我想问问风电为什么不让并网

可以，绝对可行，以目前的电力电子技术已经非常的成熟。风电了解不多，但是也是需要风电变流器这个电力电子设备做为接入网的关键设备。光伏则是通过并网逆变器接入电网。无论变流器还是逆变器，均属于电力电子技术的一个应用环节，实现一个DC-AC的转换，在转换过程中通过跟踪电网电流波形，然后同步锁相实现与电网的同期运行，所以此时的光伏或者风电均属于大电网中一个供电电源。首先，当然单就光伏或者风能其输出负载受天气影响而变化的，但接入电网后，整个大电网将做为此类能源的backup电源，所以在接入数量不多的情况下是非常稳定，不会对电网造成大的影响。当然此类分布式电源接入电网之后，对于电网也会造成一定影响，比如过去在10KV及其以下电压等级中，潮流计算中基本不考虑逆向潮流，所以整个网间的整定保护值是按照不存在逆向潮流进行整定设定，大规模接入分布式新能源之后，或许会对电网的继保造成影响。其次，大规模的新能源接入之后，会对电网的稳定运行造成影响，因为对于整个电网而言，出力是等于负载的，但如果不稳定的新能源大规模接入之后，怎么样在新能源发电端出力下降后，常规的核电，火电，水电等快速将出力加大补足将会成为一个新的挑战，这个也就是前段时间整个新能源行业讨论比较热烈的德国电网怎么安稳的度过日食影响一样，(一句题外话，看到当时整个讨论的各种意见，我觉得蛋疼，其实一个很好的解决方案，日食是可以预测的，那么只是需要在日食那天将接入的新能源解列，进行系统维护就可以，电力由常规能源补足不就可以解决这个日食问题了)但要达到这个程度，需要接入的新能源将需要达到一个非常的数量，按照目前我们国家电网的实际情况，新能源的接入比例控制在5%左右就不会对整个电网造成冲击影响，如果电网智能化之后，也会使新能源的接入比例提高，当然随着科技进步，天气预报的准确性的提高，新能源出力的可预测性会更准确，那么其对电网的影响就越小，而且电网的可承接力也就越大。

从风电发展来看，相对于行业发展速度，标准是滞后的。新能源法修改后强调的是规划，同时强调了电网公司的义务，也强调了发电企业的义务。其实政策和行业标准都是推动这个行业发展的手段和方式，标准并不是限制行业发展的。比如，风电大规模发展，国内外的各种标准，恰恰是保障这个行业有序稳定发展相适应的政策。目前风电行业出现的问题，是和标准滞后有关联的，包括设备制造业。因此，标准和相应检测手段是支撑这个行业稳定和发展的基础性工作。

我国的光伏并网产业还处于发展的初级阶段，光伏并网标准还不够健全，目前已经颁布的光伏并网标准主要有：GB/Z19964-2005《光伏发电站接入电力系统技术规定》、GB/T20046-2006《光伏（PV）系统电网接口特性》、GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》、SJ/T11127-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护－导则》、Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》、Q/GDW618-2011《光伏电站接入电网测试规程》等。

目前，正在制定的标准有国标9项、行标18项、企标5项，主要有：GB19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》（修订）、光伏发电站无功补偿技术规范（国标）、光伏发电系统接入配电网技术规定（国标）、光伏发电站接入电网检测规程（国标）、光伏发电站并网运行控制规范（国标）、光伏发电站低电压穿越检测技术规程（行标）、光伏发电站逆变器防孤岛效应检测技术规程（行标）、光伏发电站逆变器电能质量检测技术规程（行标）等。

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2、推广分布式发电有何优点那：分布式发电可以简单根据负荷现场布置，使得其布局灵活，电力资源有效分配在一定程度上延缓了输、配电网升级换代所需的巨额投资与传统大电网互为备用，提供供电可靠性新电改推出，说不定还能赚点钱，体验老板的感觉推动供电方竞价机制的建立。

3、但是搞了这么多年分布式发电，似乎更多是口号和利益的分割，而细心观察自然会发现分布式发电都是直接接入电网的，其中涉及到分布式发电电源到电网之间的连接点——电力电子变流器转换环节，以及相关控制、保护等环节，这估计也算是技术的难点，也是企业差异的体现。

4、那么分布式发电到底存在哪些技术问题：(1)设计规划问题：分布式发电逐步渗透电网，自身随机性强，需要考虑可靠性问题分布式发电种类多样、规模多样，运行方式多变，如何安装、安装在哪里、何种运行方式，带来的总体评价性能是不一样的当前及未来电网的承载能力及“三公”分配问题，在一定程度上影响了分布式发电的并网情况，如西北地区悠闲转动的风力发电机。(2)电能质量问题：就目前看，少量的分布式发电装置对电网来说基本上忽略的，但是逐步放开后，新能源比重增加，会对电力系统的电压形态、短路电流、电压闪边、谐波、直流注入、网损、潮流、继电保护等带来一系列影响。因为分布式发电许多采用电力电子装置接入电网，变流器(逆变器)的控制策略对电网不平衡电压会有影响。||许多分布式发电并网采用防逆流装置，正常运行时不会向电网注入功率，但当配电系统发生故障时，短路瞬间会有分布式电源的电流注入电网，增加了配电网开关的短路电流水平，可能使配电网的开关短路电流超标。因此, 大功率分布式电源接入电网时，必须事先进行电网分析和计算，以确定分布式电源对配电网短路电流水平的影响程度。||并网时一般不会发生闪变，孤岛运行时如储能元件能量太小，易发生电压闪变||因为电力电子装置自身易产生谐波，主动和被动谐波治理也得以被推动发展。||因为变流器并网过程存在有无(高频)隔离变压器之分，而无变压器情况下系统整体效率得以提升，使得其存在一定市场份额，当无隔离(高频)变压器时，那么存在分布式电源侧直流和电网交流侧的互相交互作用(可以直观想象一下太阳能发电)，当电网存在直流注入时，将直接造成系统电磁元件(如变压器)的磁饱和现象，同时产生转矩脉动。||分布式电源的接入改变了配电网中各支路的潮流流动情况，使得系统网损发生变化，其受到负载、连接的分布式电源的位置和容量大小等影响。||分布式电源的接入，使得系统潮流不再单向流动，难以预测，极大影响电压调整。||因为传统大电网的继电保护装置已经成形，短时内不会重新改造，一方面分布电源的接入要考虑与之配合问题，不合理(就算有时合理)的控制策略和配置方式，会造成重合闸失败、继电保护装置的保护区缩小、潮流改变使得继电保护误动作。||另外注意孤岛问题。(3)储能配置、功率预测及平滑等问题，目前估计很多都不愿意这么搞的。(4)管理、监控、维护问题。(5)效益权利纷争问题(这真的也算个技术活)。

5、以上只是具有代表性的一部分问题，针对这些问题，当前更多采用建模、预测等手段初步验算。不过应用与现场还是困难重重，既然如此难以搞定，电网就对这样一种不可控电源进行了限制、隔离的处理方式，一方面要求电源端设备的性能指标，另一方面一旦电网故障，要求分布式电源必须马上退出运行(IEEE1547)。

6、为了更好协调分布式发电和电网之间关系，微电网的概念得以推出。微网的定义尚未统一，这里给出一种：微网是指由微电源(分布式电源)、储能装置、负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电系统，是一个能够实现自我控制、管理和保护的自治系统。微电网对外可以看做一个单一的可控单元，通过公共耦合点的静态开关接入电网，实际操作时微网的入网标准只针对微网和电网的公共连接点，而不考虑微网内各个(分布式)电源，从而实现分布式发电和电网更和谐的相处。目前，微网从整体控制策略上主要有主从控制、对等控制、基于多代理的分层控制等，而内部微电源的控制主要有恒功率控制(P/Q)、恒压恒频控制(V/F)和下垂控制(DROOP)等。

水力发电对本法的适用，由国务院能源主管部门规定，报国务院批准。

通过低效率炉灶直接燃烧方式利用秸秆、薪柴、粪便等，不适用本法。第三条　本法适用于中华人民共和国领域和管辖的其他海域。第四条　国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施，推动可再生能源市场的建立和发展。

国家鼓励各种所有制经济主体参与可再生能源的开发利用，依法保护可再生能源开发利用者的合法权益。第五条　国务院能源主管部门对全国可再生能源的开发利用实施统一管理。国务院有关部门在各自的职责范围内负责有关的可再生能源开发利用管理工作。

县级以上地方人民政府管理能源工作的部门负责本行政区域内可再生能源开发利用的管理工作。县级以上地方人民政府有关部门在各自的职责范围内负责有关的可再生能源开发利用管理工作。第二章　资源调查与发展规划第六条　国务院能源主管部门负责组织和协调全国可再生能源资源的调查，并会同国务院有关部门组织制定资源调查的技术规范。

国务院有关部门在各自的职责范围内负责相关可再生能源资源的调查，调查结果报国务院能源主管部门汇总。

可再生能源资源的调查结果应当公布；但是，国家规定需要保密的内容除外。第七条　国务院能源主管部门根据全国能源需求与可再生能源资源实际状况，制定全国可再生能源开发利用中长期总量目标，报国务院批准后执行，并予公布。

国务院能源主管部门根据前款规定的总量目标和省、自治区、直辖市经济发展与可再生能源资源实际状况，会同省、自治区、直辖市人民政府确定各行政区域可再生能源开发利用中长期目标，并予公布。第八条　国务院能源主管部门根据全国可再生能源开发利用中长期总量目标，会同国务院有关部门，编制全国可再生能源开发利用规划，报国务院批准后实施。

省、自治区、直辖市人民政府管理能源工作的部门根据本行政区域可再生能源开发利用中长期目标，会同本级人民政府有关部门编制本行政区域可再生能源开发利用规划，报本级人民政府批准后实施。

经批准的规划应当公布；但是，国家规定需要保密的内容除外。

经批准的规划需要修改的，须经原批准机关批准。第九条　编制可再生能源开发利用规划，应当征求有关单位、专家和公众的意见，进行科学论证。第三章　产业指导与技术支持第十条　国务院能源主管部门根据全国可再生能源开发利用规划，制定、公布可再生能源产业发展指导目录。第十一条　国务院标准化行政主管部门应当制定、公布国家可再生能源电力的并网技术标准和其他需要在全国范围内统一技术要求的有关可再生能源技术和产品的国家标准。

对前款规定的国家标准中未作规定的技术要求，国务院有关部门可以制定相关的行业标准，并报国务院标准化行政主管部门备案。第十二条　国家将可再生能源开发利用的科学技术研究和产业化发展列为科技发展与高技术产业发展的优先领域，纳入国家科技发展规划和高技术产业发展规划，并安排资金支持可再生能源开发利用的科学技术研究、应用示范和产业化发展，促进可再生能源开发利用的技术进步，降低可再生能源产品的生产成本，提高产品质量。

国务院教育行政部门应当将可再生能源知识和技术纳入普通教育、职业教育课程。第四章　推广与应用第十三条　国家鼓励和支持可再生能源并网发电。

建设可再生能源并网发电项目，应当依照法律和国务院的规定取得行政许可或者报送备案。

建设应当取得行政许可的可再生能源并网发电项目，有多人申请同一项目许可的，应当依法通过招标确定被许可人。第十四条　电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。第十五条　国家扶持在电网未覆盖的地区建设可再生能源独立电力系统，为当地生产和生活提供电力服务。

增加一款，作为第二款：“国务院有关部门应当制定有利于促进全国可再生能源开发利用中长期总量目标实现的相关规划。”

第二款改为第三款，修改为：“省、自治区、直辖市人民政府管理能源工作的部门会同本级人民政府有关部门，依据全国可再生能源开发利用规划和本行政区域可再生能源开发利用中长期目标，编制本行政区域可再生能源开发利用规划，经本级人民政府批准后，报国务院能源主管部门和国家电力监管机构备案，并组织实施。”

第三款、第四款分别改为第四款、第五款。二、将第九条修改为：“编制可再生能源开发利用规划，应当遵循因地制宜、统筹兼顾、合理布局、有序发展的原则，对风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等可再生能源的开发利用作出统筹安排。规划内容应当包括发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施进度、配套电网建设、服务体系和保障措施等。

“组织编制机关应当征求有关单位、专家和公众的意见，进行科学论证。”三、将第十四条修改为：“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。

“国务院能源主管部门会同国家电力监管机构和国务院财政部门，按照全国可再生能源开发利用规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重，制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法，并由国务院能源主管部门会同国家电力监管机构在年度中督促落实。

“电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。

“电网企业应当加强电网建设，扩大可再生能源电力配置范围，发展和应用智能电网、储能等技术，完善电网运行管理，提高吸纳可再生能源电力的能力，为可再生能源发电提供上网服务。”四、将第五章章名修改为“价格管理与费用补偿”。五、将第二十条修改为：“电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。”六、将第二十二条修改为：“国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统的销售电价，执行同一地区分类销售电价，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分，依照本法第二十条的规定补偿。”七、将第二十四条修改为：“国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等。

“可再生能源发展基金用于补偿本法第二十条、第二十二条规定的差额费用，并用于支持以下事项：

（一）可再生能源开发利用的科学技术研究、标准制定和示范工程；

（二）农村、牧区的可再生能源利用项目；

（三）偏远地区和海岛可再生能源独立电力系统建设；

（四）可再生能源的资源勘查、评价和相关信息系统建设；

（五）促进可再生能源开发利用设备的本地化生产。

“本法第二十一条规定的接网费用以及其他相关费用，电网企业不能通过销售电价回收的，可以申请可再生能源发展基金补助。

“可再生能源发展基金征收使用管理的具体办法，由国务院财政部门会同国务院能源、价格主管部门制定。”八、将第二十九条修改为：“违反本法第十四条规定，电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失的，应当承担赔偿责任，并由国家电力监管机构责令限期改正；拒不改正的，处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款。”

本决定自2010年4月1日起施行。

《中华人民共和国可再生能源法》根据本决定作相应修改并对条款顺序作相应调整，重新公布。

2018年石家庄市绿色低碳发展促进条例草案全文

石家庄市绿色低碳发展促进条例(草案)

第一章总则

第一条为促进绿色低碳发展，加快转变经济发展方式，推进生态文明建设，实现经济社会可持续发展，根据有关法律法规规定，结合本市实际，制定本条例。

第二条本市行政区域内温室气体及其污染物的排放、治理及监督管理，适用本条例。

第三条本条例所称绿色低碳发展，是指在资源开发、生产和消费过程中，通过转变生产和生活方式，减少温室气体及其污染物排放，实现资源高效、节约、清洁利用，改善生态环境，促进经济、社会和环境协调发展。

第四条促进绿色低碳发展应当坚持科学规划、结构调整、技术创新、制度保障、源头控制、综合治理的原则，建立政府引导、市场驱动、公众参与的长效机制。

第五条县级以上人民政府负责本行政区域内的绿色低碳发展，发展和改革部门是绿色低碳发展的主管部门其他部门应当在各自职责范围内做好相关管理工作。

第六条县级以上人民政府及有关部门应当扶持高等院校、科研单位和企业开展绿色低碳方面的科学研究和技术开发，推广应用成熟可靠的绿色低碳新技术、新工艺、新材料和新产品，提高绿色低碳发展科学技术水平。

鼓励和支持行业协会、中介机构和其他社会组织开展绿色低碳方面的技术推广、咨询服务和公益活动。

第七条县级以上人民政府及有关部门应当加强绿色低碳发展宣传教育，普及相关知识，增强全民的绿色低碳发展意识。

公民、法人和其他组织应当树立绿色低碳发展理念，自觉遵守有关规定，减少温室气体及其污染物排放，保护生态环境。

第二章规划与保障

第八条县级以上人民政府应当将绿色低碳发展纳入国民经济和社会发展规划以及相关专项规划。

市发展和改革部门应当会同有关部门依据规划编制绿色低碳发展实施方案市环境保护部门应当会同有关部门依据规划编制生态环境保护实施方案。县级人民政府应当依据规划和实施方案编制相应的行动方案。

第九条县级以上人民政府应当建立碳排放、煤炭消费、污染物排放总量和碳强度控制制度，设立资源消耗上限、环境质量底线、生态保护红线，具体办法由市人民政府另行制定。

第十条县级以上人民政府应当建立温室气体排放统计、核算制度，将温室气体排放基础统计指标纳入政府统计指标体系。

县级以上人民政府发展和改革部门应当会同有关部门定期编制本行政区域的温室气体排放清单。

重点碳排放单位应当每年向市发展和改革部门提交年度温室气体排放报告。

第十一条市人民政府应当建立健全绿色低碳发展指标体系，并纳入对下一级人民政府评价考核内容，结合中部县(区)、东部平原县(市)和西部山区县经济区域特色分类考核，考核结果向社会公布。

县(市、区)人民政府应当每年向市人民政府报告绿色低碳发展目标实现情况。

第十二条市人民政府应当依据国家有关规定，建立碳排放权和污染物排放权交易制度，对纳入交易范围的单位实行配额管理，具体办法由市人民政府另行制定。

鼓励其他企事业单位和生产经营者参与碳排放权和污染物排放权交易。

第三章能源管理与利用

第十三条市人民政府应当推进全社会煤炭清洁高效利用，减少煤炭消费。

煤炭生产、销售和进口企业应当按照有关规定对商品煤质量进行标识。禁止销售、进口和燃用超标煤炭。禁止在未经批准的区域加工、存储经营性煤炭。

禁燃区内禁止销售和燃烧高污染燃料。

城镇和工业园区应当实施集中供热，拆除分散燃煤锅炉农村地区应当减少散煤使用，推广利用清洁煤炭。

第十四条生产经营单位应当按照国家规定生产、加工、销售符合标准的燃油。

第十五条市人民政府应当加强燃气基础设施规划和建设，完善输送网络，加强供应协调，增加清洁能源供应。鼓励发展天然气分布式能源，有序发展天然气调峰供热。

鼓励开发利用太阳能、生物质能、风能等新能源和可再生能源。

第十六条鼓励用能单位采用高效节能设备，推广热电联产、余热余压回收、能量梯级利用，以及先进的用能监测和控制技术。

鼓励用能单位实施新能源、清洁能源替代改造支持农村利用液化气和可再生能源。

第十七条电网企业应当优先支持太阳能、生物质能等可再生能源发电和余热发电并网。

第四章低碳发展与转型

第十八条县级以上人民政府应当加强产业结构调整，改造提升传统产业，发展现代服务业和高新技术产业，促进产业向集约、高端、低碳方向发展。

第十九条县级以上人民政府应当制定固定资产投资领域负面清单。投资主管部门应当按照国家产业结构调整指导目录及负面清单，对固定资产投资项目实行准入管理，将碳排放评估纳入节能评估内容。新建高耗能项目单位产品(产值)能耗应当达到国际先进水平，主要用能设备达到一级能效标准。

第二十条鼓励企业在原(燃)料替代、工艺改进、设备更新和综合利用等方面进行技术改造，从源头输入、生产过程和末端治理等环节降低碳排放和污染物排放。

发展和改革、环境保护等有关部门应当加强重点碳排放单位能源审计和清洁生产审核，对不达标单位责令限期整改。

第二十一条市人民政府应当对高碳排放、高污染行业制定严于国家、本省的淘汰标准和差别化生产要素价格，加快淘汰落后产能。

第二十二条鼓励发展节能环保装备产业化和节能环保产品生产规模化。支持发展节能环保服务业，推广合同能源管理和环境污染第三方治理。

第二十三条鼓励发展生产性服务业，促进传统服务业向现代服务业转变，推进生产性服务业与制造业融合发展。

第二十四条加强推广农业低碳生产技术，调整种植、养殖和加工结构，培育优良品种，推行生态循环种养，促进规模化经营加强农业现代化基础设施建设，提高农业机械化水平。

第二十五条县级以上人民政府应当依据主体功能区定位，对水源保护区、水土保护重点预防区等生态功能区生态系统进行保护修复对不符合功能区定位、超出生态环境承载力的污染企业，实施淘汰或搬迁改造。

企事业单位和其他生产经营者应当防止环境污染和生态破坏，对所造成的损害依法承担责任。

第二十六条城乡建设应当优化城镇空间和产业布局，促进产业和城市融合，推进绿色生态城区建设，提高城市化率和资源利用效率。

第二十七条燃煤发电、钢铁、建材、化工等污染物重点排放单位应当按照规定安装脱硫、脱硝和除尘环保设施，按照国家和地方规定的污染物排放限值运行。

第二十八条加强农村污染治理，推行农业清洁生产。实施规模化畜禽养殖场废弃物资源化利用，鼓励散养密集区实行畜禽粪污分户收集、集中处理。引导农业生产者测土配方，合理施用化肥。

第二十九条工业废弃物实施综合治理，实现废弃物减量化、资源化、无害化。

城市生活垃圾实行分类回收，进行分类投放和回收利用，实现城市垃圾无害化、资源化。建立农村垃圾集中处理体系，推进城乡垃圾处理一体化。

加强污水处理及配套设施建设，提高污水收集和处理率。加快污泥资源化利用，提高中水回用效率。推进农村生活污水统一集中处理。

第三十条加强林木、草地、湿地管理和保护。鼓励种植固碳优势树种，增加森林蓄积量，推进植树植草、封山育林、退耕还林和生态湿地建设，增强森林、草地、湿地储碳能力。

第六章绿色低碳生活

第三十一条政府投资的、单体建筑面积规模以上(2万平方米)新建公共建筑和保障性住房应当按照绿色建筑标准规划、设计和建设推进既有建筑节能和供热计量改造鼓励建设绿色住宅小区推进绿色农舍建设。

第三十二条优先发展公共交通，完善低碳出行基础设施建设。倡导公众低碳出行。

第三十三条政府、企事业单位应当优先选购和使用低碳、节能、环保的产品和设备。

第三十四条鼓励公民购买和使用节能、低碳产品，倡导低耗、节能、环保的工作和生活方式。

第三十五条鼓励机关、企事业单位、社会团体和公民参与绿色低碳主题宣传活动，有组织地开展绿色低碳公益志愿活动。

第七章鼓励与奖励

第三十六条发展和改革、财政、规划、国土、建设、环保、税务、人力资源等相关部门应当优先支持和发展绿色低碳项目。

第三十七条市人民政府应当加大对绿色低碳发展的财政投入，通过贷款贴息、奖励或补助等形式，对以下活动给予支持：

(一)节能环保产业化项目

(二)节能降碳技改项目

(三)可再生能源利用项目

(四)生态环境建设工程

(五)绿色低碳研究课题

(六)温室气体资源化利用

(七)温室气体清单编制和碳排放核查

(八)节能减排管理能力建设

(九)绿色低碳宣传、教育和培训等。

第三十八条应当对在绿色低碳发展工作中做出突出贡献的单位和个人给予表彰和奖励。

第三十九条企业主动升级改造，对未列入淘汰范围的落后设备和设施就地拆除回收或销毁的，市人民政府应当给予一定的资金奖励。

第八章监督与管理

第四十条县以上发展和改革部门应当建立绿色低碳发展监督检查制度，被监督检查的企事业单位或其他生产经营者应当接受监督检查，如实提供有关情况和资料。

第四十一条县级以上人民政府应当建立绿色低碳发展不良记录登记和向社会公开制度，有下列行为之一的企事业单位和其他生产经营者列入不良记录名单，并视情节轻重予以处罚。

(一)拒不接受排放总量控制和管理的

(二)拒不淘汰落后产能的

(三)拒不进行脱硫脱硝除尘处理的

(四)拒不接受能源审计、清洁生产审核或不达标单位拒不限期整改的

(五)拒不提供碳排放报告、不接受碳排放核查的。

第四十二条市发展和改革部门应当每年组织核查机构对重点碳排放单位进行碳排放量核查，核查后应当出具碳排放量核查报告。

第四十三条县以上煤炭管理及有关部门应当加强对本行政区域煤炭管理，对煤炭质量进行监督检验。

第四十四条对未通过环境影响评价和节能评估的固定资产投资项目，县级以上人民政府及相关部门不得审批、核准、许可。

有关单位不得供水、供电、供热、供气等。

第四十五条县级以上发展和改革部门应当督促重点碳排放单位建立温室气体排放管理制度，加强统计核算能力建设，完善温室气体排放核算基础数据统计，规范能源购销凭证管理，健全检测制度，配备和使用合格计量器具。

第四十六条市、县级人民政府应当建立温室气体监管信息平台，对重点碳排放单位进行在线监测。

第四十七条县级以上人民政府应当建立举报投诉制度，受理公民举报投诉，对妨害绿色低碳发展的行为由有关部门依法查处。

第九章法律责任

第四十八条违反本条例规定，法律、法规已有处罚规定的，由相关部门依法进行处罚。

第四十九条违反本条例第十三条对商品煤质量未进行标示的，由产品质量监督部门责令改正，处三万元以上五万元以下罚款对销售、进口和燃用超标煤炭的，由产品质量监督部门责令停止生产、进口、销售和燃用，没收违法所得，并处违法所得一倍以上五倍以下的罚款，情节严重的，由工商行政管理部门吊销营业执照对在未经批准的区域加工、存储经营性煤炭的，由县级以上煤炭管理部门责令停止加工、存储，并处以一万元以上三万元以下罚款对禁燃区内销售和燃烧高污染燃料的.，由县级以上工商管理、环境保护部门责令限期改正，拆除或者没收燃用高污染燃料的设施，处货值金额一倍以上三倍以下的罚款。

第五十条违反本条例第十四条规定，对生产和销售不符合标准燃油的，由产品质量监督部门责令停止生产和销售，没收违法所得，并处违法所得一倍以上五倍以下的罚款，情节严重的，由工商行政管理部门吊销营业执照。

第五十一条违反本条例第十七条规定，由发展和改革部门责令限期改正，逾期不改正的，处一万元以上三万元以下的罚款，并立即予以并网。

第五十二条违反本条例第四十条规定，被监督检查的企事业单位或其他生产经营者拒不接受检查，或不如实提供有关情况和资料的，由发展和改革部门处五万元以上二十万元以下的罚款。

第五十三条违反第四十一条规定的，由发展和改革部门责令限期改正，逾期不改正的，处五万元以上十万元以下的罚款。

第五十四条行政主管部门和有关单位工作人员滥用职权、玩忽职守、徇私舞弊的，对主管人员和直接责任人员，依法给予行政处分构成犯罪的，移送有关部门依法追究刑事责任。

第十章附则

第五十五条本条例所称温室气体，是指大气中吸收和重新放出红外辐射的自然和人为的气态成分，包括二氧化碳、甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、全氟化碳、六氟化硫和三氟化氮。温室气体排放亦称碳排放。

碳强度，指单位地区生产总值碳排放量。

排放配额，是政府分配给重点排放单位指定时期内的排放额度。

负面清单，是指禁止固定资产投资的领域、行业和区域详细名录。

第五十六条本条例自年月日起施行。

海上风电新增装机量大幅上升

全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2022》指出，得益于技术进步和商业模式创新，风能行业正在快速发展，2021年全球新增风电装机容量93.6GW，较2020年下降1.8%。其中陆上风电新增装机容量72.5GW，海上风电新增装机容量为21.1GW，与往年相比，海上风电新增装机容量大幅上升。

中国仍为风电发展最快的国家

在全球风电增速放缓的背景下，中国风电装机量有所回落。但2021年中国风电新增装机容量仍居全球第一，实现新增装机容量47.57GW，占全球新增装机容量的51%，其中陆上风机装机容量新增30.67GW，海上风机装机容量新增16.90GW其次为美国，新增装机容量12.75GW，占比14%，全为陆上风机巴西和越南紧随其后，均占全球风电新增装机容量的4%英国新增装机量2.32GW，占比也达到3%。五大国共计新增装机量69.19GW，占全球新增装机量比重约72%。

2021年，亚太地区新增风电装机容量占全球新增装机容量的比重达到了59%，再次成为全球风电增长引擎欧洲和北美洲新增风电装机容量占比分别为19%和14%拉丁美洲占比6%非洲和中东占比仅为2%。

亚太地区风电装机量占全球近一半

截至2021年底，全球风电装机总量837GW，其中中国位居第一，装机总量达338.31GW，占世界总装机容量的40.40%美国风电装机总量为134.40GW，占比为16.05%，仅次于中国德国虽然在2021年新增装机容量不是很多，但作为老牌风电强国，累计装机容量仍占了第三的位置，风电装机总量64.54GW，占比7.71%。印度和英国的装机总量分别为40.08GW和26.59GW，分别占比4.79%和3.17%。中国和美国风电累计装机量占世界总装机量的比例超过50%，前五的国家占比超过70%。

从全球风电累计装机来看，2021年亚太地区以404.14GW的累计装机容量排在首位，装机量在全球占比为48.26%其次是欧洲，以235.95GW的装机容量紧随其后，占比28.17%，美洲地区占比为22.48%，排名第三，非洲及中东地区装机量仅9.09GW，占全球累计装机量的1.08%。

—— 以上数据参考前瞻产业研究院《中国风电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》