国家对新能源环保有哪些优惠政策

你好，光伏发电早就纳入新能源政策之中了哦！

国家能源局一般会在每年的三四月份出台当年的风光电具体的推动政策，具体可以详细关注。

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希望能够帮到你！

发展可再生能源是大势所趋。据国际可再生能源署的报告显示，截至2016年初全球已有173个国家制定了可再生能源发展目标，146个国家出台了支持政策。其中丹麦提出到2050年全部摆脱对化石能源的依赖，德国提出2050年可再生能源占到全部能源消费的60%。每一次能源革命，都造就了新的世界秩序。在第一次能源革命中，煤炭代替了薪柴，大英帝国抓住了机遇，称霸全球；在第二次能源革命中，油气代替了煤炭，美国借势成为新的世界霸主。如今，各国正在通过大力发展可再生能源，抢占新一轮能源革命发展先机，中国只有紧紧抓住时机，才可能成为世界强国。

发展可再生能源是环境保护的需要。以化石能源为主的能源结构，是导致雾霾等环境问题的罪魁。100年前，在伦敦被称为“雾都”时，英国煤炭消耗在能源结构中的比例与今天的中国极为相似，高达70%。为摘掉这顶帽子，英国耗费了半个世纪的时间，才摆脱煤炭，进入油气时代。如今，“伦敦雾”变成了“北京雾”，但中国无法沿袭英国老路，历史不会为我们留下太多喘息的时间。经济发展产生巨大的能源需求，中国若想在本世纪中叶达到中等发达国家水平，以现在的能源结构与排放强度，对环境和资源来说都是不可承受之重。所以，中国只有跨越油气时代，直接进入可再生能源时代，才能实现经济社会的低碳、绿色、可持续增长。

可再生能源产业是新的经济增长极。中国经济不能总靠“卖袜子”“卖鞋子”去支撑，而应通过发展高端制造为基础的技术密集型产业来实现经济增长。可再生能源作为技术密集型战略新兴产业，从业人数众多，投资拉动力强。在就业方面，据国际可再生能源署报告显示，目前全球可再生能源就业人数超过810万人，到2030年将达到2400万人。在投资方面，据彭博新能源财经报告显示，2016年至2040年间全球可再生能源投资将超过52万亿元人民币，“十三五”期间，仅中国风电一个产业的投资规模，预计将超过1万亿元人民币。

为实现上述目标，促进可再生能源产业的健康成长，政策支持至关重要。一方面，稳定而持续的政策能够避免传统能源对产业格局所产生的锁定效应，通过拉动市场投资，推动技术进步，提高开发效率，减少可再生能源发展的障碍。另一方面，补贴政策能够纠正市场失灵，“补贴”确切地说是对可再生能源环境经济效益的补偿。例如通过建立绿色证书交易制度，要求火电企业购买绿色证书，将其环境内部成本外部化，建立更加公平的电力市场，使可再生能源产业逐渐具备优于传统能源的竞争力。

可再生能源产业可以为我国经济社会发展提供不竭的动力源泉。若想充分发挥可再生能源的潜力与优势，推动我国实现跨越式发展，就不能只眷注眼前利益。能源决策者和企业家们要具备一点高远的济世情怀，肩负责任，敢于担当，就如黑格尔所言，“一个民族有一群仰望星空的人，他们才有希望”。

河北浩瀚农牧机械制造有限公司

目前，我国广大的农村，特别是平原地区的农村，主要还是靠种粮，每年每季都产生出大量秸秆。过去农村烧火做饭全靠秸秆，烧地锅，烟熏火燎，农民的厨房都是熏得黑黢黢的；随着农村生活水平的逐渐提高，农民烧火做饭不再完全依赖秸秆，因此农村秸秆大量废弃。农民种地为省事，干脆收获粮食后，一把火将秸秆就地焚烧。这样在高速公路沿线或飞机场附近的农田，因为焚烧秸秆每每造成交通事故或飞行事故，造成很大的人身及财产损失。于是当地政府就出台政策，不准烧秸秆，烧一亩罚一万。但这终究不是长远之计，关键是得给秸秆找个出路。[2]

2005年以来，国家相继出台一系列政策，《中华人民共和国可再生资源法》，《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》等，大力推行可再生能源的开发利用。现在好啦，秸秆发电项目有了，农民的秸秆再也不愁没有出路了。而且农民本来废弃的秸秆，现在可以变成一项可靠的经济收入。 建国后的30年，我们国家政策是以农辅工，我国农民为工业的发展作出了巨大的贡献；1980年后，我国大搞经济建设，工业得到了快速发展。进入二十一世纪，我国的工业发展已经大大超过了农业的发展，农民外出打工的收入已远远超过种地的收入。有人做过计算，一亩地种粮一年的净收入不顶外出打工一个月的收入。现在国家提出，工业反哺农业。并出台一系列政策：减免农业税，种粮补贴、农机具购置补贴等。使种粮农民确确实实得到实惠。农民们真是打心眼里感激党和国家这一届领导人，甚至有农民自己出资铸“免赋鼎”以做永世纪念。可见党和国家的政策是深得人心。人们逐渐认识到：现在搞秸秆发电项目也应该从“工业反哺农业”的角度去看待，也是党和国家惠农政策的一方面体现。

秸秆发电是节约矿物资源的有力举措

人们生活水平的提高，必然加剧对矿物资源的大量消耗。国际石油价格的大幅飙升就是一个很好的例证。短短3年时间，2004年从40$多/桶 上涨到90$/桶，曾一度超过100$/桶 大关。别以为我国地大物博，地下的石油和煤炭就取之不尽、用之不竭，我国现在已经成为石油进口第三大国。而煤炭我国目前还自给有余，好像无后顾之忧，但是，且不可掉以轻心，仅从火力发电一项来说，2007年一年新增装机容量达8158万KW。我国目前火电装机总容量是5.656亿KW，如果全部满负荷运转，每天消耗的煤炭近500万吨标媒。地球母亲能够提供给我们的矿物资源毕竟是有限的，我们不能在我们这一代就把资源采干挖净，是否应该给我们的子孙留下点？

聪明的美国人对能源危机的认识要比我们早。在二次世界大战后，各国都在大力发展经济，中东海湾国家更是大量开采地下石油出口换汇。美国人却反其道而行之，他们不再开采本土的石油和煤炭（阿拉斯加州除外，因为这个州与美国本土不连接），而是把油田和煤矿都封存起来，大量进口中东阿拉伯国家廉价的石油和煤炭。试想到了中东石油采完的那一天，美国的石油可就弥足珍贵了。 煤炭目前看还不短缺，但是电煤价格从2004年的不足200元/T，已经上涨到超过400元/T（这是官方价格，但是这个价格买不到煤）；实际市场价格700元/T，现在火电厂发一度电亏一度电。看来煤炭价格超过1000元/T 已是指日可待了。而秸秆（以玉米为例），每公斤干燥的玉米秸秆热值可达3700大卡以上，每二吨秸秆就顶一吨煤炭。我国东部的平原农业县，如果一个县有200万亩土地，每亩地一年产一吨秸秆计算，每年就是200万吨秸秆。相当于一座年产100万吨煤的煤矿。这么大的一部分资源如果废弃掉岂不太可惜？！所以我们现在就把农作物秸秆，以及各种可再生利用的生物资源充分利用起来，是大力节约我国矿物资源的有效途径。

为推动生物质发电技术的发展，2003年以来，国家先后核准批复了河北晋州、山东单县和江苏如东3个秸秆发电示范项目，拉开了中国秸秆发电建设的序幕。颁布了《可再生能源法》，并实施了生物质发电优惠上网电价等有关配套政策，从而使生物质发电，特别是秸秆发电迅速发展。据不完全统计，到2006年底，全国在建农作物秸秆发电项目34个，分布在山东、吉林、江苏、河南、黑龙江、辽宁和新疆等省（区），总装机容量约120万千瓦；山东单县、江苏宿迁和河北威县三座发电站已投产发电，总装机容量8万千瓦。[2]

2008年前后几年间，国家电网公司、五大发电集团等大型国有、民营以及外资企业纷纷投资参与中国生物质发电产业的建设运营。截至2007年底，国家和各省发改委已核准项目87个，总装机规模220万千瓦。全国已建成投产的生物质直燃发电项目超过15个，在建项目30多个。可以看出，中国生物质发电产业的发展正在渐入佳境。

根据国家“十一五”规划纲要提出的发展目标，未来将建设生物质发电550万千瓦装机容量，已公布的《可再生能源中长期发展规划》也确定了到2020年生物质发电装机3000万千瓦的发展目标。此外，国家已经决定，将安排资金支持可再生能源的技术研发、设备制造及检测认证等产业服务体系建设。总的说来，生物质能发电行业有着广阔的发展前景。

中国秸秆发电迈出实质性步伐。 大力发展秸秆发电，不仅可以减少由于在田间地头大量焚烧、废弃所造成的污染，变废为宝，化害为利，而且对解决“三农”问题，促进当地经济发展具有重要作用。据估算，建设一个2.5万千瓦的秸秆发电厂，每年需要消耗秸秆20万吨，按每吨秸秆收购价200元计算，可为当地农民增加约4000万元收入，惠及的农户数量将近5万户，是发展农村经济，增加农民收入的重要举措。

中国对秸秆发电实行优惠电价政策，上网电价高出燃煤发电0.25元/千瓦时，并且还可以享受税收减免等一系列政策。随着中国有关配套政策的不断完善，以及秸秆发电技术的进步和原料收储运体系的形成，中国秸秆发电产业必将取得更快发展，为解决“三农”问题，建设社会主义新农村做出应有的贡献。[7]

中国利用秸秆发电的市场广阔

目前生物质能秸秆发电技术的开发和应用，已引起世界各国政府和科学家的关注。许多国家都制定了相应的计划，如日本的“阳光计划”，美国的“能源农场”，印度的“绿色能源工厂”等，它们都将生物质能秸秆发电技术作为21世纪发展可再生能源战略的重点工程。根据我国新能源和可再生能源发展纲要提出的目标，至2010年，中国生物质能发电装机容量要超过：300万kw。因此，从中央到地方政府都制定了一系列补贴政策支持生物质能技术的发展，加快了技术商业化的进程。随着中国国民经济的高速发展和城乡人民生活水平的不断提高，既有经济、社会效益，又能保护环境的秸秆发电技术的利用前景将会越来越广阔。

中国农村的秸秆资源相当丰富，主要的农作物种类有稻谷、小麦、玉米、豆类、薯类油料作物、棉花和甘蔗。根据中国地理分布和气候条件，南方地区水域多、气温高，适合水稻、甘蔗、油料等农作物生产，北方地区四季温差大，适合玉米、豆类和薯类作物生长，故播种面积大于其他地区。小麦在中国各地区都普遍种植，播种面积以华中、华东地区最多；棉花产地主要是华东和华中地区，其次是华北和西部地区。预计在2000年到2010年期间，我国每年秸秆资源的可获得量为3.5亿～3.7亿t，相当于1.7亿tce。如果将这些秸秆资源用于发电，相当于0.9亿kw火电机组年平均运行5000h，年发电量为4500亿kWh。

中国开始引进世界先进技术，启动生物质能发电工程示范项目的实施

农作物秸秆直接燃烧供热发电的利用方式，是一条将秸秆转化为生物质能源可行的工艺技术路线。如果秸秆直接燃烧供热发电示范成功，将成为中国最大的支农项目、最大的节能、环保项目，是我国最可能迅速大面积推广的可再生能源项目。正是由于秸秆直燃发电项目拥有以上特点，同时它又可能解决目前许多企业面临的煤炭供应趋紧，价格持续上升的问题，中国启动实施秸秆发电的示范工程引起了国内外业界的极大关注。

中国大型企业与丹麦BME公司合资合作蓄势待发

由中国龙基电力科技有限公司与北京德源投资有限公司共同合作经营的龙基电力有限公司，是BWE公司“超超临界锅炉”和“生物质能发电”等核心技术、锅炉设备相关技术及其更新技术进入中国的唯一平台。作为BWE公司在中国电力领域的项目发展公司和窗口公司，龙基电力有限公司将在中国境内投资生产世界先进的发电厂设备，逐步把BWE公司的生物质能发电技术引入中国，在国内生产BWE公司的生物质能发电锅炉及全部配套设备。

生物质能发电工程已列入国家级示范项目

目前，国家发展和改革委员会已正式批准将河北晋州和山东单县的生物质能秸秆发电工程列为国家级示范项目（发改能源[2004]2017号文件和发改能源[2004]2018号文件），旨在示范中完善技术，规范和培育市场，形成新的产业。这正式将秸秆发电技术在国内的推广驶上了一条农村能源全新利用的快车道。

河北晋州（1×25MW）和山东单县（1×24MW）两个示范项目都将引进丹麦BWE公司的世界先进秸秆发电技术，龙基电力有限公司作为项目投资和项目实施单位，在当地做了大量的前期调研，力争在吸收丹麦BWE先进技术的基础上，开创出一条符合中国国情的新路。两个示范项目如能成功，将给我国广袤的农村带来前所未有的新能源革命和巨大的经济效益，如河北晋州项目每年燃烧秸秆20多万t，发电1.38亿kWh。按照每吨秸秆100元的收购价测算，将带动农户增收2000多万元/年；与同等规模的燃煤火电厂相比，一年可节约l0万多tce。

除上述两个示范项目外，江苏如东县、黑龙江庆安县、北京平谷区等生物质能丰富的县（区）都在积极与龙基电力有限公司洽谈，着手筹建秸秆发电厂。

7月12日，“石家庄发布”发表《石家庄市人民政府关于印发石家庄市稳定经济运行的若干措施及配套政策的通知》，涉及支持房地产业良性循环和健康发展的政策七条。

文件提出，充分保障引进人才的合理住房需求。对引进的人才，符合石家庄市人才绿卡B卡条件的，持卡人到石家庄市工作或创业之日起5年内，博士、硕士、学士学位毕业生可分别享受每月3000元、1500元、1000元的房租补助。在市域内购买首套自用商品房和存量房的，市财政分别给予博士30万元、硕士10万元、学士5万元的一次性购房补贴。

同时，对符合条件的个人住房按揭贷款加大投放力度，及时满足融资需求。合理确定商业性个人住房贷款首付比例，落实好首套商业性个人住房贷款利率下限参考同期限贷款市场报价利率减20个基点要求。合理满足房地产开发企业开发贷款需求。加大对建筑企业流动资金贷款投放力度。提高住房公积金最高贷款额度，支持居民家庭刚性和改善性合理住房需求。

统筹疫情防控和房产交易需求。鼓励房地产开发企业、房地产经纪机构积极搭建交易平台，做好网上售房明码标价、“一房一价”公示，为购房人提供在线远程看房、询价洽谈、选房锁房等服务。加快系统研发，依托电子签名技术升级商品房网签系统，逐步实现不见面网上签订电子合同。

做好《商品房预售许可证》公示。为方便购房群众查询，防范购房风险，市级将已审批的《商品房预售许可证》信息在市行政审批局官网予以公示；各县（市、区）将已审批的《商品房预售许可证》信息在本级政府官网予以公示。住建部门依据公示的《商品房预售许可证》信息，做好新建商品房预售资金监管工作。数据资源管理部门做好网站运行、数据安全等服务保障工作。

多渠道筹措安置房、保障性租赁住房。支持各县（市、区）结合本地实际，将存量商品住房作为筹集棚户区改造、城中村改造安置房和筹集保障性租赁住房的重要渠道。支持将闲置和低效利用的商业办公、旅馆、厂房、仓储、科研教育等非居住存量房屋改建为保障性租赁住房。允许被安置人在回迁安置、异地实物安置、货币化安置中自主选择。

用好绿色金融政策支持绿色建筑发展。扎实做好绿色建筑预评价工作，加强项目全过程监管，对符合绿色金融支持范围的超低能耗建筑、星级绿色建筑、建筑可再生能源应用、装配式建筑和既有建筑及绿色化改造等绿色建筑项目，支持项目及时享受授信额度、信贷规模、利率定价等绿色金融政策。

加快推进城市更新。以综合更新片区、老旧小区、老旧厂区、老旧街区、城中村“四区一村”和城市基础设施6个方面为更新重点，科学确定实施项目，完善审批工作流程，加强项目投资监管，实行闭环管理，推进城市更新项目落地，实现城市更新持续健康发展。

本条例所称新能源开发利用，包括新能源技术和产品的科研、实验、推广、应用及其生产、经营活动。第三条　在本省行政区域内从事新能源开发利用活动的单位和个人，必须遵守本条例。第四条　新能源的开发利用，应当与经济发展相结合，遵循因地制宜、多能互补、综合利用、讲求效益和开发与节约并举的原则，宣传群众，典型示范、效益引导，实现能源效益、环境效益、经济效益和社会效益的统一。第五条　各级人民政府应当把开发利用新能源作为一项产业，加强对新能源工作的领导，纳入国民经济和社会发展中长期规划和年度计划，并综合运用税收、价格和信贷等手段，扶植新能源资源的开发利用。

新能源开发利用所需资金应当列入财政预算，并随经济发展逐年增加。第六条　对在新能源开发利用以及管理工作中做出显著成绩或者有重大发明创造的单位和个人，由各级人民政府或者新能源管理机构给予表彰和奖励。第二章　职责与管理第七条　县级以上人民政府新能源管理机构主管本行政区域内新能源开发利用的管理工作。其主要职责是：

（一）贯彻实施有关新能源的法律、法规、规章和政策；

（二）编制新能源开发利用规划、计划，上报新能源建设项目，组织、指导新能源的科研、实验、推广和应用工作；

（三）上报、审查、监督大中型新能源建设项目专业技术的设计、施工工作；

（四）协助技术监督部门制定新能源技术和产品的地方标准，监督检查新能源原产品的国家标准和地方标准的实施情况；

（五）负责新能源的行业管理、业务指导和部门间的协调工作，组织新能源科技开发、专业培训、知识普及、咨询服务和国内外技术合作与交流；

（六）负责乡镇企业和农村生产、生活用能节约的管理工作；

（七）法律、法规规定的其他职责。第八条　县级以上人民政府应当健全完善新能源管理机构，保持机构的相对稳定。

乡镇农业技术推广站应当确定专职或兼职人员负责新能源技术的推广工作。

新能源管理部门的培训、试验、服务基地及其财产，任何部门不得侵占或者挪用。第九条　各级人民政府及其有关部门应当引导和鼓励开发利用新能源，推广和应用新能源技术和产品，加强新能源开发利用的宣传、推广和科技知识普及工作。第十条　各级人民政府的计划、经贸、财政、科技等有关部门应当依照有关法律、法规的规定和各自的职责，支持新能源管理机构做好新能源开发利用的管理工作。第三章　科研与实验第十一条　各级人民政府应当动员和鼓励社会各界有关专家、学者、科技人员积极参加新能源科研、实验活动。对民间组织和个人从事新能源科研、实验项目的，应当给予技术指导和支持。第十二条　新能源管理机构应当对新能源重点科研、实验项目组织有关专家和科技人员进行可行性论证，确认其技术可靠、经济合理后，方可付诸实施。第十三条　新能源管理机构设置的质量检测单位，应当经技术监督部门认证后方可承担质量检测工作。

新能源产品和农村用能节约产品研制完成后，必须报新能源质量检测单位检测合格，方可生产和销售。第四章　推广与应用第十四条　各级新能源管理机构应当结合本地实际，制订具体措施，普及新能源技术知识，推广新能源产品，培训专业技术人员。

新能源管理机构的工作人员应当掌握先进的新能源技术信息，为新能源的开发利用提供有效的服务。第十五条　下列新能源技术应当重点推广应用：

（一）户用沼气池综合利用技术，工农业有机废弃物和城镇生活污水厌氧净化处理及供气技术；

（二）秸杆等生物质气化、炭化技术；

（三）太阳能热水、采暖、种植、养殖技术；

（四）风力、太阳能发电技术；

（五）利用地热资源种植、养殖和集中采暖技术；

（六）其他成熟的新能源技术和节能技术。

中国-丹麦风能发展项目办公室

中国可再生能源专业委员会

2009 年11 月14 日

目录

一、中国风电电价定价机制的演变过程................................................1

二、 特许权招标项目................................................................................4

三、 特殊省份电价分析............................................................................6

四、 中国政府对风电的补贴政策............................................................6

五、 总体结论 ...........................................................................................7

1

一、 中国风电电价定价机制的演变过程

中国的并网风电从20 世纪80 年代开始发展，尤其是“十一五”期

间，风电发展非常迅速，总装机容量从1989 年底的4200kW 增长到2008

年的1,200 万kW ，跃居世界第四位，标志着中国风电进入了大规模开

发阶段。总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初期示

范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。各阶段的电价特点及

定价机制概括如下：

(一) 初期示范阶段（1986-1993 年）

中国并网型风电发展起步于1986 年。1986 年5 月，第一个风电场

在山东荣成马兰湾建成，其安装的Vestas V15-55/11 风电机组，是由山

东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。此后，各地又陆续使用政

府拨款或国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电

场。由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行，

因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电

协议后，报国家物价部门核准，电价水平在0.28 元/kWh 左右，例如20

世纪90 年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3 元/kWh

总体来说，此阶段风电装机累积容量为4200kW，风电发展的特点是

利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。政府的扶持主要是在资金方

面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。风电电价水平基本与燃

煤电厂持平。

(二) 产业化建立阶段（1994-2003 年）

2

1994 年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了

“乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政

策，风电场建设逐渐进入商业期。这些政策的实施，对培育刚刚起步的

中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国

风电发展依然步履维艰。每年新增装机不超过十万千瓦。到2003 年底，

全国风电装机容量仅56.84 万千瓦。

这一阶段，风电电价经历了还本付息电价和经营期平均电价两个阶

段。1994 年，国家主管部门规定，电网管理部门应允许风电场就近上网，

并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、加合理利润的

原则确定，高出电网平均电价部分的差价由电网公司负担，发电量由电

网公司统一收购。随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网分开，

竞价上网”的目标逐步开始改革。

总体来说，这一时期的电价政策呈现出如下特点：上网电价由风力

发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物

价部门备案，因此，风电价格各不相同。最低的仍然是采用竞争电价，

与燃煤电厂的上网电价相当，例如，中国节能投资公司建设的张北风电

场上网电价为0.38 元/千瓦时；而最高上网电价每千瓦时超过1 元，例

如浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时1.2 元。

由此可见，从初期示范阶段到产业化建立阶段，电价呈现上升趋势。

(三) 规模化及国产化阶段（2003 后）

为了促进风电大规模发展，2003 年，国家发展改革委组织了第一期

全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式

3

确定风电上网电价。截至2007 年，共组织了五期特许权招标，总装机容

量达到880 万千瓦。

为了推广特许权招标经验，2006 年国家发展改革委颁布《可再生能

源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7 号）文件，提

出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价

格主管部门按照招标形成的价格确定”。根据该文件，部分省（区、市），

如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目的招

标，并以中标电价为参考，确定省内其他风电场项目的核准电价。其他

未进行招标的省（区、市），大部分沿用了逐个项目核准定电价的做法。

因此，这一时期中国在风电电价政策属于招标电价和核准电价并存。

由风电特许权项目确定的招标电价呈现出逐年上升的趋势，随着中标规

则的完善，中标电价也趋于合理。特许权招标项目的实施在风电电价定

价方面积累的许多有益的经验，尤其是2006 年国家发展改革委颁布《发

改价格[2006]7 号》文件后，各省的核准电价更加趋于合理。风电场装

机容量在50MW 以下，以省内核准的形式确定上网电价。由于各地风电场

的建设条件不同，地方经济发展程度不一，核准的电价也差别较大，但

一般采取当地脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过0.25 元/kWh 的电网补

贴。

(四) 目前中国风电电价政策

随着风电的快速发展，“招标加核准”的模式已无法满足风电市场发

展和政府宏观引导的现实需要。因此，在当前各地风电进入大规模建设

阶段，从招标定价加政府核准并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发

4

展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。

2009 年7 月底，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电

价政策的通知》(发改价格[2009]1906 号)，对风力发电上网电价政策进

行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风

能资源区，相应设定风电标杆上网电价。

四类风电标杆价区水平分别为0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、0.58 元

/kWh 和0.61 元/kWh，2009 年8 月1 日起新核准的陆上风电项目，统一

执行所在风能资源区的标杆上网电价，海上风电上网电价今后根据建设

进程另行制定。政府针对四类风能资源区发布的指导价格即最低限价，

实际电价由风力发电企业与电网公司签订购电协议确定后，报国家物价

主管部门备案。

二、 特许权招标项目

2003-2007 年，五期风电特许权项目招标，是中国电力体制改革、

厂网分家后的重要举措，风电上网电价政策不够明确的情况下，特许权

招标对合理制定价格、加快风电大规模发展发挥了重要作用。

通过对五次风电特许权项目电价的分析可以看出，国家通过特许权

方式确定的招标电价总体上呈现上升的趋势，如：内蒙古西部地区特许

权招标项目从2002的0.382元/kWh上升到2007年的0.5216元/kWh；甘肃的

特许权招标项目的电价从2005年的0.4616元/kWh上升到2007年的0.5206

元/kWh河北的上网电价由2006年的0.5006 元/kWh上升到2007年的

0.551元/kWh。图1、图2、图3分别概括了内蒙古西部地区、甘肃、河北

等风电特许权项目大省的电价变化趋势。

5

0.382

0.42

0.4656 0.468

0.5216

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

2004 2006 2006 2007 2007

中标电价

年份

图1. 内蒙古西部地区特许权项目中标电价

0.4616

0.5206

0.43

0.44

0.45

0.46

0.47

0.48

0.49

0.5

0.51

0.52

0.53

2005 2007

中标电价

年份

图2. 甘肃省特许权项目中标电价

0.5006

0.551

0.47

0.48

0.49

0.5

0.51

0.52

0.53

0.54

0.55

0.56

2006（Phase4） 2007(Phase5)

中标电价

年份

图3. 河北省特许权项目中标电价

6

三、 特殊省份电价分析

根据上述分析，全国范围内风电价格整体呈现上升趋势，但个别地

区也有例外，例如黑龙江和内蒙古西部。特说明如下：

黑龙江省由于其特殊的地理环境，风资源相对贫乏，并且建设成本

居高不下。此期间的建设项目单位投资在1.1万元/kW以上，导致该区域

风电发展相对滞后于其他省份。2003-2004年在黑龙江投建的两个示范工

程，都采用价格较高的进口设备和技术，因此上网电价较高，即便如此，

也仅能维持正常运行。目前，随着风电企业逐渐掌握黑龙江风能资源的

特性，运行成本进一步降低，风电项目增多，此外，风电设备国产化的

进程加快，也使风电建设成本降低。黑龙江省的风电产业的发展趋于正

常，电价有降低趋势。

在内蒙古西部，由于风能资源地理位置远离电网主网架，送电距离

远，出力不稳定，对电网调度冲击大，风电企业建设风场的同时需要考

虑部分输电设施的建设，因此风电成本较高，核准的电价也较高。加上

2003-2004年间，内蒙古地区由于其电网技术落后及电力需求容量限制了

风电产业的商业化发展，该地区风电产业处于成长初期，没有大规模发

展。国家、地方为了扶持风电的发展，加快了输电线路的建设，使企业

减少了相关成本。此外，随着风电设备国产化速度加快，国内设备价格

降低，因此风电建设成本降低，电价也相应趋于下降。

四、 中国政府对风电的补贴政策

中国政府一直大力支持风电的发展，从2002 年开始，要求电网公司

在售电价格上涨的部分中拿出一定份额，补贴可再生能源发电（即高出

7

煤电电价的部分）。，电网和中国政府对风电的政策性补贴力度逐年加大，

由2002 年的1.38 亿元上升到2008 年的23.77 亿元1（见图4）。由此可

见，中国政府的政策是鼓励可再生能源发展的，因此，中国风电迅速发

展，三年间装机容量翻番。尽管如此，由于风电运行的不确定性，技术

操作能力和管理水平的限制，中国风电企业的盈利仍然是微薄的。

13844

22929 26988 31379

60364

96336

237694

0

50000

100000

150000

200000

250000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

年份

补贴额（万元）

图4. 中国政府对风电补贴额的变化

五、 总体结论

从以上分析我们可以看出，中国的风电电价变化和风电行业的发展

特点密不可分。风电行业发展经历了初期示范、产业化建立、规模化及

国产化、目前逐渐完善等四个阶段。与此相对应，四个阶段的风电电价

基本情况为：初期示范阶段：与燃煤电价持平（不足0.3 元/kWh）；产业

化建立阶段：由风力发电厂和电网公司签订购电协议确定，电价各不相

1 其中 2002 年至2006 年没有公开可得的官方数据，本报告撰写者根据历年电力年鉴风电发电量的统计数据，采用历史

最高电价扣除煤电标杆电价的方法，对补贴额度做了保守的估算，即：补贴额=风电年发电量 ×（历史最高电价－煤电

标杆电价）；2007 年至2008 年的补贴额度全部来自中国国家发改委和电监会公布的风电项目电价补贴额度统计数据

8

同（0.38 元/kWh～1.2 元/kWh）；规模化及国产化阶段：招标电价与核准

电价共存，国家招标电价保持上升；目前完善阶段：四类标杆电价（0.51

元/kWh，0.54 元/kWh，0.58 元/kWh，0.61 元/kWh）。在这期间，中国政

府一直努力探索合理的风电电价市场形成机制。不同阶段的机制不同，

风电电价亦有所波动，国家的指导电价逐年上升，核准电价则略微下降，

这都符合中国风电产业和世界风电产业的发展规律，使中国的风电电价

更趋理性。同时，可以看到，中国政府在探索风电价格机制和规范风电

电价的过程中，一直给予风电行业巨大的支持， 2002 年至2008 年，国

家对风电的补贴额从1.38 亿元上升为23.77 亿元，每年都在大幅度增长，

这极大地提高了投资者的积极性，促使中国的风电装机容量成倍增加，

中国一跃成为风电大国。

因此，我们认为，中国政府是依据风电本身发展的客观规律、电网

的承受能力来确定风电电价，在确定电价时从未考虑CDM 因素，定价过

程完全与CDM 无关。但是，也应该看到，在中国风力发展的过程中，CDM

对风力发电企业克服资金和技术障碍确实发挥了积极作用，如果没有

CDM，中国风电发展速度不会如此迅速，更不会为减缓全球温室气体排放

做出如此巨大的贡献。因此，我们希望EB 在审核中国风电项目时能充分

考虑和理解中国特殊的定价机制，推动全球范围内更多高质量CDM 项目

的成功注册，为减缓全球气候变化作出更多贡献。

7月19日，河北张家口人民政府发布的《张家口市可再生能源示范区项目筛选工作方案》指出，张家口可再生能源示范区自2015年7月获国务院批准设立起，先后推出了《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》、《可再生能源示范区建设行动计划（2015－2017年）》等一系列规划或指导文件，规划到2020年，风电装机规模达到1300万千瓦，光伏发电规模达到600万千瓦。近几年张家口市结合示范区定位及相关规划先后推动了张家口风电基地三期、张家口光伏廊道的规划建设。

截至2017年底，张家口市风电已安排规模为1627万千瓦，已超出2020年规划目标（1300万千瓦）；光伏发电已安排规模为435万千瓦，距离2020年规划目标（600万千瓦）还有一定空间。

以下为原文！

一、工作背景

张家口市位于我国“三北”地区交汇处，是“一带一路”中蒙俄经济走廊重要节点城市，是京津冀地区重要的生态涵养区和规划的新能源基地之一。依托张家口的独特优势开展可再生能源应用综合示范，对引领可再生能源创新发展，推动能源革命，促进经济落后地区转型升级，推进生态文明建设具有重要意义。

为贯彻落实《京津冀协同发展规划纲要》要求，确保完成《张家口可再生能源示范区发展规划》主要任务，尽快将张家口市可再生能源示范区（以下简称“示范区”）打造成深化能源体制机制改革和推动能源消费革命的标杆区、京津冀协同发展的窗口区、河北省绿色发展的先导区，为河北乃至全国能源体制改革积累经验，提供示范，以“技术先进、模式创新、绿色示范”为目标，坚持“统筹协调，优中选优”的基本原则，在统筹考虑示范区可再生能源发电项目消纳能力的情况下，建立适用于示范区的可再生能源发电项目筛选及运行监测评估机制，充分做好示范区可再生能源发电项目的管理，促进示范区顺利实施，特制定本工作方案。

二、基本情况

张家口可再生能源示范区自2015年7月获国务院批准设立起，先后推出了《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》、《可再生能源示范区建设行动计划（2015－2017年）》等一系列规划或指导文件，规划到2020年，风电装机规模达到1300万千瓦，光伏发电规模达到600万千瓦。近几年张家口市结合示范区定位及相关规划先后推动了张家口风电基地三期、张家口光伏廊道的规划建设。

截至2017年底，张家口市风电已安排规模为1627万千瓦，已超出2020年规划目标（1300万千瓦）；光伏发电已安排规模为435万千瓦，距离2020年规划目标（600万千瓦）还有一定空间。

张家口可再生能源建设已取得巨大成就，但随着大气污染防治行动计划的全面实施及电源结构性矛盾的加剧，地方推动新能源产业发展的动力与电网消纳能力的矛盾日益凸显，成为示范区可再生能源的进一步发展需重点关注要素。当前，做好可再生能源电源项目建设和并网友好协调发展，以及推动技术进步是促进张家口市可再生能源产业健康发展的当务之急。一方面应着力提高可再生能源项目自身技术先进性和经济竞争性，另一方面应加快协调解决可再生能源项目并网消纳和送出问题。

三、工作目标

根据《能源局综合司关于做好张家口可再生能源示范区项目建设管理有关工作的通知》（国能综通新能〔2018〕54号）的要求，结合张家口市可再生能源发展基本情况及示范区2020年规划目标，开展示范区可再生能源发电项目筛选工作。本次项目筛选工作将在不超过示范区2020年光伏规划目标的前提下，以《河北省发展和改革委员会关于呈报张家口市可再生能源示范区推进示范工程建设实施方案的请示》（冀发改能源〔2017〕552号）所申报的20个示范工程项目、基于百兆瓦压缩空气储能系统的综合能源应用示范项目及涿鹿县可脱网运行的100％可再生能源多能互补黄帝城示范小镇项目为基础，对具备接入条件的项目，综合项目已开展前期工作深度、技术与产业先进性、项目创新性及示范性等因素进行筛选排序，并结合《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》规划目标及电网相关规划，合理确定可实施项目及其开发规模、开发时序，提出示范区可再生能源发电项目实施方案。在明确示范区建设和运行监测评估机制后，有序推进示范区可再生能源发电项目的建设，提高示范区可再生能源利用水平。

四、工作原则

（一）公平竞争、项目优选

建立示范区可再生能源发电项目筛选体系，营造比学赶超的市场化竞争氛围。针对各能源品种特性，采用技术类和经济类等筛选指标，纵向分类，横向比较，评判项目前期工作深度、工程设计方案、技术先进程度、项目方案合理性、成本效益，遴选出一批技术先进、成本优化的示范项目，促进科技创新成果转化，发挥市场在资源配置中的决定性作用。

（二）创新驱动、维度升级

建立强调技术创新、模式创新、体制机制创新的筛选方法，在筛选过程中，不仅考虑单体项目的技术可行性和经济合理性；同时，应从先进技术引领、绿色转型示范、京津冀能源协同发展等多维度评判项目先进性、创新性和示范性，提升可再生能源发展质量。

（三）规划引领、分步实施

根据《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》，规划期为2015—2030 年，其中近期为2015—2020 年，2020年可再生能源建设规模达到2000万千瓦，本筛选方案暂适用于近期2018—2020 年新建项目筛选工作。

五、工作程序

（一）筛选主体

在《河北省发展和改革委员会关于呈报张家口市可再生能源示范区推进示范工程建设实施方案的请示》（冀发改能源〔2017〕552号）所申报的20个示范工程项目、基于百兆瓦压缩空气储能系统的综合能源应用示范项目及涿鹿县可脱网运行的100％可再生能源多能互补黄帝城示范小镇项目中，对国网冀北电力有限公司在《国网冀北电力有限公司关于对张家口市可再生能源示范区示范项目电网接入系统条件的复函》、《国网冀北电力有限公司关于对张家口市可再生能源示范区新增示范项目电网接入系统条件确认的复函》、《国网冀北电力有限公司关于支持张家口市涿鹿县可脱网运行的100％可再生能源多能互补黄帝城示范小镇建设的复函》中确认的13个项目进行筛选排序。项目清单见附件。

（二）筛选工作流程

确认项目筛选工作方案→公开发布筛选文件→企业编制并递交申报材料→项目筛选排序→确定实施方案。各步骤依次为：

1． 确认项目筛选工作方案

河北省发展改革委确认项目筛选工作方案，并将确认的项目筛选工作方案报备能源局。此外，由张家口市发展改革委在张家口市人民政府网站对项目筛选工作方案予以发布，水电总院予以转发。

2． 公开发布筛选文件

水电总院根据河北省发展改革委确认的项目筛选工作方案，研究编制包括申报资格、评分标准、申报企业须知、资料格式等要求的项目筛选文件。由张家口发展改革委在张家口市人民政府网站发布项目筛选公告，水电总院予以转发，具备申报资格的企业可向水电总院报名，购买项目筛选文件，参与项目筛选。

3． 企业编制并递交申报材料

申报企业应按筛选文件要求编制对应项目申报文件，在指定时间和地点递交申报文件。具体申报文件递交要求将在递交申报文件前另行通知。

4． 项目筛选排序

项目筛选排序工作自企业递交申报文件截止后开始。筛选排序具体分为两个阶段，第一阶段为合格性评审，第二阶段为详细评审。

（1）合格性评审

合格性评审主要审核申报项目是否在筛选项目清单中、各申报投资企业递交的材料是否完整。

（2）详细评审

通过合格性评审的申报项目由专家根据评分标准进行客观评分并排序。

5． 确定实施方案

结合《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》规划目标、电网相关规划，以及张家口市可再生能源电力送出和消纳方案，依据专家筛选排序结果，由张家口市发展改革委提出项目实施方案，报河北省发展改革委审定后，由河北省发展改革委公示（网址：www．hbdrc．gov．cn），公示时间为5天。公众如对公示内容有异议，需在公示期间以实名书面写明事实依据和理由，反馈河北省发展改革委。实施方案确定后由河北省发展改革委报备能源局。

六、项目筛选标准

（一）项目基本要求

结合《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》及《河北省发展和改革委员会关于呈报张家口市可再生能源示范区推进示范工程建设实施的请示》，按照“先进性、创新性、示范性”的原则，本次示范工程项目应满足以下条件：

1． 申报企业应与具备筛选资格项目清单中的开发业主相对应，且不得变更。开发业主为联合体的，应明确各方权益比例，同时需有绝对控股方（业绩按权益考核），联合体入选后按申报权益比例注册合资公司，合资比例不得调整。

2．申报企业应承诺项目整个建设经营期不得进行变更和转让。

3．申报企业应承诺按照“先进性、创新性、示范性”的原则，严格按照项目建设方案有关工程技术指标实施项目建设，做好项目验收和运行工作，并接受相关方的监督和检查。

4．项目已开展土地利用、林地、环保、压矿、文物等颠覆性因素排查，不得位于基本农田、生态红线范围、自然保护区和规定其他不允许建设的范围。对于已取得相关职能部门支持性文件的优先考虑。

5．入选项目应承诺按照示范区可再生能源发电项目实施方案的时间及规模要求如期开展工作。对于未能如期开展工作的企业，取消其规模配置，此外该企业不得参与后续张家口市的可再生能源项目竞争或优选工作。

6．入选项目中涉及的风电建设规模，在2020年前建成的，按平价上网安排；在2020年后建成的，届时根据可安排建设规模统筹安排。

水电水利规划设计总院：按照河北省发展改革委的要求，提出项目筛选工作方案，公平公正地组织开展示范区项目筛选工作，并配合做好实施方案。

八、工作要求

1．公平公正。各参与组织项目筛选的人员要认真学习领会项目筛选有关文件要求，坚持竞争配置资源，不搞区别对待，对所有市场主体一视同仁、公平对待。

2．严格规范。在组织申报和筛选的各个环节，坚决做到政策严、操作严、纪律严、执行严和要求严。全部参与项目筛选排序人员接受监督，遵守廉政和保密要求。

九、时间安排

2018年7月20日前，公开项目筛选工作方案；7月25日前，张家口市发展改革委、水电水利规划设计总院发布项目筛选文件； 8月10日企业申报材料提交截止；8月15日前，完成项目筛选排序工作；8月20日前，张家口市发展改革委提出项目实施方案意见，并报送请示文件；8月25日前，河北省发展改革委审定项目实施方案，并在省发改委网站公示，公示时间为5天；8月31日前，下达张家口市示范区项目实施方案。

用户受电工程市场公平开放不到位，市场竞争不充分

调度运行和并网管理不严格，未平等对待清洁能源发电企业

电费结算和补贴发放不及时，承兑汇票比例偏高

>>

——摘自国家能源局《2019年重点专项监管报告》

国家能源局

监管公告

2020年第3号

2019年重点专项监管报告

二〇二〇年七月

根据《国家能源局综合司关于印发2019年重点专项监管工作方案的通知》（国能综通监管〔2019〕38号），国家能源局组织各派出机构开展了用户“获得电力”优质服务情况、清洁能源消纳、12398热线投诉举报共性问题重点专项监管（以下简称重点专项监管）。在日常监管、企业自查、现场检查的基础上，形成本报告。一、基本情况国家能源局严格落实中央“基层减负年”部署要求，将重点专项监管与能源行业漠视侵害群众利益问题专项整治、农网改造升级大排查工作统筹安排、协同推进，努力减轻基层负担。各派出机构坚持目标引领和问题导向，认真制定实施方案和工作台账，按照启动部署、自查整改、现场监管等步骤，全面摸底排查，深入调研督导，严格行政执法，确保重点专项监管工作取得实效。在监管工作中，国家能源局集中全局力量，组成15个工作组，在全国范围内进行了调研督导和现场监管。 从监管情况看，各电网公司及各级供电企业基本能够落实重点专项监管工作要求，注重拓展服务渠道、创新服务方式，努力提高供电质量和供电服务水平，积极解决人民群众反映的各类用电问题，取得了较好成效。在监管中也发现了部分企业在用电报装办理、配电网运维管理和市场交易组织等方面存在的问题。二、存在问题经统计，国家能源局工作组和各派出机构在重点专项监管中共发现各类问题717项。本报告按照同类合并、通报典型原则，重点披露以下问题。 （一）用电业务办理时间超出国家规定时限或业务办理“体外循环”，时间信息不真实 部分供电企业用电报装业务办理时间超出国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》规定的时限要求；业务办理存在“体外循环”，重复或滞后发起系统流程、补填或涂改时间记录，用电报装时间统计信息不准确等问题。 1.广东湛江供电局在竣工检验和装表接电环节超时率达35%；内蒙古赤峰、山西太原、河南邓州、贵州湄潭等地区供电企业部分用电报装资料不符合逻辑，业务办理环节时间倒置。 2.天津城西、西藏林芝等地区供电企业营销系统记录时间与业扩资料记录时间不一致，或与实际情况不一致；宁夏石嘴山、安徽阜阳、广西贺州等地区供电企业存在先办理用电业务、后发起系统流程的现象；新疆喀什供电公司部分低压非居民新装用电业务直至装表接电环节才发起系统流程。 （二）办电资料或环节精简不到位，线上报装系统功能不完善或推行力度不够 部分供电企业办电资料或环节精简不到位，有的增设审批、承诺事项，有的报装申请资料繁杂，有的线上办电系统功能不完善或推行力度不够，制约了“获得电力”便利化水平提升。 3.福建闽侯等地区供电企业对部分用电报装项目增设“前期办电指导”环节；湖北新洲等地区供电企业要求低压用电报装必须委托台区网格员办理；浙江省电力有限公司在用电报装业务办理中对110kV及以上用户增设“接入系统审批”环节。 4.河北承德、唐山等地区供电企业要求新装用户既提交纸质用电申请资料，又使用“掌上电力”APP重复提交业务申请；江苏无锡供电公司在办电报装办理过程中重复收取营业执照、法人身份证复印件。 5.海南三亚供电局在个别用户用电报装时，要求提供包括管委会报装函、中标通知书、管理合同等11项报装申请资料。 （三）接电和抄表收费不规范，违规收费情况依然存在 部分供电企业违规收费或由关联企业变相违规收费；投资界面不清晰，随意扩大用户受电工程范围，将部分应由供电企业承担的费用转嫁给用户；在交费协议中对用户交费金额、方式设置不清晰或隐含预付费条件；对用户变更信息不及时导致重复收费。 6.云南电网有限责任公司对部分使用变电站间隔和既有电缆通道的用户收取租赁费，违反《国家发展改革委办公厅关于清理规范电网和转供电环节收费有关事项的通知》（发改办价格〔2018〕787号）规定；广西富川水电公司自立名目收取电能表材料费、电表押金、验表费等。 7.安徽亳州、陕西延安等地区供电企业将计量、用电信息采集、负控装置等本应由供电企业承担的费用转嫁至部分用户承担；海南三亚供电局将计量装置辅件有关费用转嫁至用户，2017年至2019年5月份累计约600万元。 8.浙江省电力有限公司统一印制《低压电力智能交费服务协议》相关条款限制用户变更交费方式的选择权，且对用户交费金额、方式设置不清晰，并在办理过程中对用户的知情权和选择权没有充分告知；重庆市电力公司在推广智能交费时设置隐含预付费条件，且要求预付费账户余额不得低于20元。 9.内蒙古呼和浩特赛罕供电分局因电量采集不及时导致部分用户用电递升阶梯，电费升高，连续两次被通报仍未采取有效措施予以解决。 （四）配电网网架结构薄弱，低电压频繁停电问题较为突出 部分农村地区配电网架构薄弱，供电能力不足，低电压、频繁停电等问题多发频发；部分供电企业电网运行方式安排不合理、计划检修统筹不科学、停电 抢修不及时，供电“两率”数据管理不规范、统计不准确。 10.河南信阳、周口、驻马店等地区，河北唐山、沧州、保定等地区，湖北恩施、黄冈等地区，陕西西安、汉中等地区，广西贺州、玉林等地区，贵州毕节、铜仁等地区农村配电网基础设施较为薄弱，当地群众反映的低电压和频繁停电问题较为突出，投诉举报数量偏高。 11.四川省部分藏区县配电网建设投资不足，网架薄弱，供电能力、供电可靠性较低，频繁停电、低电压等问题突出。 12.宁夏石嘴山供电公司停电计划执行率偏低，2019年1月、5月计划检修执行率为71.43%、77.5%；陕西西安供电公司2019年1月主网停电工作中临时检修占比达50%，配电网停电计划完成率仅为39%。 （五）用户受电工程市场公平开放不到位，市场竞争不充分 部分供电企业区别对待关联企业和其他承装（修、试）电力设施企业，影响和阻碍市场公平开放；其关联企业利用特殊地位，影响公平竞争；对承装（修、试）电力设施许可资质查验把关不严，存在无资质或虚假资质施工单位违规承揽用户工程的现象。 13.湖南郴电国际郴州分公司明确要求该公司各部门直接介入用户工程设计、施工单位确定、材料采购、项目管理等各环节。 14.浙江绍兴、衢州等地区供电企业的关联企业与用户签订的施工合同部分条款显失公平，如要求用户在合同签订后10日内付清全款、未约定质保金或质保期。 15.江苏常熟供电公司的关联企业在当地用户（含居配）接入工程设计、施工、监理市场份额占比100%，河南安阳、湖南株洲等地区供电企业的关联企业电力试验项目市场占有率超过80%。 16.甘肃酒泉、河南西峡等地区供电企业对承装（修、试）电力设施许可资质审核把关不严，个别未取得资质或资质已注销的施工企业仍在承揽用户工程。 （六）信息发布不规范，办电透明度有待进一步提高 部分供电企业对用户“获得电力”优质服务举措宣传贯彻不到位，宣传内容与优化用电营商环境政策不相符；部分供电企业未按照《供电企业信息公开实施办法》要求，及时、准确、全面地公开相关信息；个别电力交易机构未及时向清洁能源发电企业披露与市场交易相关的安全约束、出清结果等信息。

17.国家电网有限公司部分供电企业在门户网站、供电营业场所等处公开的《供电服务“十项承诺”》中，对部分用电业务的办理时限规定不符合国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》要求；安徽安庆等地区供电企业门户网站未公布营业网点信息。 18.甘肃兰州供电公司停电计划制定不严谨，停电时间预测偏差较大，不利于群众合理安排生产生活用电；山西朔州山阴、右玉等地区供电企业只发布计划检修停电信息，其他故障停电信息未发布。 19.山西电力交易机构新能源交易公布出清结果耗时较长，外送交易公告时间较短；信息披露不完整，缺少关键输电通道剩余可用能力、关键设备检修预安排等安全约束信息。 （七）调度运行和并网管理不严格，未平等对待清洁能源发电企业 部分电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则，相同条件下不同风电场站弃风比例差异较大；部分电力交易机构未与部分新建机组在调试前签订购售电合同，导致发电企业不能按期结算并网调试期上网电费。

20.冀北电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则，同一风力资源区、同一输电断面的不同风电场站弃风比例差异较大。 21.辽宁电力交易机构未与新建机组并网前签订购售电合同，未与发电企业按期结算并网调试期上网电费，影响发电企业效益。 （八）组织交易不规范，交易规则执行不到位 个别电力交易机构未按交易方案组织市场交易，定向扩大市场交易规模；未按要求提交调度机构进行安全校核；新能源发电计划安排不合理，执行进度差异较大；省间外送电交易合同执行率较低。

22.新疆电力交易机构未遵循交易方案，超规模组织新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易，挤占了新能源优先发电和市场化交易电量空间。 23.蒙东电力交易机构2019年上半年组织的市场化交易均未经电力调度机构安全校核。 24.青海电力交易机构安排新能源基数电量计划无明确原则，在月度电量交易计划编制时，未根据前期各电厂基数电量完成情况进行合理调整，新能源企业基数电量计划完成进度差异较大。 25.四川省电力公司2019年上半年外送电年度交易合同执行率仅为67%，影响省内市场交易边界条件确定和发电企业发电计划制定。 （九）电费结算和补贴发放不及时，承兑汇票比例偏高 部分电网企业结算上网电费、发放可再生能源补贴不及时，对市场交易用户的退费管理不规范，退费时间滞后；支付购电费金额与应付购电费存在差异；向发电企业支付电费中银行承兑汇票比例较高。

26.天津市电力公司存在单月结算多个月电费情况；冀北电力有限公司对可再生能源企业支付补贴不及时；四川省电力公司对市场交易用户的退费管理不规范，退费时间滞后，所属供电企业之间差异明显，退费时间跨度最长达3个月。 27.陕西省电力公司月度支付购电费与应付购电费存在差异，且差额在年底核对清算。 28.贵州电网有限责任公司结算电费中银行承兑汇票比例较高，将用户开具的大部分银行承兑汇票转移支付给发电企业，自行承担比例较低。 （十）对群众投诉举报重视不够，处理质量不高 部分供电企业对12398热线投诉举报共性问题重点专项监管部署滞后、效果不佳；未严格落实12398热线投诉举报事项调查处理要求，内部流程不清晰、调查结果不准确、责任认定不严谨；处理群众投诉举报问题针对性不强、处理质量不高。

29.新疆喀什等地区供电企业对个别用户多次反映低电压的投诉举报事项重视不够，整治问题不及时、不彻底；新疆阿勒泰等地区供电企业处理部分群众投诉举报问题针对性不强，解决措施不具体。 30.湖南平江供电公司没有建立12398热线投诉举报共性问题处理台账，多项投诉举报未及时进行处理；四川泸州供电公司共性问题台账不规范，无基本信息、整改措施等内容；四川省能源投资集团有限责任公司、乐山电力股份有限责任公司工作部署滞后，未能有效组织所辖供电企业开展12398热线投诉举报共性问题专项监管。三、监管成效针对重点专项监管发现的问题，国家能源局按照闭环监管工作要求，综合运用会商通报、监管约谈、行政处罚等方式，推动发现问题得到有效解决。对属于国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司的623项问题，国家能源局于2020年4月13日、15日分别与两家电网公司进行了会商通报。在重点专项监管中，两家电网公司按照监管工作要求制定专项工作方案，明确工作措施和时间节点，对国家能源局及派出机构发现的问题即时进行整改，同时坚持举一反三，强化建章立制，不断健全问题解决长效机制。截至5月15日，两家电网公司的562项问题已经整改完毕；其余61项因涉及农网改造、资金投入等因素，也已明确整改措施和预计完成时间，将逐步予以解决。对属于地方电力企业的94项问题，各派出机构向相关企业进行了通报，并责令进行了整改。 总体来看，通过重点专项监管的深入开展，推动了各地用电营商环境持续改善，健全了电力市场交易机制，促进了清洁能源消纳和更大范围的资源优化配置，解决了一批人民群众反映强烈、反复出现、矛盾突出的共性问题，进一步提高了供电质量和供电服务水平。主要体现在以下几个方面。 （一）推动“获得电力”优质服务水平进一步提升 我国用户“获得电力”优质服务水平稳步提升，全国用电营商环境持续优化。2019年10月，世界银行发布的《全球营商环境报告2020》显示，以北京、上海为样本城市参评的我国“获得电力”指标排名由第14位进一步提升至第12位，连续两年保持全球领先水平，部分指标属全球最佳。

1.办电更省时。上海市电力公司无缝对接地方政府“一网通办”和“联审平台”，低压小微企业平均接电时间4.22天，最短仅需1天；福建省电力有限公司促请地方政府对20-200米内的配套电力外线工程占掘路实行备案制，用户办电平均时长较2018年压缩超过1/3；青海省电力公司实现低压业扩配套工程“抢修领料”工作模式，办电效率同比提升32.5%。 2.办电更省心。北京市电力公司创新运用 “互联网+”“大数据”，实现工程管理全流程电子化，用户报装接电全程“指尖”完成；深圳供电局有限公司推出了“零资料”“零审核”的无感低压用电报装，市民仅需“刷脸”即可完成低压报装业务；江苏省电力有限公司在农村地区实现网格化、片区化综合服务，通过深化大数据应用、推广移动作业终端、推进“线上+线下”业务融合，实现农村低压用户办电“一次都不跑”，偏远地区居民用电“7×24预约上门服务”。 3.办电更省钱。广东电网有限责任公司广州供电局创新推行“临电租赁共享”“电能保”等供电服务，降低企业用电成本。2019年，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司等3家电网公司通过提高低压接入容量、延伸投资界面，合计为用户节省投资约225亿元。 4.信息更透明。重庆市电力公司编制线上线下宣传材料，通过新闻发布会、走访沟通、典型案例宣传等方式全面宣介“三零”服务举措及“掌上电力”APP，方便企业群众知政策、享便利、得实惠。 （二）推动清洁能源消纳能力进一步增强 全国清洁能源装机保持稳步增长，电源结构持续优化，清洁能源消纳水平不断提高，弃电量、弃电率实现“双降”，弃水问题得到有效缓解，风光消纳逐年好转。清洁能源市场化交易机制不断完善，交易组织、安全校核、电量调度等环节精益化管理水平有所提升。电力辅助服务市场建设逐步深化，系统灵活调节能力和安全裕度全面提升，清洁能源消纳空间进一步拓展，能源结构转型升级效果显著。

5.清洁能源消纳整体形势持续向好。2019年，全国主要流域弃水电量约300亿千瓦时，水能利用率96%，同比提高4个百分点。全国弃风电量约169亿千瓦时，平均弃风率4%，同比下降3个百分点。全国弃光电量约46亿千瓦时，平均弃光率2%，同比下降1个百分点。通过电力辅助服务市场深度挖掘系统调峰能力3100万千瓦，促进清洁能源电量增发850亿千瓦时，相当于少消耗2600万吨标煤，少排放1.7万吨二氧化硫、1.6万吨氮氧化物。 6.资源优化配置成效显著。西北区域跨省调峰市场实现了区域资源共享和省间互济，以甘肃为例，2019年区域辅助服务市场为甘肃电网提供调峰电量25.83亿千瓦时，甘肃电网为其他省份提供调峰电量2.28亿千瓦时。东北区域开展跨省调峰支援991次，支援电量近18.12亿千瓦时，并积极协调俄罗斯、朝鲜开展跨国调峰，缓解冬季低谷时期调峰困难。 7.清洁能源消纳空间不断拓展。南方区域提前建成滇西北直流工程，新增云电送粤能力500万千瓦；加强调峰电源建设，新增抽水蓄能装机130万千瓦。东北区域加强清洁能源消纳综合管理，2019年消纳清洁能源发电量830.37亿千瓦时，同比增长14.85%，新能源受限电量15.59亿千瓦时，同比减少46.55%，实现历史最好水平。 8.电力调度运行机制不断完善。华北区域实施集中式光伏扶贫电站优先调度机制，2019年，河北省电力有限公司、冀北电力有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司光伏扶贫电站合计增发电量1.97亿千瓦时，增收1.56亿元，助力打赢精准脱贫攻坚战。云南开展梯级水电群精细化调度，2019年主汛期全网弃水电量同比减少92.5%，全年弃水电量同比减少158.1亿千瓦时。 （三）推动投诉举报共性问题得到较好解决 各供电企业按照监管要求，对人民群众反映强烈、反复出现、矛盾突出的频繁停电、低电压、停电抢修不及时、用户报装受限等12类共性问题进行了深入自查整改，共自查问题13551个，绝大部分问题于2019年完成整改，一大批人民群众身边的操心事、烦心事、揪心事得到有效解决。同时，国家能源局严格行政执法，对重点专项监管中发现的侵犯人民群众合法权益事项坚决予以查处，对13起严重违法案件进行了行政处罚，罚没金额195万元。

9.群众反映集中的电能质量问题得到重点解决。针对投诉举报集中的低电压、频繁停电等电能质量问题，各供电企业进行了重点治理，解决电能质量问题8093个。广东电网有限责任公司认真梳理电压不稳和低电压共性问题案例，开展降低故障率专项行动，完成942个低电压台区的问题治理，区域内的电压不稳及低电压问题得到有效缓解，频繁停电问题数量大幅下降。河南省电力公司针对排查出的低电压、频繁停电问题，制定专门台区改造计划，下达9.5亿元专项整改资金，集中对相关台区进行改造治理，12398热线投诉举报数量排名下降明显。 10.影响较大的部分深层次问题得到有效解决。针对群众反映强烈的河南部分地区农业生产灌溉用电费用较高问题，河南监管办将该问题列入共性问题清单进行专项治理，联合地方政府有关部门、供电企业，从规划衔接、并网接入、电费收取等方面研究出台意见，推动了相关问题的有效解决。针对福建地区行业反映强烈的新建住宅小区供电配套设施建设问题，福建监管办开展专题调研，联合地方政府出台规范性文件，辖区内的相关问题得到了较好解决。 11.投诉举报共性问题长效解决机制初步建立。中国南方电网有限责任公司制定《南方电网公司大力减少12398投诉十项举措》，实行客户问题“日监控、周分析、月通报”机制，打造“全客户、全渠道、全业务、全数据”的“四全”统一服务平台，投诉举报管控力度持续强化，客户问题解决能力全面提升。四川省电力公司完善投诉举报管控机制，建立三级分析例会制度，定期核查重难点问题；建立低电压精准治理工作机制，强化投诉举报问题源头治理。辽宁省电力有限公司制定12398热线投诉举报共性问题专项管控方案，建立共性问题台账长效分析制度，常态开展“回头看”。四、监管意见各电网公司及各级供电企业要深入践行以人民为中心的发展思想，认真贯彻能源安全新战略，提高政治站位，强化责任担当；要进一步强化问题治理，持续推进能源结构转型升级，全面提升服务质量和服务水平，不断满足人民群众日益增长的美好生活需要。 （一）全面提升“获得电力”优质服务水平 各供电企业要加快复制推广北京、上海等地“获得电力”典型经验做法，聚焦用户需求，创新服务方式，拓展服务渠道，进一步压缩办电时间、提高办电便利度、降低办电成本，全面提升我国“获得电力”整体服务水平，确保完成“2020年供电企业办理电力用户用电业务平均时间压减到40个工作日以内”的目标任务；同时，要进一步规范服务行为，强化企业内部管理，加大信息公开力度，切实提高用户对优质服务的获得感。 （二）持续提高供电能力和供电质量 各供电企业要加大城市配网和农村电网投资建设和改造力度，将农村地区线路老化、供电半径大、电压低、停电频繁等突出问题优先纳入电网改造计划，着力解决低电压、频繁停电等突出问题；要加强对贫困地区倾斜投资，对供电能力较差、突出问题较多的贫困地区进行重点改造，着力解决电网建设发展不平衡问题；要优化综合保障体系，提高电网运行维护管理水平，加强停电计划管控和停电过程管理，严格执行国家供电质量有关规定和标准，全面提升供电可靠能力。 （三）建立清洁能源消纳综合保障体系 各电网公司和电力调度、交易机构要注重长效机制建设，着力破解清洁能源消纳的制约因素，构建适应高比例清洁能源消纳的综合保障体系；要统筹推进网源荷储协调发展，同步规划、同步建设、同步运行清洁能源配套电网工程；要积极配合电力辅助服务市场机制建设，进一步优化实时调度原则和联合调度运行方式；要持续规范市场化交易组织方式，加强市场化交易合规管理和电量分解执行工作，提升交易规则、交易方案的执行刚性，提高清洁能源消纳公平性；要认真落实清洁能源电力消纳责任权重，合理确定各省（自治区、直辖市）清洁能源利用率目标并适时动态调整，稳步提升清洁能源电量在能源消费中占比。 （四）进一步健全完善投诉举报处理机制 各供电企业要高度重视12398热线投诉举报处理相关工作，高度关注人民群众的每一项诉求，认真查找服务短板，严格规范内部流程，加快投诉举报处理进度，提高投诉举报处理质量，持续提升群众反映问题的解决能力，确保群众诉求得到及时回应，群众困难得到圆满解决；要重点关注和定期总结群众投诉举报中的共性问题，善于从群众诉求中发现一般性规律和普遍性诉求，注重从配网建设、投资布局、力量配备、服务能力等方面解决深层次矛盾，做到共性问题“发现一个、整改一批、杜绝一类”；要进一步健全完善投诉举报响应机制，优化投诉举报处理制度，科学合理制定投诉举报考核评价体系，不断健全完善共性问题处理长效机制。

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