加工程造价。 　　（六）企业内控方面 　　一是部分单位会计基础管理工作有待提升。福建省电力公司机关，泉州、南平供电公司，物资公司存在票据入账不及时、差旅报销不规范不及时、物品领用单填写有遗漏等问题。2013年、2014年福建省电力公司“生产成本/输配电成本/其他运营费用/中介费”科目中，农电生产作业风险管控工作规范研究及编制咨询委托等7份合同的合同签订时间、发票开具时间、通知付款时间三者接近及部分发票开具时间早于合同签订时间和部分年初提供服务、年底签订合同。 　　二是往来账款长期挂账，清理不及时。影响资产账目的完整性、准确性。 　　专栏9： 　　1.福建省电力公司 “其他应收款”科目存在部分往来账长期挂账现象，“应付账款\应付购电费\创冠环保（晋江）有限公司”截止2014年底余额为-500.84万元。 　　2.贵州电网公司拨付给安顺、贵阳、都匀供电局的征地费共941万元长期挂其他应收款，账龄为5年以上，直至2014年清算完毕才结转入在建工程516万元和拨付所属资金425万元。 　　（七）关联交易方面 　　关联交易合同不规范。存在缺少合同必备条款、事后追补合同，提前支付工程款等现象。 　　专栏10： 　　1.冀北电力公司昌黎县供电公司于2014年9月30日与秦皇岛福电实业集团有限公司（秦皇岛供电公司下属集体企业）签订2014年35kV变电修缮施工费等12项检修合同，合计612.59万元，约定工程竣工后28日内支付款项。冀北昌黎公司称上述项目均在2014年10月10日开工，12月9日完工，但昌黎公司提前于2014年11月22日将上述施工费用支付给福电实业集团有限公司。 　　2.陕西省电力公司山阳供电分公司2014年12月支付集体企业电力服务公司的劳务派遣费（营业厅人员工资、管理费、加班费）41.93万元，但双方签订的劳务派遣合同签订不规范，内容不完整，人员数量及劳务费标准无约定，应付职工薪酬标准不明确。 　　3.福建省电力公司与国网信通亿力科技有限责任公司签订财务集约化信息化指标提升咨询服务实施服务等4项合同，存在合同无编号、无签订日期、未约定支付日期，或未约定具体施工工期及开工、竣工时间等问题。存在提前服务或开工，事后追补合同，合同条款违反合同法等情况。福建省电力公司关联企业合同安全保证金、质保金预算执行双重标准。泉州供电公司220kV仙苑变24B1等17组220kV隔离开关大修等8项工程，存在未约定工程质量保证金或未按合同约定缴纳安全保证金情况。 　　（八）监管信息报送方面 　　一是资产变化重大事项报送不及时。2013年陕西省电力公司清算下属电力信息运维有限公司（账面净值6504.75万元）未按照《输配电成本监管暂行办法》第八条规定向监管机构专项报告资产变化重大事项。 　　二是监管信息报送不及时。福建省电力公司对监管统计报送工作重要性认识不足，统计报表报送工作未落实到位，报表缺报、漏报问题较为严重。 　　三是信息报送数据不准确。2014年湖南省电力公司在电力监管统计系统中报送的输配电成本明细表数据与年度财务会计报告数据不符，且差异较大，影响了信息报送质量和监管工作效率。 　　三、监管意见 　　（一）整改要求 　　针对6家电网企业检查中存在的问题，提出以下整改意见。各有关电网企业于2016年6月底前将整改材料上报国家能源局。同时，要找准问题症结，完善管理制度，建立健全标本兼治的长效机制，坚决杜绝问题的反复与反弹。 　　1.规范成本核算行为，严格执行会计准则。 　　一是电网企业要严格执行《企业会计准则》、《输配电成本核算办法》等有关规定，进一步完善成本管理制度。 　　黑龙江、福建、贵州等电网企业要按照《企业会计准则》规定，将达到预定可使用状态的资产及时转资；福建、贵州等电网企业要规范会计科目使用。 　　二是电网企业要加强会计基础工作管理，严格财务报销制度，进一步规范业务流程和成本核算行为，严格按照分业务核算原则准确核算输配电成本，正确处理资本性支出与费用性支出，确保输配电成本信息真实、准确、完整。 　　陕西、福建、贵州等电网企业要加强会计基础工作，纠正会计核算不规范，往来款长期挂账、成本列支依据不充分等行为。 　　2.严格输配电成本核算，准确归集各类成本。 　　一是要分业务核算，不得将其它业务环节或与输配电业务无关的成本归集在输配电成本科目。共同费用应选择合理的分配方法，合理分摊。 　　湖南省电力公司要将发电环节发生的支出从输配电成本之中剔除；黑龙江、陕西等省电力公司要按规定将共同费用在输配电成本和其他业务成本之间进行合理分配；陕西、湖南等省电力公司要将与输配电业务无关的业务成本从输配电成本之中剔除。 　　二是严格区分资本性支出与费用性支出。对于符合资本化条件的固定资产购建支出等，应当及时予以资本化。 　　陕西、贵州等电网企业要将应予资本化的费用进行资本化，不得在输配电成本中直接列支。 　　三是加强成本归集的时效性，确保输配电成本的真实、准确。严格按照会计政策确认各期成本，避免跨期入账行为，对已完工资产及时进行资本化，杜绝成本提前或推后入账的行为。 　　冀北、贵州等电网企业要遵循权责发生制原则，避免成本跨期入账。 　　3.加强企业内部管控，合理合规列支输配电成本。 　　加强工程项目管理，有效控制工程投资。加强工程施工过程管理，保证工程招标、合同签订、工程施工、项目评审、竣工验收等环节的完整性；提高工程设计、概算、决算编制质量，从各个环节严格控制项目总投资；未经批准不得擅自超概算，严格工程项目决算管理，杜绝随意变更合同。 　　冀北、福建等电网企业要加强工程项目管理，杜绝工程决算超概行为。冀北电力公司要严格执行工程合同，避免随意调增工程造价的行为。 　　4.加强资产管理，准确界定输配电有效资产范围。 　　加强资产日常管理，探索按功能属性、资产来源、资产用途等对资产进行分类登记，准确区分自有资产与代管资产，生产性资产、福利性资产与投资经营性资产，在用资产与退役资产等不同资产界限；从实际出发，合理确定折旧率等指标，加强对资产的分类折旧管理；准确界定输配电有效资产范围，对已明确不属于输配电有效资产范围的资产需单独进行管理。 　　陕西、贵州等电网企业要完善固定资产卡片信息；贵州电网公司要严格按照会计准则计提固定资产折旧。 　　5.规范关联交易行为，确保交易公允透明。 　　电网企业要深入落实中发9号文件精神，遵循市场经济规律，规范推进电力系统集体企业改革改制，关联交易要严格遵守相关法规，规范交易行为，确保关联交易的公允性和透明度；关联企业应主动接受外部监管，规避违规风险。 　　冀北、陕西、福建等电网企业要规范与关联企业的合同签订、合同执行行为。 　　6.依法报送监管信息，不得漏报迟报。 　　电网企业要按照《电力监管条例》、《电力企业信息报送规定》等要求，及时、准确、完整向电力监管机构报送相关信息。 　　陕西省电力公司要将企业经营中的重大事项及时向电力监管机构报告，福建、湖南等电网企业要高度重视统计报表报送工作，及时准确完整向电力监管机构报送相关信息。 　　（二）监管建议 　　1.抓紧修订完善《输配电成本核算办法（试行）》和配套规范性文件。 　　《输配电成本核算办法（试行）》实施十年来，有力促进了输配电成本监管。但是随着电力体制改革深入推进和电网企业经营发展，其条款内容已经不适应当前监管需要。建议对其进行修订完善，合理设置“生产成本/输配电成本”以下的三级科目，准确定义科目范畴，严格成本归集相关规定，禁止列入与输配电业务无关的成本，增加罚则相关内容。同时，修订完善或制定配套规范性文件，增强核算办法的刚性、权威性和可操作性。此外，输配电成本监管相关法规制度建设，要适应输配电价改革需要，与输配电价定价成本监审相关规定对接互补。 　　2.加强法规建设，规范推进改革，从体制机制上消除问题根源。 　　省级电网企业存在关联企业数量多、关联业务量大等情况。建议制定相关法规制度，加强关联企业与关联交易的监管。推进电力市场化改革，加强电网企业输配电成本监审，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。 　　3.加强监管力量建设，提高监管能力。 　　随着电力体制改革深入推进，输配电成本监管及其它业务监管的重要性日益突出，监管任务日益繁重。现有监管力量与监管资源，不适应形势发展需要。建议加强监管力量建设，增设监管机构与人员编制，从监管法规建设等方面改进监管资源条件，切实提高监管能力。","冀北等6省（地区）电网企业输配电成本监管报告 国家能源局监管公告2016年第9号",000019705/2016-00320,国家能源局,2016-04-28,,,
105,"2017-09-18 01:18:11",image/jpeg,abe4dc7798061777ca878948d449def1a8708708,18125,/ab/e4/dc/77/abe4dc7798061777ca878948d449def1a8708708.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/ab/e4/dc/77/abe4dc7798061777ca878948d449def1a8708708.jpg,131,"2017-09-17 21:53:08",./W020160614382125444121.jpg,73,"2017-09-17 21:53:07",冀北等6省（地区）电网企业输配电成本监管报告,2016-06-14,"国家能源局 监管公告2016年第9号（总第42号）冀北等6省（地区）电网企业 输配电成本监管报告 二〇一六年四月 　　为进一步强化电网企业输配电成本监管，规范成本核算及成本管理行为，推进输配电价改革，依据《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔2015〕183号），国家能源局于2015年8月至10月组织对冀北、黑龙江、陕西、福建、湖南、贵州等6家电网企业开展了输配电成本专项监管，形成本报告。 　　一、基本情况 　　（一）输配电成本总额 　　2014年，6家电网企业输配电成本总额合计1030.77亿元，同比增长6.55%，输配电成本总额增长率最高的是福建省电力公司，同比增长9.50%，最低的是黑龙江省电力公司，同比增长1.17%。6家电网企业输配电成本总额情况详见表1。 表1：6家电网企业输配电成本总额情况表 　　（二）单位输配电成本 　　2014年，6家电网企业平均单位输配电成本185.67元∕千千瓦时，同比增长5.18%，单位输配电成本最高的是湖南省电力公司，为189.19元/千千瓦时，最低的是贵州省电力公司，为112.18元/千千瓦时。2014年单位输配电成本除了黑龙江省电力公司同比下降0.82%外，其余5家电网企业均是增长，其中，增长率最高的是冀北电力公司，同比增长8.81%，增长率最低的是贵州电网公司，同比增长1.36%。6家电网企业单位输配电成本情况详见表2。 表2：6家电网企业单位输配电成本情况表　　（三）输配电成本项目构成 　　2014年，6家电网企业输配电成本构成中折旧费用占比最高，为31.84%，其他成本项目占比依次为职工薪酬25.22%、其他费用15.27%、财务费用7.40%、修理费7.37%、委托运行维护费6.02%、材料费5.45%、输电费1.42%。6家电网企业输配电成本构成情况详见图1。 　　图1：6家电网企业2014年输配电成本构成图 　　（四）输配电成本主要项目同比变动情况 　　2014年，6家电网企业输配电成本项目中，材料费、修理费、折旧费同比增长较快，增长率分别为37.15%、16.82%、11.69%，输配环节财务费用同比增长6.04%，职工薪酬、输电费、其他费用小幅增长，增长率分别为1.98%、0.58%、0.13%。 　　（五）总体评价 　　总体看来，6家电网企业能够贯彻执行《中华人民共和国会计法》、《企业会计准则》和《输配电成本核算办法》等法律法规及文件要求，遵循统一会计科目、信息标准及业务流程，会计核算基本规范。同时，积极采取有效措施，规范财务行为，强化预算管控，加强成本费用的审核与监督，能够按照监管机构要求及时报送财务信息，在财务和成本管理方面取得了一定的成效。 　　二、存在问题 　　专项监管发现，6家电网企业在会计政策执行、成本管理、资产管理、企业内控、关联交易、监管信息报送等方面仍存在一些问题。 　　（一）会计政策执行方面 　　一是部分企业发生的成本费用未按照《输配电成本核算办法（试行）》规定进行分摊。《输配电成本核算办法（试行）》规定“电网经营企业应当分业务核算，合理划分输配电业务成本与电网企业经营的其他业务成本之间的界限”、“对于同时经营输配电业务和其他业务的企业，应将发生的需由各项业务共同承担的费用，选择合理的分配方法分别记入输配电成本和其他业务成本”。冀北、黑龙江、陕西、福建、湖南电力公司未将共同费用分摊。 　　专栏1： 　　1.黑龙江省电力公司下属黑龙江省电力科学研究院既对电网企业提供技术服务，还对发电企业等外部单位提供技术服务。2013年、2014年，该院未按照输配电业务和其他业务进行分摊。 　　2.陕西省电力公司下属电力中心医院及职培中心没有分摊对外提供诊疗、培训等服务对应的成本费用（人工、折旧费等）。西安供电公司将部分房屋出租给集体企业，2014年获取租赁收入541.73万元，计入其他业务收入，但相关租赁资产折旧、维修等费用全部计入输配电成本，未进行分摊。 　　二是达到预定可使用状态的资产未及时转增资产。《企业会计准则》规定，达到预定可使用状态时将在建工程转入固定资产并提取折旧。冀北、黑龙江、福建、贵州电网企业部分在建工程完工结算和转资产不及时。 　　专栏2： 　　1.黑龙江省电力公司截止2014年12月，已投运尚未正式转固定资产的工程222项，总金额13.63亿元。 　　2.福建省电力公司用电信息采集系统配套光纤通信网络项目等多项工程金额共计793.59万元，未及时办理竣工结算手续，转资不及时。福建福清供电公司改造220kV城头变10kV城屿628线吉兆分线海底电缆等5项工程已投运，结算金额503.95万元，未及时转固定资产。 　　3.贵州电网公司委托远光公司研发软件，发生成本273万元，软件于2011年7月已经投入使用，但直至2014年12月才转至无形资产核算并摊销。贵州电网公司安顺供电局2014年已投运未转固定资产的在建工程4项，按照输电线路对应电压等级综合折旧率计算，少计提折旧35.75万元。 　　三是会计科目使用不规范。部分核算材料费、修理费、其他费用的会计科目不规范。 　　专栏3: 　　1.福建省电力公司下属检修公司物业服务费254.7万元，列支在“生产成本/其他运营费用/其他/其他”科目中核算。 　　2.贵州电网公司安顺供电局2014年生产运行、维修等所耗用的消耗性材料、直接为输配电服务的装置性材料费60.8万元应在“生产成本/输配电成本/材料费”明细项目进行归集核算，但却核算在“生产成本/输配电成本/修理费”科目内。 　　（二）成本核算方面 　　一是将内部发电厂的部分成本费用列入输配电成本。湖南省电力公司所属的柘溪、东江、凤滩等内部发电厂武警执勤补助、个别机组折旧维护费本应计入发电成本，但计入输配电成本。仅2014年，湖南省电力公司支付内部发电厂武警公安消防执勤补助148万元，全部计入输配电成本。 　　二是代维资产成本列入受托单位输配电成本。冀北、湖南电力公司受国家电网公司委托代维代运部分电网资产，收取的委托运维费列入本单位收入，为这些电网资产支出的代维代运费用（包括技改、大修产生的成本费用）列入本单位输配电成本，未与共用网络输配电成本进行区分。 　　专栏4： 　　1.冀北电力公司运行和维护国家电网公司输变电资产，2013年、2014年分别取得受托运行维护费收入3.36亿元、3.35亿元，这部分输变电资产的相关运维费用计入了冀北电力公司输配电成本。2013-2014年国家电网公司下达冀北电力公司对总部资产进行技改、大修计划等6.96亿元，资金由国家电网公司负担，但相应的人力等成本却计入了冀北电力公司输配电成本。 　　2.2014年湖南省电力公司收到国家电网公司、国家电网公司华中分部、浙江省电力公司、江苏省电力公司等单位代维资产运行维护费资金共计约1.86亿元。代维代运产生的成本计入了湖南省电力公司输配电成本。 　　三是应资本化的支出列入输配电成本。存在将应资本化的工程项目支出、研发项目支出、固定资产采购支出等费用化的现象。 　　专栏5： 　　1. 2014年12月，陕西省电力公司集中支付中国电力顾问集团公司、中国电力顾问集团公司西北设计院、安徽电力工程监理公司等五家单位与工程项目相关的评审、监理、设计等费用1599.81万元，直接计入输配电成本，未进行资本化。 　　2.贵州电网公司安顺供电局2014年12月将支付贵州黔冠实业发展有限责任公司的职工食堂维修费用78.8万元，作为福利费列支，未按照要求计入资产成本或长期资产。 　　四是与输配电业务无关的费用列入输配电成本。陕西、湖南省电力公司本部及系统内部单位将个别与输配电业务无关的费用列支在输配电成本中。 　　专栏6： 　　1.陕西省电力公司2013-2014年，为子公司西安万年饭店有限公司垫付消防系统改造等费用累计432.96万元，全部计入输配电成本。陕西省电力公司将无偿提供给子公司万年饭店使用的房屋折旧费1032.39万元列入输配电成本。陕西信通分公司将集体企业“管控模块和业务应用平台研发及实施”项目177万元，计入输配电成本。 　　2.湖南省电力公司将1995年用于所属电站发电庆典开支的7万元长期挂账。2014年作为费用报账处理，直接计入输配电成本。 　　3.湖南省电力公司邵阳供电公司将电力综合大楼出租给邵阳紫鑫酒店文化管理有限公司。2014年租金收入300万元，支出税费及折旧费合计341万元，全部计入输配电成本。 　　（三）成本管理方面 　　一是个别成本项目年底发生额占全年总数的比例较高。冀北、黑龙江、福建电力公司个别成本项目年底支出占该项目全年费用的比重较高。如：2013、2014年，福建省电力公司管理咨询费全年费用分别为8613.38万元、2722.49万元，当年12月支出7209.39万元、2476.28万元，占比分别达到83.70%、90.96%。 　　二是成本跨期入帐。提前列支个别成本，导致当年输配电成本不准确。 　　专栏7： 　　1.冀北电力公司唐山供电公司2014年开平、城郊南、古冶低电压治理以及县域、农网、路南、路北等9项10kV（部分含0.38kV）杆号牌治理工程，开竣工报告分别显示2014年12月15日开工，17日或19日竣工，12月份成本598.73万元已入账。经查，直至2015年9月份上述工程仍未实施。 　　2.2014年10月12日，贵州电网公司遵义供电局与安瑞祺（北京）国际风险管理顾问有限公司签订咨询服务合同。在该项目未正式出具报告的情况下，遵义供电局提前确认成本，多计2014年度输配电成本24.8万元。 　　3.贵州电网公司贵州电力试验研究院与中国能源建设集团广东电力设计研究院签订的设计合同《规模化小水电群与风光气发电联合运行控制关键技术研究以及示范（工程设计部分）》， 2014年12月31日，在该项目未按期完成示范工程施工图纸和施工预算审查的情况下，贵州电力试验研究院提前确认成本，多计2014年度输配电成本115.6万元。 　　三是成本列支依据不充分。个别单位直接列支的成本无合同文件及合法票据。2014年11月，陕西省电力公司下属山阳县供电分公司发生了4笔检修费均为124市区I导线更换工程的民工费，共计14.62万元。经查，无工程开竣工报告及工程结算清单，施工合同无具体施工内容及价格明细，无具体签订日期。 　　（四）固定资产管理方面 　　一是固定资产卡片信息不完整。陕西省电力公司下属西安、安康供电公司存在固定资产卡片信息中未标注固定资产使用状况，无法区分是自用资产还是对外出租资产，且部分房屋未办理相关产权证，房屋权属无法区分。贵州电网公司本部个别固定资产卡片无使用年限及残值率信息。 　　二是固定资产折旧计提不准确。贵州电网公司遵义供电局镇浞线π接入110kV浞水变电站35kV线路，资产原值为101.7万元，入账时间为2010年，折旧年限17年，但实际折旧年限不足5年，增加了该资产折旧期间每年的输配电成本。贵州平坝乐平110kV变35kV线路资产暂估入账时间为2012年12月，价值63.06万元，2014年12月竣工决算时重新按照此类资产的折旧年限计提折旧，而非按照剩余折旧年限计提折旧，延长了折旧年限两年。 　　（五）成本控制方面 　　一是部分省份配电网投资能力不足。部分电网企业盈利能力弱，累计亏损严重，配网建设投资能力和运维费用不足，难以满足负荷增长需要，低电压现象较为突出。 　　专栏8: 　　湖南省电力公司邵阳供电分公司2012年-2014年共投入资金28316万元，治理低电压用户48万余户。但因配网投入不足、运行运维费用缺口较大，目前直管直供区域有753个行政村， 945个台区还存在不同性质的“低电压”现象，低压线损超过15%的高损台区562个。 　　二是个别电网工程单项工程费用决算超概算或决算编制不规范。福建省电力公司浙北-福州特高压工程，变电站的“监理费”、“设备监造费”、“安装工程费”以及线路部分“监理费”合同金额超工程概算956.92万元。冀北电力公司部分电网工程单项费用决算编制不规范，承钢220kV输变电工程决算报告中建筑部分单项费用决算金额超概算91%，承德西-承德双回500kV线路等8个电网工程决算报告中将多项费用归集至一项费用，造成部分单项费用决算额超出概算5倍至20倍不等。 　　三是合同执行不严，调增工程造价。冀北电力公司检修分公司与北京送变电公司以总价承包方式签订500kV源霸1线紧凑型线路舞动治理工程检修施工合同2360.10万元，合同中明确价格不再调整，后河北筑业工程咨询有限公司审定金额为2725.99万元。检修公司根据审计结果与北京送变电公司签订补充合同，增加费用365.89万元，从而增加工程造价。 　　（六）企业内控方面 　　一是部分单位会计基础管理工作有待提升。福建省电力公司机关，泉州、南平供电公司，物资公司存在票据入账不及时、差旅报销不规范不及时、物品领用单填写有遗漏等问题。2013年、2014年福建省电力公司“生产成本/输配电成本/其他运营费用/中介费”科目中，农电生产作业风险管控工作规范研究及编制咨询委托等7份合同的合同签订时间、发票开具时间、通知付款时间三者接近及部分发票开具时间早于合同签订时间和部分年初提供服务、年底签订合同。 　　二是往来账款长期挂账，清理不及时。影响资产账目的完整性、准确性。 　　专栏9： 　　1.福建省电力公司 “其他应收款”科目存在部分往来账长期挂账现象，“应付账款\应付购电费\创冠环保（晋江）有限公司”截止2014年底余额为-500.84万元。 　　2.贵州电网公司拨付给安顺、贵阳、都匀供电局的征地费共941万元长期挂其他应收款，账龄为5年以上，直至2014年清算完毕才结转入在建工程516万元和拨付所属资金425万元。 　　（七）关联交易方面 　　关联交易合同不规范。存在缺少合同必备条款、事后追补合同，提前支付工程款等现象。 　　专栏10： 　　1.冀北电力公司昌黎县供电公司于2014年9月30日与秦皇岛福电实业集团有限公司（秦皇岛供电公司下属集体企业）签订2014年35kV变电修缮施工费等12项检修合同，合计612.59万元，约定工程竣工后28日内支付款项。冀北昌黎公司称上述项目均在2014年10月10日开工，12月9日完工，但昌黎公司提前于2014年11月22日将上述施工费用支付给福电实业集团有限公司。 　　2.陕西省电力公司山阳供电分公司2014年12月支付集体企业电力服务公司的劳务派遣费（营业厅人员工资、管理费、加班费）41.93万元，但双方签订的劳务派遣合同签订不规范，内容不完整，人员数量及劳务费标准无约定，应付职工薪酬标准不明确。 　　3.福建省电力公司与国网信通亿力科技有限责任公司签订财务集约化信息化指标提升咨询服务实施服务等4项合同，存在合同无编号、无签订日期、未约定支付日期，或未约定具体施工工期及开工、竣工时间等问题。存在提前服务或开工，事后追补合同，合同条款违反合同法等情况。福建省电力公司关联企业合同安全保证金、质保金预算执行双重标准。泉州供电公司220kV仙苑变24B1等17组220kV隔离开关大修等8项工程，存在未约定工程质量保证金或未按合同约定缴纳安全保证金情况。 　　（八）监管信息报送方面 　　一是资产变化重大事项报送不及时。2013年陕西省电力公司清算下属电力信息运维有限公司（账面净值6504.75万元）未按照《输配电成本监管暂行办法》第八条规定向监管机构专项报告资产变化重大事项。 　　二是监管信息报送不及时。福建省电力公司对监管统计报送工作重要性认识不足，统计报表报送工作未落实到位，报表缺报、漏报问题较为严重。 　　三是信息报送数据不准确。2014年湖南省电力公司在电力监管统计系统中报送的输配电成本明细表数据与年度财务会计报告数据不符，且差异较大，影响了信息报送质量和监管工作效率。 　　三、监管意见 　　（一）整改要求 　　针对6家电网企业检查中存在的问题，提出以下整改意见。各有关电网企业于2016年6月底前将整改材料上报国家能源局。同时，要找准问题症结，完善管理制度，建立健全标本兼治的长效机制，坚决杜绝问题的反复与反弹。 　　1.规范成本核算行为，严格执行会计准则。 　　一是电网企业要严格执行《企业会计准则》、《输配电成本核算办法》等有关规定，进一步完善成本管理制度。 　　黑龙江、福建、贵州等电网企业要按照《企业会计准则》规定，将达到预定可使用状态的资产及时转资；福建、贵州等电网企业要规范会计科目使用。 　　二是电网企业要加强会计基础工作管理，严格财务报销制度，进一步规范业务流程和成本核算行为，严格按照分业务核算原则准确核算输配电成本，正确处理资本性支出与费用性支出，确保输配电成本信息真实、准确、完整。 　　陕西、福建、贵州等电网企业要加强会计基础工作，纠正会计核算不规范，往来款长期挂账、成本列支依据不充分等行为。 　　2.严格输配电成本核算，准确归集各类成本。 　　一是要分业务核算，不得将其它业务环节或与输配电业务无关的成本归集在输配电成本科目。共同费用应选择合理的分配方法，合理分摊。 　　湖南省电力公司要将发电环节发生的支出从输配电成本之中剔除；黑龙江、陕西等省电力公司要按规定将共同费用在输配电成本和其他业务成本之间进行合理分配；陕西、湖南等省电力公司要将与输配电业务无关的业务成本从输配电成本之中剔除。 　　二是严格区分资本性支出与费用性支出。对于符合资本化条件的固定资产购建支出等，应当及时予以资本化。 　　陕西、贵州等电网企业要将应予资本化的费用进行资本化，不得在输配电成本中直接列支。 　　三是加强成本归集的时效性，确保输配电成本的真实、准确。严格按照会计政策确认各期成本，避免跨期入账行为，对已完工资产及时进行资本化，杜绝成本提前或推后入账的行为。 　　冀北、贵州等电网企业要遵循权责发生制原则，避免成本跨期入账。 　　3.加强企业内部管控，合理合规列支输配电成本。 　　加强工程项目管理，有效控制工程投资。加强工程施工过程管理，保证工程招标、合同签订、工程施工、项目评审、竣工验收等环节的完整性；提高工程设计、概算、决算编制质量，从各个环节严格控制项目总投资；未经批准不得擅自超概算，严格工程项目决算管理，杜绝随意变更合同。 　　冀北、福建等电网企业要加强工程项目管理，杜绝工程决算超概行为。冀北电力公司要严格执行工程合同，避免随意调增工程造价的行为。 　　4.加强资产管理，准确界定输配电有效资产范围。 　　加强资产日常管理，探索按功能属性、资产来源、资产用途等对资产进行分类登记，准确区分自有资产与代管资产，生产性资产、福利性资产与投资经营性资产，在用资产与退役资产等不同资产界限；从实际出发，合理确定折旧率等指标，加强对资产的分类折旧管理；准确界定输配电有效资产范围，对已明确不属于输配电有效资产范围的资产需单独进行管理。 　　陕西、贵州等电网企业要完善固定资产卡片信息；贵州电网公司要严格按照会计准则计提固定资产折旧。 　　5.规范关联交易行为，确保交易公允透明。 　　电网企业要深入落实中发9号文件精神，遵循市场经济规律，规范推进电力系统集体企业改革改制，关联交易要严格遵守相关法规，规范交易行为，确保关联交易的公允性和透明度；关联企业应主动接受外部监管，规避违规风险。 　　冀北、陕西、福建等电网企业要规范与关联企业的合同签订、合同执行行为。 　　6.依法报送监管信息，不得漏报迟报。 　　电网企业要按照《电力监管条例》、《电力企业信息报送规定》等要求，及时、准确、完整向电力监管机构报送相关信息。 　　陕西省电力公司要将企业经营中的重大事项及时向电力监管机构报告，福建、湖南等电网企业要高度重视统计报表报送工作，及时准确完整向电力监管机构报送相关信息。 　　（二）监管建议 　　1.抓紧修订完善《输配电成本核算办法（试行）》和配套规范性文件。 　　《输配电成本核算办法（试行）》实施十年来，有力促进了输配电成本监管。但是随着电力体制改革深入推进和电网企业经营发展，其条款内容已经不适应当前监管需要。建议对其进行修订完善，合理设置“生产成本/输配电成本”以下的三级科目，准确定义科目范畴，严格成本归集相关规定，禁止列入与输配电业务无关的成本，增加罚则相关内容。同时，修订完善或制定配套规范性文件，增强核算办法的刚性、权威性和可操作性。此外，输配电成本监管相关法规制度建设，要适应输配电价改革需要，与输配电价定价成本监审相关规定对接互补。 　　2.加强法规建设，规范推进改革，从体制机制上消除问题根源。 　　省级电网企业存在关联企业数量多、关联业务量大等情况。建议制定相关法规制度，加强关联企业与关联交易的监管。推进电力市场化改革，加强电网企业输配电成本监审，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。 　　3.加强监管力量建设，提高监管能力。 　　随着电力体制改革深入推进，输配电成本监管及其它业务监管的重要性日益突出，监管任务日益繁重。现有监管力量与监管资源，不适应形势发展需要。建议加强监管力量建设，增设监管机构与人员编制，从监管法规建设等方面改进监管资源条件，切实提高监管能力。","冀北等6省（地区）电网企业输配电成本监管报告 国家能源局监管公告2016年第9号",000019705/2016-00320,国家能源局,2016-04-28,,,
106,"2017-09-18 01:18:20",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,132,"2017-09-17 21:53:12",./W020160613519980473011.jpg,74,"2017-09-17 21:53:12",国家能源局关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知,2016-06-13,"国能新能〔2016〕166号 国家能源局关于下达2016年 光伏发电建设实施方案的通知 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2015年度光伏发电建设运行情况、电力市场条件以及补贴资金使用情况，我局组织编制了2016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、2016年下达全国新增光伏电站建设规模1810万千瓦，其中，普通光伏电站项目1260万千瓦，光伏领跑技术基地规模550万千瓦。各省（区、市）2016年普通光伏电站新增建设规模和光伏领跑技术基地规模见附件。 　　二、利用固定建筑物屋顶、墙面及附属场所建设的光伏发电项目以及全部自发自用的地面光伏电站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。 　　三、对不具备新建光伏电站市场条件的甘肃、新疆、云南停止或暂缓下达2016年新增光伏电站建设规模（光伏扶贫除外）。山东普通光伏电站新增建设规模全部用于光伏扶贫。全国光伏扶贫建设规模另行下达。 　　四、鼓励各省（区、市）发展改革委（能源局）建立招标、优选等竞争性方式配置光伏电站项目的机制，促进光伏发电技术进步和上网电价下降。对于采取竞争方式配置项目且显著推动上网电价下降的地区，其当年建设规模可直接按本省（区、市）上网电价平均降幅（比例）的2倍予以调增，调增的规模仍按竞争方式分配给具体项目。 　　五、各省（区、市）发展改革委（能源局）按此规模配置普通光伏电站项目清单，于2016年7月底前报送我局，抄送本地区国家能源局派出机构和省级电网公司，并按照《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）有关要求，及时组织相关项目单位通过国家可再生能源发电项目信息管理平台（以下简称信息平台）填报信息。2016年12月31日以后，各地区纳入2016年新增建设规模的项目清单不可变更。 　　六、光伏领跑技术基地应采取招标、优选等竞争性比选方式配置项目，而且应将电价作为主要竞争条件。基地内单个光伏电站项目的建设规模原则上应在10万千瓦以上，项目采用的光伏组件等主要光伏产品须符合光伏“领跑者”先进技术产品指标。基地优选项目投资主体和建设等工作由省（区、市）发展改革委（能源局）统一组织实施，或者由其委托基地所在市（县）政府组织实施。国家能源局对基地项目建设给予指导和监督。 　　七、各级电网企业应配合地方能源主管部门落实年度建设实施方案。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，确保项目建成后及时并网运行。 　　八、各省（区、市）发展改革委（能源局）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。国家能源局各派出机构应通过信息平台，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：1.2016年各省（区、市）普通光伏电站新增建设规模 　　2.2016年光伏领跑技术基地建设规模 国家能源局 　2016年6月3日","国家能源局关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知 国能新能〔2016〕166号",000019705/2016-00319,国家能源局,2016-06-03,,,
107,"2017-09-18 01:18:29",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,133,"2017-09-17 21:53:12",./W020160613519980470416.png,74,"2017-09-17 21:53:12",国家能源局关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知,2016-06-13,"国能新能〔2016〕166号 国家能源局关于下达2016年 光伏发电建设实施方案的通知 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2015年度光伏发电建设运行情况、电力市场条件以及补贴资金使用情况，我局组织编制了2016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、2016年下达全国新增光伏电站建设规模1810万千瓦，其中，普通光伏电站项目1260万千瓦，光伏领跑技术基地规模550万千瓦。各省（区、市）2016年普通光伏电站新增建设规模和光伏领跑技术基地规模见附件。 　　二、利用固定建筑物屋顶、墙面及附属场所建设的光伏发电项目以及全部自发自用的地面光伏电站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。 　　三、对不具备新建光伏电站市场条件的甘肃、新疆、云南停止或暂缓下达2016年新增光伏电站建设规模（光伏扶贫除外）。山东普通光伏电站新增建设规模全部用于光伏扶贫。全国光伏扶贫建设规模另行下达。 　　四、鼓励各省（区、市）发展改革委（能源局）建立招标、优选等竞争性方式配置光伏电站项目的机制，促进光伏发电技术进步和上网电价下降。对于采取竞争方式配置项目且显著推动上网电价下降的地区，其当年建设规模可直接按本省（区、市）上网电价平均降幅（比例）的2倍予以调增，调增的规模仍按竞争方式分配给具体项目。 　　五、各省（区、市）发展改革委（能源局）按此规模配置普通光伏电站项目清单，于2016年7月底前报送我局，抄送本地区国家能源局派出机构和省级电网公司，并按照《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）有关要求，及时组织相关项目单位通过国家可再生能源发电项目信息管理平台（以下简称信息平台）填报信息。2016年12月31日以后，各地区纳入2016年新增建设规模的项目清单不可变更。 　　六、光伏领跑技术基地应采取招标、优选等竞争性比选方式配置项目，而且应将电价作为主要竞争条件。基地内单个光伏电站项目的建设规模原则上应在10万千瓦以上，项目采用的光伏组件等主要光伏产品须符合光伏“领跑者”先进技术产品指标。基地优选项目投资主体和建设等工作由省（区、市）发展改革委（能源局）统一组织实施，或者由其委托基地所在市（县）政府组织实施。国家能源局对基地项目建设给予指导和监督。 　　七、各级电网企业应配合地方能源主管部门落实年度建设实施方案。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，确保项目建成后及时并网运行。 　　八、各省（区、市）发展改革委（能源局）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。国家能源局各派出机构应通过信息平台，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：1.2016年各省（区、市）普通光伏电站新增建设规模 　　2.2016年光伏领跑技术基地建设规模 国家能源局 　2016年6月3日","国家能源局关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知 国能新能〔2016〕166号",000019705/2016-00319,国家能源局,2016-06-03,,,
108,"2017-09-18 01:18:35",image/jpeg,a66a15cf9859dce12446f318b2b182737bab9eca,23672,/a6/6a/15/cf/a66a15cf9859dce12446f318b2b182737bab9eca.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/a6/6a/15/cf/a66a15cf9859dce12446f318b2b182737bab9eca.jpg,134,"2017-09-17 21:53:25",W020160608586740261784.jpg,76,"2017-09-17 21:53:25",国家能源局综合司关于进一步强化主汛期电力防汛工作的通知,2016-06-08,"国能综安全〔2016〕355号 国家能源局综合司关于进一步强化主汛期 电力防汛工作的通知 各派出机构，大坝中心，全国电力安委会各企业成员单位： 　　6月1日开始，我国大部分地区正式进入主汛期。目前，全国已有120多条河流发生超警洪水，多条江河水位已经超过1998年同期水位，强对流天气多发，山洪泥石流等地质灾害频繁。各单位要继续认真贯彻落实国家防总、国务院安委会和国家能源局防汛抗旱有关会议和文件精神，落实责任，强化管理，进一步做好电力防汛防灾各项工作。 　　一、切实提高思想认识，坚决克服麻痹思想，进一步认清防汛严峻形势 　　据中国气象局国家气候中心联合水利部水文局5月底第二次滚动订正会商，2016年全国汛期“降水多，年景差，涝重于旱”的基本结论不变，但主要多雨带（降水偏多2~5成）范围扩大。预计主汛期（6-8月）长江中下游、淮河、嫩江、松花江、辽河流域可能出现洪涝灾害；登陆我国台风个数偏少，但强度偏强；6月份有5次强降水过程，主要出现在中下旬，江南和西南等地降水明显偏多。灾害无情，责任重大，各单位要清醒认识当前防汛防灾严峻形势，坚决克服麻痹思想和侥幸心理，切实做好电力防汛防灾各项工作。 　　二、继续开展防汛检查，及时整改安全隐患，落实各项防汛防灾措施 　　各电力企业要继续开展防汛检查工作，尤其是加强重点地区、重点部位、重点场所、重要输电通道、重要电力设施、疏排水设施、防灾避险设施及周边环境的安全检查，及时整改发现的问题和安全隐患，要落实有效防汛防灾措施和应急处置预案，消除控制防汛安全风险，确保电力设施和人民生命财产安全。 　　三、严守防汛调度纪律，加强大坝安全监测，确保水电站大坝度汛安全 　　有关电力企业要严格遵守批准的汛期调度运用计划和水库运用与电站运行调度规程，汛期水库汛限水位以上防洪库容的运用要服从防汛指挥机构的调度指挥，加强水电站大坝安全监测和巡视检查，确保水电站大坝度汛安全。要按照《关于报送水电站大坝汛情信息的通知》（坝监应急函〔2016〕205号）要求，及时向国家能源局大坝中心报送汛情信息。 　　四、主动掌握防汛形势，强化防汛应急管理，有效应对汛期突发事件 　　各电力企业要积极加强与相关防汛指挥机构、气象部门、水利部门等的沟通与协调，主动通过各种渠道获取天气情况及汛情灾情，预判防汛形势，提前采取措施，防患于未然。要强化本单位防汛应急演练，积极推进防汛应急联合演练，不断提高防汛应急处置能力。要加强应急值班值守工作，保证防汛应急快速反应，有效处置汛期突发事件。 　　五、强化电力防汛监管，加大督促督查力度，做好电力防汛监管工作 　　各派出机构要强化电力防汛监管工作，要根据各地区汛情发展形势，对重点防汛企业、重点防汛大坝、重点防汛工程进行再检查。要督促辖区内电力企业做好电力防汛防灾工作，督促有关电力企业及时向大坝中心报送大坝汛情信息。大坝中心要强化大坝度汛监测预警工作，按周通报水电站运行水位和大坝安全状况，重点情况要随时通报有关单位，要研究防汛形势，及时发布预警信息，督促有关电力企业做好水电站大坝度汛工作。 　国家能源局综合司 　　2016年6月8日",国家能源局综合司关于进一步强化主汛期电力防汛工作的通知,000019705/2016-00317,国家能源局,2016-06-08,,,
109,"2017-09-18 01:18:45",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,135,"2017-09-17 21:53:29",W020160607371130409156.jpg,77,"2017-09-17 21:53:29",国家能源局关于印发2016年政务公开工作要点的通知,2016-06-07,"国能综合〔2016〕161号国家能源局关于印发 2016年政务公开工作要点的通知 各司，各派出机构，各直属事业单位，中电联，中电传媒： 　　《国家能源局2016年政务公开工作要点》已经局长办公会审议通过，现印发你们，请结合实际认真贯彻落实。 国家能源局 2016年6月2日 国家能源局2016年政务公开工作要点 　　为深入贯彻落实中共中央办公厅、国务院办公厅《关于全面推进政务公开工作的意见》（中办发〔2016〕8号）、《国务院办公厅关于印发2016年政务公开工作要点的通知》（国办发〔2016〕19号）和《中华人民共和国信息公开条例》，细化政务公开工作任务，加大公开力度，加强政策解读回应，不断增强公开实效，围绕我局中心工作和公众需求，我局制定了2016年政务公开工作要点。 　　一、推进政务阳光透明 　　（一）推进权力清单和责任清单公开。做好我局派出机构权力和责任清单公开工作。按照国务院要求和统一部署，开展我局权力和责任清单研究编制工作，为下一步按照国务院要求制定并向全社会公开清单做好准备。 　　（二）推进市场监管公开透明。围绕加强事中事后监管，依法公开随机抽查事项清单，明确抽查依据、主体、内容、方式等，及时公布抽查结果和查处情况，实行“阳光执法”。推进监管执法信息公开，公开监管执法的依据、内容、标准、程序和结果。 　　（三）推进能源政策公开透明。加大稳增长、促改革、调结构、惠民生、防风险等方面的政策公开力度，及时公布支持“双创”、培育发展新动能、改造提升传统动能、深挖内需潜力、优化产业结构、扩大对外开放等方面的政策措施，扩大传播范围，提高知晓度。对公开的重大政策，要分专题进行梳理、汇总，通过在政府网站开设专栏、设立微信专题、出版政策及解读汇编等方式集中发布，增强政策公开的系统性、针对性、可读性。 　　（四）推进公共企事业单位办事公开。加强分类指导，制定完善具体办法，组织编制公共服务事项目录，公开服务指南，方便企业和群众办事。进一步做好供电企业信息公开工作，做好参公事业单位办事公开工作。 　　（五）积极推进决策公开。探索建立利益相关方、公众、专家、媒体等列席政府有关会议制度，积极实行重大决策预公开，扩大公众参与，对社会关注度高的能源决策事项，除依法应当保密的外，在决策前应向社会公开相关信息，并及时反馈意见采纳情况。推行资源开发等重大决策事项民意调查制度。 　　（六）推进政策执行和落实情况公开。围绕政府工作报告、发展规划提出的重要事项，特别是党中央、国务院部署的改革任务、民生举措，细化公开执行措施、实施步骤、责任分工、监督方式等，实事求是公布进展和完成情况。加大对督查发现问题及整改落实、奖惩情况的公开力度。 　　（七）推进政务服务公开。推动政务服务事项由实体政务大厅向网上办事大厅延伸，逐步实现服务事项在线咨询、网上办理、电子监察。 　　二、扩大政务开放参与 　　（八）主动做好政策解读。出台重要能源政策，牵头单位应将文件和解读方案一并报批，并及时发布相关解读材料。对涉及面广、社会关注度高的法规政策和重大措施，报请局主要负责同志通过新闻发布会、接受访谈、发表文章等方式宣讲，解疑释惑，传递权威信息。加强专家库建设，为专家学者了解政策信息提供便利，更好地发挥专家解读政策的作用。针对不同社会群体，采取不同传播策略，注重运用各级各类新闻媒体，特别要重视发挥主流媒体及其新媒体“定向定调”作用，及时全面准确解读政策，增进社会认同。 　　（九）积极回应社会关切。组织做好我局政务舆情监测工作，扩大舆情收集范围，及时了解各方关切，有针对性地做好回应工作。对涉及我局的重要政务舆情、媒体关切等热点问题，要认真研判处置，及时借助媒体、网站等渠道发布准确权威信息，讲清事实真相、有关政策措施、处置结果等。遇有重大突发事件时，负责处置单位应报请局主要负责同志快速反应、及时发声。针对涉及突发事件的各种虚假不实信息，要迅速澄清事实，消除不良影响。特别重大、重大突发事件发生后，应在24小时内举行新闻发布会。 　　（十）更好发挥媒体作用。善于运用媒体发布信息、解读政策，引领舆论、推动工作。对重要会议活动、重大决策部署、经济运行重要动态等方面信息，要统筹运用媒体做好发布工作。重要信息、重大政策发布后，要注重运用主流媒体及其新媒体在重要版面、重要位置、重要时段及时报道解读。出台重大决策部署，要通过主动向媒体提供素材，召开媒体通气会，推荐掌握相关政策、熟悉相关领域业务的专家学者接受访谈等方式，做好发布解读工作。畅通媒体采访渠道。注重加强政策解读的国际传播，扩大政策信息的覆盖面和影响力。 　　三、加强政务公开能力建设 　　（十一）提高政务公开工作制度化标准化水平。推进政府信息主动公开基本目录建设，进一步明确重点领域、重点行业公开的主体、内容、时限、方式等，提升主动公开的规范化水平。积极做好部门规章和政策性文件清理结果公开工作。加强对规范性文件公开的审查，定期对不公开的政府信息进行评审，确保应公开尽公开。着力提升规章、规范性文件的发布质量和时效，并做好网上发布工作，发挥好标准文本的指导和服务作用。严格执行保密审查制度，对拟公开的政府信息要依法依规做好保密审查。 　　（十二）提高政务公开工作信息化集中化水平。充分发挥门户网站信息公开第一平台作用，增强发布信息、解读政策、回应关切、引导舆论的功能。加强门户网站数据库建设，着力完善搜索查询功能，提升公开信息的集中度，方便公众获取。强化与新闻网站、商业网站的联动，增强信息传播效果。建设政府信息公开办事系统，建立依申请公开工作数据库，提升依申请公开工作服务水平。 　　（十三）提高政务公开队伍专业化理论化水平。制定业务培训计划，精心安排培训科目和内容，3年内对全局政务公开工作人员轮训一遍。政务公开工作人员要加强政策理论学习和业务研究，准确把握政策精神，增强专业素养，强化公开理念，提高指导、推动政务公开工作的能力和水平。 　　（十四）确定一位负责同志分管政务公开工作，列入工作分工，并对外公布。将政务公开工作作为对各部门（单位）领导班子年度考核的内容。 　　四、做好派出机构政务公开工作 　　（十五）按照《关于全面推进政务公开工作的意见》（中办发〔2016〕8号）、《国务院办公厅关于印发2016年政务公开工作要点的通知》（国办发〔2016〕19号）要求，参照《国家能源局2016年政务公开工作要点》，制定具体实施方案或工作措施，并在局工作要点公布后30个工作日内在本单位门户网站公开。","国家能源局关于印发2016年政务公开工作要点的通知 国能综合〔2016〕161号",000019705/2016-00316,国家能源局,2016-06-02,,,
110,"2017-09-18 01:18:45",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,136,"2017-09-17 21:53:29",W020160607371130410182.png,77,"2017-09-17 21:53:29",国家能源局关于印发2016年政务公开工作要点的通知,2016-06-07,"国能综合〔2016〕161号国家能源局关于印发 2016年政务公开工作要点的通知 各司，各派出机构，各直属事业单位，中电联，中电传媒： 　　《国家能源局2016年政务公开工作要点》已经局长办公会审议通过，现印发你们，请结合实际认真贯彻落实。 国家能源局 2016年6月2日 国家能源局2016年政务公开工作要点 　　为深入贯彻落实中共中央办公厅、国务院办公厅《关于全面推进政务公开工作的意见》（中办发〔2016〕8号）、《国务院办公厅关于印发2016年政务公开工作要点的通知》（国办发〔2016〕19号）和《中华人民共和国信息公开条例》，细化政务公开工作任务，加大公开力度，加强政策解读回应，不断增强公开实效，围绕我局中心工作和公众需求，我局制定了2016年政务公开工作要点。 　　一、推进政务阳光透明 　　（一）推进权力清单和责任清单公开。做好我局派出机构权力和责任清单公开工作。按照国务院要求和统一部署，开展我局权力和责任清单研究编制工作，为下一步按照国务院要求制定并向全社会公开清单做好准备。 　　（二）推进市场监管公开透明。围绕加强事中事后监管，依法公开随机抽查事项清单，明确抽查依据、主体、内容、方式等，及时公布抽查结果和查处情况，实行“阳光执法”。推进监管执法信息公开，公开监管执法的依据、内容、标准、程序和结果。 　　（三）推进能源政策公开透明。加大稳增长、促改革、调结构、惠民生、防风险等方面的政策公开力度，及时公布支持“双创”、培育发展新动能、改造提升传统动能、深挖内需潜力、优化产业结构、扩大对外开放等方面的政策措施，扩大传播范围，提高知晓度。对公开的重大政策，要分专题进行梳理、汇总，通过在政府网站开设专栏、设立微信专题、出版政策及解读汇编等方式集中发布，增强政策公开的系统性、针对性、可读性。 　　（四）推进公共企事业单位办事公开。加强分类指导，制定完善具体办法，组织编制公共服务事项目录，公开服务指南，方便企业和群众办事。进一步做好供电企业信息公开工作，做好参公事业单位办事公开工作。 　　（五）积极推进决策公开。探索建立利益相关方、公众、专家、媒体等列席政府有关会议制度，积极实行重大决策预公开，扩大公众参与，对社会关注度高的能源决策事项，除依法应当保密的外，在决策前应向社会公开相关信息，并及时反馈意见采纳情况。推行资源开发等重大决策事项民意调查制度。 　　（六）推进政策执行和落实情况公开。围绕政府工作报告、发展规划提出的重要事项，特别是党中央、国务院部署的改革任务、民生举措，细化公开执行措施、实施步骤、责任分工、监督方式等，实事求是公布进展和完成情况。加大对督查发现问题及整改落实、奖惩情况的公开力度。 　　（七）推进政务服务公开。推动政务服务事项由实体政务大厅向网上办事大厅延伸，逐步实现服务事项在线咨询、网上办理、电子监察。 　　二、扩大政务开放参与 　　（八）主动做好政策解读。出台重要能源政策，牵头单位应将文件和解读方案一并报批，并及时发布相关解读材料。对涉及面广、社会关注度高的法规政策和重大措施，报请局主要负责同志通过新闻发布会、接受访谈、发表文章等方式宣讲，解疑释惑，传递权威信息。加强专家库建设，为专家学者了解政策信息提供便利，更好地发挥专家解读政策的作用。针对不同社会群体，采取不同传播策略，注重运用各级各类新闻媒体，特别要重视发挥主流媒体及其新媒体“定向定调”作用，及时全面准确解读政策，增进社会认同。 　　（九）积极回应社会关切。组织做好我局政务舆情监测工作，扩大舆情收集范围，及时了解各方关切，有针对性地做好回应工作。对涉及我局的重要政务舆情、媒体关切等热点问题，要认真研判处置，及时借助媒体、网站等渠道发布准确权威信息，讲清事实真相、有关政策措施、处置结果等。遇有重大突发事件时，负责处置单位应报请局主要负责同志快速反应、及时发声。针对涉及突发事件的各种虚假不实信息，要迅速澄清事实，消除不良影响。特别重大、重大突发事件发生后，应在24小时内举行新闻发布会。 　　（十）更好发挥媒体作用。善于运用媒体发布信息、解读政策，引领舆论、推动工作。对重要会议活动、重大决策部署、经济运行重要动态等方面信息，要统筹运用媒体做好发布工作。重要信息、重大政策发布后，要注重运用主流媒体及其新媒体在重要版面、重要位置、重要时段及时报道解读。出台重大决策部署，要通过主动向媒体提供素材，召开媒体通气会，推荐掌握相关政策、熟悉相关领域业务的专家学者接受访谈等方式，做好发布解读工作。畅通媒体采访渠道。注重加强政策解读的国际传播，扩大政策信息的覆盖面和影响力。 　　三、加强政务公开能力建设 　　（十一）提高政务公开工作制度化标准化水平。推进政府信息主动公开基本目录建设，进一步明确重点领域、重点行业公开的主体、内容、时限、方式等，提升主动公开的规范化水平。积极做好部门规章和政策性文件清理结果公开工作。加强对规范性文件公开的审查，定期对不公开的政府信息进行评审，确保应公开尽公开。着力提升规章、规范性文件的发布质量和时效，并做好网上发布工作，发挥好标准文本的指导和服务作用。严格执行保密审查制度，对拟公开的政府信息要依法依规做好保密审查。 　　（十二）提高政务公开工作信息化集中化水平。充分发挥门户网站信息公开第一平台作用，增强发布信息、解读政策、回应关切、引导舆论的功能。加强门户网站数据库建设，着力完善搜索查询功能，提升公开信息的集中度，方便公众获取。强化与新闻网站、商业网站的联动，增强信息传播效果。建设政府信息公开办事系统，建立依申请公开工作数据库，提升依申请公开工作服务水平。 　　（十三）提高政务公开队伍专业化理论化水平。制定业务培训计划，精心安排培训科目和内容，3年内对全局政务公开工作人员轮训一遍。政务公开工作人员要加强政策理论学习和业务研究，准确把握政策精神，增强专业素养，强化公开理念，提高指导、推动政务公开工作的能力和水平。 　　（十四）确定一位负责同志分管政务公开工作，列入工作分工，并对外公布。将政务公开工作作为对各部门（单位）领导班子年度考核的内容。 　　四、做好派出机构政务公开工作 　　（十五）按照《关于全面推进政务公开工作的意见》（中办发〔2016〕8号）、《国务院办公厅关于印发2016年政务公开工作要点的通知》（国办发〔2016〕19号）要求，参照《国家能源局2016年政务公开工作要点》，制定具体实施方案或工作措施，并在局工作要点公布后30个工作日内在本单位门户网站公开。","国家能源局关于印发2016年政务公开工作要点的通知 国能综合〔2016〕161号",000019705/2016-00316,国家能源局,2016-06-02,,,
111,"2017-09-18 01:18:55",image/jpeg,1afbc5bc07f633294d289faa18ca8eb420845d87,96262,/1a/fb/c5/bc/1afbc5bc07f633294d289faa18ca8eb420845d87.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/1a/fb/c5/bc/1afbc5bc07f633294d289faa18ca8eb420845d87.jpg,137,"2017-09-17 21:53:29",W020160606521881469316.jpg,78,"2017-09-17 21:53:29",国家能源局关于印发《电力规划管理办法》的通知,2016-06-06,,"国家能源局关于印发《电力规划管理办法》的通知 国能电力〔2016〕139号",000019705/2016-00315,国家能源局,2016-05-17,,,
112,"2017-09-18 01:18:56",image/jpeg,94e17e78fe1a2a136973d199dc23f8fb7fb4298a,48802,/94/e1/7e/78/94e17e78fe1a2a136973d199dc23f8fb7fb4298a.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/94/e1/7e/78/94e17e78fe1a2a136973d199dc23f8fb7fb4298a.jpg,138,"2017-09-17 21:53:29",W020160606521881472038.jpg,78,"2017-09-17 21:53:29",国家能源局关于印发《电力规划管理办法》的通知,2016-06-06,,"国家能源局关于印发《电力规划管理办法》的通知 国能电力〔2016〕139号",000019705/2016-00315,国家能源局,2016-05-17,,,
113,"2017-09-18 01:18:58",image/png,e5aa327b9bcf5f84a37ef517271986af5070acd4,33661,/e5/aa/32/7b/e5aa327b9bcf5f84a37ef517271986af5070acd4.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/e5/aa/32/7b/e5aa327b9bcf5f84a37ef517271986af5070acd4.png,139,"2017-09-17 21:53:33",W020160531647255918321.png,79,"2017-09-17 21:53:33",国家能源局2016年第5号公告,2016-05-31,"2016年第5号 根据《关于做好行政法规部门规章文件清理工作有关事项的通知》（国办函[2016]12号）的要求，我局对不利于稳增长、促改革、调结构、惠民生的规章和政策性文件进行清理。经清理，现决定废止《关于进一步加强能源装备行业中央预算内投资项目管理的通知》等60件文件，修改《关于加强水电建设管理的通知》等42件文件（具体见附件1、附件2），现予公布。 附件：1.国家能源局决定废止的政策性文件目录 2.国家能源局拟修改的政策性文件目录国家能源局2016年5月31日",国家能源局2016年第5号公告,000019705/2016-00313,国家能源局,2016-05-31,,,
114,"2017-09-18 01:19:03",image/jpeg,c358248df024cd503fd268b7016ff16dae162e3d,52270,/c3/58/24/8d/c358248df024cd503fd268b7016ff16dae162e3d.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/c3/58/24/8d/c358248df024cd503fd268b7016ff16dae162e3d.jpg,140,"2017-09-17 21:53:36",W020160526397879371123.jpg,81,"2017-09-17 21:53:36",国家能源局综合司关于开展2016年煤电超低排放和节能改造安全生产检查工作的通知,2016-05-26,"　　国能综安全[2016]302号 国家能源局综合司关于开展2016年煤电超低排放 和节能改造安全生产检查工作的通知 各派出机构，全国电力安委会企业成员单位： 　　为进一步加强燃煤电厂超低排放和节能改造项目安全管理，有效防止煤电超低排放和节能改造过程中发生人身伤亡事故，国家能源局决定组织开展2016年全国电力行业煤电超低排放和节能改造安全生产检查工作。现将有关事项通知如下： 　　一、检查时间及检查对象 　　从即日开始，至2016年12月底，在全国范围内对开展超低排放和节能改造项目施工的燃煤电厂进行安全生产检查。 　　二、检查内容 　　本次检查内容以《煤电超低排放和节能改造项目现场安全检查手册》（以下简称《手册》）所列检查条款为主要内容，但不限于《手册》所列检查条款，各单位可结合改造工程项目实际情况在《手册》的基础上完善本单位的检查内容，《手册》具体见附件。 　　三、检查方式 　　本次检查工作采取电力企业自查整改与派出机构督查相结合的方式进行。各电力企业组织所属燃煤电厂按照《手册》内所列检查条款（不限于）开展自查整改工作。各派出机构根据具体情况适时抽查辖区内企业，对企业自查情况进行复查。 　　国家能源局将根据实际情况，对部分电力企业自查情况进行督查。 　　四、检查要求 　　（一）高度重视，加强领导。要充分认识煤电超低排放和节能改造工作的重要性，做好改造期间的安全管理工作，高度重视改造项目安全生产检查工作，切实落实安全生产责任。要精心组织检查工作，制定检查方案，以《手册》为基础，并结合企业实际情况完善检查内容，确保检查工作取得实效。 　　（二）全面梳理，仔细整改。发电企业要围绕《手册》所列检查内容逐项梳理，多层次、全方位排查改造项目安全管理工作存在的问题，确保不留死角；要针对排查过程发现的安全隐患和管理漏洞及时整改，落实整改责任、整改资金、整改措施、整改预案和整改期限，确保不留隐患。 　　（三）认真总结，不断提高。要认真总结检查工作，根据检查过程中发现的突出矛盾和典型问题，完善燃煤电厂超低排放和节能改造项目安全管理体系，加强安全生产标准化建设，不断提高燃煤电厂超低排放和节能改造项目安全管理的工作水平。 　　各派出机构和全国电力安委会企业成员单位请于2016年11月1日前将本单位10月底前检查情况总结报送国家能源局电力安全监管司。 　　联系电话：010-66597372 　　传真电话：010-66597462 　　电子邮件：fdsafety@163.com 　　附件：煤电超低排放和节能改造项目现场安全检查手册 国家能源局综合司 2016年5月19日",国家能源局综合司关于开展2016年煤电超低排放和节能改造安全生产检查工作的通知,000019705/2016-00312,国家能源局,2016-05-19,,,
115,"2017-09-18 01:19:06",image/png,8b567b800517e16180096372b13d30f041ec0a05,49900,/8b/56/7b/80/8b567b800517e16180096372b13d30f041ec0a05.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/8b/56/7b/80/8b567b800517e16180096372b13d30f041ec0a05.png,141,"2017-09-17 21:53:41",W020160512331117100458.png,82,"2017-09-17 21:53:41",国家能源局综合司关于加强燃煤电厂输煤及制粉系统安全生产工作的通知,2016-05-12,"　　　　国能综安全〔2016〕287号　　　　国家能源局综合司关于加强燃煤电厂输煤 　　及制粉系统安全生产工作的通知 各派出机构，全国电力安委会各企业成员单位： 　　今年以来，燃煤电厂输煤及制粉系统人身伤亡事故持续多发，截至3月底，共发生人身伤亡事故4起，死亡6人。1月25日，大唐国际大同云岗热电厂储煤场煤堆坍塌，1名工作人员被煤炭掩埋死亡。1月26日，晋能电力集团所属山西国峰煤电有限责任公司1号碎煤机发生堵煤，1名工作人员在清理粗筛时坠落死亡。2月25日，大唐吉林发电有限公司所属大唐长山热电厂进行1号锅炉C磨煤机内部检查时，热一次风插板门突然开启，造成正在风道内进行作业的3名工作人员死亡。3月15日，国家电投吉电股份公司二道江发电公司在斗轮机上煤作业时，1名巡视设备的工作人员被卡在悬臂头部滚筒与皮带之间死亡。以上四起事故暴露出事故单位外包项目安全管理不规范、施工作业安全措施不完善、工作人员安全意识淡薄、习惯性违章屡禁不止等问题。为强化燃煤电厂输煤及制粉系统安全管理，防范人身伤亡事故发生，现就有关要求通知如下： 　　一、强化安全责任落实，重视输煤及制粉系统安全管理 　　各单位要深刻吸取事故教训，牢固树立“安全第一，预防为主，综合治理”的安全生产管理方针，高度重视燃煤电厂输煤及制粉系统安全管理，加强组织领导，认真落实电力安全生产主体责任，积极采取有效措施强化输煤及制粉系统安全管理，有效防范人身伤亡事故。 　　二、完善安全管理体系，加强外包项目安全管理 　　各单位要认真落实《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）的要求，将负责输煤及制粉系统运行、维护、检修等工作的外包单位纳入发电企业安全管理体系，协调解决影响输煤及制粉系统安全生产的重大问题，严禁“以包代管”。 　　三、加强设备隐患治理，提高设备安全性 　　各单位要加强输煤及制粉系统设备设施的隐患排查治理工作，尤其要加强监测报警设施、设备安全防护设施、作业场所防护设施、安全警示标志、灭火设施、逃生避难设施等安全设施的隐患排查和治理工作。要从治理输煤及制粉系统机械伤害、中毒窒息、粉尘爆燃等安全隐患入手，积极调研探索输煤及制粉系统新技术、新设备，从本质上提高设备安全性，降低人身伤亡、爆炸、火灾等事故发生几率。 　　四、完善作业安全措施，提高安全作业水平 　　各单位要严格执行《国家能源局关于印发〈防止电力生产事故的二十五项重点要求〉的通知》（国能安全〔2014〕161号）和《电业安全工作规程 第1部分：热力和机械》（GB 26164.1-2010）的相关要求，制定完善标准化作业规程，不断完善输煤及制粉系统运行、维护和检修等作业的安全措施，尤其要对有限空间作业、动火作业等高危作业制定切实可行的安全措施，各级人员要层层把关、逐级负责，确保安全措施落实到位。 　　五、完善安全应急体系，加强企业应急能力建设 　　各单位要加强应急能力建设，一要结合季节性特点，制定雨雪冰冻等极端天气情况下输煤系统湿煤蓬堵、冰冻蓬煤、煤场坍塌等问题的安全保障措施；二要结合输煤及制粉系统可能存在的火灾、有限空间人身伤害等隐患，制定输煤及制粉系统事故应急预案，并组织开展应急演练；三要结合生产人员岗位变动情况，及时调整各应急组织机构，确保各项安全责任落实到位。 　　六、加强人员安全培训，提高工作人员安全意识 　　各单位要加强对输煤及制粉系统各级人员的安全教育和培训工作，要突出强化基层班组和外包单位新进厂的劳务派遣工、临时用工等工作人员的“三级安全教育”，要注重培训效果，提高工作人员的安全技能和安全意识，未经安全生产教育和培训合格的工作人员，不得上岗作业。要切实做好长期从事一线生产员工的安全教育工作，避免流于形式，教育员工克服麻痹思想，摒弃习惯性违章陋习，做到安全生产警钟长鸣。 　　七、加强电力安全监管，督促企业落实安全责任 　　各派出机构要认真履行电力安全监管职责，结合日常电力安全监管工作安排，督促发电企业落实安全生产主体责任，切实抓好燃煤电厂输煤及制粉系统安全生产工作。 　　　　　　国家能源局综合司 　　2016年5月9日 　　　　　　　　　　","国家能源局综合司关于加强燃煤电厂输煤及制粉系统安全生产工作的通知 国能综安全〔2016〕287号",000019705/2016-00253,国家能源局,2016-05-09,,,
116,"2017-09-18 01:19:14",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,142,"2017-09-17 21:53:41",W020160512331117113299.png,82,"2017-09-17 21:53:41",国家能源局综合司关于加强燃煤电厂输煤及制粉系统安全生产工作的通知,2016-05-12,"　　　　国能综安全〔2016〕287号　　　　国家能源局综合司关于加强燃煤电厂输煤 　　及制粉系统安全生产工作的通知 各派出机构，全国电力安委会各企业成员单位： 　　今年以来，燃煤电厂输煤及制粉系统人身伤亡事故持续多发，截至3月底，共发生人身伤亡事故4起，死亡6人。1月25日，大唐国际大同云岗热电厂储煤场煤堆坍塌，1名工作人员被煤炭掩埋死亡。1月26日，晋能电力集团所属山西国峰煤电有限责任公司1号碎煤机发生堵煤，1名工作人员在清理粗筛时坠落死亡。2月25日，大唐吉林发电有限公司所属大唐长山热电厂进行1号锅炉C磨煤机内部检查时，热一次风插板门突然开启，造成正在风道内进行作业的3名工作人员死亡。3月15日，国家电投吉电股份公司二道江发电公司在斗轮机上煤作业时，1名巡视设备的工作人员被卡在悬臂头部滚筒与皮带之间死亡。以上四起事故暴露出事故单位外包项目安全管理不规范、施工作业安全措施不完善、工作人员安全意识淡薄、习惯性违章屡禁不止等问题。为强化燃煤电厂输煤及制粉系统安全管理，防范人身伤亡事故发生，现就有关要求通知如下： 　　一、强化安全责任落实，重视输煤及制粉系统安全管理 　　各单位要深刻吸取事故教训，牢固树立“安全第一，预防为主，综合治理”的安全生产管理方针，高度重视燃煤电厂输煤及制粉系统安全管理，加强组织领导，认真落实电力安全生产主体责任，积极采取有效措施强化输煤及制粉系统安全管理，有效防范人身伤亡事故。 　　二、完善安全管理体系，加强外包项目安全管理 　　各单位要认真落实《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）的要求，将负责输煤及制粉系统运行、维护、检修等工作的外包单位纳入发电企业安全管理体系，协调解决影响输煤及制粉系统安全生产的重大问题，严禁“以包代管”。 　　三、加强设备隐患治理，提高设备安全性 　　各单位要加强输煤及制粉系统设备设施的隐患排查治理工作，尤其要加强监测报警设施、设备安全防护设施、作业场所防护设施、安全警示标志、灭火设施、逃生避难设施等安全设施的隐患排查和治理工作。要从治理输煤及制粉系统机械伤害、中毒窒息、粉尘爆燃等安全隐患入手，积极调研探索输煤及制粉系统新技术、新设备，从本质上提高设备安全性，降低人身伤亡、爆炸、火灾等事故发生几率。 　　四、完善作业安全措施，提高安全作业水平 　　各单位要严格执行《国家能源局关于印发〈防止电力生产事故的二十五项重点要求〉的通知》（国能安全〔2014〕161号）和《电业安全工作规程 第1部分：热力和机械》（GB 26164.1-2010）的相关要求，制定完善标准化作业规程，不断完善输煤及制粉系统运行、维护和检修等作业的安全措施，尤其要对有限空间作业、动火作业等高危作业制定切实可行的安全措施，各级人员要层层把关、逐级负责，确保安全措施落实到位。 　　五、完善安全应急体系，加强企业应急能力建设 　　各单位要加强应急能力建设，一要结合季节性特点，制定雨雪冰冻等极端天气情况下输煤系统湿煤蓬堵、冰冻蓬煤、煤场坍塌等问题的安全保障措施；二要结合输煤及制粉系统可能存在的火灾、有限空间人身伤害等隐患，制定输煤及制粉系统事故应急预案，并组织开展应急演练；三要结合生产人员岗位变动情况，及时调整各应急组织机构，确保各项安全责任落实到位。 　　六、加强人员安全培训，提高工作人员安全意识 　　各单位要加强对输煤及制粉系统各级人员的安全教育和培训工作，要突出强化基层班组和外包单位新进厂的劳务派遣工、临时用工等工作人员的“三级安全教育”，要注重培训效果，提高工作人员的安全技能和安全意识，未经安全生产教育和培训合格的工作人员，不得上岗作业。要切实做好长期从事一线生产员工的安全教育工作，避免流于形式，教育员工克服麻痹思想，摒弃习惯性违章陋习，做到安全生产警钟长鸣。 　　七、加强电力安全监管，督促企业落实安全责任 　　各派出机构要认真履行电力安全监管职责，结合日常电力安全监管工作安排，督促发电企业落实安全生产主体责任，切实抓好燃煤电厂输煤及制粉系统安全生产工作。 　　　　　　国家能源局综合司 　　2016年5月9日 　　　　　　　　　　","国家能源局综合司关于加强燃煤电厂输煤及制粉系统安全生产工作的通知 国能综安全〔2016〕287号",000019705/2016-00253,国家能源局,2016-05-09,,,
117,"2017-09-18 01:19:22",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,143,"2017-09-17 21:53:54",./W020160511600340907624.jpg,84,"2017-09-17 21:53:54",国家能源局关于印发能源行业监测统计报表制度的通知,2016-05-11,"　　　　国能规划〔2016〕113号国家能源局关于印发能源行业 监测统计报表制度的通知 　　　　 各派出机构，中国兵器工业集团公司、中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司、国家电网公司、南方电网公司、中国中化集团公司、中粮集团有限公司、中国化工集团公司、陕西延长石油（集团）有限公司、吉林燃料乙醇有限责任公司、河南天冠企业集团有限公司、中兴能源(内蒙古)有限公司、山东龙力生物科技股份有限公司： 　　为进一步贯彻落实《国务院办公厅关于加强能源预测预警工作的意见》（国办发〔2008〕2号），加强能源形势监测分析和预测预警，我局制定了服务于能源行业管理工作需要的《能源行业监测统计报表制度》（以下简称《统计报表制度》，见附件），经国家统计局国统制〔2016〕27号文批准，现印发执行。 　　《统计报表制度》是服务于能源行业管理的重要基础性工作，请各单位认真组织实施，严格按照《统计报表制度》的要求，真实、准确、完整的填报数据，及时完成各项统计数据报送工作。其中《统计报表制度》电力1表、电力2表、油气1表、油气2表、油气4表负责单位为国家能源局发展规划司，通过电子政务外网报送，发展规划司将协助办理相关接入手续；油气3表负责单位为国家能源局市场监管司，通过电子邮箱报送。《统计报表制度》可在国家能源局网站（www.nea.gov.cn）下载，执行过程中如有问题，请与我局相关司联系。 　　联 系 人：发展规划司 杨瑞广 　　联系电话：010-88653427，88653429（传真） 　　联 系 人：市场监管司 张倩 　　联系电话：010-66597332，66023677（传真） 　　电子邮箱：zhangqian@nea.gov.cn 　　 　　附件：《统计报表制度》　　　　　　　　　　　　　　　　国家能源局 　　　　2016年4月14日 　　　　",国家能源局关于印发能源行业监测统计报表制度的通知,000019705/2016-00250,国家能源局,2016-04-14,,,
118,"2017-09-18 01:19:26",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,144,"2017-09-17 21:53:54",./W020160511600340903965.png,84,"2017-09-17 21:53:54",国家能源局关于印发能源行业监测统计报表制度的通知,2016-05-11,"　　　　国能规划〔2016〕113号国家能源局关于印发能源行业 监测统计报表制度的通知 　　　　 各派出机构，中国兵器工业集团公司、中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司、国家电网公司、南方电网公司、中国中化集团公司、中粮集团有限公司、中国化工集团公司、陕西延长石油（集团）有限公司、吉林燃料乙醇有限责任公司、河南天冠企业集团有限公司、中兴能源(内蒙古)有限公司、山东龙力生物科技股份有限公司： 　　为进一步贯彻落实《国务院办公厅关于加强能源预测预警工作的意见》（国办发〔2008〕2号），加强能源形势监测分析和预测预警，我局制定了服务于能源行业管理工作需要的《能源行业监测统计报表制度》（以下简称《统计报表制度》，见附件），经国家统计局国统制〔2016〕27号文批准，现印发执行。 　　《统计报表制度》是服务于能源行业管理的重要基础性工作，请各单位认真组织实施，严格按照《统计报表制度》的要求，真实、准确、完整的填报数据，及时完成各项统计数据报送工作。其中《统计报表制度》电力1表、电力2表、油气1表、油气2表、油气4表负责单位为国家能源局发展规划司，通过电子政务外网报送，发展规划司将协助办理相关接入手续；油气3表负责单位为国家能源局市场监管司，通过电子邮箱报送。《统计报表制度》可在国家能源局网站（www.nea.gov.cn）下载，执行过程中如有问题，请与我局相关司联系。 　　联 系 人：发展规划司 杨瑞广 　　联系电话：010-88653427，88653429（传真） 　　联 系 人：市场监管司 张倩 　　联系电话：010-66597332，66023677（传真） 　　电子邮箱：zhangqian@nea.gov.cn 　　 　　附件：《统计报表制度》　　　　　　　　　　　　　　　　国家能源局 　　　　2016年4月14日 　　　　",国家能源局关于印发能源行业监测统计报表制度的通知,000019705/2016-00250,国家能源局,2016-04-14,,,
119,"2017-09-18 01:19:28",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,145,"2017-09-17 21:54:04",W020160511599864054938.jpg,85,"2017-09-17 21:54:04",国家能源局关于印发煤层气统计报表制度的通知,2016-05-11,"　　　国能规划〔2016〕114号 国家能源局关于印发煤层气统计报表制度的通知 各产煤省（区、市）煤炭行业管理部门（煤矿瓦斯防治领导小组办公室），中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司、中联煤层气有限责任公司： 　　为进一步贯彻落实《国务院办公厅关于加强能源预测预警工作的意见》（国办发〔2008〕2号），加强能源形势监测分析和预测预警，我局制定了服务于能源行业管理工作需要的《煤层气统计报表制度》（以下简称《统计报表制度》，见附件），经国家统计局国统制〔2016〕27号文批准，现印发执行。 　　《统计报表制度》是服务于能源行业管理的重要基础性工作，请各单位认真组织实施，严格按照《统计报表制度》的要求，真实、准确、完整的填报数据，及时完成各项统计数据报送工作。 　　《统计报表制度》以纸质和电子版形式同时报送国家能源局，首次报送时间为2016年4月。《统计报表制度》可在国家能源局网站（www.nea.gov.cn）下载，执行过程中如有问题，请与煤炭司联系。 　　联 系 人：李翔 　　联系电话：010-68555973，68555097（传真） 　　电子邮箱：wasiban@ndrc.gov.cn 附件： 煤层气统计报表制度　　国家能源局 　　2016年4月14日 　　",国家能源局关于印发煤层气统计报表制度的通知,000019705/2016-00251,国家能源局,2016-04-14,,,
120,"2017-09-18 01:19:32",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,146,"2017-09-17 21:54:04",W020160511599864065639.png,85,"2017-09-17 21:54:04",国家能源局关于印发煤层气统计报表制度的通知,2016-05-11,"　　　国能规划〔2016〕114号 国家能源局关于印发煤层气统计报表制度的通知 各产煤省（区、市）煤炭行业管理部门（煤矿瓦斯防治领导小组办公室），中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司、中联煤层气有限责任公司： 　　为进一步贯彻落实《国务院办公厅关于加强能源预测预警工作的意见》（国办发〔2008〕2号），加强能源形势监测分析和预测预警，我局制定了服务于能源行业管理工作需要的《煤层气统计报表制度》（以下简称《统计报表制度》，见附件），经国家统计局国统制〔2016〕27号文批准，现印发执行。 　　《统计报表制度》是服务于能源行业管理的重要基础性工作，请各单位认真组织实施，严格按照《统计报表制度》的要求，真实、准确、完整的填报数据，及时完成各项统计数据报送工作。 　　《统计报表制度》以纸质和电子版形式同时报送国家能源局，首次报送时间为2016年4月。《统计报表制度》可在国家能源局网站（www.nea.gov.cn）下载，执行过程中如有问题，请与煤炭司联系。 　　联 系 人：李翔 　　联系电话：010-68555973，68555097（传真） 　　电子邮箱：wasiban@ndrc.gov.cn 附件： 煤层气统计报表制度　　国家能源局 　　2016年4月14日 　　",国家能源局关于印发煤层气统计报表制度的通知,000019705/2016-00251,国家能源局,2016-04-14,,,
121,"2017-09-18 01:19:37",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,147,"2017-09-17 21:54:10",W020160511599511071604.jpg,86,"2017-09-17 21:54:10",国家能源局关于印发可再生能源发电利用统计报表制度的通知,2016-05-11,"　国能规划〔2016〕115号国家能源局关于印发可再生能源 发电利用统计报表制度的通知 　 国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力有限责任公司，中国电力企业联合会、中国可再生能学会、中国循环经济协会，地方独立电网公司: 　　为进一步贯彻落实《国务院办公厅关于加强能源预测预警工作的意见》（国办发〔2008〕2号），加强能源形势监测分析和预测预警，我局制定了服务于能源行业管理工作需要的《可再生能源发电利用统计报表制度》（以下简称《统计报表制度》，见附件），经国家统计局国统制〔2016〕27号文批准，现印发执行。 　　《统计报表制度》是服务于能源行业管理的重要基础性工作，请各单位认真组织实施，严格按照《统计报表制度》的要求，真实、准确、完整的填报数据，及时完成各项统计数据报送工作。 　　《统计报表制度》月报以电子版形式报送国家能源局，年报以纸质和电子版形式同时报送。《统计报表制度》可在国家能源局网站（www.nea.gov.cn）下载。执行过程中如有问题，请与我局新能源和可再生能源司联系。 　　联系邮箱：xinnengyuansi@126.com 附件： 可再生能源发电利用统计报表制度 　　国家能源局 　　2016年4月14日",国家能源局关于印发可再生能源发电利用统计报表制度的通知,000019705/2016-00252,国家能源局,2016-04-14,,,
122,"2017-09-18 01:19:42",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,148,"2017-09-17 21:54:10",W020160511599511077786.png,86,"2017-09-17 21:54:10",国家能源局关于印发可再生能源发电利用统计报表制度的通知,2016-05-11,"　国能规划〔2016〕115号国家能源局关于印发可再生能源 发电利用统计报表制度的通知 　 国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力有限责任公司，中国电力企业联合会、中国可再生能学会、中国循环经济协会，地方独立电网公司: 　　为进一步贯彻落实《国务院办公厅关于加强能源预测预警工作的意见》（国办发〔2008〕2号），加强能源形势监测分析和预测预警，我局制定了服务于能源行业管理工作需要的《可再生能源发电利用统计报表制度》（以下简称《统计报表制度》，见附件），经国家统计局国统制〔2016〕27号文批准，现印发执行。 　　《统计报表制度》是服务于能源行业管理的重要基础性工作，请各单位认真组织实施，严格按照《统计报表制度》的要求，真实、准确、完整的填报数据，及时完成各项统计数据报送工作。 　　《统计报表制度》月报以电子版形式报送国家能源局，年报以纸质和电子版形式同时报送。《统计报表制度》可在国家能源局网站（www.nea.gov.cn）下载。执行过程中如有问题，请与我局新能源和可再生能源司联系。 　　联系邮箱：xinnengyuansi@126.com 附件： 可再生能源发电利用统计报表制度 　　国家能源局 　　2016年4月14日",国家能源局关于印发可再生能源发电利用统计报表制度的通知,000019705/2016-00252,国家能源局,2016-04-14,,,
123,"2017-09-18 01:19:49",image/png,8b567b800517e16180096372b13d30f041ec0a05,49900,/8b/56/7b/80/8b567b800517e16180096372b13d30f041ec0a05.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/8b/56/7b/80/8b567b800517e16180096372b13d30f041ec0a05.png,149,"2017-09-17 21:54:19",W020160509589141631135.png,87,"2017-09-17 21:54:19",国家能源局综合司关于贯彻落实中央领导同志指示批示精神加强汛期极端自然灾害应对工作的紧急通知,2016-05-09,"　　　　国能综安全[2016]283号 　　国家能源局综合司关于贯彻落实 　　中央领导同志指示批示精神加强汛期极端自然灾害应对工作的紧急通知 各派出机构，大坝中心，全国电力安委会企业成员单位： 　　2016年5月8日，福建省泰宁县池潭水电站周边发生自然灾害，致使中电建集团公司第十二工程局、第十六工程局生活营地被掩埋，截至目前失踪39人。灾害发生后，习近平、李克强等中央领导同志立即做出重要指示批示，要求全力搜救被困、失踪人员，做好各类灾害隐患排查，加强安全生产责任和措施的落实，切实保障群众安全。为贯彻落实中央领导同志重要指示批示精神，加强汛期极端自然灾害应对工作，现就继续做好电力行业防汛工作提出如下要求： 　　一、立即对防汛工作进行再部署、再落实 　　针对今年严峻的防汛形势，特别是当前极端自然天气多发的情况，各单位要按照国家防总总体工作部署和《国家能源局综合司关于切实做好2016年电力行业防汛抗旱工作的通知》要求，加强对防汛工作的组织领导，严格落实责任，强化防范措施，狠抓工作落实。要结合此次灾害有关情况，举一反三，立即对防汛工作进行再部署、再落实。建设单位要组织施工单位对易发生泥石流、山体滑坡等地质灾害工程项目的生活区、办公营地、生产设备设施、施工现场及周边环境开展地质灾害隐患排查，制定和落实防范措施。施工单位要结合施工特点、范围，对施工现场易发生事故的部位、环节进行监控。实行施工总承包的，由施工总承包单位组织分包单位开展防汛检查工作。处于自然灾害多发地区的电力生产运行单位，特别是水电站运行单位，要按照国家能源局和国家防总办公室联合印发的《关于做好水库水电站安全度汛工作的通知》（办综〔2016〕15号）和其他相关要求，开展生产区周边自然灾害和地质灾害隐患对安全生产影响的风险分析工作，制定和落实防范措施和防灾避险方案，及时化解安全风险，及时消除安全隐患，严防因自然灾害引发各类安全生产事故。 　　二、强化监测预警和突发事件应对工作 　　各单位要进一步加强与地方政府、国土、气象、水利、安全监管等部门的联系沟通，明确地质灾害监测预警工作程序，落实责任单位和人员，畅通监测预警监测渠道，及时接受和传递地方政府有关部门发布的监测预警信息，电力建设单位要针对施工队伍及其人员流动性大的特点，要求并督促参建各方将气象灾害和地质灾害预警信息及时传递到相关人员。对于存在洪水、滑坡、坍塌和泥石流等威胁的建设施工工地和生产厂区，相关单位要提前制定有效的防范应急预案和现场应对措施。要组织本单位电力应急队伍保持战备状态，确保一旦发生突发险情或事故时，能得到及时、有力、有效处置，把损失减小到最低程度。要切实加强汛期应急值守工作，严格落实领导干部到岗带班和重要岗位24小时值班值守制度。 　　三、加强监管，做好汛期督导协调工作 　　各派出机构要切实做好防汛期间电力安全监管工作，针对重点区域、重点部位、重要环节进行督查，督促电力企业落实防汛安全措施，加强重大自然灾害期间电力安全生产应急值班值守和指导协调工作。 　　 　　　　国家能源局综合司 　　2016年5月9日",国家能源局综合司关于贯彻落实中央领导同志指示批示精神加强汛期极端自然灾害应对工作的紧急通知,000019705/2016-00249,国家能源局,2016-05-09,,,
124,"2017-09-18 01:19:52",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,150,"2017-09-17 21:54:19",./W020160509593747268542.png,87,"2017-09-17 21:54:19",国家能源局综合司关于贯彻落实中央领导同志指示批示精神加强汛期极端自然灾害应对工作的紧急通知,2016-05-09,"　　　　国能综安全[2016]283号 　　国家能源局综合司关于贯彻落实 　　中央领导同志指示批示精神加强汛期极端自然灾害应对工作的紧急通知 各派出机构，大坝中心，全国电力安委会企业成员单位： 　　2016年5月8日，福建省泰宁县池潭水电站周边发生自然灾害，致使中电建集团公司第十二工程局、第十六工程局生活营地被掩埋，截至目前失踪39人。灾害发生后，习近平、李克强等中央领导同志立即做出重要指示批示，要求全力搜救被困、失踪人员，做好各类灾害隐患排查，加强安全生产责任和措施的落实，切实保障群众安全。为贯彻落实中央领导同志重要指示批示精神，加强汛期极端自然灾害应对工作，现就继续做好电力行业防汛工作提出如下要求： 　　一、立即对防汛工作进行再部署、再落实 　　针对今年严峻的防汛形势，特别是当前极端自然天气多发的情况，各单位要按照国家防总总体工作部署和《国家能源局综合司关于切实做好2016年电力行业防汛抗旱工作的通知》要求，加强对防汛工作的组织领导，严格落实责任，强化防范措施，狠抓工作落实。要结合此次灾害有关情况，举一反三，立即对防汛工作进行再部署、再落实。建设单位要组织施工单位对易发生泥石流、山体滑坡等地质灾害工程项目的生活区、办公营地、生产设备设施、施工现场及周边环境开展地质灾害隐患排查，制定和落实防范措施。施工单位要结合施工特点、范围，对施工现场易发生事故的部位、环节进行监控。实行施工总承包的，由施工总承包单位组织分包单位开展防汛检查工作。处于自然灾害多发地区的电力生产运行单位，特别是水电站运行单位，要按照国家能源局和国家防总办公室联合印发的《关于做好水库水电站安全度汛工作的通知》（办综〔2016〕15号）和其他相关要求，开展生产区周边自然灾害和地质灾害隐患对安全生产影响的风险分析工作，制定和落实防范措施和防灾避险方案，及时化解安全风险，及时消除安全隐患，严防因自然灾害引发各类安全生产事故。 　　二、强化监测预警和突发事件应对工作 　　各单位要进一步加强与地方政府、国土、气象、水利、安全监管等部门的联系沟通，明确地质灾害监测预警工作程序，落实责任单位和人员，畅通监测预警监测渠道，及时接受和传递地方政府有关部门发布的监测预警信息，电力建设单位要针对施工队伍及其人员流动性大的特点，要求并督促参建各方将气象灾害和地质灾害预警信息及时传递到相关人员。对于存在洪水、滑坡、坍塌和泥石流等威胁的建设施工工地和生产厂区，相关单位要提前制定有效的防范应急预案和现场应对措施。要组织本单位电力应急队伍保持战备状态，确保一旦发生突发险情或事故时，能得到及时、有力、有效处置，把损失减小到最低程度。要切实加强汛期应急值守工作，严格落实领导干部到岗带班和重要岗位24小时值班值守制度。 　　三、加强监管，做好汛期督导协调工作 　　各派出机构要切实做好防汛期间电力安全监管工作，针对重点区域、重点部位、重要环节进行督查，督促电力企业落实防汛安全措施，加强重大自然灾害期间电力安全生产应急值班值守和指导协调工作。 　　 　　　　国家能源局综合司 　　2016年5月9日",国家能源局综合司关于贯彻落实中央领导同志指示批示精神加强汛期极端自然灾害应对工作的紧急通知,000019705/2016-00249,国家能源局,2016-05-09,,,
125,"2017-09-18 01:19:54",image/png,bd7af79df266bfaa76da4788a507dcf6a5cf4071,40672,/bd/7a/f7/9d/bd7af79df266bfaa76da4788a507dcf6a5cf4071.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/bd/7a/f7/9d/bd7af79df266bfaa76da4788a507dcf6a5cf4071.png,151,"2017-09-17 21:54:21",W020160429356324683269.png,88,"2017-09-17 21:54:21",国家能源局2016年第4号公告,2016-04-29,"　　　　2016年 第4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 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年底煤矿生产能力信息变化情况予以公告。2015年7-12月，首次公告煤矿212处，重新公告煤矿13处，产能增加煤矿135处，产能减少煤矿50处，取消公告煤矿609处，变更名称煤矿101处。 　　从2016年开始，按全年作业时间不超过276个工作日重新确定煤矿产能，原则上法定节假日和周日不安排生产。对于生产特定煤种、与下游企业机械化连续供应以及有特殊安全要求的煤矿企业，可在276个工作日总量内实行适度弹性工作日制度，但应制定具体方案，并向当地市级以上煤炭行业管理部门、行业自律组织及指定的征信机构备案，自觉接受行业监管和社会监督。 　　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，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（2015年7月～12月） 　　国家能源局 　　2016年4月25日　　",国家能源局2016年第4号公告,000019705/2016-00248,国家能源局,2016-04-25,,,
126,"2017-09-18 01:20:04",image/jpeg,f73f41b5d8efabc8d10fd4e98337e38db1527ef7,10156,/f7/3f/41/b5/f73f41b5d8efabc8d10fd4e98337e38db1527ef7.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/f7/3f/41/b5/f73f41b5d8efabc8d10fd4e98337e38db1527ef7.jpg,152,"2017-09-17 21:54:23",./W020160421545778215688.jpg,89,"2017-09-17 21:54:23",国家能源局综合司关于开展煤电项目规划建设情况专项监管工作的通知,2016-04-21,"国家能源局综合司关于开展煤电项目规划建设情况专项监管工作的通知各派出机构，各省（自治区、直辖市）、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局），国家电网公司、南方电网公司办公厅，华能、大唐、华电、国电、国电投集团办公厅，神华集团、中煤集团办公厅，国投电力、华润电力： 为扎实推进能源领域供给侧结构性改革，促进煤电行业健康有序发展，国家能源局决定于近期组织开展煤电项目规划建设情况专项监管工作。有关事项通知如下： 一、工作目标 督促各地落实《关于促进我国煤电有序发展的通知》等有关文件要求，严格控制煤电新开工及总量规模，科学有序推进煤电项目规划建设。 二、监管依据 （一）政府核准的投资项目目录（2014年本） （二）国家发展改革委 中央编办关于一律不得将企业经营自主权事项作为企业投资项目核准前置条件的通知（发改投资〔2014〕2999号） （三）国家发展改革委 国家能源局关于促进我国煤电有序发展的通知（发改能源〔2016〕565号） （四）国家发展改革委 国家能源局关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知（发改能源〔2016〕855号） （五）国家能源局关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知（国能电力〔2016〕42号） （六）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） （七）国家发展改革委 国家能源局关于做好电力项目核准权限下放后规划建设有关工作的通知（发改能源〔2015〕2236号） （八）国家能源局关于印发《关于加强电力项目核准权限下放后规划建设监管工作的暂行办法》的通知（国能电力〔2015〕545号） （九）其他相关法律法规和规范性文件 三、监管内容 （一）落实煤电有序发展相关要求情况，包括各地煤电总量控制目标、产业政策和煤电项目布局原则等执行情况；煤电项目核准程序履行情况；各地对规划及核准（在建）煤电项目采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”措施实施情况等。 （二）各地煤电淘汰落后产能情况。 （三）煤电项目(包括自备电厂)未按核准要求建设、未核先建及未达开工条件建设等违规建设运营情况。 四、工作安排 （一）部署启动。国家能源局制定监管工作方案，召开会议，解读有关政策及要求，部署启动监管工作。 （二）各地核查。各省级能源主管部门会同国家能源局相关派出机构按照《关于促进我国煤电有序发展的通知》（发改能源〔2016〕565号）要求，对本地区煤电项目进行全面梳理，督促有关企业落实文件要求，5月31日前形成核查报告并报国家能源局。 （三）现场检查。国家能源局市场监管司、电力司会同相关派出机构和省级能源主管部门组成督查组，根据核查情况选取部分省份开展重点督查。其他省份由派出机构会同有关省级能源主管部门根据监管内容和核查情况开展现场检查，并于7月20日前将现场检查报告报国家能源局。 （四）总结整改。国家能源局汇总自查和现场检查情况，梳理共性问题和个性问题，提出监管意见，形成监管报告，督促整改落实。 五、工作要求 （一）各省级能源主管部门、国家能源局各派出机构要高度重视，精心组织，开展好监管工作并按要求及时报送相关材料。 （二）相关企业要认真落实有关要求，对省级能源主管部门组织开展的核查和国家能源局及其派出机构组织开展的重点督查、现场检查要积极参与和配合。 （三）监管工作人员要严格执行中央“八项规定”要求，在现场督查、核查过程中切实遵守工作纪律，不得向监管对象提出与监管工作无关的要求。 联系人：市场监管司 石 峰 010-66597435 电 力 司 万 海 010-68555058国家能源局综合司2016年4月18日","国家能源局综合司关于开展煤电项目规划建设情况专项监管工作的通知 国能综监管〔2016〕248号",000019705/2016-00247,国家能源局,2016-04-18,,,
127,"2017-09-18 01:20:08",image/png,1c0347529a63c1fb2ab09199f0e88037dacae307,44496,/1c/03/47/52/1c0347529a63c1fb2ab09199f0e88037dacae307.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/1c/03/47/52/1c0347529a63c1fb2ab09199f0e88037dacae307.png,153,"2017-09-17 21:54:27",W020160418589530050298.png,90,"2017-09-17 21:54:27",国家能源局综合司关于公布2016年全国水电站大坝管理单位安全责任人名单的通知,2016-04-18,"国能综安全〔2016〕244号国家能源局综合司关于公布2016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536座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。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：2016年全国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2016年4月14日","国家能源局综合司关于公布2016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〔2016〕244号",000019705/2016-00246,国家能源局,2016-04-14,,,
128,"2017-09-18 01:20:17",image/png,c2793d4944d9ff545ce81080e81115be5c0bfb4b,573,/c2/79/3d/49/c2793d4944d9ff545ce81080e81115be5c0bfb4b.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/c2/79/3d/49/c2793d4944d9ff545ce81080e81115be5c0bfb4b.png,154,"2017-09-17 21:54:27",W020160418589530052193.png,90,"2017-09-17 21:54:27",国家能源局综合司关于公布2016年全国水电站大坝管理单位安全责任人名单的通知,2016-04-18,"国能综安全〔2016〕244号国家能源局综合司关于公布2016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536座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。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：2016年全国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2016年4月14日","国家能源局综合司关于公布2016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〔2016〕244号",000019705/2016-00246,国家能源局,2016-04-14,,,
129,"2017-09-18 01:20:26",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,155,"2017-09-17 21:58:32",./W020160401370113245091.jpg,93,"2017-09-17 21:58:32",国家能源局关于公布全面解决无电人口用电问题先进单位和先进个人名单的通知,2016-04-01,"国能新能[2016]67号 国家能源局关于公布全面解决无电人口用电问题 先进单位和先进个人名单的通知 内蒙古、四川、西藏、甘肃、新疆、青海省（区）及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家电网公司，华能、大唐、国电、华电、国电投、中节能、三峡集团公司，中广核集团有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、四川省水电集团、中兴能源有限公司： 　　电力是现代文明的重要标志，是全面建成小康社会和扶贫开发成效的重要体现。到2015年底前，《全面解决无电人口用电问题三年行动计划（2013-2015年）》实施完毕，实现了用电人口全覆盖。这是落实党的十八届五中全会精神、改善民生、实现协调共享发展的重要实践，是“十二五”时期经济社会发展的重要成绩，是我国综合国力及社会主义制度优越性的重要体现。全体组织者和建设者付出了艰辛的努力。现公布参与全面解决无电人口用电问题组织建设的先进单位名单，以及相关省份发展改革委、能源局推荐的先进个人名单如下： 　　一、先进单位 　　内蒙古自治区发展改革委（能源局） 　　四川省发展改革委（能源局） 　　西藏自治区发展改革委（能源局） 　　甘肃省发展改革委（能源局） 　　青海省发展改革委（能源局） 　　新疆自治区发展改革委 　　新疆生产建设兵团发展改革委 　　国家电网公司 　　华能集团公司 　　大唐集团公司 　　国电集团公司 　　华电集团公司 　　国电投集团公司 　　中节能集团公司 　　三峡集团公司 　　中广核集团有限公司 　　内蒙古电力（集团）有限责任公司 　　四川省水电集团 　　中兴能源有限公司 　　二、先进个人 　　（一）内蒙古自治区 　　乔 毓 内蒙古自治区发展改革委 　　袁晓明 通辽市发展改革委 　　贺 耿 鄂托克旗发展改革局 　　张志民 科右前旗发展改革局 　　李家才 国网内蒙古东部电力有限公司 　　刘海营 国网内蒙古东部电力有限公司 　　张 斌 国网内蒙古东部电力有限公司 　　王玉成 内蒙古电力（集团）有限责任公司 　　陈 方 内蒙古电力（集团）有限责任公司 　　高 云 内蒙古电力（集团）有限责任公司 　　（二）四川省 　　艾明建 四川省发展改革委 　　周竞晖 阿坝州发展改革委 　　欧晓刚 凉山州发展改革委 　　泽仁洛布 石渠县发展改革局 　　更登彭措 色达县发展改革局 　　桑 佼 红原县发展改革局 　　杨国君 盐源县发展改革局 　　谭守国 国网四川省电力公司 　　都健刚 国网四川省电力公司 　　杨立峰 国网四川省电力公司 　　马永祥 国网四川省电力公司 　　朱博睿 国网四川省电力公司 　　黄 欣 国网四川省电力公司 　　侯小松 国网四川阿坝州电力有限责任公司 　　刘 洋 德阳市三新电力服务有限公司 　　周 科 四川省水电投资经营集团 　　田 强 四川省水电投资经营集团 　　姚朋岗 四川中兴能源有限公司 　　付伟华 四川中兴能源有限公司 　　（三）西藏自治区 　　沈 鹏 西藏自治区能源局 　　马玉凤 日喀则市发展改革委 　　张 明 昌都市发展改革委 　　王 斌 墨脱县发展改革委 　　淦卫庆 江达县发展改革委 　　杨晓庆 比如县发展改革委 　　阿旺格来 洛扎县发展改革委 　　晋美次仁 西藏自治区水利厅农电局 　　觉阿江村 昌都市水利局 　　巴桑次仁 波密县水利局 　　刘旭耀 国网西藏电力公司 　　罗布多吉 国网西藏电力公司 　　何归江 国网西藏电力公司 　　卢道辉 华能西藏墨脱电力有限公司 　　周 彦 西藏大唐国际怒江上游水电开发有限公司 　　陆华飞 龙源西藏新能源有限公司 　　何定全 华电西藏分公司 　　郭小宁 国电投西藏分公司 　　刘运华 中国电力建设集团公司西藏分公司 　　（四）甘肃省 　　郑 钢 甘肃省发展改革委 　　张彩虹 甘南州发展改革委 　　张玉平 碌曲县发展改革局 　　妥建国 肃南县发展改革委 　　段 博 甘肃中兴新能源有限公司 　　张愿龙 甘肃中兴新能源有限公司 　　（五）青海省 　　杨炯学 青海省能源局 　　巴桑旦周 玉树州发展改革委 　　杨 斌 果洛州发展改革委 　　扎西彭措 杂多县人民政府 　　钱志云 曲玛莱县发展改革局 　　阳海涛 班玛县发展改革局 　　施成刚 久治县发展改革局 　　王星楠 国网青海省电力公司 　　刘 宁 国网青海省电力公司 　　董福洪 国网青海省电力公司 　　韩玉宏 国网青海省电力公司 　　白 峰 国网青海省电力公司 　　贾国富 国网青海省电力公司 　　刘海峰 国网青海省电力公司 　　赵俊文 国网青海省电力公司 　　刘国平 国网青海省电力公司 　　刘建春 国网青海省电力公司 　　马 超 国电投青海黄河上游水电开发公司 　　顾 斌 国电投青海黄河上游水电开发公司 　　魏鹏飞 国电投青海黄河上游水电开发公司 　　杨占东 国电投青海黄河上游水电开发公司 　　张成山 华能青海分公司 　　陈莉宏 华能青海分公司 　　孟 勇 青海大唐国际新能源有限公司 　　高 波 青海大唐国际新能源有限公司 　　李双良 龙源格尔木新能源开发有限公司 　　魏永忠 龙源格尔木新能源开发有限公司 　　王和平 华电格尔木太阳能发电有限公司 　　梁鹏飞 华电格尔木太阳能发电有限公司 　　刘建平 三峡新能源青海分公司 　　谢成元 三峡新能源青海分公司 　　徐世萍 中广核太阳能开发有限公司 　　吴建华 中广核太阳能开发有限公司 　　张世玉 青海中兴新能源有限公司 　　索 南 青海中兴新能源有限公司 　　许晓林 青海水电集团 　　（六）新疆自治区 　　姚 垚 新疆自治区发展改革委 　　王 斌 克州发展改革委 　　贾志辉 喀什地区发展改革委 　　兰东晴 和布克赛尔县发展改革委 　　缑建强 叶城县发展改革委 　　孙绍杰 民丰县发展改革委 　　马军民 阿克陶县发展改革委 　　阿斯卡尔·阿合买提 国网新疆电力公司 　　袁 航 国网新疆电力公司 　　陈德高 国网新疆电力公司 　　孟宪珍 国网新疆电力公司 　　陈什春 国网新疆电力公司 　　努尔买买提·库尔班 国网新疆电力公司 　　刘德维 国网新疆电力公司 　　付薇冰 国网新疆电力公司 　　苏 茂 华能新疆托什干河水电分公司 　　张云青 华能新疆托什干河水电分公司 　　王德龙 大唐巴州能源有限公司 　　蔺国辉 大唐巴州能源有限公司 　　鲁 辉 国电哈密能源开发有限公司 　　王新疆 新疆龙源风力发电有限公司 　　汪生彪 新疆华电喀什二期发电有限责任公司 　　杨德建 新疆华电喀什二期发电有限责任公司 　　岳志贤 国电投新疆能源化工集团有限责任公司 　　陈海玮 国电投新疆能源化工集团有限责任公司 　　李 翠 中节能太阳能鄯善有限公司 　　马超宇 中节能太阳能鄯善有限公司 　　李 鑫 中广核青河太阳能有限公司 　　加力哈斯别克 中广核青河太阳能有限公司 　　黄金根 新疆中兴能源有限公司 　　王玉伟 新疆中兴能源有限公司 　　（七）新疆生产建设兵团 　　赵延池 兵团发展改革委 　　梁长勇 兵团第十三师发展改革委 　　袁 丹 兵团第三师叶城二牧场 　　聂新宇 兵团第七师一三七团 　　安 涛 兵团投资公司 　　韦亿泽 兵团投资公司 　　（八）国家电网公司 　　吕 健 张莲瑛 欧阳亚平 丁 林 　　（九）华能集团公司 　　王志群 　　（十）大唐集团公司 　　王 杰 　　（十一）国电集团公司 　　张晞 　　（十二）华电集团公司 　　王承才 　　（十三）国电投集团公司 　　孙群力 　　（十四）中节能集团公司 　　孔繁荣 　　（十五）三峡集团公司 　　李 斌 　　（十六）中广核集团有限公司 　　默静飞 　　（十七）中兴能源有限公司 　　曲松林 　　向以上单位和个人致敬。 国家能源局 2016年3月7日","国家能源局关于公布全面解决无电人口用电问题先进单位和先进个人名单的通知 国能新能[2016]67号",000019705/2016-00231,国家能源局,2016-03-07,,,
130,"2017-09-18 01:20:30",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,156,"2017-09-17 21:58:32",./W020160401370113242752.png,93,"2017-09-17 21:58:32",国家能源局关于公布全面解决无电人口用电问题先进单位和先进个人名单的通知,2016-04-01,"国能新能[2016]67号 国家能源局关于公布全面解决无电人口用电问题 先进单位和先进个人名单的通知 内蒙古、四川、西藏、甘肃、新疆、青海省（区）及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家电网公司，华能、大唐、国电、华电、国电投、中节能、三峡集团公司，中广核集团有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、四川省水电集团、中兴能源有限公司： 　　电力是现代文明的重要标志，是全面建成小康社会和扶贫开发成效的重要体现。到2015年底前，《全面解决无电人口用电问题三年行动计划（2013-2015年）》实施完毕，实现了用电人口全覆盖。这是落实党的十八届五中全会精神、改善民生、实现协调共享发展的重要实践，是“十二五”时期经济社会发展的重要成绩，是我国综合国力及社会主义制度优越性的重要体现。全体组织者和建设者付出了艰辛的努力。现公布参与全面解决无电人口用电问题组织建设的先进单位名单，以及相关省份发展改革委、能源局推荐的先进个人名单如下： 　　一、先进单位 　　内蒙古自治区发展改革委（能源局） 　　四川省发展改革委（能源局） 　　西藏自治区发展改革委（能源局） 　　甘肃省发展改革委（能源局） 　　青海省发展改革委（能源局） 　　新疆自治区发展改革委 　　新疆生产建设兵团发展改革委 　　国家电网公司 　　华能集团公司 　　大唐集团公司 　　国电集团公司 　　华电集团公司 　　国电投集团公司 　　中节能集团公司 　　三峡集团公司 　　中广核集团有限公司 　　内蒙古电力（集团）有限责任公司 　　四川省水电集团 　　中兴能源有限公司 　　二、先进个人 　　（一）内蒙古自治区 　　乔 毓 内蒙古自治区发展改革委 　　袁晓明 通辽市发展改革委 　　贺 耿 鄂托克旗发展改革局 　　张志民 科右前旗发展改革局 　　李家才 国网内蒙古东部电力有限公司 　　刘海营 国网内蒙古东部电力有限公司 　　张 斌 国网内蒙古东部电力有限公司 　　王玉成 内蒙古电力（集团）有限责任公司 　　陈 方 内蒙古电力（集团）有限责任公司 　　高 云 内蒙古电力（集团）有限责任公司 　　（二）四川省 　　艾明建 四川省发展改革委 　　周竞晖 阿坝州发展改革委 　　欧晓刚 凉山州发展改革委 　　泽仁洛布 石渠县发展改革局 　　更登彭措 色达县发展改革局 　　桑 佼 红原县发展改革局 　　杨国君 盐源县发展改革局 　　谭守国 国网四川省电力公司 　　都健刚 国网四川省电力公司 　　杨立峰 国网四川省电力公司 　　马永祥 国网四川省电力公司 　　朱博睿 国网四川省电力公司 　　黄 欣 国网四川省电力公司 　　侯小松 国网四川阿坝州电力有限责任公司 　　刘 洋 德阳市三新电力服务有限公司 　　周 科 四川省水电投资经营集团 　　田 强 四川省水电投资经营集团 　　姚朋岗 四川中兴能源有限公司 　　付伟华 四川中兴能源有限公司 　　（三）西藏自治区 　　沈 鹏 西藏自治区能源局 　　马玉凤 日喀则市发展改革委 　　张 明 昌都市发展改革委 　　王 斌 墨脱县发展改革委 　　淦卫庆 江达县发展改革委 　　杨晓庆 比如县发展改革委 　　阿旺格来 洛扎县发展改革委 　　晋美次仁 西藏自治区水利厅农电局 　　觉阿江村 昌都市水利局 　　巴桑次仁 波密县水利局 　　刘旭耀 国网西藏电力公司 　　罗布多吉 国网西藏电力公司 　　何归江 国网西藏电力公司 　　卢道辉 华能西藏墨脱电力有限公司 　　周 彦 西藏大唐国际怒江上游水电开发有限公司 　　陆华飞 龙源西藏新能源有限公司 　　何定全 华电西藏分公司 　　郭小宁 国电投西藏分公司 　　刘运华 中国电力建设集团公司西藏分公司 　　（四）甘肃省 　　郑 钢 甘肃省发展改革委 　　张彩虹 甘南州发展改革委 　　张玉平 碌曲县发展改革局 　　妥建国 肃南县发展改革委 　　段 博 甘肃中兴新能源有限公司 　　张愿龙 甘肃中兴新能源有限公司 　　（五）青海省 　　杨炯学 青海省能源局 　　巴桑旦周 玉树州发展改革委 　　杨 斌 果洛州发展改革委 　　扎西彭措 杂多县人民政府 　　钱志云 曲玛莱县发展改革局 　　阳海涛 班玛县发展改革局 　　施成刚 久治县发展改革局 　　王星楠 国网青海省电力公司 　　刘 宁 国网青海省电力公司 　　董福洪 国网青海省电力公司 　　韩玉宏 国网青海省电力公司 　　白 峰 国网青海省电力公司 　　贾国富 国网青海省电力公司 　　刘海峰 国网青海省电力公司 　　赵俊文 国网青海省电力公司 　　刘国平 国网青海省电力公司 　　刘建春 国网青海省电力公司 　　马 超 国电投青海黄河上游水电开发公司 　　顾 斌 国电投青海黄河上游水电开发公司 　　魏鹏飞 国电投青海黄河上游水电开发公司 　　杨占东 国电投青海黄河上游水电开发公司 　　张成山 华能青海分公司 　　陈莉宏 华能青海分公司 　　孟 勇 青海大唐国际新能源有限公司 　　高 波 青海大唐国际新能源有限公司 　　李双良 龙源格尔木新能源开发有限公司 　　魏永忠 龙源格尔木新能源开发有限公司 　　王和平 华电格尔木太阳能发电有限公司 　　梁鹏飞 华电格尔木太阳能发电有限公司 　　刘建平 三峡新能源青海分公司 　　谢成元 三峡新能源青海分公司 　　徐世萍 中广核太阳能开发有限公司 　　吴建华 中广核太阳能开发有限公司 　　张世玉 青海中兴新能源有限公司 　　索 南 青海中兴新能源有限公司 　　许晓林 青海水电集团 　　（六）新疆自治区 　　姚 垚 新疆自治区发展改革委 　　王 斌 克州发展改革委 　　贾志辉 喀什地区发展改革委 　　兰东晴 和布克赛尔县发展改革委 　　缑建强 叶城县发展改革委 　　孙绍杰 民丰县发展改革委 　　马军民 阿克陶县发展改革委 　　阿斯卡尔·阿合买提 国网新疆电力公司 　　袁 航 国网新疆电力公司 　　陈德高 国网新疆电力公司 　　孟宪珍 国网新疆电力公司 　　陈什春 国网新疆电力公司 　　努尔买买提·库尔班 国网新疆电力公司 　　刘德维 国网新疆电力公司 　　付薇冰 国网新疆电力公司 　　苏 茂 华能新疆托什干河水电分公司 　　张云青 华能新疆托什干河水电分公司 　　王德龙 大唐巴州能源有限公司 　　蔺国辉 大唐巴州能源有限公司 　　鲁 辉 国电哈密能源开发有限公司 　　王新疆 新疆龙源风力发电有限公司 　　汪生彪 新疆华电喀什二期发电有限责任公司 　　杨德建 新疆华电喀什二期发电有限责任公司 　　岳志贤 国电投新疆能源化工集团有限责任公司 　　陈海玮 国电投新疆能源化工集团有限责任公司 　　李 翠 中节能太阳能鄯善有限公司 　　马超宇 中节能太阳能鄯善有限公司 　　李 鑫 中广核青河太阳能有限公司 　　加力哈斯别克 中广核青河太阳能有限公司 　　黄金根 新疆中兴能源有限公司 　　王玉伟 新疆中兴能源有限公司 　　（七）新疆生产建设兵团 　　赵延池 兵团发展改革委 　　梁长勇 兵团第十三师发展改革委 　　袁 丹 兵团第三师叶城二牧场 　　聂新宇 兵团第七师一三七团 　　安 涛 兵团投资公司 　　韦亿泽 兵团投资公司 　　（八）国家电网公司 　　吕 健 张莲瑛 欧阳亚平 丁 林 　　（九）华能集团公司 　　王志群 　　（十）大唐集团公司 　　王 杰 　　（十一）国电集团公司 　　张晞 　　（十二）华电集团公司 　　王承才 　　（十三）国电投集团公司 　　孙群力 　　（十四）中节能集团公司 　　孔繁荣 　　（十五）三峡集团公司 　　李 斌 　　（十六）中广核集团有限公司 　　默静飞 　　（十七）中兴能源有限公司 　　曲松林 　　向以上单位和个人致敬。 国家能源局 2016年3月7日","国家能源局关于公布全面解决无电人口用电问题先进单位和先进个人名单的通知 国能新能[2016]67号",000019705/2016-00231,国家能源局,2016-03-07,,,
131,"2017-09-18 01:20:34",image/jpeg,5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f,18945,/51/37/dc/a2/5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/51/37/dc/a2/5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f.jpg,157,"2017-09-17 22:15:19",W020160330522814490863.jpg,95,"2017-09-17 22:15:19",国家能源局2016年第1号公告,2016-03-30,"P.MsoNormal { TEXT-JUSTIFY: inter-ideograph; FONT-SIZE: 10.5pt; MARGIN: 0pt; FONT-FAMILY: Calibri; TEXT-ALIGN: justify } SPAN.msoIns { COLOR: blue; TEXT-DECORATION: underline; text-underline: single } SPAN.msoDel { COLOR: red; TEXT-DECORATION: line-through } .TRS_PreAppend DIV.Section0 { page: Section0 } 2016年 第1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《核电厂常规岛及辅助配套设施建设施工技术规范 第5部分：水处理及制氢系统》等345项行业标准，其中能源标准（NB）54项、电力标准（DL）125项和石油天然气标准（SY）166项，现予以发布。 　　附件：行业标准目录 国家能源局 2016年1月7日",国家能源局2016年第1号公告,000019705/2016-00228,国家能源局,2016-01-07,,,
132,"2017-09-18 01:20:41",image/jpeg,5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f,18945,/51/37/dc/a2/5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/51/37/dc/a2/5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f.jpg,158,"2017-09-17 22:15:23",./W020160330532201740643.jpg,96,"2017-09-17 22:15:23",国家能源局2016年第2号公告,2016-03-30,"2016年 第2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《压水堆核电厂用合金钢 第32部分：安全壳机械贯穿件用15Cr1Mo锻件》等99项行业标准，其中能源标准（NB）48项和电力标准（DL）51项，现予以发布。 　　附件：行业标准目录 国家能源局 2016年2月5日",国家能源局2016年第2号公告,000019705/2016-00229,国家能源局,2016-02-05,,,
133,"2017-09-18 01:20:41",image/jpeg,c9fead94d5ed53f8322b6affc2705d5af9bb87b4,52354,/c9/fe/ad/94/c9fead94d5ed53f8322b6affc2705d5af9bb87b4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/c9/fe/ad/94/c9fead94d5ed53f8322b6affc2705d5af9bb87b4.jpg,159,"2017-09-17 22:15:32",./W020160310349421309102.jpg,97,"2017-09-17 22:15:32",国家能源局关于印发2016年定点扶贫与对口支援工作要点的通知,2016-03-10,"国能规划[2016]55号国家能源局关于印发2016年定点扶贫与 对口支援工作要点的通知 各有关司，甘肃、江西省发展改革委（能源局），华中能源监管局，甘肃能源监管办： 　　2016年是全面建成小康社会关键时期的开局之年，做好定点扶贫和对口支援工作是我局重要的政治任务和社会责任。要深入贯彻习近平总书记、李克强总理和汪洋副总理关于定点扶贫工作的一系列重要指示精神，落实党中央、国务院关于打赢脱贫攻坚战的决策部署，按照《国家能源局关于加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚的实施意见》确定的目标和重点任务，进一步创新政策举措，加大支持帮扶力度，促进甘肃省通渭县、清水县和江西省信丰县经济发展，如期实现脱贫摘帽和全面建成小康社会目标。 　　一、做好做实相关规划 　　（一）商请甘肃省发改委、能源局指导通渭县、清水县研究编制“十三五”脱贫攻坚专项规划，尽快印发实施。（规划司、甘肃能源监管办） 　　（二）做好脱贫攻坚专项规划与其他规划的衔接工作。发挥规划的引领作用，引导资金向贫困地区倾斜，能源项目同等条件下优先在贫困地区布局建设。（规划司、电力司、新能源司） 　　二、加快清洁能源开发 　　（三）有序推进风能资源开发。商请甘肃省发改委、能源局有序推进《甘肃通渭风电基地规划》实施，进一步降低风电弃风率，合理安排后续项目的开发时序。扎实推进清水县白驼镇风电场项目前期工作，争取早日开工建设。（新能源司） 　　（四）扩大光伏扶贫实施范围。商请甘肃省发改委、能源局增加通渭县、清水县光伏扶贫规模，研究解决实施过程中出现的问题。组织开展信丰县太阳能资源量评估工作，在具备开发条件的前提下，商请有关部门争取将信丰县纳入全国“十三五”光伏扶贫工程范围。（新能源司） 　　（五）探索资产收益扶贫，使清洁能源资源开发与建档立卡贫困户脱贫直接挂钩，增加贫困人口收入，真正做到精准扶贫。（新能源司） 　　三、加强基础设施建设 　　（六）加大三县农村电网升级改造和城市配电网建设改造中央投资安排力度。重点推进农村中低压配电网建设，加大资金投入，加快项目实施，提高农村电网供电可靠率和用户电压合格率。统筹配电网与工业园区开发建设。（新能源司、电力司，华中能源监管局，甘肃能源监管办） 　　（七）统筹考虑甘肃、赣南地区电力供需情况，积极推进清水县、信丰县火电项目前期研究工作，争取今明两年内开工建设。（电力司） 　　（八）商请甘肃省发改委协调推进S22公路西吉（宁夏）至燕子砭（陕甘界）通渭段项目前期工作，争取早日开工。（甘肃能源监管办） 　　四、促进教育和社会事业发展 　　（九）加强与相关大型企业扶贫工作对接，协调支持信丰县嘉定镇水南小学和古陂镇太平畲族小学改建项目。（规划司） 　　（十）继续组织三县贫困家庭小学生代表赴京游学，接受爱国主义教育，增长知识、开阔眼界。继续组织大学生暑期赴贫困县支教活动，传授学习方法，帮助提高综合素质。组织高校专家、学者赴贫困县授课，开展金融、科技和经济管理等培训，提高当地干部群众脱贫致富的能力。（规划司，中电传媒，华中能源监管局，甘肃能源监管办） 　　（十一）继续做好全国扶贫日活动。采取多种方式，加大能源系统扶贫工作宣传力度，传递扶贫政策信息，反映工作动态，交流工作经验，营造关注扶贫、人人有责的氛围，形成扶贫开发的工作合力。（机关党委） 　　局扶贫工作领导小组办公室要加强与相关部门的沟通协调，统筹各种资源形成合力，做好宣传动员工作，并及时报送扶贫和对口支援信息。各任务牵头单位要充分认识扶贫和对口支援工作的重大意义，进一步增强责任感和使命感，主要领导要到相关县开展调研，协助解决问题，确保所负责工作落实到位，并按季度向局扶贫工作领导小组办公室报送工作进展情况。挂职干部要积极发挥作用，深入基层了解县情、民情，履职尽责，协助地方党委和政府拓宽工作思路，创新扶贫方式，为当地经济社会发展贡献力量。 　　（注：排名第一的单位为牵头单位。） 国家能源局 2016年3月1日","国家能源局关于印发2016年定点扶贫与对口支援工作要点的通知 国能规划[2016]55号",000019705/2016-00223,国家能源局,2016-03-01,,,
134,"2017-09-18 01:20:43",image/jpeg,767a534c04672cd38ff15fc2f454943678e0a8df,5108,/76/7a/53/4c/767a534c04672cd38ff15fc2f454943678e0a8df.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/76/7a/53/4c/767a534c04672cd38ff15fc2f454943678e0a8df.jpg,160,"2017-09-17 22:15:32",./W020160310349421310858.jpg,97,"2017-09-17 22:15:32",国家能源局关于印发2016年定点扶贫与对口支援工作要点的通知,2016-03-10,"国能规划[2016]55号国家能源局关于印发2016年定点扶贫与 对口支援工作要点的通知 各有关司，甘肃、江西省发展改革委（能源局），华中能源监管局，甘肃能源监管办： 　　2016年是全面建成小康社会关键时期的开局之年，做好定点扶贫和对口支援工作是我局重要的政治任务和社会责任。要深入贯彻习近平总书记、李克强总理和汪洋副总理关于定点扶贫工作的一系列重要指示精神，落实党中央、国务院关于打赢脱贫攻坚战的决策部署，按照《国家能源局关于加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚的实施意见》确定的目标和重点任务，进一步创新政策举措，加大支持帮扶力度，促进甘肃省通渭县、清水县和江西省信丰县经济发展，如期实现脱贫摘帽和全面建成小康社会目标。 　　一、做好做实相关规划 　　（一）商请甘肃省发改委、能源局指导通渭县、清水县研究编制“十三五”脱贫攻坚专项规划，尽快印发实施。（规划司、甘肃能源监管办） 　　（二）做好脱贫攻坚专项规划与其他规划的衔接工作。发挥规划的引领作用，引导资金向贫困地区倾斜，能源项目同等条件下优先在贫困地区布局建设。（规划司、电力司、新能源司） 　　二、加快清洁能源开发 　　（三）有序推进风能资源开发。商请甘肃省发改委、能源局有序推进《甘肃通渭风电基地规划》实施，进一步降低风电弃风率，合理安排后续项目的开发时序。扎实推进清水县白驼镇风电场项目前期工作，争取早日开工建设。（新能源司） 　　（四）扩大光伏扶贫实施范围。商请甘肃省发改委、能源局增加通渭县、清水县光伏扶贫规模，研究解决实施过程中出现的问题。组织开展信丰县太阳能资源量评估工作，在具备开发条件的前提下，商请有关部门争取将信丰县纳入全国“十三五”光伏扶贫工程范围。（新能源司） 　　（五）探索资产收益扶贫，使清洁能源资源开发与建档立卡贫困户脱贫直接挂钩，增加贫困人口收入，真正做到精准扶贫。（新能源司） 　　三、加强基础设施建设 　　（六）加大三县农村电网升级改造和城市配电网建设改造中央投资安排力度。重点推进农村中低压配电网建设，加大资金投入，加快项目实施，提高农村电网供电可靠率和用户电压合格率。统筹配电网与工业园区开发建设。（新能源司、电力司，华中能源监管局，甘肃能源监管办） 　　（七）统筹考虑甘肃、赣南地区电力供需情况，积极推进清水县、信丰县火电项目前期研究工作，争取今明两年内开工建设。（电力司） 　　（八）商请甘肃省发改委协调推进S22公路西吉（宁夏）至燕子砭（陕甘界）通渭段项目前期工作，争取早日开工。（甘肃能源监管办） 　　四、促进教育和社会事业发展 　　（九）加强与相关大型企业扶贫工作对接，协调支持信丰县嘉定镇水南小学和古陂镇太平畲族小学改建项目。（规划司） 　　（十）继续组织三县贫困家庭小学生代表赴京游学，接受爱国主义教育，增长知识、开阔眼界。继续组织大学生暑期赴贫困县支教活动，传授学习方法，帮助提高综合素质。组织高校专家、学者赴贫困县授课，开展金融、科技和经济管理等培训，提高当地干部群众脱贫致富的能力。（规划司，中电传媒，华中能源监管局，甘肃能源监管办） 　　（十一）继续做好全国扶贫日活动。采取多种方式，加大能源系统扶贫工作宣传力度，传递扶贫政策信息，反映工作动态，交流工作经验，营造关注扶贫、人人有责的氛围，形成扶贫开发的工作合力。（机关党委） 　　局扶贫工作领导小组办公室要加强与相关部门的沟通协调，统筹各种资源形成合力，做好宣传动员工作，并及时报送扶贫和对口支援信息。各任务牵头单位要充分认识扶贫和对口支援工作的重大意义，进一步增强责任感和使命感，主要领导要到相关县开展调研，协助解决问题，确保所负责工作落实到位，并按季度向局扶贫工作领导小组办公室报送工作进展情况。挂职干部要积极发挥作用，深入基层了解县情、民情，履职尽责，协助地方党委和政府拓宽工作思路，创新扶贫方式，为当地经济社会发展贡献力量。 　　（注：排名第一的单位为牵头单位。） 国家能源局 2016年3月1日","国家能源局关于印发2016年定点扶贫与对口支援工作要点的通知 国能规划[2016]55号",000019705/2016-00223,国家能源局,2016-03-01,,,
135,"2017-09-18 01:20:52",image/jpeg,c9fead94d5ed53f8322b6affc2705d5af9bb87b4,52354,/c9/fe/ad/94/c9fead94d5ed53f8322b6affc2705d5af9bb87b4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/c9/fe/ad/94/c9fead94d5ed53f8322b6affc2705d5af9bb87b4.jpg,161,"2017-09-17 22:15:36",./W020160303556219318853.jpg,98,"2017-09-17 22:15:36",国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见,2016-03-03,"国能新能〔2016〕54号 国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见各省（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、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、电力规划设计总院、国家可再生能源中心： 　　根据《中华人民共和国可再生能源法》、《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》、《国家能源发展战略行动计划》（2014-2020年）以及推动能源生产和消费革命的总要求，为促进可再生能源开发利用，保障实现2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，现就建立可再生能源开发利用目标引导制度提出以下意见： 　　一、充分认识建立可再生能源开发利用目标的重要性。可再生能源代表未来能源发展的方向，是减排温室气体和应对气候变化的重要措施，建立可再生能源开发利用目标引导制度对推动能源生产和消费革命，建立清洁低碳、安全高效的现代能源体系具有重大的战略意义。制定各省（区、市）可再生能源开发利用目标，引导能源发展规划编制及实施，并建立相应监测和评价体系，有利于优化能源结构，有利于在能源规划、建设、运行中统筹可再生能源发展，有利于确保节能减排、提高非化石能源比重以及可持续发展目标的实现。 　　二、建立明确的可再生能源开发利用目标。国家能源局根据各地区可再生能源资源状况和能源消费水平，依据全国可再生能源开发利用中长期总量目标，制定各省（区、市）能源消费总量中的可再生能源比重目标和全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标，并予公布。鼓励各省（区、市）能源主管部门制定本地区更高的可再生能源利用目标。 　　三、制定科学的可再生能源开发利用规划。各省（区、市）能源发展规划应将可再生能源的开发利用作为重要发展指标，明确本地区能源消费总量中可再生能源比重目标、全社会用电量中非水电可再生能源电量比重指标，并以此为依据编制本行政区域的可再生能源开发利用规划，深入研究分析本行政区内可再生能源资源特点，明确本行政区内可再生能源的开发布局、重点工程及保障可再生能源充分利用的有效措施，与国家能源局衔接后报请本级人民政府批准并严格执行。 　　四、明确可再生能源开发利用的责任和义务。各省级能源主管部门会同本级政府有关部门制定落实本行政区域可再生能源开发利用规划的工作机制，督促各地区加强可再生能源开发利用工作。根据国家能源局制定的本行政区域的全社会用电量中非水电可再生能源电量比重指标，对本行政区域各级电网企业和其他供电主体（含售电企业以及直供电发电企业）的供电量（售电量）规定非水电可再生能源电量最低比重指标，明确可再生能源电力接入、输送和消纳责任，建立确保可再生能源电力消纳的激励机制。各主要发电投资企业应积极开展可再生能源电力建设和生产，国家能源局对权益火电发电装机容量超过500万千瓦的发电投资企业的可再生能源电力投资和生产情况按年度进行监测评价。 　　五、建立可再生能源开发利用监测和评价制度。各省级能源主管部门要建立健全本地区可再生能源开发利用监测体系，会同统计部门对本行政区域可再生能源利用量、可再生能源占能源消费总量比重、非水电可再生能源电量比重等指标按年度监测，定期上报国家能源局。各电力交易机构、各电网企业、各发电企业按月向全国可再生能源信息管理系统报送相关数据。国家能源局对报送数据进行核实后，按年度公布监测和评价结果。 　　计入监测和评价口径的可再生能源包括纳入国家能源统计体系的各类可再生能源电力、热力和燃料。未计入国家能源统计体系的可再生能源（如太阳能热水、地热能、农村沼气等）利用量暂作为补充参考，在国家建立准确的统计体系后再纳入可再生能源利用量。 　　六、研究完善促进可再生能源开发利用的体制机制。不断完善促进可再生能源开发利用的体制机制，建立可再生能源电力绿色证书交易机制。可再生能源电力绿色证书是各供（售）电企业完成非水电可再生能源发电比重指标情况的核算凭证。国家能源局会同其他有关部门依托全国可再生能源信息管理系统组织建立可再生能源电力绿色证书登记及交易平台，对可再生能源电力的经营者（含个人）按照非水电可再生能源发电量核发可再生能源电力证书，作为对可再生能源发电量的确认以及所发电量来源于可再生能源的属性证明。可再生能源电力绿色证书可通过证书交易平台按照市场机制进行交易。根据全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的要求，2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。鼓励可再生能源电力绿色证书持有人按照相关规定参与碳减排交易和节能量交易。可再生能源电力绿色证书具体管理办法另行制定。 　　七、分步开展可再生能源开发利用目标引导工作。请各省级能源主管部门做好2015年可再生能源开发利用完成情况的统计工作，并将统计结果于2016年3月底前报送国家能源局。国家能源局在研究制定“十三五”可再生能源规划过程中，提出各省级行政区域能源消费总量中可再生能源比重目标。各省级行政区域全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重指标随文印发。请各省级能源主管部门依据上述指标编制本行政区域能源发展规划及可再生能源发展规划。 　　附件： 　　1.2020年各省（自治区、直辖市）行政区域全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重指标 　　2.非水电可再生能源电力消纳量比重指标核算方法 国家能源局 2016年2月29日","国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见 国能新能〔2016〕54号",000019705/2016-00221,国家能源局,2016-02-29,,,
136,"2017-09-18 01:20:55",image/jpeg,767a534c04672cd38ff15fc2f454943678e0a8df,5108,/76/7a/53/4c/767a534c04672cd38ff15fc2f454943678e0a8df.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/76/7a/53/4c/767a534c04672cd38ff15fc2f454943678e0a8df.jpg,162,"2017-09-17 22:15:36",./W020160303556219321003.jpg,98,"2017-09-17 22:15:36",国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见,2016-03-03,"国能新能〔2016〕54号 国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见各省（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、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、电力规划设计总院、国家可再生能源中心： 　　根据《中华人民共和国可再生能源法》、《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》、《国家能源发展战略行动计划》（2014-2020年）以及推动能源生产和消费革命的总要求，为促进可再生能源开发利用，保障实现2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，现就建立可再生能源开发利用目标引导制度提出以下意见： 　　一、充分认识建立可再生能源开发利用目标的重要性。可再生能源代表未来能源发展的方向，是减排温室气体和应对气候变化的重要措施，建立可再生能源开发利用目标引导制度对推动能源生产和消费革命，建立清洁低碳、安全高效的现代能源体系具有重大的战略意义。制定各省（区、市）可再生能源开发利用目标，引导能源发展规划编制及实施，并建立相应监测和评价体系，有利于优化能源结构，有利于在能源规划、建设、运行中统筹可再生能源发展，有利于确保节能减排、提高非化石能源比重以及可持续发展目标的实现。 　　二、建立明确的可再生能源开发利用目标。国家能源局根据各地区可再生能源资源状况和能源消费水平，依据全国可再生能源开发利用中长期总量目标，制定各省（区、市）能源消费总量中的可再生能源比重目标和全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标，并予公布。鼓励各省（区、市）能源主管部门制定本地区更高的可再生能源利用目标。 　　三、制定科学的可再生能源开发利用规划。各省（区、市）能源发展规划应将可再生能源的开发利用作为重要发展指标，明确本地区能源消费总量中可再生能源比重目标、全社会用电量中非水电可再生能源电量比重指标，并以此为依据编制本行政区域的可再生能源开发利用规划，深入研究分析本行政区内可再生能源资源特点，明确本行政区内可再生能源的开发布局、重点工程及保障可再生能源充分利用的有效措施，与国家能源局衔接后报请本级人民政府批准并严格执行。 　　四、明确可再生能源开发利用的责任和义务。各省级能源主管部门会同本级政府有关部门制定落实本行政区域可再生能源开发利用规划的工作机制，督促各地区加强可再生能源开发利用工作。根据国家能源局制定的本行政区域的全社会用电量中非水电可再生能源电量比重指标，对本行政区域各级电网企业和其他供电主体（含售电企业以及直供电发电企业）的供电量（售电量）规定非水电可再生能源电量最低比重指标，明确可再生能源电力接入、输送和消纳责任，建立确保可再生能源电力消纳的激励机制。各主要发电投资企业应积极开展可再生能源电力建设和生产，国家能源局对权益火电发电装机容量超过500万千瓦的发电投资企业的可再生能源电力投资和生产情况按年度进行监测评价。 　　五、建立可再生能源开发利用监测和评价制度。各省级能源主管部门要建立健全本地区可再生能源开发利用监测体系，会同统计部门对本行政区域可再生能源利用量、可再生能源占能源消费总量比重、非水电可再生能源电量比重等指标按年度监测，定期上报国家能源局。各电力交易机构、各电网企业、各发电企业按月向全国可再生能源信息管理系统报送相关数据。国家能源局对报送数据进行核实后，按年度公布监测和评价结果。 　　计入监测和评价口径的可再生能源包括纳入国家能源统计体系的各类可再生能源电力、热力和燃料。未计入国家能源统计体系的可再生能源（如太阳能热水、地热能、农村沼气等）利用量暂作为补充参考，在国家建立准确的统计体系后再纳入可再生能源利用量。 　　六、研究完善促进可再生能源开发利用的体制机制。不断完善促进可再生能源开发利用的体制机制，建立可再生能源电力绿色证书交易机制。可再生能源电力绿色证书是各供（售）电企业完成非水电可再生能源发电比重指标情况的核算凭证。国家能源局会同其他有关部门依托全国可再生能源信息管理系统组织建立可再生能源电力绿色证书登记及交易平台，对可再生能源电力的经营者（含个人）按照非水电可再生能源发电量核发可再生能源电力证书，作为对可再生能源发电量的确认以及所发电量来源于可再生能源的属性证明。可再生能源电力绿色证书可通过证书交易平台按照市场机制进行交易。根据全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的要求，2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。鼓励可再生能源电力绿色证书持有人按照相关规定参与碳减排交易和节能量交易。可再生能源电力绿色证书具体管理办法另行制定。 　　七、分步开展可再生能源开发利用目标引导工作。请各省级能源主管部门做好2015年可再生能源开发利用完成情况的统计工作，并将统计结果于2016年3月底前报送国家能源局。国家能源局在研究制定“十三五”可再生能源规划过程中，提出各省级行政区域能源消费总量中可再生能源比重目标。各省级行政区域全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重指标随文印发。请各省级能源主管部门依据上述指标编制本行政区域能源发展规划及可再生能源发展规划。 　　附件： 　　1.2020年各省（自治区、直辖市）行政区域全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重指标 　　2.非水电可再生能源电力消纳量比重指标核算方法 国家能源局 2016年2月29日","国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见 国能新能〔2016〕54号",000019705/2016-00221,国家能源局,2016-02-29,,,
137,"2017-09-18 01:21:00",image/jpeg,5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f,18945,/51/37/dc/a2/5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/51/37/dc/a2/5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f.jpg,163,"2017-09-17 22:15:43",W020160301358227630481.jpg,99,"2017-09-17 22:15:43",国家能源局2016年第3号公告,2016-03-01,"2016年 第3号 为落实国家能源局、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），国家能源局面向社会征集了煤炭安全绿色开发和清洁高效利用先进技术与装备申报材料。经专家评审并公示，形成了《煤炭安全绿色开发和清洁高效利用先进技术与装备推荐目录（第一批）》，现予以公告。 附件：煤炭安全绿色开发和清洁高效利用先进技术与装备推荐目录（第一批） 国家能源局 2016年2月25日",国家能源局2016年第3号公告,000019705/2016-00220,国家能源局,2016-02-25,,,
138,"2017-09-18 01:21:07",image/jpeg,c9fead94d5ed53f8322b6affc2705d5af9bb87b4,52354,/c9/fe/ad/94/c9fead94d5ed53f8322b6affc2705d5af9bb87b4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/c9/fe/ad/94/c9fead94d5ed53f8322b6affc2705d5af9bb87b4.jpg,164,"2017-09-17 22:15:43",./W020160216531999507820.jpg,100,"2017-09-17 22:15:43",国家能源局关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知,2016-02-16,"国能监管[2016]39号 国家能源局关于做好“三北”地区 可再生能源消纳工作的通知 华北、东北、西北能源监管局，山西、山东、甘肃、新疆能源监管办，北京、天津、河北、山西、山东、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、陕西、甘肃、宁夏、新疆、青海省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局），国家电网公司，华能、大唐、华电、国电、国家电投集团公司，三峡、神华集团公司，国家开发投资公司，内蒙古电力（集团）有限责任公司，有关电力企业: 　　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号文件）和中央财经领导小组第六次会议精神及有关要求，促进华北、东北、西北地区（以下简称“三北”地区）风电、光伏发电等可再生能源消纳，充分挖掘可再生能源富集地区电能消纳潜力和电力系统辅助服务潜力，着力解决弃风、弃光问题，促进可再生能源与其他能源协调发展，满足民生供热需求，现就做好“三北”地区可再生能源消纳工作通知如下： 　　一、做好可再生能源发电直接交易工作。国家能源局派出机构应当会同省级能源管理部门做好可再生能源直接交易工作，推动可再生能源就近消纳，鼓励可再生能源发电企业作为市场主体积极参与市场直接交易并逐步扩大交易范围和规模，鼓励超出可再生能源保障性利用小时数的发电量参与市场交易。鼓励可再生能源发电企业通过技术进步降低成本，提高市场竞争力。 　　二、做好风电等可再生能源清洁供暖工作。各省（区、市）能源管理部门应当会同国家能源局派出机构认真分析冬季供暖状况，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替代燃煤锅炉进行清洁供暖，制定促进风电清洁供暖应用的政策和方案，积极开展相关试点和示范工作。 　　三、做好深化辅助服务补偿机制相关工作。针对“三北”地区电力系统灵活性不够的现状，以及风电和光伏发电随机性、波动性、间歇性的特点，国家能源局派出机构应当进一步完善“两个细则”，提高辅助服务补偿力度，完善推广电力调峰市场机制，通过深化辅助服务补偿机制挖掘当地电力系统调峰潜力。 　　四、建立自备电厂电量置换机制。国家能源局派出机构可通过建立电量置换机制进一步提高当地电力系统接纳可再生能源的能力，引导拥有自备电厂的企业在当地负荷低谷期降低自备电厂发电出力，使用可再生能源电量，在负荷高峰期组织等量自备电厂电量上网。 　　五、加强对热电联产机组调峰性能监管。国家能源局派出机构应当严格核定热电联产机组最小出力，优化热电联产机组开机方式，加强对热电比的监管，挖掘系统调峰潜力，鼓励热电联产机组通过增加蓄热装置以及其它途径提高负荷调节能力，会同省（区、市）能源管理部门协调电力调度机构和热力调度机构优化热电运行方式。 　　六、按区域统筹安排发电机组旋转备用。区域电网公司应当充分发挥区域内各省电力系统余缺互济作用，按区域统筹科学合理安排发电机组旋转备用，省电网企业应当积极配合。 　　七、充分挖掘设备潜力。可再生能源发电企业应当加强发电设备运行管理，加大先进技术应用力度，不断提高功率预测精度，积极优化风电、光伏发电和水电运行互补。电力调度机构应当充分挖掘调峰潜力，充分发挥抽水蓄能机组调节优势，充分发挥燃气机组与部分燃煤机组深度调峰、快速爬坡作用，不断提高可再生能源发电上网电量比重。 　　八、做好可再生能源外送工作。电力交易和调度机构应在保证安全和输电容量允许范围内，根据市场需求情况，按交易规则组织外送富裕的可再生能源电力，扩大消纳范围。 　　九、加强自备电厂管理。并网自备电厂要按照“两个细则”参与电网辅助服务考核与补偿，根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务，并按照相关规定参与费用分摊，获得收益。禁止公用电厂违规转为企业用户自备电厂。 　　国家能源局派出机构要会同省（区、市）能源管理部门做好组织协调和督促落实工作，并及时总结经验，分析存在的问题，提出进一步促进可再生能源消纳的具体意见和建议。工作中有何问题，请及时报国家能源局。 国家能源局 2016年2月5日 　　","国家能源局关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知 国能监管[2016]39号",000019705/2016-00218,国家能源局,2016-02-05,,,
139,"2017-09-18 01:21:15",image/jpeg,767a534c04672cd38ff15fc2f454943678e0a8df,5108,/76/7a/53/4c/767a534c04672cd38ff15fc2f454943678e0a8df.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/76/7a/53/4c/767a534c04672cd38ff15fc2f454943678e0a8df.jpg,165,"2017-09-17 22:15:43",./W020160216531999505723.jpg,100,"2017-09-17 22:15:43",国家能源局关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知,2016-02-16,"国能监管[2016]39号 国家能源局关于做好“三北”地区 可再生能源消纳工作的通知 华北、东北、西北能源监管局，山西、山东、甘肃、新疆能源监管办，北京、天津、河北、山西、山东、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、陕西、甘肃、宁夏、新疆、青海省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局），国家电网公司，华能、大唐、华电、国电、国家电投集团公司，三峡、神华集团公司，国家开发投资公司，内蒙古电力（集团）有限责任公司，有关电力企业: 　　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号文件）和中央财经领导小组第六次会议精神及有关要求，促进华北、东北、西北地区（以下简称“三北”地区）风电、光伏发电等可再生能源消纳，充分挖掘可再生能源富集地区电能消纳潜力和电力系统辅助服务潜力，着力解决弃风、弃光问题，促进可再生能源与其他能源协调发展，满足民生供热需求，现就做好“三北”地区可再生能源消纳工作通知如下： 　　一、做好可再生能源发电直接交易工作。国家能源局派出机构应当会同省级能源管理部门做好可再生能源直接交易工作，推动可再生能源就近消纳，鼓励可再生能源发电企业作为市场主体积极参与市场直接交易并逐步扩大交易范围和规模，鼓励超出可再生能源保障性利用小时数的发电量参与市场交易。鼓励可再生能源发电企业通过技术进步降低成本，提高市场竞争力。 　　二、做好风电等可再生能源清洁供暖工作。各省（区、市）能源管理部门应当会同国家能源局派出机构认真分析冬季供暖状况，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替代燃煤锅炉进行清洁供暖，制定促进风电清洁供暖应用的政策和方案，积极开展相关试点和示范工作。 　　三、做好深化辅助服务补偿机制相关工作。针对“三北”地区电力系统灵活性不够的现状，以及风电和光伏发电随机性、波动性、间歇性的特点，国家能源局派出机构应当进一步完善“两个细则”，提高辅助服务补偿力度，完善推广电力调峰市场机制，通过深化辅助服务补偿机制挖掘当地电力系统调峰潜力。 　　四、建立自备电厂电量置换机制。国家能源局派出机构可通过建立电量置换机制进一步提高当地电力系统接纳可再生能源的能力，引导拥有自备电厂的企业在当地负荷低谷期降低自备电厂发电出力，使用可再生能源电量，在负荷高峰期组织等量自备电厂电量上网。 　　五、加强对热电联产机组调峰性能监管。国家能源局派出机构应当严格核定热电联产机组最小出力，优化热电联产机组开机方式，加强对热电比的监管，挖掘系统调峰潜力，鼓励热电联产机组通过增加蓄热装置以及其它途径提高负荷调节能力，会同省（区、市）能源管理部门协调电力调度机构和热力调度机构优化热电运行方式。 　　六、按区域统筹安排发电机组旋转备用。区域电网公司应当充分发挥区域内各省电力系统余缺互济作用，按区域统筹科学合理安排发电机组旋转备用，省电网企业应当积极配合。 　　七、充分挖掘设备潜力。可再生能源发电企业应当加强发电设备运行管理，加大先进技术应用力度，不断提高功率预测精度，积极优化风电、光伏发电和水电运行互补。电力调度机构应当充分挖掘调峰潜力，充分发挥抽水蓄能机组调节优势，充分发挥燃气机组与部分燃煤机组深度调峰、快速爬坡作用，不断提高可再生能源发电上网电量比重。 　　八、做好可再生能源外送工作。电力交易和调度机构应在保证安全和输电容量允许范围内，根据市场需求情况，按交易规则组织外送富裕的可再生能源电力，扩大消纳范围。 　　九、加强自备电厂管理。并网自备电厂要按照“两个细则”参与电网辅助服务考核与补偿，根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务，并按照相关规定参与费用分摊，获得收益。禁止公用电厂违规转为企业用户自备电厂。 　　国家能源局派出机构要会同省（区、市）能源管理部门做好组织协调和督促落实工作，并及时总结经验，分析存在的问题，提出进一步促进可再生能源消纳的具体意见和建议。工作中有何问题，请及时报国家能源局。 国家能源局 2016年2月5日 　　","国家能源局关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知 国能监管[2016]39号",000019705/2016-00218,国家能源局,2016-02-05,,,
140,"2017-09-18 01:21:16",image/jpeg,930c3a40a7d6802d6081b010e13e3ae9b139a4dd,56355,/93/0c/3a/40/930c3a40a7d6802d6081b010e13e3ae9b139a4dd.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/93/0c/3a/40/930c3a40a7d6802d6081b010e13e3ae9b139a4dd.jpg,166,"2017-09-17 22:15:48",W020160202334752492628.jpg,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,,,
141,"2017-09-18 01:21:25",image/jpeg,3243e79c99d7140bd5f881c870ef494e0982a6de,6947,/32/43/e7/9c/3243e79c99d7140bd5f881c870ef494e0982a6de.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/32/43/e7/9c/3243e79c99d7140bd5f881c870ef494e0982a6de.jpg,167,"2017-09-17 22:15:48",W020160202334752492518.jpg,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,,,
142,"2017-09-18 01:21:29",image/jpeg,aacd4a28d14e9951557ac7e5aaceb1fdc4d3b42f,47827,/aa/cd/4a/28/aacd4a28d14e9951557ac7e5aaceb1fdc4d3b42f.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/aa/cd/4a/28/aacd4a28d14e9951557ac7e5aaceb1fdc4d3b42f.jpg,168,"2017-09-17 22:15:57",./W020160202328945848666.jpg,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,,,
143,"2017-09-18 01:21:32",image/jpeg,7ecef6c13d74eb09f9e85f96f7704c7c6df54554,7874,/7e/ce/f6/c1/7ecef6c13d74eb09f9e85f96f7704c7c6df54554.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/7e/ce/f6/c1/7ecef6c13d74eb09f9e85f96f7704c7c6df54554.jpg,169,"2017-09-17 22:15:57",./W020160202328945840513.jpg,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,,,
144,"2017-09-18 01:21:42",image/jpeg,dcd06d80d33814f93261459cb55d272b4219b99a,54198,/dc/d0/6d/80/dcd06d80d33814f93261459cb55d272b4219b99a.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/dc/d0/6d/80/dcd06d80d33814f93261459cb55d272b4219b99a.jpg,170,"2017-09-17 22:16:07",W020160118354085935682.jpg,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,,,
145,"2017-09-18 01:21:42",image/jpeg,0045744db9ee8716955c2288fcb2d23daff94d71,7099,/00/45/74/4d/0045744db9ee8716955c2288fcb2d23daff94d71.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/00/45/74/4d/0045744db9ee8716955c2288fcb2d23daff94d71.jpg,171,"2017-09-17 22:16:07",W020160118354085945301.jpg,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,,,
146,"2017-09-18 01:21:53",image/jpeg,cd5437792a9802b83177cf021ebf26eaba0350fd,44330,/cd/54/37/79/cd5437792a9802b83177cf021ebf26eaba0350fd.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/cd/54/37/79/cd5437792a9802b83177cf021ebf26eaba0350fd.jpg,172,"2017-09-17 22:16:15",./W020160114602554163828.jpg,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,,,
147,"2017-09-18 01:21:59",image/jpeg,612562e79f05cbda4b2194299742bc50cb9cc669,81768,/61/25/62/e7/612562e79f05cbda4b2194299742bc50cb9cc669.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/61/25/62/e7/612562e79f05cbda4b2194299742bc50cb9cc669.jpg,173,"2017-09-17 22:16:36",W020160104372026034910.jpg,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,,,
148,"2017-09-18 01:22:03",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,174,"2017-09-17 22:16:43",./W020151229310514731963.jpg,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,,,
149,"2017-09-18 01:22:10",image/jpeg,e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2,1798,/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,175,"2017-09-17 22:16:43",./W020151229310514739491.jpg,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,,,
150,"2017-09-18 01:22:16",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,176,"2017-09-17 22:16:50",W020151228512565568579.jpg,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,,,
151,"2017-09-18 01:22:21",image/png,a13fb029427ab56311588cf15eefe1de9976afb2,509,/a1/3f/b0/29/a13fb029427ab56311588cf15eefe1de9976afb2.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/a1/3f/b0/29/a13fb029427ab56311588cf15eefe1de9976afb2.png,177,"2017-09-17 22:16:50",W020151228512565568646.png,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,,,
152,"2017-09-18 01:22:21",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,178,"2017-09-17 22:16:51",./W020151222560000093711.jpg,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,,,
153,"2017-09-18 01:22:22",image/jpeg,e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2,1798,/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,179,"2017-09-17 22:16:51",./W020151222560000108068.jpg,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,,,
154,"2017-09-18 01:22:31",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,180,"2017-09-17 22:17:13",W020151216370994913524.jpg,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,,,
155,"2017-09-18 01:22:41",image/jpeg,e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2,1798,/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,181,"2017-09-17 22:17:13",W020151216370994921494.jpg,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,,,
156,"2017-09-18 01:22:48",image/png,55a8a14651ed09f4b2ab0457e00d743617375dc7,45286,/55/a8/a1/46/55a8a14651ed09f4b2ab0457e00d743617375dc7.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/55/a8/a1/46/55a8a14651ed09f4b2ab0457e00d743617375dc7.png,182,"2017-09-17 22:17:14",W020151209302194289117.png,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,,,
157,"2017-09-18 01:22:52",image/png,a13fb029427ab56311588cf15eefe1de9976afb2,509,/a1/3f/b0/29/a13fb029427ab56311588cf15eefe1de9976afb2.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/a1/3f/b0/29/a13fb029427ab56311588cf15eefe1de9976afb2.png,183,"2017-09-17 22:17:14",W020151209302194291192.png,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,,,
158,"2017-09-18 01:22:56",image/jpeg,5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f,18945,/51/37/dc/a2/5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/51/37/dc/a2/5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f.jpg,184,"2017-09-17 22:17:41",./W020151113589229519341.jpg,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,,,
159,"2017-09-18 01:23:03",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,185,"2017-09-17 22:17:51",./W020151016595401189839.jpg,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,,,
160,"2017-09-18 01:23:12",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,186,"2017-09-17 22:17:51",./W020151016595401509379.png,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,,,
161,"2017-09-18 01:23:19",image/jpeg,cbd2481fd4c6ac6cf3c37a4e9b69681914a3b898,13645,/cb/d2/48/1f/cbd2481fd4c6ac6cf3c37a4e9b69681914a3b898.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/cb/d2/48/1f/cbd2481fd4c6ac6cf3c37a4e9b69681914a3b898.jpg,187,"2017-09-17 22:17:53",W020151013310451620319.jpg,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,,,
162,"2017-09-18 01:23:27",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,188,"2017-09-17 22:18:02",./W020150930425515995178.jpg,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,,,
163,"2017-09-18 01:23:31",image/jpeg,e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2,1798,/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,189,"2017-09-17 22:18:02",./W020150930425516417445.jpg,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,,,
164,"2017-09-18 01:23:37",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,190,"2017-09-17 22:18:19",./W020150928338050966796.jpg,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,,,
165,"2017-09-18 01:23:40",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,191,"2017-09-17 22:18:19",./W020150928338050974020.png,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,,,
166,"2017-09-18 01:23:50",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,192,"2017-09-17 22:18:21",./W020150928334717963805.jpg,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,,,
167,"2017-09-18 01:23:59",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,193,"2017-09-17 22:18:21",./W020150928334718252868.png,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,,,
168,"2017-09-18 01:24:09",image/jpeg,5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f,18945,/51/37/dc/a2/5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/51/37/dc/a2/5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f.jpg,194,"2017-09-17 22:18:21",./W020150921309044505116.jpg,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,,,
169,"2017-09-18 01:24:12",image/png,1ec7af11ade56dfd210491dfd1c5184aa6bb0e8f,5832,/1e/c7/af/11/1ec7af11ade56dfd210491dfd1c5184aa6bb0e8f.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/1e/c7/af/11/1ec7af11ade56dfd210491dfd1c5184aa6bb0e8f.png,195,"2017-09-17 22:18:32",W020150906558812322242.png,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,,,
170,"2017-09-18 01:24:16",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,196,"2017-09-17 22:18:32",W020150906558812323511.png,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,,,
171,"2017-09-18 01:24:17",image/png,1ec7af11ade56dfd210491dfd1c5184aa6bb0e8f,5832,/1e/c7/af/11/1ec7af11ade56dfd210491dfd1c5184aa6bb0e8f.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/1e/c7/af/11/1ec7af11ade56dfd210491dfd1c5184aa6bb0e8f.png,197,"2017-09-17 22:18:37",W020150906550065272976.png,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,,,
172,"2017-09-18 01:24:23",image/png,b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176,244,/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b5/71/0c/0a/b5710c0adaeb232a750bcde8d774ddff72262176.png,198,"2017-09-17 22:18:37",W020150906550065409408.png,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,,,
173,"2017-09-18 01:24:28",image/png,b78f4beeb4b54592153144965fc02eb39653fc4b,5835,/b7/8f/4b/ee/b78f4beeb4b54592153144965fc02eb39653fc4b.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/b7/8f/4b/ee/b78f4beeb4b54592153144965fc02eb39653fc4b.png,199,"2017-09-17 22:18:41",W020150902555195470335.png,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,,,
174,"2017-09-18 01:24:28",image/png,98204aeb98b927d700f957cac5d1877c141a7366,6828,/98/20/4a/eb/98204aeb98b927d700f957cac5d1877c141a7366.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/98/20/4a/eb/98204aeb98b927d700f957cac5d1877c141a7366.png,200,"2017-09-17 22:18:41",W020150902555195886450.png,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,,,
175,"2017-09-18 01:24:30",image/png,55ec670cd237bdb4f49d2f94f9d0212421b5d993,6353,/55/ec/67/0c/55ec670cd237bdb4f49d2f94f9d0212421b5d993.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/55/ec/67/0c/55ec670cd237bdb4f49d2f94f9d0212421b5d993.png,201,"2017-09-17 22:18:41",./W020150902556659162986.png,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,,,
176,"2017-09-18 01:24:38",image/png,49dc58d04a6bbef4ad390fdec2b1ff2c0114832d,6177,/49/dc/58/d0/49dc58d04a6bbef4ad390fdec2b1ff2c0114832d.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/49/dc/58/d0/49dc58d04a6bbef4ad390fdec2b1ff2c0114832d.png,202,"2017-09-17 22:18:41",W020150902555196153792.png,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,,,
177,"2017-09-18 01:24:43",image/png,143af09c880719030f8b72a2fdc9ab41ab89bb74,7461,/14/3a/f0/9c/143af09c880719030f8b72a2fdc9ab41ab89bb74.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/14/3a/f0/9c/143af09c880719030f8b72a2fdc9ab41ab89bb74.png,203,"2017-09-17 22:18:41",W020150902555196206719.png,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,,,
178,"2017-09-18 01:24:43",image/png,74c8bd3805fbfd4b3783bc1866980515a89a017b,8529,/74/c8/bd/38/74c8bd3805fbfd4b3783bc1866980515a89a017b.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/74/c8/bd/38/74c8bd3805fbfd4b3783bc1866980515a89a017b.png,204,"2017-09-17 22:18:41",W020150902555196219458.png,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,,,
179,"2017-09-18 01:24:52",image/png,0e3f62c1842d5605aefca1141b9b1a9e0bed56c4,8938,/0e/3f/62/c1/0e3f62c1842d5605aefca1141b9b1a9e0bed56c4.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/0e/3f/62/c1/0e3f62c1842d5605aefca1141b9b1a9e0bed56c4.png,205,"2017-09-17 22:18:41",W020150902555196220068.png,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,,,
180,"2017-09-18 01:24:54",image/png,58d50d524f6f6f13ea8b997c577df344bb350dfc,8252,/58/d5/0d/52/58d50d524f6f6f13ea8b997c577df344bb350dfc.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/58/d5/0d/52/58d50d524f6f6f13ea8b997c577df344bb350dfc.png,206,"2017-09-17 22:18:41",W020150902555196222742.png,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,,,
181,"2017-09-18 01:24:54",image/png,fd0632a9c3ea181af234e799972b009b8911a9d6,9754,/fd/06/32/a9/fd0632a9c3ea181af234e799972b009b8911a9d6.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/fd/06/32/a9/fd0632a9c3ea181af234e799972b009b8911a9d6.png,207,"2017-09-17 22:18:41",W020150902555197968378.png,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,,,
182,"2017-09-18 01:25:03",image/png,e22486cbbdd1ad4c852905a7968703ea8837c4bf,5842,/e2/24/86/cb/e22486cbbdd1ad4c852905a7968703ea8837c4bf.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/e2/24/86/cb/e22486cbbdd1ad4c852905a7968703ea8837c4bf.png,208,"2017-09-17 22:18:51",W020150814747143842757.png,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,,,
183,"2017-09-18 01:25:04",image/jpeg,e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2,1798,/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,209,"2017-09-17 22:18:51",W020150814747144060438.jpg,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,,,
184,"2017-09-18 01:25:11",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,210,"2017-09-17 22:18:59",./W020150728566136485834.jpg,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,,,
185,"2017-09-18 01:25:12",image/jpeg,e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2,1798,/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,211,"2017-09-17 22:18:59",./W020150728566136484309.jpg,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,,,
186,"2017-09-18 01:25:16",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,212,"2017-09-17 22:19:00",./W020150728561361994228.jpg,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,,,
187,"2017-09-18 01:25:24",image/jpeg,e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2,1798,/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,213,"2017-09-17 22:19:00",./W020150728561362003323.jpg,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,,,
188,"2017-09-18 01:25:28",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,214,"2017-09-17 22:19:08",./W020150728557759575768.jpg,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,,,
189,"2017-09-18 01:25:34",image/jpeg,e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2,1798,/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,215,"2017-09-17 22:19:08",./W020150728557759646587.jpg,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,,,
190,"2017-09-18 01:25:34",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,216,"2017-09-17 22:19:13",W020150722311698168505.jpg,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,,,
191,"2017-09-18 01:25:37",image/jpeg,e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2,1798,/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,217,"2017-09-17 22:19:13",W020150722311698176380.jpg,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,,,
192,"2017-09-18 01:25:45",image/png,55a8a14651ed09f4b2ab0457e00d743617375dc7,45286,/55/a8/a1/46/55a8a14651ed09f4b2ab0457e00d743617375dc7.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/55/a8/a1/46/55a8a14651ed09f4b2ab0457e00d743617375dc7.png,218,"2017-09-17 22:19:17",./W020150720548326023009.png,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,,,
193,"2017-09-18 01:25:47",image/png,a13fb029427ab56311588cf15eefe1de9976afb2,509,/a1/3f/b0/29/a13fb029427ab56311588cf15eefe1de9976afb2.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/a1/3f/b0/29/a13fb029427ab56311588cf15eefe1de9976afb2.png,219,"2017-09-17 22:19:17",./W020150720548326169800.png,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,,,
194,"2017-09-18 01:25:47",image/jpeg,5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f,18945,/51/37/dc/a2/5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/51/37/dc/a2/5137dca2cc1eb16e516a78a3c143d9f8dfb6ff5f.jpg,220,"2017-09-17 22:19:36",W020150710515974021174.jpg,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,,,
195,"2017-09-18 01:25:53",image/png,55a8a14651ed09f4b2ab0457e00d743617375dc7,45286,/55/a8/a1/46/55a8a14651ed09f4b2ab0457e00d743617375dc7.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/55/a8/a1/46/55a8a14651ed09f4b2ab0457e00d743617375dc7.png,221,"2017-09-17 22:19:46",./W020150615552981509191.png,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,,,
196,"2017-09-18 01:25:58",image/png,a13fb029427ab56311588cf15eefe1de9976afb2,509,/a1/3f/b0/29/a13fb029427ab56311588cf15eefe1de9976afb2.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/a1/3f/b0/29/a13fb029427ab56311588cf15eefe1de9976afb2.png,222,"2017-09-17 22:19:46",./W020150615552981511145.png,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,,,
197,"2017-09-18 01:26:07",image/png,176ae12681ac897e6d66fad8232083c34e8b1104,23192,/17/6a/e1/26/176ae12681ac897e6d66fad8232083c34e8b1104.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/17/6a/e1/26/176ae12681ac897e6d66fad8232083c34e8b1104.png,223,"2017-09-17 22:19:50",W020150612324840880291.png,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,,,
198,"2017-09-18 01:26:17",image/png,f95dd8a5eafdf16954bad4926a2efa6ef66ae706,22385,/f9/5d/d8/a5/f95dd8a5eafdf16954bad4926a2efa6ef66ae706.png,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/f9/5d/d8/a5/f95dd8a5eafdf16954bad4926a2efa6ef66ae706.png,224,"2017-09-17 22:19:50",W020150612323055826224.png,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,,,
199,"2017-09-18 01:26:20",image/jpeg,887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4,19527,/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/88/7b/ef/88/887bef881d3a0d2c84149a1c81decd8b5547d5c4.jpg,225,"2017-09-17 22:19:55",W020150610336571235011.jpg,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,,,
200,"2017-09-18 01:26:21",image/jpeg,e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2,1798,/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,,https://songer.datasn.com/data/api/v1/u_4db7936df78dfe468fc2/wenjian/by_table/wenjian_image_access/e7/cb/39/93/e7cb39936b0622e0780c83a06d2280dd0e652bc2.jpg,226,"2017-09-17 22:19:55",W020150610336571245674.jpg,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,,,