国家能源局局长任命程序

2013年国家发改委(能源局)、财政部和国家电网正式明确了光伏上网电价补贴政策，随后政府出台了一系列政策支持光伏发展，如并网接入、项目备案等。中国国内光伏市场有了明确的政策指导并迅速发展。2013年累计并网运行光伏发电装机容量17.5GW，其中光伏电站14.8GW、分布式光伏2.6GW，全年累计发电量90亿千瓦时，新增装机量居世界首位。

基于2014年的情况，2015年国家能源局下发《2015年全国光伏发电年度计划新增并网规模表》(征求意见稿)，把2015年度光伏发电新增规模定为15GW，其中集中式光伏电站8GW、分布式光伏7GW，分布式光伏中屋顶分布式最低规模为3.15GW。值得注意的是，该文件反映了政府持续支持光伏应用发展特别是分布式光伏的决心和偏好。

中国光伏发展除了政策利好，至少还有两个行业利好：

一是光伏成本持续大幅度下降，光伏组件价格已经突破4元人民币/瓦的关口。虽然2013年由于“双反”引起的行业波动造成了价格的小幅上扬，但总体上看近年来还是呈持续下降趋势。

二是行业集中度迅速提高，提高了竞争力、降低了成本。“十二五”期间中国的光伏行业经过了较快速度的发展，2012年是一个关键性的转折点。由于当时行业发展主要依靠国外市场以及后来遭到“双反”，行业发展遭受重挫。之后在政府的支持下，随着国内市场的逐步放开与美国、日本等国家光伏市场的繁荣，中国光伏产业步入了良好的发展轨道，过剩产能得到一定消化，产业集中度快速提高，产品成本迅速下降。

从2014年中国排名前五的光伏制造企业(按全年组件出货量计)的情况，可以看出：

一、中国的光伏领头企业经过2012年前后的调整与重组，企业规模与营收状况有了很好的发展，产业规模稳步增长且应用水平不断提高。2010年中国光伏组件年产量为10.8GW，2013年迅速增加到35GW，占全球份额超过60%。而光伏组件内销比例从2010年的15%增至2013年的43%。

二、国内企业拥有国内市场的需求，不再畸形依靠国外市场。

三、国内光伏企业快速发展，引致光伏成本大规模下降。简单以排名前五的企业总营收与总出货量之比衡量组件单位出货成本可以看出，2010年所列排名前五的企业总营收与出货量之比为1.67，而2014年下降到0.69，下降了59%。

但是，2014年中国新增装机中，光伏电站为8.6GW，分布式光伏仅为2.1GW。2014年新增集中式光伏装机超额完成42.5%的目标，而新增分布式光伏装机只完成了规划的25.6%。2015年光伏实际完成新增装机15.13GW，其中集中式光伏装机13.74GW，占91%。集中式光伏装机超额完成，分布式光伏与规划目标相差甚远。在已建成的或审批通过的项目中，中国光伏仍以较大规模的集中式电站为主，分布式数量与总装机数仍处于较低水平。

从目前的光伏装机发展来看，集中式光伏依然是投资者的首选。但是，不断下降的集中式光伏利用小时数又说明分布式才是光伏发展的方向。笔者由此提出几点建议：

第一，中国分布式光伏发展首要的还是理顺价格机制。现阶段从财务上说，目前国家上网电价政策或是加上各地已出台的额外补贴政策，都很难将项目财务盈利提升到有效激励投资的水平。可以说，中国分布式光伏发展尚未找到最适宜的支持模式。光伏发电与其他发电相比的优势在于工艺较为成熟，施工时间短，容易短时间内见效。因此，可以对长期规划在时间上进行细分。

应把理顺价格、找到适合中国分布式光伏发展的路子作为首要考虑。国家应继续加强从分布式试点入手，寻找更多的地方补贴模式，然后将成功模式迅速向全国推广。一旦理顺市场、找到合适的价格机制与推广模式，分布式光伏的发展速度可能将持续高于其他能源发电品种。光伏发电收益取决于长期收益，如果从不合理的价格补贴进入，一样要进行长达20年左右的补贴，不但经济性受到影响，由此引发的发电并网与后期维护等关键环节的成本增加，将造成资源极大浪费。

第二，中国的分布式发电目标应谨慎制定。从总量上看，2014年和2015年中国分布式光伏发展目标定得过高，如果能够制定得更接近实际，应能更好地完成，避免规划的无效性。从各地区分布式发展目标看，规划制定应该更多考虑当地实际情况，如地区的经济发展、电价与电网、光照资源禀赋以及能源结构等。特别值得注意的是，中国现阶段严重的大气污染，特别是雾霾对光伏发电的影响较大。如果雾霾治理是一个比较长期的过程，在雾霾严重地区建设分布式光伏项目，可能很不经济。

第三，目前集中式光伏收益率远远高于分布式光伏，因此市场会将更多的投资引入集中式光伏。除了行政上的装机规模疏导和管控，加紧建立西部集中式光伏发电外送通道，加快发展大规模可再生能源发电远距离输送与消纳技术，将有利于中国实践可再生能源发展目标与减排承诺。

最后，2015年出台的分布式光伏配额制与上网电价补贴并存的模式，并不是成熟有效的机制。中国的光伏配额制与国外通行的可再生能源配额制存在根本上的差异，其实际上是要求各省市和地区制定额外的分布式光伏补贴。长期来看，如果需要过渡到真正的配额制，电力市场化改革可能需要走在前面。

那么，2019年，中国的能源领域正在发生着哪些故事呢？

电力体制改革加快跨省电力交易扩大

2018年12月25日，国家电网公司召开发布会，明确下一步将着力抓好10项重点工作，不断把全面深化改革向纵深推进。

次日，国家发改委、国家能源局发布《关于请报送第四批增量配电业务改革试点项目的通知》，明确为加快向 社会 资本放开配售电业务，将继续组织开展第四批增量配电业务改革试点。

2018年12月27日，甘肃、山西电力现货市场试运行启动，由此拉开2019年我国的电力体制改革序幕。随着今年电力体制改革的推进，电力现货市场建设正进一步加快，跨省区电力交易规模正持续扩大。可以说，2019年我国电力体制改革取得标志性成果。有望取得关键突破。

油气体制改革加速管网独立取得突破

2018年，关于“油气管网独立、国家管道公司将成立”的消息频频传出。从国家对能源体制改革基本思路“管住中间，放开两头”来看，管网分离是油气体制改革的必由之路，此举有利于油气公司进一步深化混合所有制改革。要真正有效打破油气领域垄断，推动油气领域纵向产业链的市场化、专业化分工，首先要实现真正的油气与管网的分离，2019年是关键一年。

新能源车逆势上行氢能源是大势所趋

2018年经济下行压力较大，导致 汽车 销量一路走低，但新能源车却保持产销量持续高速增长。氢燃料电池 汽车 因其具有良好的环境相容性、能量转换效率高、噪音小、续航里程长、加注燃料时间短、无需充电等特点，被视为很有前景的清洁能源 汽车 。目前，国内用于示范的氢燃料电池 汽车 已达200余辆，累计运行里程10余万公里。2019年氢能源 汽车 产值将迎来高速发展期。到2030年我国氢能 汽车 产业产值有望突破万亿元大关。

天然气供需仍处紧平衡

中国已于2017年超过韩国成为世界第二大液化天然气(LNG)进口国，超越排名首位的日本已隐约在望。

2019年，国家层面为天然气保供做足了准备。天然气产量和供应量再创新高，储气能力建设进展明显，预计全年天然气增产100多亿方、增供300多亿方，冬季取暖期供应量与去年同期相比，日均增加约1亿方。预计2019年全年，天然气供应量将继续稳步增加，但随着治理大气污染、“煤改气”的继续推进，天然气供需仍将处于“紧平衡”状态。

光伏步入平价时代光储一体渐成趋势

在经历了前两年的突飞猛进后，维持新能源装机的可再生能源基金不堪重负，补贴缺口巨大。光伏的未来取决于是否能平价上网，降成本能力成为该行业核心竞争力。

2019年已经开始“以点带面”，开启光伏平价时代。随着储能技术的快速提升和成本的不断下降，“光伏+储能”将在未来能源领域扮演重要的角色，2019年有更多企业布局这一领域。

风电产业全年回暖海上装机稳步向前

2018年风电行业加快推动海上风电和分布式风电发展步伐，在此前连续两年装机量下滑的态势下，实现了局面的扭转。海上风电曾是行业发展的短板，经过3年多的发展，无论是在可开发资源量上，还是技术政策层面上，我国海上风电目前已基本具备大规模开发条件。目前，风电企业经历两轮周期洗礼，龙头企业的竞争优势十分明显。预计2019年风电装机规模将呈现全年回暖的状态，达到30GW左右的水平。

配额制艰难出台鼓励新能源发展

2018年末，国家能源局再次下发征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见函，这是继2018年3月、9月以来，配额制第三次征求意见。可以说，艰难出台的配额制将为新能源发展增添一大驱动力，从地方政府、电网公司的角度，形成新能源发电量、输电量的考核压力，从而鼓励新能源的发展。预计，2019年度配额指标将于上半年发布。

国网混改再提速特高压迎建设高峰

2018年9月，国家能源局下发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》。通知提到，将在2018年、2019年两年间核准9个重点输变电线路，共涉及“七交五直”12条特高压线路，这是继2012年大规模规划建设特高压之后的又一个建设高峰。2018年末，国家电网公司召开新闻发布会，宣布在前期增量配电、交易机构和抽水蓄能电站等混合所有制改革 探索 的基础上，继续加大“混改”范围和力度，推出向 社会 资本首次开放特高压建设投资等一系列举措。

值得注意的是，除国内市场打开外，特高压海外市场前景也十分广阔。一般而言，特高压建设周期在2年—3年左右时间，这意味着2019年会成为交货大年，2020年设备厂商或将迎来业绩高峰。

“三弃”问题有缓解新能源高质量发展

据国家能源局数据显示，2018年前三季度，可再生能源发电消纳情况持续好转，弃电量和弃电率保持下降趋势。预计2019年，全国可再生能源发电利用率进一步提升，弃电量和弃电率保持在合理水平，到2020年基本解决弃水弃风弃光问题。

促关联产业发展

煤化工市场重回快车道

在2018年12月召开的全国能源工作会议上，有关领导强调，科学有序推进煤制油、煤制气等示范项目。在国家能源安全和油价缓慢回升的形势下，煤化工市场正在重回快车道。目前，我国煤制油、煤制天然气等现代煤化工技术尚属新行业，煤化工项目投入和产出规模大，对带动关联产业发展和促进地方经济活力影响深远。同时，由于煤化工项目涉及水资源消耗、土地占用、环境污染，以及产品质量标准、定价、市场准入等问题，我国现代煤化工产业发展面临着产业政策不完善、重视不足等问题，一些核心技术、设备也受制于人。

但作为国家支持的能源行业发展方向，预计2019年，煤制油、煤制气产业政策将逐步完善。

2019年1月28日，住建部发布《关于印发2019年工程建设规范和标准编制及相关工作计划的通知》（建标函[2019]8号），《建筑环境通用规范》正式列入今年编制计划。《建筑环境通用规范》（征求意见稿）、《建筑节能与可再生能源利用通用规范》（征求意见稿）由中国建筑科学研究院有限公司牵头，联合十余家科研院所、设计院、高校和企业，针对建筑声、光、热环境、暖通空调等多专业设计、施工、验收及运行过程中技术和管理的基本要求，历时两年对国内外相关标准进行了系统研究和梳理，形成了一部多专业集成，覆盖工程建设全过程的综合性的建筑环境通用规范。

《建筑环境通用规范》（征求意见稿）分为总则、基本规定、建筑声环境、建筑光环境、建筑热工、供暖通风与空气调节、民用建筑室内空气质量、特殊洁净环境共8个章节和2个附录，内容涵盖了建筑声环境、建筑光环境、建筑热工、供暖通风与空气调节、室内空气质量和洁净受控环境的设计、施工验收及运行维护应达到的性能指标、基本要求及通用技术措施。

《建筑节能与可再生能源利用通用规范》（征求意见稿）分为总则、基本规定、新建建筑节能设计；既有建筑节能改造诊断、设计与评估；可再生能源应用系统设计；施工、调试及验收及运行维护应达到的性能指标、基本要求及通用技术措施。

一、各省级能源主管部门会同经济运行管理部门要切实承担牵头责任，按照消纳责任权重认真组织制定实施方案，积极推动本行政区域内可再生能源电力建设，推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任，完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。

二、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）有限责任公司要切实承担组织责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重组织调度运行部门和交易机构等，认真做好可再生能源电力并网消纳、跨省跨区域输送和各类市场交易。国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司所属省级电网企业和内蒙古电力（集团）有限责任公司要在2021年1月底前向省级能源主管部门、经济运行管理部门和能源派出监管机构报送2020年本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况。

三、国家能源局各派出机构要切实承担监管责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易，对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前，向国家能源局报送监管报告。

国家发展改革委、国家能源局有关部门将加强跟踪监测，计划2020年9月组织开展全国可再生能源电力消纳责任权重执行情况评估，并根据评估情况督促各省级能源主管部门、各电网企业、各派出机构进一步落实2020年可再生能源电力消纳责任，研究提出2021年可再生能源电力消纳责任权重初步安排。

国家标准征求意见稿编制说明

一、任务来源

根据国家有色金属标准化技术委员会[2007]68号“关于编制2008年有色金属国家标准、行业标准项目计划的通知”及全国有色金属工业协会中色协综字[2008]242号“关于下达2008年第一批有色金属国家标准制（修）订项目计划的通知”，国家标准《再生铅单位产品能源消耗限额》的编制任务由湖北金洋冶金股份有限公司承担，完成时间2009年

二、编制原则

依据我国有色金属行业生产发展和能源消耗的具体情况，本次标准的编制主要遵循以下原则：

1、落实科学发展观，有利于产业可持续发展，突出自主创新、节能减排，满足循环经济发展的要求；

2、规定能耗统计范围，统一能耗计量计算方法，确定再生铅冶炼企业单位产品的能耗限额指标。

3、标准的制(修)订工作按国家标准《标准化工作导则》GB/T1.1-2000、GB/T1.2-2000、GB/T20001.4和《有色金属冶炼产品、行业标准编写示例》的要求进行，并符合《国家标准编写模板》的电子文本要求。

三、编制背景及意义

我国的再生铅冶炼企业规模小，能耗高，在激烈的国内市场竞争中难以形成优势和核心竞争力，抵御市场风险的能力不强。而且小规模冶炼遍地开花，给我国再生铅产业的健康发展带来了诸多问题，造成了资源的浪费和严重的环境污染。2007年3月，国家发展改革委发布了《铅锌产业准入条件》，该《条件》对铅再生利用项目、企业布局及规模和外部条件、工艺装备、能源消耗、资源综合利用、环境保护等方面都做了明确要求。《铅锌行业准入条件》的出台有利于淘汰落后生产工艺，保持铅供需基本平衡，按照规划有序发展，限制铅冶炼能力盲目增长。

1. 再生铅冶炼规模和外部条件：现有再生铅企业的生产准入规模应大于10000吨/年；改造、扩建再生铅项目，规模必须在2万吨/年以上；新建再生铅项目，规模必须大于5万吨/年。鼓励大中型优势铅冶炼企业并购小型再生铅厂与铅熔炼炉合并处理或者附带回收处理再生铅。

2. 再生铅冶炼工艺装备：发展循环经济，支持铅再生资源的回收利用，需要提高铅再生回收企业的技术和环保水平，走规模化、环境友好型的发展之路。新建及现有再生铅项目，废杂铅的回收、处理必须采用先进的工艺和设备。再生铅企业必须整只回收废铅酸蓄电池，按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）中的有关要求贮存，并使用机械化破碎分选，将塑料、铅极板、含铅物料、废酸液分别回收、处理，破碎过程中采用水力分选的，必须做到水闭路循环使用不外泄。对分选出的铅膏必须进行脱硫预处理（或送硫化铅精矿冶炼厂合并处理），脱硫母液必须进行处理并回收副产品。不得带壳直接熔炼废铅酸蓄电池。熔炼、精炼必须采用国际先进的短窑设备或等同设备，熔炼过程中加料、放料、精炼铸锭必须采用机械化操作。禁止利用直接燃煤的反射炉建设再生铅。

3. 再生铅冶炼能源消耗：现有铅冶炼企业综合能耗要低于650千克标准煤/吨；现有冶炼企业要通过技术改造节能降耗，在“十一五”末达到新建企业能耗水平。新建及现有再生铅项目，必须有节能措施，采用先进的工艺和设备，确保符合国家能耗标准。再生铅冶炼能耗应低于130千克标准煤/吨铅，电耗低于100千瓦时/吨铅。新建再生铅企业铅的总回收率大于97%，现有再生铅企业铅的总回收率大于95%，冶炼弃渣中铅含量小于2%，废水循环利用率大于90%。

4. 再生铅冶炼资源综合利用和环境保护：必须有资源综合利用、余热回收等节能设施。烟气制酸严禁采用热浓酸洗工艺。冶炼尾气余热回收、收尘或尾气低二氧化硫浓度治理工艺及设备必须满足国家《节约能源法》、《清洁生产促进法》、《环境保护法》等法律法规的要求。

但是，对于再生铅冶炼企业单位产品能耗和各冶炼工序能耗以及能耗计算原则、计算方法及计算范围都没有明确的规定，以此来规范再生铅单位产品能源消耗管理，完善再生铅产业体系，限制小规模、能耗高企业的准入并逐步淘汰，达到节能减排的目的和满足循环经济发展的要求。为此，针对上述问题，本标准对再生铅冶炼企业单位产品能源消耗限额进行了规定。

四、编制过程简介

为了使新制定的标准更科学、准确、合理，组织了起草小组，制定工作计划和进度安排，填写了“推荐性国家标准项目任务书”，确定了制定原则，并对再生铅主要冶炼企业进行了调研。

1. 2007年11月，成立标准制定工作小组，制定工作计划和进度安排；

2. 2008年2月，编制小组提出标准草案；

3. 2008年3月-5月，数据收集、调研。

4. 2008年6月，编制小组提出修改意见,并完善标准草案

5. 2009年6月, 编制小组提交送审稿。

五、主要编制内容说明

1.企业实际消耗的各种能源

基本是采用国家标准GB2589《综合能耗计算通则》第4.2、4.3、4.4条。

2.企业计划统计期内的能源消耗量

本标准制定了“企业计划统计期内的某种燃料实物消耗量”计算公式：

企业的燃料实物消耗量＝企业购入燃料实物量+期初库存燃料实物量—外销燃料实物量－生活和批准的基建项目用燃料实物量—期末库存燃料实量。此公式的实际内容和GB2589《综合能耗计算通则》的第6.2、4.3条一致。

“所消耗的各种能源不得重计或漏计。存在供需关系时，输入输出双方在计算中量值上应保持一致。”采用国家标准GB2589一90《综合能耗计算通则》第4.2条第2小段。

3.能源实物量的计量要求符合《中华人民共和国计量法》和国家标准GB/T17617的规定。

4.各种能源的计量单位

所列能源品种的后面标了其单位符号和单位名称。

5.各种能源（包括生产耗能工质消耗的能源）折算标煤量的方法和《综合能耗计算通则》第7条基本一致。

6.单位产品能耗的产品产量的规定

所有产量，按企业计划统计部门正式上报的数据为准”。

7.间接辅助能耗及损耗（或称间接综合能耗）的分摊方法，仍是“根据各产品工艺能耗占企业生产工艺能耗量的比例，分摊给各个产品”。

10.要求

本部分为产品能耗指标总汇.具体包括对废电池-再生铅工艺、废电池预处理（废电池-铅屑、铅膏）工序、铅膏冶炼（铅膏-再生铅）工序、铅屑冶炼（铅屑-再生铅）工序、金属态铅废料-再生铅工艺等5类再生铅冶炼单位产品能耗所要求的等级指标。

为提高再生铅冶炼准入门槛，促进现有再生铅冶炼企业通过技术改造节能降耗，明确再生铅冶炼企业能耗指标应达到的目标，优化能耗先进水平，标准对再生铅冶炼产品的能耗等级指标规定为三级：能耗限额限定值（现有企业）、能耗限额准入值（新建企业）、能耗限额目标值。能耗限额限定值（现有企业）是符合产业政策的现有再生铅冶炼企业在国家规定的期限内通过技术改造达到新建企业准入条件前的能耗强制性限定指标。能耗限额准入值是新建再生铅冶炼项目能耗的强制性准入条件。能耗限额目标值达到国内同行业同类产品能耗的先进水平或者达到或接近世界同类产品能耗的先进水平，是节能型再生铅冶炼企业要求达到的推荐性能耗指标。

11. 能耗计算范围和计算方法

①工序(工艺)实物单耗、能源单耗和综合能耗

主要有工序(工艺)实物单耗、工序(工艺)能源单耗和综合能耗的计算公式及说明. 工序(工艺)能源单耗的计算公式和国家标准GB2589一2008《综合能耗计算通则》一致。

工序(工艺)实物单耗按式（3）计算:

…………………………………………………（3）

式中：

Es——某工序(工艺)的实物单耗，单位为千克每吨（kg/t）、千瓦小时每吨（kW•h/t）、立方米每吨(m3 /t)；

Ms——某工序(工艺)直接消耗的某种能源实物总量，千克（kg）、千瓦小时（kW•h）、立方米(m3)；

PZ——某工序(工艺)产出的再生铅总量，单位为吨（t）。

工序(工艺)能源单耗按式（4）计算：

…………………………………………………（4）

式中：

EI——某工序(工艺)能源单耗，单位为千克标煤每吨，(kgce/t)；

EH——某工序(工艺)直接消耗的各种能源实物量折标煤之和，单位为千克标煤（kgce）；

PZ——某工序(工艺)产出的再生铅总量，单位为吨（t）。

工序（工艺）综合能耗按式（5）计算：

EZ= EI + EF …………………………………………（5）

式中：

EZ——某产品综合能源单耗，单位为千克标煤每吨，（kgce/t）；

EI——某产品工艺（工序）能源单耗，单位为千克标煤每吨，（kgce/t）；

EF——某产品间接辅助能耗及损耗分摊量，单位为千克标煤每吨，（kgce/t）。

②废电池-再生铅能耗

分废电池预处理工序（废电池-铅屑、铅膏）、铅膏冶炼工序（铅膏-再生铅）和铅屑冶炼工序（铅屑-再生铅）能耗三种。对工序能耗和工序实物单耗计算方法给予说明，工艺能耗和综合能耗设置了等级指标。工序能耗不再设置等级指标。

③金属态铅废料-再生铅能耗

对工序能耗和工序实物单耗计算方法给予说明，工艺能耗和综合能耗设置了等级指标。工序能耗不再设置等级指标。

附录A 《常用能源品种现行参考折标煤系数》（资料性附录）

考虑所有折标煤能耗指标建立在现行折标煤系数上，故设置此附录。附录A资料的折标煤系数如遇国家统计部门规定发生变化，能耗等级指标则应另行设定。

附录B 《耗能工质能源等价值》（资料性目录）

本资料来源于GB2589--90 《综合能耗计算通则》中的附录A。本附录B资料的能源等价值如有变动，以国家统计部门最新公布的数椐为准。

六、标准水平

本标准的制定填补了国内空白，规范了再生铅行业能源消耗管理，对节能降耗和资源的循环利用有着重要的意义。本标准达到国内先进水平，国外未查到相关标准。

七、标准属性

本标准属首次制定，为推荐性国家标准。

《再生铅单位产品能源消耗限额》标准编制小组

2009年6月