国家能源局关于公布风电平价上网 示范项目的通知 国能发新能[2017]49号 河北省、黑龙江省、甘肃省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔自治区发展改革委（能源局），国家电网公司，水电水利规划设计总院，电力规划设计总院： 为充分利用各地区风能资源，推动风电新技术应用，提高风电市场竞争力，促进风电产业持续健康发展，根据《国家能源局综合司关于开展风电平价上网示范工作的通知》（国能综通新能[2017]19号）的要求，河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆五省（区）向我局报送了本地区风电平价上网示范项目。为推动风电平价上网示范工作顺利开展，现将相关省（区）报来的示范项目予以公布，并将有关要求通知如下： 一、河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆相关省（区）风电平价上网示范项目总规模70.7万千瓦。示范项目的上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，所发电量不核发绿色电力证书，在本地电网范围内消纳。 二、相关省（区）发展改革委（能源局）要认真分析总结本地区风电开发建设经验，做好风电平价上网示范项目的组织、保障和监管工作。结合本地区风能资源条件和风电产业新技术应用条件，组织风电开发企业科学制定平价上网示范项目的建设方案。协调落实好示范项目各项建设条件，及时核准示范项目和配套的输变电设施。加强对示范项目建设和运行情况的监测管理，必要的运行信息要及时向全社会公布，切实保障平价上网示范项目的建设质量和经济效益。 三、国家电网公司要协调相关省（区）电力公司做好示范项目配套送出工程的建设工作，结合示范项目建设时序合理编制相关输变电设施的建设方案，确保配套电网送出工程与风电平价上网示范项目同步投产。示范项目建成后，要及时与风电开发企业签订购售电合同，同时创新调度运行机制，充分挖掘系统调峰能力和消纳潜力，优先满足项目消纳需求，确保全额消纳风电平价上网示范项目所发电量，使项目建设切实发挥示范效应和引导作用。 四、各项目开发企业要认真做好风电平价上网示范项目的建设工作，高度重视环境保护和工程建设质量，按计划完成示范项目建设任务。相关技术单位要协助相关省（区）能源主管部门和项目开发企业做好示范项目技术支持，确保风电平价上网示范项目的开发经济性、技术先进性和运行可靠性，保障示范项目与系统协调运行。 请各有关部门和单位密切配合，相互衔接，积极推进示范项目建设，确保项目及时投产和顺利运行。请相关省（区）发展改革委（能源局）及时总结示范项目的建设运行经验，并将示范项目的实施情况报送我局。 附件：风电平价上网示范项目 国家能源局 2017年8月31日

国家能源局综合司关于进一步加强12398能源 监管热线标识普及和宣传工作的通知 国能综通监管[2017]43号 各派出能源监管机构，有关能源企业： 　　根据党中央、国务院“放管服”改革和深化能源体制改革工作有关要求，结合能源监管工作实际情况，为进一步提升12398能源监管热线（以下简称12398热线）社会知晓度，引导社会公众通过12398热线参与监督服务工作，充分发挥12398热线监督服务作用，维护良好的能源市场秩序，现就进一步加强12398热线标识普及和宣传工作通知如下： 　　一、充分认识12398热线标识普及和宣传工作的重要意义。国家能源局重组后，12398热线监督服务范围已从电力拓展到了整个能源领域，功能涵盖了投诉、举报、咨询和建议等多个方面，已发展成为密切联系人民群众的桥梁和纽带，以及能源投资者、经营者、使用者依法维护合法权益的重要渠道。各派出能源监管机构、有关能源企业要站在以人为本、惠民利民的高度，普及12398热线标识，加强12398热线宣传工作，畅通人民群众诉求渠道，提升政府公共服务水平，促进企业履行社会责任。 　　二、切实做好有关场所和载体的12398热线标识普及工作。有关能源企业及所属企业要在门户网站首页位置公示12398热线标识，并建立与国家能源局门户网站首页位置12398热线专栏的链接，方便社会公众了解12398热线。各电网企业要在客服中心、营业场所门口显著位置固定公示12398热线标识（见附件），在电费单据、停止供电通知书等业务单据上印制12398热线标识，在营业场所宣传自身品牌、供电服务热线时，同步对12398热线进行简介。 　　三、主动开展形式多样的12398热线标识宣传工作。有关能源企业要增强宣传12398热线的主动性，在门户网站及其子网站同步、及时转发国家能源局门户网站每月、年度定期发布的《12398能源监管热线投诉举报处理情况通报》，并建立查证属实投诉举报事项内部考核评价机制。各电网企业要在门户网站及其子网站披露供电服务有关信息时，同步告知人民群众有拨打12398热线投诉举报的权利。 　　四、确保12398热线标识普及和宣传工作取得实效。有关能源企业要加强12398热线标识普及和宣传的组织领导，结合行业特点和当地实际情况制定工作方案，落实责任制度，明确任务分工；要跟踪检查所属企业开展12398热线标识普及和宣传工作的情况，做好督促检查和发现问题的整改落实工作，确保标识普及和宣传工作取得实效。 　　各派出能源监管机构要充分利用门户网站、广播电视、报刊杂志等媒介宣传12398热线；要指导管辖区域内有关能源企业开展12398热线标识普及和宣传工作，并在2017年12月底前，全部完成标识普及工作；要全面检查管辖区域内有关能源企业的12398热线标识普及和宣传工作，并在2018年2月底前，向国家能源局反馈管辖区域内12398热线标识普及和宣传工作情况。 　　2012年8月15日印发的《国家电力监管委员会办公厅关于加强12398投诉举报热线标识普及和宣传工作的通知》（办稽查〔2012〕87号）即行废止。 　　附件：12398能源监管热线标识牌制作要求及式样 国家能源局综合司 2017年6月15日

国能综科技[2017]252号 国家能源局综合司关于同意筹建能源行业 岸电设施标准化技术委员会的复函 中国电力企业联合会： 　　报来《关于申请筹建能源行业岸电设施标准化技术委员会的请示》（中电联标准[2016]355号）收悉。为促进岸电产业的健康发展和岸电技术的推广应用，我局经认真研究和广泛征求意见，同意筹建能源行业岸电设施标准化技术委员会（以下简称“标委会”）。现将筹建工作程序和有关要求通知如下： 　　一、筹建方案 　　标委会拟负责岸电规划设计、电网接入、装备制造、施工安装、检验检测、运行维护和计量计费等领域的标准化工作。标委会秘书处由南京南瑞集团公司承担。具体详见附件1。 　　二、工作要求 　　（一）征集委员。请标委会秘书处承担单位按照委员组成具有广泛代表性的原则征集委员人选，征集委员通知应在你会网站上公布。 　　（二）拟定委员组成初步方案。根据委员人选征集情况，请你单位指导标委会秘书处承担单位提出标委会委员组成初步方案。委员组成应符合《能源领域行业标准化技术委员会管理实施细则（试行）》的有关要求，人数根据实际情况控制在40-50人之间。 　　（三）提出标准体系表建议及近期工作安排。请标委会秘书处承担单位组织有关单位和专家开展本专业领域的标准体系框架研究工作，提出本领域的标准体系表建议及近期工作安排。 　　（四）报送组建方案。请于7月31日前完成标委会筹建工作，你单位对标委会秘书处承担单位按附件2要求准备的组建材料审查后报我局审批。同时将相关材料电子版发送至联系人电子邮箱。 　　请你会高度重视，严格按照《能源领域行业标准化技术委员会管理实施细则（试行）》相关要求组织标委会秘书处承担单位做好标委会筹建工作。标委会筹建过程中如遇问题，请及时报告我局能源节约和科技装备司。 　　联系电话：（010）68505825 　　电子邮箱：nb_standard@126.com 　　附件：1.能源行业岸电设施标准化技术委员会筹建方案 　　2.能源领域行业标准化技术委员会组建材料清单 国家能源局综合司 2017年4月28日

国能电力[2017]106号 国家能源局关于发布2020年 煤电规划建设风险预警的通知 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局 ），国家能源局各派出能源监管机构，中电联，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、国电投集团，神华集团、中煤集团、国投公司、华润集团，中国国际工程咨询公司、电力规划设计总院： 　　近年来，随着我国经济发展进入新常态，全社会用电增速放缓，煤电行业面临利用小时数持续下降、规划建设规模较需求偏大等问题。为防范化解煤电产能过剩风险，促进煤电有序发展，国家能源局会同相关单位建立完善了煤电规划建设风险预警机制。现将有关事项通知如下： 　　一、煤电规划建设风险预警的指标体系分为煤电建设经济性预警指标、煤电装机充裕度预警指标、资源约束指标。其中，煤电建设经济性预警指标为建议性指标，体现了在当地建设煤电项目的经济性，为发电企业规划建设煤电项目提供决策参考；煤电装机充裕度预警指标和资源约束指标为约束性指标，反映了在当地建设自用煤电项目的可行性。最终风险预警结果由约束性指标的最高评级确定。预警结果由高到低分为红色、橙色、绿色三个等级。 　　二、煤电建设经济性预警指标基于2020年各省（区、市）新投运煤电项目的预期投资回报率，分为红色、橙色、绿色三个等级。投资回报率低于当期中长期国债利率的为红色预警；投资回报率在当期中长期国债利率至一般项目收益率（电力项目通常为8%）之间的为橙色预警；投资回报高于一般项目收益率的为绿色。煤电项目预期投资回报率计算方法见附件1。 　　三、煤电装机充裕度预警指标基于2020年各省（区、市）电力系统备用率，分为红色、橙色、绿色三个等级。煤电装机明显冗余、系统备用率过高的为红色预警；煤电装机较为充裕、系统备用率偏高的为橙色预警；电力供需基本平衡或有缺口的、系统备用率适当或者偏低的为绿色。各省（区、市）电力系统参考备用率见附件2。 　　四、资源约束指标基于各省（区、市）的大气污染物排放、水资源量、煤炭消费总量以及其他相关资源情况，分为红色、绿色两个等级。对于大气污染形势严峻、水资源量不足、煤炭消费总量亟需控制，或者存在其它资源约束煤电规划建设的，资源约束指标为红色预警；其余为绿色。 　　五、2020年分省煤电规划建设风险预警结果见附件3。为有力有序防范化解煤电产能过剩风险，按照适度从严的原则，风险预警结果为红色和橙色的省份，要暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目（含燃煤自备机组，下同），并在国家指导下，合理安排在建煤电项目的建设投产时序；风险预警等级为绿色的省份，也要充分考虑跨省（区）电力互济等因素，在国家指导下，有序核准、开工建设自用煤电项目。 　　六、在煤价、电价等关键条件发生较大变化或者相关重大政策出台后，将及时更新风险预警结果，另行补充发布。 　　特此通知。 　　附件：1.煤电项目预期投资回报率计算方法 　　2.各省（区、市）电力系统参考备用率 　　3.2020年煤电规划建设风险预警 国家能源局 2017年4月20日

国能综科技[2017]115号 国家能源局综合司关于对拟组建能源行业 高温燃料电池等2个标准化技术委员会征求意见的函 各有关单位： 　　中国电器工业协会报来《关于申请组建能源行业高温燃料电池标准化技术委员会的报告》（中电协[2016]266号）及《关于申报能源行业钠基电池标准化技术委员会的报告》（中电协[2016]267号）。根据《能源领域行业标准化技术委员会管理实施细则（试行）》有关规定，现请你们结合职能认真研究，主要就拟筹建能源行业标准化技术委员会的名称、领域、秘书处承担单位等提出意见及建议，并于3月15日前反馈至我局能源节约和科技装备司。 　　联系人：滕云 　　联系电话：010-68505825 　　电子邮箱：nb_standard@126.com 　　附件：能源行业高温燃料电池等2个标准化技术委员会筹建方案 　　国家能源局综合司 　　2017年2月9日

国能综科技[2017]46号 国家能源局综合司关于确认能源行业煤层气 标准化技术委员会换届方案的函 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司： 　　报来《关于能源行业煤层气标准化技术委员会换届的请示》（中心[2016]25号）收悉。经研究，现确认如下： 　　一、同意能源行业煤层气标准化技术委员会（NEA/TC13）换届方案。 　　二、第二届能源行业煤层气标准化技术委员会由43名委员组成（名单详见附件），匡立春任主任委员，何江川、胡爱梅、蔡勋育、吴建光、王保玉任副主任委员，吴仕贵任秘书长。 　　三、能源行业煤层气标准化技术委员会的职责范围仍按照我局国能科技[2011]55号文执行。 　　四、第二届能源行业煤层气标准化技术委员会秘书处由你单位承担，并负责日常管理及标准立项、报批等业务。请按照《能源领域行业标准化技术委员会管理实施细则（试行）》相关要求开展日常工作。 　　附件：第二届能源行业煤层气标准化技术委员会（NEA/TC13）委员名单 国家能源局综合司 2017年1月20日

国能新能[2016]223号 国家能源局关于建设 太阳能热发电示范项目的通知 青海省、甘肃省、河北省、内蒙古自治区、新疆自治区发展改革委（能源局），华北、西北能源监管局，甘肃、新疆能源监管办，国家电网公司、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： 　　按照《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）要求，为推动我国太阳能热发电技术产业化发展，经组织专家评审确定第一批太阳能热发电示范项目名单。现将有关事项及要求通知如下： 　　一、经组织专家对有关地区发展改革委（能源局）推荐的申报项目进行评审，确定第一批太阳能热发电示范项目共20个，总计装机容量134.9万千瓦，分别分布在青海省、甘肃省、河北省、内蒙古自治区、新疆自治区。具体项目名单见附表。 　　二、各省（自治区）发展改革委（能源局）负责指导督促各示范项目建设。各示范项目建设要严格遵守其参加评审时承诺的技术指标要求（具体指标见附表）。请水电规划总院组织专家对各项目实施中的技术路线和指标进行监测评价。 　　三、各示范项目应在2016年9月30日前完成备案，尽早开工建设。请有关省（自治区）发展改革委（能源局）及时跟踪项目进展，将有关情况按季度报送国家能源局。未按时备案和备案后长期不开工的项目，有关省（自治区）发展改革委（能源局）应向国家能源局报告情况并提出处理意见。 　　四、各示范项目原则上应在2018年底前建成投产。项目建成后，项目单位应及时向所在省（自治区）发展改革委（能源局）提交竣工验收方案，有关省（自治区）发展改革委（能源局）会同国家能源局相关派出机构指导项目验收，并将项目的验收报告及时报送国家能源局。 　　五、在示范项目建设过程中，项目单位、施工企业、设备制造企业等相关各方应加强协作，联合攻关，形成集成技术能力并保障示范项目按时建成投产，尽早发挥产业化示范效果。 　　六、有关电网企业要配合做好示范项目配套电网建设规划，按照示范项目的计划建设进度，及时开展配套电网送出工程建设，并提前研究各示范项目投产后的并网运行方案，确保示范项目发电量全额消纳。 　　七、为保障太阳能热发电项目的技术先进性和产业化发展，避免盲目投资和低水平重复建设，在“十三五”时期，太阳能热发电项目均应纳入国家能源局组织的国家太阳能热发电示范项目统一管理，且只有纳入示范项目名单的项目才可享受国家电价补贴。 　　附表：太阳能热发电示范项目名单 国家能源局 2016年9月13日

国家能源局 监管公告 2016年第8号 （总第41号） 锦苏直流等八项典型电网工程 投资成效监管报告 二〇一六年七月 　　为促进电网工程前期科学论证规划，加强对电网工程建设运营的事中事后监管，进一步引导电网企业提升电网工程投资成效和运行实效，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）的要求，2015年国家能源局组织开展锦苏直流等8项典型电网工程投资成效监管工作。 　　一、基本情况 　　本次工作共选取了锦苏直流等8项典型电网工程（工程名称详见附件1，文中均采用工程简称），其中跨省区联网工程3项、电源送出工程3项、网架加强工程2项。在电网企业报送自查报告及相关工程信息的基础上，我局组织相关派出机构、电力规划设计总院、中国电力企业联合会等有关单位对上述8项工程进行了现场核查，并从造价控制、运行实效、电价成本、工程建设与环境保护等方面对这8项工程自投产后至2015年6月的投资成效情况进行了全面分析（详见附件2）。 　　总的来看，8项工程造价控制均未出现超概算现象，但锦屏送出工程概算突破核准投资，大部分工程决算较概算节余率偏高；8项工程的功能定位均与设计预期基本一致，但西北二通道、酒泉送出、黄坪、祯州工程的输电量低于设计预期；大部分工程的成本费用控制在合理范围内，但现行的成本核算与管理方式不利于输配电价的准确核定；8项工程均如期建成投产，但灰腾梁、锦屏送出、黄坪、高岭扩建工程在获得核准意见前已违规开工建设，锦苏直流、高岭扩建、黄坪、灰腾梁、锦屏送出工程在投产时方取得初步设计批复；大部分工程在建设施工中采取了有效的环保措施，但黄坪、祯州、锦屏送出、高岭扩建、灰腾梁工程未取得环保部门验收合格意见。 　　二、存在问题 　　（一）新能源发展与既有电力规划未能有效衔接，一定程度上影响了电网工程利用率 　　目前，部分地区新能源发展迅猛，快速改变了当地供电格局。有些地区未能充分考虑系统消纳能力，且与既有电力规划缺乏统筹协调，导致弃风弃光与电网设施闲置情况并存，部分既有电网工程利用率偏低。 　　酒泉送出工程实现了酒泉风电基地一期电力的汇集和送出功能，但由于新能源发电装机增长过快、消纳能力不足，导致弃风弃光情况加剧、新能源外送电量下降，送出工程负荷率偏低。西北二通道、黄坪工程所在地的新能源装机跨越式增长，一定程度满足了地方负荷需求，客观上减少了西北二通道、黄坪工程的输电量，一定程度上影响电网工程利用率。 　　专栏1 　　2012～2014年, 酒泉送出工程所在的甘肃省风电装机由634万千瓦增长到1008万千瓦，太阳能装机从43万千瓦增长到517万千瓦，年均增长率分别为26%和247%，2014年甘肃省弃风率和弃光率分别为11%和37%，2015年上半年分别为37%和28%。 　　2012～2014年，二通道工程受电侧青海省风电装机容量由2万千瓦增长到32万千瓦，太阳能装机容量由136万千瓦增长到411万千瓦，年均增长率分别为300%和74%。新能源的快速增长一定程度上满足了当地负荷需求，需从西北二通道受入电力的需求减小。 　　黄坪工程于2013年投产，2014年随着当地新增新能源约37万千瓦并网投运，部分满足了地方负荷需求，导致2014年黄坪变下网电量由2013年的12.68亿千瓦时下降为5.08亿千瓦时，同比降低59.94%。 　　（二）部分工程受端电力需求低于预期，项目功能未充分发挥 　　由于近年来国内经济下行压力较大，部分地区出现电力需求明显低于预期的情况，但电网企业在工程建设中未能充分考虑并主动适应电力需求变化，导致部分项目功能发挥不充分。 　　西北二通道工程与已建成的一通道工程(注：西北二通道工程和已建的一通道工程共同构成了新疆与西北主网联络断面,在其设计和运行阶段均与一通道工程统一研究，两者密不可分，在评价工程输电能力等功能时需将两个通道统一考虑。考虑到2013年的典型电网工程投资成效监管报告已专门评价了一通道工程，本次监管只选择了西北二通道工程。)共同作为新疆与西北主网的联络通道，提高了新疆向西北主网的送电能力，增强了新疆电网的安全保障能力。但由于负荷发展低于预期，加上受电侧青海省当地新能源发展迅速以及送电侧新疆配套电源建设滞后，西北一、二通道工程外送断面最大输送功率不到设计预期的一半，2014年最大功率利用小时数仅为970小时。祯州、黄坪工程受当地实际用电需求远低于预期影响，2014年主变最大功率利用小时数仅为221、677小时。 　　专栏2 　　西北一、二通道设计最大送电能力约400～500万千瓦。工程投产后，青海省负荷发展低于预期，按可行性研究报告预测，青海省“十二五”前四年全社会用电量增长326亿千瓦时，实际增长261.21亿千瓦时，低于预期19.87%。加上青海省当地新能源发展迅速以及新疆配套电源建设滞后，致使2014年新疆外送断面最大输送功率仅为200万千瓦，不到设计预期的一半。2014年累计输送电量48.5亿千瓦时，最大利用小时数仅为970小时。 　　祯州工程所在的广东惠州地区负荷发展也远低于预期，按可行性研究报告预测，惠州市“十二五”前四年全社会用电量增长139.6亿千瓦时，实际增长77.6亿千瓦时，低于预期44.4%。导致2014年祯州工程主变下网电量为2.21亿千瓦时，主变负载率仅为2.5%。黄坪工程由于规划的电解铝项目没有建设，2013年主变下网电量为12.68亿千瓦时，主变负载率仅为7.7%。 　　（三）部分工程未批先建，工程建设管理需进一步规范 　　灰腾梁、锦屏送出、黄坪、高岭扩建等工程在获得核准意见前已违规开工建设，其中灰腾梁工程于2013年6月获得核准，但2010年4月已提前开工建设；锦苏直流、高岭扩建、黄坪、灰腾梁、锦屏送出等工程在投产时方取得初步设计批复，设计批复滞后不符合基本建设程序。一定程度反映出电网企业建设管理不够规范，不利于国家对工程投资方向、建设方案和投资成效实施有效管理。 　　（四）工程决算节余率偏大，工程造价精细化管理有待加强 　　从决算较概算的节余率来看，1项工程控制在10%以内，其余7项节余率均在10%～20%，其中酒泉送出工程节余率达20.57%。投资节余的主要原因是工程量偏差较大以及设备材料价格发生变化，工程造价精细化管理有待加强。 　　（五）成本核算与管理方式不利于输配电价的准确核定，有待进一步规范 　　目前电网企业的成本核算与管理方式存在以下问题，不利于输配电价的准确核定：一是部分工程投产后短期内即实施技改，增加了电网的运营成本，如祯州工程投产当年增建一座生产综合楼，次年改变接线方式，增加三台220千伏断路器；黄坪工程投产次年增建一座值休楼。二是目前电网工程的运维成本是按照成本属性的方式核算，未分电压等级归集，输配电价核定难度较大，只能通过分摊的方式计算，无法保证其真实性和准确性。 　　（六）竣工决算和环保验收滞后，基建程序执行不严格 　　原能源部《电力发、送、变电工程基本建设项目竣工决算报告编制规程（试行）》（能源经〔1992〕960号）明确要求电网工程投产后6个月内应完成竣工决算编制。黄坪、锦屏送出、灰腾梁等工程投产已有2至3年，仍未完成竣工决算，在建工程转固定资产完成严重滞后。 　　按照环保总局2001年印发的《建设项目竣工环境保护验收管理办法》（国家环境保护总局令 第13号）规定，建设单位工程试生产3个月内应提交环保验收申请。黄坪、祯州、锦屏送出、高岭扩建、灰腾梁等工程投产已有2至4年，至今仍未完成竣工环保验收。 　　（七）个别工程设备备用水平超过核准规模，造成社会资源浪费 　　锦苏直流工程在以招投标方式确定了核准规模的备用换流变压器的情况下，又在送受端换流站增放了3台备用换流变压器。增加的备用换流变压器由国家电网公司直属产业单位山东电工电气集团有限公司提供，建设期市场价值约1.4亿元，工程决算中未含上述资金。从运行实际情况看，这3台设备从未挂网运行，造成社会资源浪费，并增加了运行维护成本。 　　三、监管意见 　　（一）加强规划衔接，促进网源协调发展 　　针对新能源发展与电力规划不协调、不适应的问题，建议进一步加强网源等规划的有效衔接，做好电力供应与需求的统筹规划，协调好不同类型电源的建设时序，做好新能源规划与常规能源规划、电网规划与电源规划、国家能源规划与地方能源规划的有效衔接，在新能源有序发展的同时，利用好既有电网设施，促进电网安全稳定运行。 　　（二）做好电力需求分析，提高负荷预测准确性 　　电网企业应做好电力需求分析相关工作、提高电力需求预测准确性，根据供需变化及送受端电源建设投产情况，及时提出工程建设规模及投产时机调整方案报原核准部门批复后实施，保障并提升设备利用效率。 　　（三）强化项目建设管理，严格执行相关管理办法 　　针对部分项目未批先建、竣工决算和环境保护验收滞后、设备备用水平超出核准规模等问题，电网企业应进一步加强项目管理，规范工程基建程序，严格执行项目核准文件以及竣工决算和环境保护验收相关管理办法。 　　（四）实行工程投资精细化管理，加强全过程造价控制 　　针对工程存在投资节余较大的问题，电网企业应进一步加强估、概算编制精度，实行工程投资精细化管理，杜绝出现在建工程形成固定资产滞后情况，提高造价管理水平，做好全过程造价控制。 　　（五）调整成本核算方式，适应输配电价改革要求 　　按照输配电价改革要求，遵循“准许成本加合理收益”的原则，电网企业应加强成本管理、改进成本核算方式，对于输配电成本应分电压等级、分项目进行归并核定，以适应输配成本核算要求。同时，应进一步提升电网技改大修等项目的管理水平，提高企业运营效益。 　　附件：1. 典型电网工程概况表 　 　2. 典型电网工程投资成效基本情况分析

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