欢迎访问陕西爱游戏新能源有限公司官网
近日，国家发改委发布关于向社会公开征求《绿色产业指导目录（2023年版）》（征求意见稿）意见的公告，其中光伏相关的信息如下：
太阳能发电装备制造
包括光伏发电设备、光热发电设备、太阳能发电控制系统与装备等制造。光伏发电设备制造企业和项目需符合《光伏制造行业规范条件（2021年本）》要求。
太阳能利用设施建设和运营
包括太阳能光伏发电、太阳能热发电和太阳能热利用等设施。需符合《光伏发电站设计规范》（GB 50797）、《光伏发电系统接入配电网技术规定》（GB/T 29319）、《独立光伏系统技术规范》（GB/T 29196）、《光伏建筑一体化系统运行与维护规范》（JGJ/T 264）、《家用太阳能热水系统能效限定值及能效等级》（GB 26969）（2级及以上能效水平）、《民用建筑太阳能热水系统应用技术标准》（GB 50364）、《工业应用的太阳能热水系统技术规范》（GB/T 30724）、《家用太阳能热水系统储水箱技术要求》（GB/T 28746）、《太阳能供热采暖工程技术规范》（GB 50495）等国家、行业有关标准规范要求。
电力源网荷储一体化及多能互补工程建设和运营
包括以优化整合电源侧、电网侧、负荷侧资源，构建源网荷储高度融合的新型电力系统为目的的区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级源网荷储一体化工程的建设和运营；为增加可再生能源消纳能力、利用多种资源组合优势、提高电力系统运行稳定性的风光储一体化、风光水（储）一体化、风光火（储）一体化等多能互补系统建设和运营；采用天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等技术建设运营的终端一体化供能系统设施建设和运营，且设施综合能效应不低于70%。需符合《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）、《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》（发改能源〔2016〕1430号）等国家、地方相关政策要求。
抽水蓄能电站建设和运营
包括为提高电网对风电、光伏发电等间歇性可再生能源电力消纳能力，提升电网运行灵活性、稳定性和可靠性，在电网中主要承担电力“削峰填谷”功能的抽水蓄能电站建设和运营。需符合《抽水蓄能电站水能规划设计规范》（NB/T 35071）、《抽水蓄能电站选点规划编制规范》（NB/T 35009）等国家、行业相关标准规范要求。
分布式能源工程建设和运营
包括天然气热电冷三联供、分布式可再生能源发电、地热能供暖制冷等分布式能源工程。天然气或其他化石能源驱动的分布式冷热电三联供能源系统和工程项目的节能率需符合《分布式冷热电能源系统的节能率第1部分：化石能源驱动系统》（GB/T33757.1）要求，相关系统和工程项目规划设计需符合《分布式冷热电能源系统设计导则》（GB/T 39779）要求，相关系统和工程项目的制冷、供热单元和动力单元需符合《分布式冷热电能源系统技术条件》（GB/T 36160）等相关标准规范要求。
建筑可再生能源应用
包括利用建筑屋顶、墙面安装太阳能光伏发电装置向建筑提供电力，以及利用热泵等设施向建筑供冷、供热的建筑可再生能源应用系统的设计、建设及可再生能源建筑应用改造活动。需符合《建筑光伏系统应用技术标准》（GB/T 51368）、《太阳能光伏玻璃幕墙电气设计规范》（JGJ/T 365）、《民用建筑太阳能热水系统应用技术标准》（GB 50364）、《太阳能供热采暖工程技术标准》（GB 50495）、《可再生能源建筑应用工程评价标准》（GB/T 50801）、《户式空气源热泵供暖应用技术导则》（建标〔2020 〕66 号） 、《地源热泵系统工程技术规范》（ GB50366）、《柔性直流输电换流站设计标准》（GB/T 51381）、《柔性直流输电成套设计标准》（GB/T 51397）等国家、地方、行业相关标准规范要求。
绿色产业项目勘察服务
包括风能、太阳能、生物质能、地热能等可再生能源资源及其他绿色资源勘察服务，可生能源等绿色资源经济利用潜力及绿色产业项目建设规模潜力评估等服务。
可再生能源绿证和绿色电力交易
包括可再生能源绿证和绿色电力交易的项目信息管理、证书核发、交易体系建设等。可再生能源绿证和绿色电力交易需符合《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源〔2017〕132号）、《绿色电力交易试点工作方案》等政策要求。
为贯彻落实党的二十大精神，更好适应绿色发展新形势、新任务、新要求，我们组织修订了《绿色产业指导目录（2019年版）》，形成《绿色产业指导目录（2023年版）》（征求意见稿），现向社会公开征求意见。
此次公开征求意见的时间为2023年3月16日至2023年4月15日。欢迎社会各界人士通过网络、传真等方式提出意见。如建议修改或增加条目，请提供相应的解释说明。请登录国家发展改革委门户网站（.cn）首页意见征求专栏，进入绿色产业指导目录（2023年版）公开征求意见栏目，提出意见建议。传真请发至010-68505594。
感谢您的参与和支持！
附件：1.《绿色产业指导目录（2023年版）》（征求意见稿）
2.《绿色产业指导目录（2023年版）》的解释说明（征求意见稿）
国家发展改革委
2023年3月16日
附件1
绿色产业指导目录 ( 2023年版)
(征求意见稿)
1节能降碳产业
1. 1高效节能装备制造
1. 1. 1 节能锅炉制造
1. 1.2 节能窑炉制造
1. 1.3 节能内燃机制造
1. 1.4 高效发电机及发电机组制造
1. 1.5 节能型泵及真空设备制造
1. 1.6 节能型气体压缩设备制造
1. 1.7 节能电动机、微特电机制造
1. 1.8 节能风机风扇制造
1. 1.9 节能型变压器、整流器、 电感器和电焊机制造
1. 1. 10 高效节能磁悬浮动力装备制造
1. 1. 11 节能农资制造
1. 1. 12 节能采矿、建筑专用设备制造
1. 1. 13高效节能商用设备制造
1. 1. 14高效节能家用电器制造
1.1. 15 高效照明产品及系统制造
1. 1. 16 高效节能炉具灶具设备制造
1. 1. 17 余热余压余气利用设备制造
1.1. 18 绿色建筑材料制造
1. 1. 19 能源计量、检测、监测、控制设备制造
1.2 先进交通装备制造
1.2. 1 新能源汽车关键零部件制造
1.2.2 船用绿色动力装备制造
1.2.3 先进轨道交通装备制造
1.2.4 新能源飞行器制造
1.3 节能降碳改造
1.3. 1 锅炉 ( 窑炉) 节能改造和能效提升
1.3.2 汽轮发电机组系统能效提升
1.3.3 电机系统能效提升
1.3.4 电网节能改造
1.3.5 余热余压利用
1.3.6 能量系统优化
1.3.7 绿色照明改造
1.3.8 船舶绿色低碳升级改造
1.4 温室气体控制
1.4. 1 二氧化碳捕集利用与封存
1.4.2 油气田 甲烷采收利用
1.4.3 消耗臭氧层物质替代品开发与利用
1.4.4 工业生产过程温室气体减排
2环境保护产业
2. 1 先进环保装备和原料材料制造
2. 1. 1 大气污染防治装备制造
2.1.2 水污染防治装备制造
2. 1.3 土壤污染治理与修复装备制造
2.1.4 固体废物处理处置装备制造
2. 1.5 噪声与振动控制设备制造
2. 1.6 放射性污染防治和处理设备制造
2.1.7 环境污染处理药剂材料制造
2. 1.8 无毒无害原料生产与替代使用
2. 1.9 高效低毒低残留农药生产
2.1. 10 环境监测仪器与应急处理设备制造
2.2 大气污染治理
2.2. 1工业脱硫脱硝除尘改造
2.2.2 燃煤电厂超低排放改造
2.2.3 非电行业企业超低排放改造
2.2.4 挥发性有机物综合整治
2.2.5 工业厂矿大气污染物无组织排放控制
2.2.6 城市扬尘综合整治
2.2.7 餐饮油烟污染治理
2.3 水污染治理
2.3. 1 水体保护及地下水污染防治
2.3.2 重点流域海域水环境治理
2.3.3 城市黑臭水体整治
2.3.4 重点行业水污染治理
2.3.5 工业集聚区水污染集中治理
2.4 土壤污染治理
2.4. 1 农用地污染治理
2.4.2 建设用地污染治理
2.4.3 农林草业面源污染防治
2.4.4 沙漠污染治理
2.5 其他污染治理和环境综合整治
2.5. 1 工业固体废弃物无害化处理处置
2.5.2 危险废物处理处置和运输
2.5.3 噪声污染治理
2.5.4 恶臭污染治理
2.5.5 新污染物治理
2.5.6 重点行业清洁生产改造
2.5.7 园区污染治理集中化改造
2.5.8 交通车船污染治理
2.5.9 船舶港口污染防治
2.5. 10 畜禽和水产养殖废弃物污染治理
2.5. 11农村人居环境整治提升
3资源循环利用产业
3. 1 资源循环利用装备制造
3. 1. 1 矿产资源综合利用装备制造
3. 1.2水资源高效及循环利用装备制造
3. 1.3 工业固体废弃物综合利用装备制造
3. 1.4 农林废弃物综合利用装备制造
3. 1.5 废旧物资循环利用装备制造
3. 1.6垃圾资源化利用装备制造
3.1.7 废气回收利用装备制造
3.2 资源循环利用
3.2.1 矿产资源综合利用
3.2.2 水资源高效及循环利用
3.2.3 工业固体废弃物综合利用
3.2.4 农林废弃物综合利用
3.2.5 废旧物资循环利用
3.2.6 垃圾资源化利用
3.2.7 废气回收利用
3.2.8 园区循环化改造
4清洁能源产业
4.1 新能源与清洁能源装备制造
4. 1. 1 风力发电装备制造
4.1.2 太阳能发电装备制造
4. 1.3生物质能利用装备制造
4. 1.4 水力发电和抽水蓄能装备制造
4. 1.5 核电装备制造
4. 1.6 燃气轮机装备制造
4. 1.7 地热能开发利用装备制造
4. 1.8 海洋能开发利用装备制造
4. 1.9 非常规油气勘查开采装备制造
4. 1. 10 海洋油气开采装备制造
4. 1. 11 新型储能装备制造
4. 1. 12 燃料电池装备制造
4. 1. 13 氢能“制储输用”全链条装备制造
4. 1. 14 智能电网产品和装备制造
4.2 清洁能源设施建设和运营
4.2. 1 风力发电设施建设和运营
4.2.2 太阳能利用设施建设和运营
4.2.3 生物质能利用设施建设和运营
4.2.4 大型水力发电设施建设和运营
4.2.5 核电站建设和运营
4.2.6 地热能利用设施建设和运营
4.2.7 海洋能利用设施建设和运营
4.2.8 煤层气 (煤矿瓦斯) 抽采利用设施建设和运营
4.2.9 氢能基础设施建设和运营
4.2. 10 热泵设施建设和运营
4.3 传统能源清洁高效开发利用
4.3. 1 煤炭清洁生产
4.3.2 煤炭清洁高效利用
4.3.3 清洁燃油生产
4.3.4 天然气清洁生产
4.3.5 非常规油气资源开发
4.4 能源系统高效运行
4.4.1 电力源网荷储一体化及多能互补工程建设和运营
4.4.2 新型储能设施建设和运营
4.4.3 抽水蓄能电站建设和运营
4.4.4 煤电机组节能降耗改造、供热改造和灵活性改造
4.4.5 智能电网建设和运营
4.4.6 电力负荷调控响应系统建设和运营
4.4.7 天然气输送储运调峰设施建设和运营
4.4.8 分布式能源工程建设和运营
4.4.9 能源产业数字化智能化升级
5生态保护修复和利用
5.1 生态农林牧渔业
5.1. 1 现代化育种育苗
5. 1.2 种质资源保护
5. 1.3 绿色农业生产
5. 1.4 绿色、有机认证农业
5.1.5 农作物种植保护地、保护区建设和运营
5.1.6 农作物病虫害绿色防控
5. 1.7 休闲农业和乡村旅游
5.1.8 农业生态系统保护修复
5. 1.9 森林资源培育
5. 1. 10 林业基因资源保护
5. 1. 11 林下种养殖和林下采集
5. 1. 12 森林游憩和康养
5. 1. 13 绿色畜牧业
5. 1. 14 绿色渔业
5.2 生态保育
5.2. 1 生物多样性保护
5.2.2 自然保护地建设和保护性运营
5.2.3 天然林保护修复
5.2.4 国家储备林建设
5.2.5 森林草原防灭火体系建设和运维
5.2.6 生态产品监测体系和生态感知系统建设和运维
5.3 国土综合整治与生态修复
5.3. 1 采煤沉陷区综合治理
5.3.2 地下水超采区治理与修复
5.3.3 土地综合整治
5.3.4 荒漠化、石漠化和水土流失综合治理
5.3.5 重点区域生态保护和修复
5.3.6 山水林田湖草沙一体化保护修复
5.3.7 有害生物灾害防治
5.3.8 矿山地质环境、油气田生态环境恢复和生态修复
5.3.9 水生态系统旱涝灾害防控及应对
5.3. 10 河湖与湿地保护修复
5.3. 11 海洋生态、海域海岸带和海岛生态修复
5.3. 12 增殖放流与海洋牧场建设和运营
5.3. 13 退耕还林还草和退牧还草工程建设
6基础设施绿色升级
6.1 建筑节能与绿色建筑
6. 1.1 绿色建筑建设和运营
6. 1.2 超低能耗 、近零能耗 、零能耗 、低碳 、零碳建筑建设和运营
6. 1.3 既有建筑节能及绿色化改造
6. 1.4 全过程绿色建造
6.1.5 建筑绿色运营
6.1.6 装配式建筑设计和建造
6. 1.7 建筑可再生能源应用
6.1.8 建筑用能电气化、智能化改造
6. 1.9绿色高效制冷改造和运行
6. 1. 10 绿色仓储
6. 1. 11 绿色农房建设、改造和运维
6.2 绿色交通
6.2. 1 公路交通基础设施绿色化升级改造
6.2.2 充电、换电和加气设施建设和运营
6.2.3 智能交通体系建设和运营
6.2.4 共享交通设施建设和运营
6.2.5 城乡客运系统建设和运营
6.2.6 城市慢行系统建设和运营
6.2.7 环境友好型铁路建设运营和铁路绿色化改造
6.2.8 多式联运系统与公转铁、公转水建设和运营
6.2.9 公路甩挂运输系统建设和运营
6.2. 10 绿色民航
6.2. 11 绿色港航
6.2. 12 绿色物流
6.3 环境基础设施
6.3. 1 园林绿化建设、养护管理和运营
6.3.2 海绵城市建设和运营
6.3.3 城镇供水管网分区计量漏损控制建设和运营
6.3.4 水利设施智能化改造
6.3.5 城镇污水收集系统排查改造建设修复
6.3.6 入河入海排污口排查整治及规范化建设和运营
6.3.7 污水污泥处理处置设施建设和运营
6.3.8 生活垃圾处理设施建设和运营
6.3.9 生态环境监测系统建设和运营
6.3. 10 生态安全预警体系和生态保护修复信息平台建设和运维
6.4 城乡能源基础设施
6.4. 1 城镇电力设施智能化建设运营和改造
6.4.2 城镇一体化集成供能设施建设和运营
6.4.3 城镇集中供热系统清洁化、低碳化建设运营和改造
6.4.4 农村清洁能源基础设施建设和运营
6.5 信息基础设施
6.5. 1 通信网络节能改造
6.5.2 绿色数据中心建设
6.5.3 数据中心节能改造
7绿色服务
7. 1 咨询监理
7. 1. 1 绿色产业项目勘察服务
7. 1.2 绿色产业项目咨询服务
7. 1.3 绿色产业项目施工监理服务
7.2 运营管理
7.2. 1 能源管理体系建设
7.2.2 合同能源管理
7.2.3 合同节水管理
7.2.4 电力需求侧管理
7.2.5 资源循环利用第三方服务
7.2.6 环境污染第三方治理
7.3 监测检测
7.3. 1 能耗在线监测系统建设
7.3.2 温室气体排放源监测
7.3.3 环境损害监测评估
7.3.4 污染源监测
7.3.5 企业环境监测
7.3.6 生态环境监测和生态安全预警
7.3.7 生态系统碳汇监测评估
7.4 评估审查核查
7.4. 1 节能评估和能源审计
7.4.2 碳排放核查与温室气体自愿减排项目审定和核查
7.4.3 建筑能效与碳排放测评
7.4.4 清洁生产审核
7.4.5 环境影响评价
7.4.6 生态环境质量监测与评估
7.4.7 自然资源生态保护补偿和生态损害赔偿评估
7.4.8 生态保护修复产品和生态系统评估
7.4.9 地质灾害危险性评估
7.4.10 水土保持评估
7.5 绿色技术产品研发认证推广
7.5. 1 绿色技术产品研发
7.5.2 绿色技术产品认证推广
7.5.3 绿色技术交易
7.6 资源环境权益交易
7.6. 1 碳排放权交易
7.6.2 用能权交易
7.6.3 用水权交易
7.6.4 排污权交易
7.6.5 林权交易
7.6.6 可再生能源绿证和绿色电力交易
附件2
《了解详情
国家能源局综合司关于印发《2023年能源行业标准计划立项指南》的通知
国能综通科技〔2023〕20号
为进一步提升能源行业标准立项工作的计划性、导向性，根据国家能源局标准化工作安排，结合落实《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》重点任务，我局组织编制了《2023年能源行业标准计划立项指南》。现印发给你们，请按照指南明确的要求，做好能源行业标准计划立项工作。
附件：《2023年能源行业标准计划立项指南》
国家能源局综合司
2023年3月8日
2023年能源行业标准计划立项指南
为指导能源标准化技术组织及有关单位做好2023年能源行业标准计划（含制定和修订）立项工作，建设支撑引领能源高质量发展的标准体系，按照持续深化能源领域标准化工作改革的要求，根据《标准化法》《国家标准化发展纲要》《能源标准化管理办法》（国能发科技〔2019〕38号）和《国家能源局关于印发<能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划>的通知》（国能发科技〔2022〕86号）等，结合能源行业实际，制定本指南。
一、总体要求
坚持需求导向。紧密围绕碳达峰、碳中和目标任务，充分发挥标准推动能源绿色低碳转型的技术支撑和引领性作用，突出重点领域和关键技术要求，提出能源行业标准计划。
强化体系引领。能源行业标准计划的提出要以本领域的标准体系为指导，坚持急用先行、先进适用、协调一致的原则，优先健全能源新兴领域标准，完善提升传统领域标准。
突出公益属性。深入贯彻国家标准化工作改革精神，突出能源行业标准的公益性，对没有国家标准而又需要在能源行业范围内统一的，提出能源行业标准计划。属于竞争性的、一般性的技术要求，原则上不作为能源行业标准计划。
提升标准质量。能源行业标准计划要坚持协商一致的原则，具有较好的技术基础和工作基础，计划草案较为成熟，通过能源领域标准化技术委员会或专家组评审，经能源行业标准化管理机构审核汇总后申报。
二、立项重点
（一）行业标准计划
支撑能源领域碳达峰、碳中和目标的行业标准计划；涉及能源绿色低碳转型、新兴技术产业发展、能效提升和产业链碳减排等重点方向的行业标准计划；显著提升能源行业整体技术水平和产品、服务质量的行业标准计划；与相关国家标准的实施相配套的行业标准计划；服务我局开展能源行业管理需要的行业标准计划；对标国外、国际先进标准，有利于提升中国标准国际公信力、影响力的行业标准计划（各专业领域重点方向见附件）。
（二）行业标准外文版翻译计划
在加强能源领域对外贸易、服务、承包工程所需的成套标准外文版体系研究的基础上，鼓励申报行业标准外文版翻译计划。鼓励标准外文版翻译计划与标准计划同步立项、同步制定、同步发布。
三、申报要求
（一）应按照现有标准管理分工机制和专业领域，经过充分调研、技术论证和初步筛选后确定申报计划。
（二）申报计划应保证与现有标准体系协调一致。
（三）存在技术交叉的领域，申报单位应在计划上报前与技术相关方充分沟通协商，避免交叉重复立项。
（四）主要起草单位应做好标准编制前期准备工作，确保两年内完成报批。
（五）行业标准外文版翻译计划应与相关国际标准进行比对研究，技术要求不低于国际标准。
四、申报材料
（一）行业标准计划
申报材料应包括：行业标准项目计划汇总表、行业标准项目任务书、标准草案稿、审查会会议纪要及专家签字表。
1.项目计划汇总表应填写完整、准确，项目应注明重点方向代号（见附件），“适用范围和主要技术内容”将作为后续征求意见的重要依据。
2．项目任务书应填写完整、详实。“目的和理由”中请注明标准计划项目对行业工作的支撑作用。
3．标准草案应明确提出主要章节及各章节所规定主要技术内容，内容基本覆盖“适用范围和主要技术内容”涉及的各要点。修订项目应重点说明拟修订的主要内容和理由。
（二）外文版标准计划
申报材料包括行业标准英文版计划汇总表及行业标准项目任务书。
五、报送方式
行业标准项目采用集中申报、分类评估、统一下达的方式。请各能源行业标准化技术委员会通过“能源标准化信息平台”提交申报材料，各能源标准化管理机构审核确认后，提交至国家能源局科技司。请于3月15日前，将申报公文书面报送至国家能源局综合司（科技司），汇总表、项目任务书和标准草案电子版发送至邮箱。
六、项目管理
（一）已有计划项目拖延、在研项目数量过多的标准化技术委员会应主动减少新项目申报，尽快完成已下达计划。
（二）项目下达后，有关单位要强化标准项目全生命周期管理，做好标准制修订进度、资金使用、公开征求意见等监督检查，切实提升标准质量。
（三）标准项目下达后，项目名称(范围)、完成时间、归口单位不得随意变更。确需变更的，标准化技术委员会应报请相应的能源行业标准化管理机构同意后，报国家能源局审核后进行调整。
（四）能源行业标准正式发布后，相关行业标准化管理机构要按程序在“能源标准化信息平台”上公开标准文本。
来源：国家能源局
能源新闻网讯 自国家“双碳”目标提出以来，我国可再生能源应用进入了快速发展阶段，可再生能源在电力系统占比不断提高。但由于自身的波动性、间歇性特点，以及我国可再生能源资源分布与能源消纳在空间、时间上的不均衡，可再生能源的长期发展受到了一些制约。
在构建新型电力系统进程中，电能与氢能可共同作为绿色能源的终端形态，电氢、氢电耦合是未来能源创新发展的一种路径。氢储能具有大规模、长周期、清洁低碳、便于存放的优势，可实现与电能的相互转换，对可再生能源消纳、灰氢综合利用、电力系统稳定、移动电源供电以及分布式能源发电都具有重要作用。以氢为燃料的燃料电池具有无污染、无噪音、无排放等优点，可以将氢能转化为电能馈入电网，也可以作为用户的自备微型电厂。燃料电池发电将对我国深度脱碳起到举足轻重的作用。
一、现存问题1.当前，我国风、光等新能源发电项目已实现平价，得益于行业发展初期支持性政策的引导，我国新能源产业快速发展，新能源发电成本已大幅下降，形成了良性循环。目前燃料电池并网发电的技术还不成熟，政策尚未出台，燃料电池发电与可再生能源发电、以及传统煤电上网发电存在较大差异，当前技术主要用于车辆等移动场合。现有的新能源并网发电政策也不适用于燃料电池发电。
2.我国燃料电池产业仍处于早期示范阶段，缺少商业化应用。氢气制备、储运、配送及应用环节成本较高，燃料电池材料耐久性、系统效率和成本也有待进一步改善，现阶段燃料电池并网发电无经济性可言。
我国燃料电池发电产业处于发展初期，政策端多集中在交通领域的应用，对发电并网领域关注较少。目前燃料电池发电仅以个别示范方式运行，缺少商业化应用。建议尽快制定燃料电池并网发电管理制度。借鉴早期扶持风、光发电的成功经验，逐步建立相关制度流程、标准规范，提前出台相应政策，激发产业潜能。
2. 尽快确定燃料电池并网电价形成机制燃料电池发电度电成本由设备初投资、氢原料和运营成本等构成。随着技术发展及产业规模化和氢源的多元化，发电效率将进一步提升，系统成本将大幅度降低。建议由价格主管部门根据氢燃料电池的发电成本，尽快厘定上网电价，高于各地标杆电价部分，由国家可再生能源电价附加资金给予补贴。具体政策可参照目前光热发电的政策，实行项目总量控制，并逐步扩大规模，逐步降低补贴强度。
3. 完善燃料电池热电联供鼓励政策
燃料电池发电过程中伴随大量热能产生，热电联供系统可以回收部分热能，进而大幅度提高系统效率。《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》提出要因地制宜布局氢燃料电池分布式热电联供设施，部分地方政府规划也提及积极推进氢燃料电池热电联供项目的发展。但现行政策仍较粗略，多侧重于产业规模及技术的发展方向，缺乏对产业落地的细致指导。建议尽快完善关于燃料电池热电联供的扶持政策，鼓励燃料电池发电项目积极配套热电联供系统，提高系统效率和经济性。
建议人：曹仁贤
2023年3月5日
来源：能源100
大力推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，配套建设必要的调峰电源，统筹增加发电有效出力。
▲国家发改委副主任李春临。徐想/摄
3月6日，在国务院新闻办公室举行的“权威部门话开局”系列主题新闻发布会上，国家发改委副主任李春临表示，2023年，国际能源供需形势依然错综复杂，不确定性因素较多;国内经济恢复发展带动能源需求稳定增长，区域性、时段性能源供需矛盾依然存在。
为做好能源保供稳价，国家发改委将在前期工作基础上，继续加强能源产供储销体系建设，综合施策保障能源安全稳定供应。重点做好四个方面的工作：
一是增加能源生产供应。持续提升电力供给能力，大力推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，配套建设必要的调峰电源，统筹增加发电有效出力。加大国内油气勘探开发投入，推动油气增储上产。稳定煤炭生产供应，加强清洁高效利用。保障能源进口多元稳定。
二是持续夯实能源储备。建立健全能源储备体系，加强煤炭储备能力建设，构建稳定高效的油气储备系统，持续提升全国应急备用和调峰电源能力。
三是保持能源价格稳定。密切关注能源市场供需和价格变化，以煤炭为“锚”，做好能源保供稳价工作，多措并举抓好煤炭价格调控监管，通过稳煤价进而稳电价，努力稳住国内能源价格“大盘”。
四是坚决守好民生用能底线。推动发电供热用煤、民生用气中长期合同实现全覆盖。统筹做好煤炭、天然气、电力、成品油等能源互济互保，加快提升能源顶峰保供能力。加强电力供需监测预警，进一步细化需求侧负荷管理预案，牢牢守住民生用能底线。李春临表示，近年来，面对全球能源供应紧张、价格大幅上涨的复杂形势，我国扎实推进能源产供储销体系建设，能源供应保障能力不断增强，进口日益多元，储备能力持续提高，市场体系逐步完善，绿色低碳转型成效显著。近年来我国能源自给率保持在80%以上。
2022年，国内原油产量回升到2亿吨以上，达到2.05亿吨;天然气产量达到2201亿立方米，连续6年增产超过100亿立方米;截至去年底全国发电装机容量达到25.6亿千瓦，其中可再生能源装机突破12亿千瓦，风电光伏新增装机连续3年突破1亿千瓦。“总的看，我国能源安全是有保障的。”李春临表示。
免责声明：以上内容转载自国新办图文直播，所发内容不代表本号立场。
来源：能源100
自然资源部办公厅关于修订《土地卫片执法图斑合法性判定规则》的通知
各省、自治区、直辖市及计划单列市自然资源主管部门，新疆生产建设兵团自然资源局，中国地质调查局及部其他直属单位，各派出机构，部机关各司局：
为进一步促进土地卫片执法工作常态化、规范化和制度化，充分发挥卫片执法在保护耕地、维护自然资源管理秩序等方面的重要作用，根据近期出台的最新地政管理相关政策要求，部对《土地卫片执法图斑合法性判定规则》（以下简称《规则》）有关内容进行了修订完善，具体如下。
一、关于农村道路翻新
判定规则。对于《自然资源部 农业农村部 国家林业和草原局关于严格耕地用途管制有关问题的通知》(自然资发 〔2021〕166号)下发之前已经建设的农村道路，在不改变原有规模前提下的翻新(如铺设水泥、柏油地面等)形成的图斑或地块，判定为实地未变化。
举证要求。须上传证明该图斑或地块涉及农村道路建成时间为2021年11月27日之前的证明材料，如历史遥感影像截图等。
二、关于采矿用地
判定规则。采矿用地应当按照《土地管理法》《自然资源部关于做好采矿用地保障的通知》(自然资发〔2022〕202号)等法律法规和政策性文件要求，办理建设用地审批手续。未办理的，判定为新增非农建设违法用地。
举证要求。上传农用地转用、土地征收审批、增减挂钩批准文件等证明材料。
三、关于生态修复项目用地
判定规则。生态修复项目如果涉及临时占用农用地，且符合临时用地管理要求，应当按照不同占用类型向相关部门申请办理临时用地审批手续，判定为临时用地。占用除农用地以外的土地进行生态修复项目建设形成的图斑或地块，判定为实地未变化。
举证要求。
1.需办理临时用地审批手续的，与《规则》规定的临时用地举证要求相同；
2.占用除农用地以外的土地进行生态修复项目建设形成的图斑或地块，须上传该项目的审批文件，且占用农用地面积为零。
四、关于全域土地综合整治试点
判定规则。部批复的全域土地综合整治试点已得到省级有关部门批准实施方案的图斑或地块，涉及非农建设 的，需办理建设用地审批手续，未办理的，判定为新增非农建设违法用地；不涉及非农建设的，判定为实地未变化。
部批复的全域土地综合整治试点，且经林草部门审核同意涉及林地布局优化调整的，如占用永久基本农田，不属于涉及发展林果业或挖塘养鱼等违法用地。
举证要求。部批复的全域土地综合整治试点已得到省级有关部门批准的实施方案的图斑或地块，不涉及非农建设的，须上传部批准的全域土地综合整治试点名单和省级或省级以上有关部门批准的实施方案等文件。
五、关于农作物晾晒场
判定规则。对与农业生产直接相关联的用地，主要用于农作物晾晒，农闲时临时用于非营利性停车场、村民健身等公众服务的，判定为设施农业用地；对以服务农业生产为名，主要用于停车场、村民健身等用途的用地，应当办理建设用地审批手续。未办理的，判定为新增非农建设违法用地。
六、关于赛鸽、赛马等比赛场地
判定规则。对赛鸽、赛马等比赛场地及关联的办公、驯养等附属设施，应当办理建设用地审批手续。未办理的，判定为新增非农建设违法用地。
七、关于当年卫片执法发现的往年已形成的历史违法用地
判定规则。
1.对往年已形成的历史违法用地，如果曾经纳入土地卫片执法范围并判定为违法用地，且未发生新的违法行为的，判定为实地未变化。
2.对往年已形成的历史违法用地，如未曾纳入土地卫片执法范围，判定为新增非农建设违法用地。
举证要求。对于第一类情形，须上传已纳入土地卫片执法范围时的年份、图斑编号、地块编号及地块性质等证明材料。
八、其他
1.“坑塘水面”属于农用地，如建设占用应办理建设用地审批手续，原《规则》中“高架路桥非法占用坑塘水面、河道管理范围以外的土地，应当判定为新增非农建设违法用地。”的表述不准确，且应明确非法占用的是农用地和未利用地才判定为新增非农建设违法用地。本次修订将“高架路桥非法占用坑塘水面、河道管理范围以外的土地，应当判定为新增非农建设违法用地。”修改为“高架路桥非法占用河流、湖泊等河道管理范围以外的农用地、未利用地，应当判定为新增非农建设违法用地。”
2.在临时用地举证要求中，增加须上传临时使用土地界址点坐标文本。
修订后的判定规则自2023年土地卫片执法工作起适用。请各单位遵照执行。自然资源部办公厅2023年2月24日附件
土地卫片执法图斑合法性判定规则（2023年修订）
为加强自然资源执法和督察工作，促进土地卫片执法工作常态化、规范化和制度化，充分发挥土地卫片执法在保护耕地、保护资源、维护自然资源开发利用秩序中的重要作用，制定本规则。
一、合法新增建设用地
（一）具体情形
1.卫片图斑下发时已依法供地的图斑或地块。卫片图斑下发时已依法办理农用地转用、土地征收审批手续，并在动工建设以前办理了供地手续，且在批准范围内建设的图斑或地块。政府为供地而进行土地平整的图斑或地块可以不提供供地手续。对于各类基础设施用地，提供划拨决定书等供地文件。
2.卫片图斑下发时已依法取得先行用地手续的图斑或地块。在动工建设以前，经有权机关批准，办理了先行用地审批手续，在批准范围内建设的图斑或地块。
3.卫片图斑下发时已办理其他合法用地手续的图斑或地块。已依法取得不动产权证书（含土地使用权证等）的图斑或地块；符合增减挂钩、工矿废弃地复垦利用、采矿用地等政策并办理了相应手续的图斑或地块；依据有审批权限的省级以上人民政府相关特殊政策，已取得相关用地文件的图斑或地块。
（二）补充规定
1.发展改革、自然资源、水利、交通运输、农业农村、林草等部门对建设项目下发的用地预审、临时用地、设施农业用地、项目用海批复等文件，以及采矿许可证、施工许可证、取水许可证等证件，不得作为合法新增建设用地的判定依据（法律法规另有规定的除外）。
2.地方审批的农用地转用、土地征收审批等文件涉及占用永久基本农田，批文在前划定在后的，应如实上报，部将核实是否属于永久基本农田划定不实等情况；划定在前批文在后的，应予以核实，属于违法审批的，按新增非农建设违法用地上报。
3.采矿用地应当按照《土地管理法》《自然资源部关于做好采矿用地保障的通知》（自然资发〔2022〕202号）等法律法规和政策性文件要求办理审批手续。未办理的，判定为新增非农建设违法用地。
（三）举证要求上传相关证明文件必须填写批文或证书文号、出让合同或划拨决定书电子监管号，包括农用地转用、土地征收审批、供地、先行用地、不动产权证书、增减挂钩、工矿废弃地复垦利用以及经有审批权限的省级以上国家机关同意的相关特殊政策批准文件的扫描件和能够证明用地位置范围的相关证明材料（如，界址点坐标文本或者图件扫描件）。
二、违法用地
（一）非农化违法用地
1.新增非农建设违法用地
（1）具体情形①违法批准占用。无权批准征收、使用土地的单位或者个人非法批准占用土地的；超越批准权限非法批准占用土地的；违反法律规定程序批准占用、征收土地的；不按照国土空间规划确定的用途批准用地的；不符合临时用地使用范围和使用条件，违法违规进行审批的。②违法供地。依法办理农转征或建新方案审批手续后，违反法律法规规定的方式或程序供地。③违法占地。卫片图斑下发时占用的土地，用地者未申报用地报批手续的；虽已批准但因新增建设用地有偿使用费缴纳等各种原因未能取得批准文件的；采取欺骗手段骗取批准的；虽经批准但属于超过批准数量多占的部分；占用耕地建窑、建坟或者擅自在耕地上建房、挖砂、采石、采矿、取土等，破坏种植条件的；先行用地批准文件有效期满后续建的；已经取得临时用地批准文件，但未按照批准内容进行临时建设的；临时用地超出复垦期限未完成土地复垦的；假借农业设施项目名义，实施非农建设的；对往年已形成的历史违法用地，且未曾纳入土地卫片执法范围的；对以服务农业生产为名，主要用于停车场、村民健身等用途但未办理建设用地审批手续的；对赛鸽、赛马等比赛场地及关联的办公、驯养等附属设施，未办理建设用地审批手续的。适用边建设边报批特殊支持政策的项目用地除外。④未供即用。卫片图斑下发时，已依法办理农转用手续，但未办理供地手续，即开始占用土地。
（2）补充规定①高架路桥非法占用河流、湖泊等河道管理范围以外的农用地、未利用地，应当判定为新增非农建设违法用地。②除为实施土地整治、土地复垦或农业结构调整等农业建设而进行推填土、平整土地外，未依法取得建设用地批复的，应当判定为新增非农建设违法用地。
（3）举证要求①省级以上能源、交通运输、水利等重大基础设施项目违法用地，需上传国家部委或省级发展改革等部门文件、重大项目清单等文件的扫描件。②符合临时用地条件的，应当及时将批准信息上传临时用地信息系统，提供临时用地批准文件、临时用地申请书、临时使用土地合同、项目建设依据文件、土地复垦方案报告表、土地权属材料、勘测定界材料、土地利用现场状况照片及其他必要的材料。
2.存量非农建设违法用地
（1）具体情形卫片图斑所涉及的国土调查数据库中的现状地类全部为建设用地的，属于存量建设用地。在存量建设用地上存在的违反国土空间规划的翻新、翻建、新建行为，应当判定为存量非农建设违法用地。但是，《土地管理法》颁布实施后，在未经审批或无合法权源的建设用地上进行翻新、翻建、新建行为，应判定为新增非农建设违法用地。
（二）非粮化违法违规用地
1.农业设施建设违法违规用地
（1）具体情形①占用永久基本农田建设畜禽养殖设施、水产养殖设施的。②占用永久基本农田建设破坏耕作层的种植业设施的。③占用永久基本农田建设农村道路的。④未经批准或不符合相关标准占用一般耕地建设畜禽养殖、水产养殖设施的。⑤未经批准或不符合相关标准占用一般耕地建设破坏耕作层的种植业设施的。⑥符合相关标准但未经批准占用一般耕地建设农村道路的。
（2）补充规定对设施农业用地的认定应依据上图入库信息，设施农业用地未按要求上图入库的，管理中不予认可。
（3）举证要求①必须上传能证明其符合设施农业用地条件的照片。②对现场核查时处于建设阶段，无法直接通过现场举证反映其农业用途的，由乡镇人民政府出具属于设施农业用地用途的证明材料。
2.涉及发展林果业和挖塘养鱼等违法用地
（1）具体情形非法占用永久基本农田发展林果业或挖塘养鱼的（不包括部批复的全域土地综合整治试点，并经林草部门审核同意所涉及的林地布局优化调整情形）。
三、其他用地
（一）具体情形
1.设施农业用地。是指实际用途符合国家和省有关政策文件确定的设施农业用地认定标准的图斑或地块，包括农业生产中直接用于作物种植和畜禽水产养殖的设施用地。其中，作物种植设施用地包括作物生产和为生产服务的看护房、农资农机具存放场所等，以及与生产直接关联的烘干晾晒、分拣包装、保鲜存储等设施用地；畜禽水产养殖设施用地包括养殖生产及直接关联的粪污处置、检验检疫等设施用地，不包括屠宰和肉类加工场所用地等。
2.临时用地。是指符合国家有关临时用地的规定，且已经办理审批手续、签订临时使用土地合同、编制土地复垦方案报告表的临时性用地图斑或地块。其中包括部批准的采矿用地方式改革试点矿区范围内的临时用地、因国家能源保供需要经部同意审批的临时用地、生态修复项目涉及的临时用地。
3.农村道路。是指在农村范围内，路基宽度在8米以内， 用于村间、田间道路交通运输，并在国家公路网络体系之外， 以服务于农村农业生产为主要用途的道路图斑或地块。
4.不改变原用地性质的光伏用地。是指不改变原用地性质的光伏、风电用地。使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用地建设光伏、风力发电项目，其中不占压土地、不改变地表形态的用地图斑或地块。
5.实地未变化。是指因各种原因导致卫片图斑反映地形地貌发生变化，但监测时段内土地的实际用途未发生改变或者改变符合相关政策规定的图斑或地块。
具体类型如下：
（1）属于国务院其他有关部门管理范围的图斑或地块，包括林草部门管理范围内，经审批的临时占用林地、草原以及林业、草原生产工程设施用地图斑或地块；水利部门河道管理范围内的图斑或地块（河道管理范围内地类涉及耕地的，一般以国土三调结果认定为准；确属与三调数据有冲突的，应由县级以上自然资源主管部门提供相关处置证明材料）。
（2）涉及海域使用的图斑或地块。
（3）旅游项目用地图斑或地块。符合旅游业发展用地政策的旅游项目用地中，属于自然景观用地及农牧渔业种植、养殖用地的图斑或地块。
（4）建设农田水利设施与农业简易棚（房）形成的图斑或地块。即田间用于引、排、灌的渠道（含渠槽、渠堤、护堤林、小型泵站、涵闸和蓄水池）；用于农业生产的简易棚（房）。
（5）土地整理形成的图斑或地块。含高标准农田建设、耕地开垦、旱地改水田或土地综合整治项目。
（6）部批复的全域土地综合整治试点已得到省级有关部门批准的实施方案，且不涉及非农建设的图斑或地块。
（7）农村道路翻新形成的图斑或地块。对于《自然资源部 农业农村部 国家林业和草原局关于严格耕地用途管制有关问题的通知》（自然资发〔2021〕166号）之前已经建设的农村道路，在不改变原有规模前提下的翻新（如铺设水泥、柏油地面等）形成的图斑或地块。
（8）占用除农用地以外的土地进行生态修复项目建设形成的图斑或地块。
（9）地上种植物调整图斑或地块。即因轮作、休耕、地膜覆盖（大棚）、改种灌木（乔木）等原因产生的图斑。
（10）因农业结构调整产生的农用地内部用途调整的图斑或地块。（11）建设用地和未利用地转变为农用地的图斑或地块。
（12）边坡治理形成的图斑或地块。即线性工程、隧道及其他项目为保证边坡及其环境的安全，对线性工程路面向上空延伸采用的支挡加固与防护措施，以及地质灾害隐患点治理工程等图斑或地块。不得将属于违法用地的线性工程、隧道及其他项目主体工程部分纳入边坡治理范围。
（13）房屋拆迁（征收）形成的图斑或地块。仅因房屋拆迁等造成的非建设变化用地。
（14）地下管网（廊）建设形成的图斑或地块。即铺设于地下的油气、燃气、电线、光缆、排水等各类地下管网管廊，建成后可恢复原地类的用地。
（15）边角地堆弃土形成的图斑或地块。已取得合法用地手续的建设项目在施工过程中，在项目用地范围外边角地上产生的零星堆弃土，可以在卫片图斑分割后，判定为实地未变化。
（16）紧急用地图斑或地块。即抢险救灾、疫情防控等急需先行使用土地或通过工程措施正在恢复灾毁土地原貌的图斑或地块。
（17）灾毁地图斑或地块。即灾害造成变化，暂时无法恢复原状的图斑或地块。
（18）合法矿区范围内，开采区已经按照矿山生态修复方案治理恢复的部分、地表剥离物等非实质性建设形成的图斑或地块。
（19）往年已形成且在土地卫片执法中被判定为违法用地的历史违法用地，且未发生新的违法行为的图斑或地块。（20）因卫片监测技术问题错误提取的图斑或地块。
（21）其他经省级自然资源主管部门认定，依法依规无需办理新增建设用地审批手续的图斑或地块。
（二）补充规定
1.设施农业用地
（1）看护房标准按“大棚房”问题专项清理整治标准执行。
（2）将原设施农业用地用于非农业建设的，应判定为新增非农建设违法用地。
（3）与农业生产直接相关联的用地，主要用于农作物晾晒，农闲时临时用于非营利性停车场、村民健身等公众服务的，判定为设施农业用地。
（4）各类设施农业用地规模应符合各省（区、市）自然资源主管部门会同农业农村主管部门制定的相关规范和标准。
2.全域土地综合整治试点涉及非农建设的，需办理建设用地审批手续，未办理的，判定为新增非农建设违法用地。
3.旅游项目用地
（1）属于永久性设施建设用地的，依法按建设用地管理，需要办理用地审批手续，不得作为实地未变化填报。
（2）属于非永久性人工简易设施建设用地的，如果未破坏耕作层的，可以作为实地未变化填报。
4.紧急用地
（1）属于临时用地的，用后应当恢复原状并交还原土地使用者使用，不再办理用地审批手续。
（2）属于永久性建设用地的，建设单位应当在不晚于应急处置工作结束六个月内
陕西省碳达峰实施方案
为深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和的重大战略决策，扎实推进我省碳达峰工作，根据《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（中发〔2021〕36号）和《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》（国发〔2021〕23号），制定本方案。
一、总体要求
（一）指导思想。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，深入贯彻习近平生态文明思想和习近平总书记来陕考察重要讲话重要指示，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，服务和融入新发展格局，坚持系统观念，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，统筹稳增长和调结构，把碳达峰碳中和纳入经济社会发展全局，有力有序有效做好碳达峰工作，加快实现生产生活方式绿色变革，推动经济社会发展建立在资源高效利用和绿色低碳发展的基础之上，确保如期实现2030年前碳达峰目标。
（二）基本原则
达峰引领、系统谋划。以碳达峰目标为引领，全面准确认识碳达峰对我省经济社会发展的深远影响，辩证把握能源资源禀赋大省面临的挑战和机遇，坚持全省一盘棋，加强政策的系统性、协同性。
因地制宜、重点突破。立足省情，因地制宜、分类施策，明确既符合自身实际又满足总体要求的目标任务，推动新兴技术与绿色低碳产业深度融合，解决重点领域、重点行业和重点区域碳达峰存在的困难和问题。
两手发力、多维驱动。更好发挥政府作用，完善有利于碳达峰目标的激励约束机制。充分发挥市场机制作用，大力推进科技创新和制度创新，培育壮大经济新动能和增长点，以最小的碳排放实现经济社会高质量发展。
稳妥有序、安全降碳。以保障国家能源安全和经济发展为底线，坚持先立后破，稳住存量，拓展增量，着力化解各类风险隐患，提升基础设施韧性和生态系统稳定性，确保安全降碳，稳妥有序、循序渐进推进碳达峰行动。
二、主要目标
“十四五”期间，全省产业结构和能源结构调整优化取得明显进展，重点行业能源利用效率显著提升，新型电力系统加快构建，绿色低碳技术研发和推广应用取得新进展，源头低碳、过程减碳、末端固碳的碳减排体系初步形成，绿色生产生活方式得到普遍推行，有利于绿色低碳循环发展的政策体系进一步完善。到2025年，全省非化石能源消费比重达到16%左右，单位地区生产总值能源消耗和二氧化碳排放下降确保完成国家下达目标，为实现碳达峰奠定坚实基础。
“十五五”期间，全省产业结构调整取得重大进展，清洁低碳安全高效的能源体系初步建立，重点领域低碳发展模式基本形成，重点耗能行业能源利用效率达到国内先进水平，非化石能源消费比重进一步提高，绿色低碳技术和产业化应用取得实质性突破，源头低碳、过程减碳、末端固碳的碳减排体系全面建立，绿色生活方式成为公众自觉选择，绿色低碳循环发展政策体系基本健全。到2030年，非化石能源消费比重达到20%左右，单位地区生产总值能源消耗和二氧化碳排放持续下降，顺利实现2030年前碳达峰目标。
三、主要任务
（一）加快建立清洁低碳安全高效能源体系。
1.推进化石能源清洁高效利用和转型升级。推进煤炭安全高效、绿色智能开采，加大原煤入洗比例。严格合理控制煤炭消费增长。严格控制新增煤电项目，新建机组煤耗标准达到国内先进水平，统筹推进煤电上大压小、节能升级、灵活性改造、供热改造、依法依规淘汰落后产能等工作，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。严控陕电送豫、陕电送皖电力通道配套煤电规模，可再生能源电量比例原则上不低于50%。推进煤炭分级分质梯级利用、煤油气盐资源综合利用、煤油共炼等新技术、新工艺，加强各系统耦合集成，逐步实现“分质分级、能化结合、集成联产”的煤炭原料功能新型利用方式，提高煤炭资源综合利用效率。保持石油消费处于合理区间，逐步调整汽油消费规模，提升终端燃油产品能效。加快推进页岩气、煤层气、致密油（气）等非常规油气资源规模化开发。优化天然气利用结构，优先保障民生用气，因地制宜建设天然气调峰电站。
2.大力发展非化石能源。坚持集中式与分布式并举，全面推动风电和光伏发电大规模开发利用，持续推进陕北地区风光发电基地化建设，大力推动关中负荷中心地区风光资源规模化开发建设，稳步扩大陕南地区风光发电规模，重点推进神木府谷外送、陕武直流、渭南3个大型风光发电基地项目和26个屋顶分布式光伏试点县项目建设。推动现有水电项目建设，争取旬阳、黄金峡等水电站尽快建成投产，积极推进黄河北干流古贤、禹门口水利枢纽工程项目建设。统筹推进生活垃圾发电、农林生物质发电项目建设，稳妥推进生物质原料制天然气、成型燃料、生物液体燃料等，积极发展生物质能清洁供暖。积极推进地热资源高效、循环、综合利用，探索中深层地热能供暖规模化发展路径。推进氢能“制运储用”全链条发展，塑造我省氢能产业核心竞争力。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到8000万千瓦以上。
3.推进多元储能系统建设与应用。加快多元化储能技术及装备的研发、示范和产业化应用。积极推进抽水蓄能电站项目的规划和建设，到2025年，开工建设的抽水蓄能装机达到300万千瓦左右。加快陕北风光储氢多能融合示范基地建设。加快压缩空气储能示范推广应用。鼓励企业、园区推进“多能互补”和“源网荷储”一体化示范项目建设，示范引领省内相关产业发展。积极推动电化学储能发展。加强储能电站安全管理。
4.加快建设新型电力系统。优化完善电力基础设施，围绕负荷中心、新能源开发重点地区、新增电力外送通道起点，构建清晰合理的主网架结构。完善750千伏电网，形成“三纵-双环网-两延伸”主网架结构，增强陕北向关中、陕南送电能力。鼓励建设以消纳新能源为主的局域网、微电网、增量配电网，构建“源网荷储”协同消纳体系。建设智能化电力调度运行体系，加快电力调峰、调频和调压等能力建设，提高电力系统安全稳定运行水平和效率。深化电力体制改革，研究制定推动“源网荷储”一体化发展的政策措施，探索储能系统与机组联合或作为独立主体参与电力辅助服务交易。
（二）深入推进节能降碳增效。
1.全面落实节约优先方针。把节能贯穿于经济社会发展全过程和各领域，融入经济社会发展规划、项目设计、施工建设、运行管理等各个方面。健全有利于节能降碳的价格、财政、金融、投资等支持政策，完善节能激励约束机制。完善能耗双控制度，严格控制能耗强度，合理控制能源消费总量，创造条件逐步实现能耗双控向碳排放总量和强度双控转变。加强产业规划布局、重大项目建设与能耗双控目标任务的有效衔接，推动能源要素向能效水平高的行业、企业、项目流动和集聚，促进产业基础化、产业链现代化重大项目建设。
2.实施节能降碳重点工程。深挖能源开发、加工转换、输送分配、终端使用等各环节节能潜力，因地制宜研究制定城镇、园区、重点用能单位节能改造方案。推进实施锅炉节能环保综合提升、余热暖民、重点用能单位综合能效提升、电机系统能效提升、能量系统优化、合同能源管理推广、城镇化节能升级改造、重大节能降碳技术示范等节能降碳重点工程。实施城镇（园区）节能降碳工程，打造100个省级节能低碳城镇和园区。
3.加强重点用能单位节能管理。开展重点用能单位节能低碳行动，落实目标责任，实行能源审计制度，建立健全企业能源管理体系和能源计量体系，推动高耗能企业建立能源管理中心。严格执行能源统计、能源利用状况报告、能源管理岗位制度，开展能效水平对标活动。加强新型基础设施用能管理，将年综合能耗超过1万吨标准煤的数据中心纳入重点用能单位能耗在线监测系统，并开展能源计量审查。优化新型基础设施用能结构，积极采用自然冷源、直流供电、“光伏+储能”5G基站、氢燃料电池备用电源等技术。全面提升节能管理能力，完善固定资产投资项目节能审查制度，综合评价项目用能和碳排放情况，严格高耗能项目的节能审查。建立用能预算管理制度。提高节能管理信息化水平，以全省重点用能单位能耗在线监测系统为依托，建设“秦碳云”平台和节能技术推广服务平台。加强节能监察能力建设，健全省、市、县三级节能监察体系，建立跨部门联动机制，加强重点耗能领域、行业碳排放的督察监管，强化对企业碳排放报告报送、核查及履约情况的专项监督检查。
4.推进重点用能设备节能增效。以电机、风机、水泵、工业锅炉、压缩机、变压器、换热器等用能设备为重点，全面提升用能设备能效标准。建立以能效水平为目标导向的激励约束机制，推广先进高效节能产品和设备，加快淘汰落后低效产品和设备。加强重点用能设备节能监察和日常管理，强化生产、销售、使用、报废全链条管理，严厉打击违法违规使用落后产品和设备的行为，确保能效标准和节能要求全面落实。
（三）推动工业体系碳达峰和绿色转型。
1.加快产业结构优化升级。聚焦煤电、煤化工、石油化工、钢铁、有色、建材等主要碳排放产业，依法依规淘汰焦炭（兰炭）、镁冶炼、水泥等行业落后产能，持续化解过剩产能，推动传统行业绿色低碳发展。加强电力需求侧管理，提升工业电气化水平。壮大绿色环保战略性新兴产业，推动新一代信息技术、新材料、新能源、高端装备、新能源汽车、绿色环保等战略性新兴产业提质增效，着力打造数控机床、航空等重点产业链。以突破“卡脖子”关键核心技术为导向，创新实现集成电路、光子、高精数控机床等高精尖领域产业化，积极布局人工智能、氢能、未来通信技术、北斗导航、生命健康等新兴未来产业。大力发展绿色低碳材料，推动产品全生命周期减碳。强化信息化在工业领域的降碳增效作用，积极推动具备条件的企业开展设备换芯、生产换线、机器换人等智能化改造，建设一批绿色化园区、智能化工厂、数字化车间。
2.推动煤化工高端化多元化低碳化发展。提高煤化工项目准入门槛，新建煤化工项目在符合国家相关规划、满足能耗强度和碳排放强度控制要求的前提下，工艺技术装备、能效水平须达到国内国际先进水平。加大煤化工领域关键技术研发示范，突破粉煤连续热解大型工程化、煤制芳烃等技术瓶颈，着力推动榆神现代煤化工产业示范区成为现代煤化工产业高端化发展集聚区、多元化发展增值区、低碳化发展先行区，布局一批煤基特种燃料、煤基生物可降解塑料、聚酯等系列合成材料精细化工产品链条，全面提升煤化工产业链现代化水平。严控新增兰炭产能，优化甲醇等存量项目产业布局。
3.强化石油化工集约化发展。落实国家石化产业布局规划，推动石油化工炼油项目向“油化一体化”转型发展，推进全球首套无汞催化氯乙烯节能减排高效一体化示范项目建设，延伸石化下游精细化工、化工新材料领域，带动高性能树脂、医药中间体、高性能纤维及其复合材料、氟硅材料、显示材料、电子化学品等领域一体化发展。强化过程减碳，开展节能改造与工艺提升，推广应用清洁高效催化、废锅气化炉、节能精馏、热泵以及能量梯级利用、固废深加工创新等技术，促进行业间耦合共生发展，提升石油化工产业综合能效。
4.促进钢铁产业低碳化发展。从全产业链角度，系统性开展节能降碳工作，强化产业链协同，构建全过程碳管控体系。优化生产力布局，推进钢铁企业兼并重组，提升韩城、勉县钢铁产业集聚度，从能源利用、原料使用、工艺优化、装备更新、运输方式等全流程推动碳减排。鼓励钢焦联产，推动钢焦一体化，提高钢铁副产利用效率，构建钢铁循环经济产业链。提升废钢原料占比，鼓励发展电炉短流程工艺。推动钢铁产品结构转型，大力发展高性能钢材、优质板材（管材）、特种钢材等高端精深加工产品。鼓励钢化联产，探索开展氢冶金、二氧化碳捕集利用一体化试点示范，推动低品位余热供暖发展。严格执行产能置换，严禁新增钢铁产能。
5.推动建材领域绿色化发展。加快水泥、陶瓷等低效产能退出，严禁新增水泥熟料、平板玻璃产能，合理缩短水泥熟料装置运转时间。鼓励建材企业利用粉煤灰、工业废渣、尾矿渣等大宗固废替代自然原料。加快推进绿色产品认证，完善省绿色建材采信应用数据库，引导工程项目使用绿色建材。深入开展行业能效对标工作，推进重点建材企业能源管控中心建设。逐步提高可再生能源、天然气应用比例。探索开展窑炉烟气二氧化碳捕集利用。
6.推动有色金属特色化发展。巩固化解电解铝过剩产能成果，严格执行产能置换，严控新增产能。积极开发和应用绿色减碳技术，鼓励冶炼企业使用非化石能源，提高清洁能源使用比重。发展再生有色金属产业。提升金属镁行业全球市场竞争优势，推进生产清洁化、产品高端化，抢占“高强、耐热、超轻”铝合金、镁合金材料发展制高点；强化钛、钼等稀有金属品种竞争优势，支持拓展高端钛材、钛制品、钼化工、钼金属产品深加工等领域，推动单位产品能耗和工业增加值能耗持续下降。
7.坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目发展。强化建设项目用能、用水、用地等资源强度管理。以能耗强度、碳排放强度为引领，以能效水平为导向，完善高耗能、高排放、低水平项目（以下简称“两高一低”项目）管理机制，实行清单管理、分类处置、动态监控。对在建项目，开展全面排查，能效水平低于本行业能耗限额准入值的，按有关规定停工整改，推动能效水平应提尽提，力争全面达到国内乃至国际先进水平。对拟建项目，开展项目审批前评估工作，产能已饱和的行业按照“减量替代”原则，压减产能；产能尚未饱和的行业按照国家和省上布局以及审批备案等要求，对标国际先进水平提高准入门槛；耗能量大的新兴产业，须应用绿色低碳技术，提高能效水平。对存量项目，组织开展能效水平审核，挖掘节能减排潜力，推动能效水平应提尽提。强化常态化监管，坚决拿下不符合要求的“两高一低”项目。
（四）加快推进城乡建设绿色低碳发展。
1.开展城镇绿色低碳更新。推动城市组团式发展，科学确定建设规模，控制新增建设用地过快增长。以绿色低碳设计理念统筹城市规划建设管理，建设城市生态和通风廊道，提升城市绿化水平，推广绿色建材和绿色建造方式，强化绿色设计和绿色施工管理，促进资源节约集约利用，建设绿色城镇、绿色社区。加强县城绿色低碳建设，推动建立以绿色低碳为导向的城市更新建设管理机制，制定建筑拆除管理办法，杜绝大拆大建。实施西安市国家城市更新试点建设，支持铜川市、西咸新区沣西新城建设国家海绵城市示范试点。
2.全面推进城镇建筑绿色化发展。推广绿色建筑技术，提升城镇新建建筑能效，推动超低能耗建筑规模化发展，开展近零能耗建筑试点示范。提升装配化建造水平，推进装配式建筑产业化发展。加快优化建筑用能结构，提高建筑终端电气化水平，推动集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电于一体的“光储直柔”建筑试点示范。大力推进关中地区中深层地热能供热、浅层地热能供热制冷。推进工业余热供暖。加快推进既有居住建筑和公共建筑节能改造，持续推动老旧供热管网等市政基础设施节能降碳改造。完善建筑能源消费计量、统计和监测制度，逐步开展建筑能耗限额管理。推行建筑能效测评标识，开展建筑领域低碳发展绩效评估。到2025年，全省城镇新建建筑全面执行绿色建筑标准。
3.加快建设低碳宜居村镇。传承陕北窑洞、关中厦子瓦房、陕南秦巴民居等特色风貌，推进低碳型、宜居型示范农房建设。坚持以点带面、经济适用、安全绿色，开展农房节能改造，重点提升门窗、墙体及屋面保温性能。因地制宜、多能互补实施村镇清洁能源建设行动，以县为单位开展农村可再生能源取暖应用示范，推动太阳能清洁供热供暖与高效温室一体化示范试点项目建设。推广电动农用车辆、节能环保农机、节能环保灶具等低碳节能的生产生活用具。加快生物质能、太阳能等可再生能源在农业生产和农村生活中的应用。加快推进乡村电网智能化建设与乡村电气化工程。
（五）加快形成绿色低碳交通运输方式。
1.优化交通运输工具装备用能结构。扩大电力、氢能、液化天然气、生物液体燃料等新能源、清洁能源在交通运输领域应用，依法依规加大柴油货车淘汰报废力度，推广电力、氢燃料等重型货运车辆。以城市公交、出租车、市政车辆为重点，加大新能源汽车推广力度，鼓励私人领域推广使用新能源汽车。提升省内机场运行电动化智能化水平，到2030年，除消防、救护、加油、除冰雪、应急保障等车辆外，机场场内车辆设备力争全面实现电动化智能化。
2.完善绿色低碳型交通运输网络。大力发展以铁路为主的多式联运，推进工矿企业、物流园区等铁路专用线建设，加快推动煤炭、矿产等大宗物资“公转铁”，提升铁路承担货运周转量比例。推广甩挂运输，创新货车租赁、挂车共享、定制化等发展模式。加快城乡物流配送体系建设，创新绿色低碳、集约高效的配送模式。优先发展公共交通，打造西安、咸阳、西咸新区城际公交试点，推进全省“城乡交通运输一体化”示范创爱游戏作。加强先进适用技术应用，提升民航运行管理效率。
3.配套完善绿色交通基础设施。合理规划各种运输方式空间布局，统筹利用综合运输通道线位、土地等资源，提高通道运输资源利用效率。推动机场、铁路、公路既有设施的信息化、绿色化改造，提高废旧材料利用率。加快公交专用道、快速公交系统、自行车专用道和行人步道等基础设施建设，推动特大城市中心城区构建以轨道交通为骨干的客运体系，支持利用既有铁路开行城际和市域（郊）列车。提升高速公路服务区、交通枢纽充电设施覆盖率，有序推进加注（气）站、加氢站等基础设施建设。到2030年，民用运输机场场内车辆装备力争全面实现电动化。
（六）大力发展循环经济。
1.深入推进园区循环低碳发展。构建多层次资源高效循环利用体系，全面推进全省产业园区循环化改造和清洁生产，优化园区产业布局，完善循环经济产业链条，推广能源互联岛新模式，搭建基础设施资源和公共服务高效的共享平台，支持建设集中供气供热、余压余热利用、能量梯级利用、水资源循环利用、废气废液废渣资源化利用等一批重点项目。进一步提升神木锦界、铜川董家河工业园区等国家级循环化改造示范试点绿色低碳发展水平，打造“十四五”园区循环化改造升级版。到2030年，省级以上重点产业园区全部实施循环化改造。
2.深入开展产业废弃物综合利用。加快固废综合利用和技术创新，推动冶炼废渣、脱硫石膏、结晶杂盐、金属镁渣、电石渣、气化渣、尾矿等大宗工业固废的高水平利用，深入推进榆林、渭南、汉中、韩城等国家大宗（工业）固废综合利用示范基地建设。鼓励从尾矿、冶炼渣、化工渣等废弃物中提取有价元素后生产建材产品。推进燃煤电厂、水泥窑与市政污泥、生活垃圾等的协同处置。补齐医废处置设施短板。探索利用矿井水、中水制氢。推进建筑垃圾资源化利用。加快推进秸秆高值化利用，建立完善收储运体系，严格禁烧管控。建立健全废旧农膜、化肥及农药包装物回收网络体系集中处置利用设施。加快畜禽粪污资源化利用，建设规模化资源化处理中心。
3.大力推动再生资源回收利用。鼓励采用互联网+、智能回收等方式，促进再生资源回收线上线下有机结合，实现应收尽收。推动市、县建设再生资源回收站点、分拣中心和交易市场，鼓励设区市开展“无废城市”建设。支持建设现代化的“城市矿产”基地，促进再生资源高值化利用。支持龙头企业做大做强汽车零部件再制造产业，培育大型工业装备、机床、工程机械等领域的再制造企业。推进退役风电机组及叶片、光伏组件、动力电池等循环利用，建设一批集规范回收、分选拆解、再制造及高值资源化于一体的示范项目。
4.推动城乡垃圾减量化资源化。全面推进生活垃圾分类，加快建立覆盖全社会的分类投放、分类收集、分类运输、分类处理体系。从生产源头、流通消费、产品替代、回收处置等方面综合施策，完善塑料污染全链条治理体系，制订绿色供应链管理制度，推动生活垃圾源头减量。探索建立快递包装及废弃物循环利用体系，开展可循环快递包装规模化应用试点，加快促进快递包装绿色转型。开展厨余垃圾资源化利用。以工业利用、市政杂用和生态补水为主要途径，推进城镇生活污水资源化利用。到2025年，城市生活垃圾分类体系初步形成，全省各设区市、杨凌示范区和韩城市基本建成生活垃圾分类处理系统。到2030年，城市生活垃圾分类基本实现全覆盖。
（七）加快推进绿色低碳科技创新。
1.推动绿色低碳研发应用取得新突破。依托秦创原创新驱动平台和行业龙头企业，开展储能新材料、新技术、新装备、可再生能源与建筑一体化以及低碳零碳负碳等关键技术攻关，布局一批节能减碳基础零部件、基础工业、关键基础材料研究项目，加快掺氢燃烧等可再生能源与化工生产系统耦合研发示范，鼓励二氧化碳规模化应用，支持二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）、二氧化碳合成化学品等技术研发和示范应用。推动火电机组提效降碳、现代煤化工提质增效、可再生能源并网、先进输配电等技术示范和产业化应用，推进“水蒸煤”清洁高效技术中试验证。争取创建碳达峰碳中和相关国家实验室、国家重点实验室和国家技术创新中心，加快推进全省科研仪器设备开放共享，打造碳达峰关键技术科技创新公共服务平台。支持具备条件的高校开设碳达峰碳中和相关学科专业。
2.提高碳减排科技成果转化能力。协同推进碳达峰产业链创新链深度融合，完善碳达峰技术转移体系，支持企业建立碳达峰科技成果转移转化服务联盟，鼓励各类创业投资基金支持碳达峰相关科技成果转化，开展“百项”科技成果转化行动，支持示范项目建设。大力发展专业化科技服务机构，加快技术转移示范机构专业人才队伍建设。完善碳达峰科技人才培育机制，激发人才创新活力。
3.激活绿色低碳发展新动能。发挥我省能源工业、信息技术、装备制造、新材料等产业基础优势，培育一批能源、工业、建筑、交通、民用低碳装备优秀技术企业，推动低碳装备制造业集聚发展。加快产业数字赋能，加快建设集全省能耗、碳排放、投融资服务、碳足迹认证于一体的“秦碳云+”数字融合平台体系。培育一批基于物联网、大数据、云计算的用能数据采集、在线监测、需求调控一体化的智慧能源服务企业，推动规划设计、工程建设、生产运营、维护服务全流程能源数字产业化发展。围绕六大高耗能行业节能降碳减污需求，推广合同能源管理、环境污染第三方治理等模式，培育壮大节能环保、清洁生产、清洁能源、碳捕集利用封存固化等新产业、新业态。
（八）增强生态系统碳汇能力。
1.巩固生态系统固碳作用。严守生态保护红线，严控生态空间占用，聚焦黄河、秦岭、大巴山等生态系统重点区域，加强生态保护和修复，推动生态空间由“浅绿色”向“深绿色”转变。加快自然保护地整合优化，着力构建以国家公园为主体的自然保护地体系，稳定现有森林、草原、土壤、湿地等重要生态系统固碳作用。进一步提高土地节约集约利用水平，深入推进“亩均论英雄”综合改革，探索推进“标准地”改革，严格执行土地使用标准，加强节约集约用地评价，推广各类节地技术和节地模式。
2.提升生态系统碳汇能力。科学开展国土绿化，巩固退耕还林还草成果，全力推进“百万亩绿色碳库”试点示范基地建设，逐步扩大生态系统碳汇增量。强化森林资源保护修复，实施沿黄防护林提质增效和高质量发展工程，提高森林质量和稳定性；加强草原生态保护修复，提高草原综合植被盖度；加强河湖、湿地保护恢复；加强退化土地修复治理，开展荒漠化和沙化土地综合治理，开展历史遗留矿山等重点区域生态修复工程，不断提升生态系统碳汇能力。到2025年，全省森林覆盖率达到46.5%，森林蓄积量达到6.2亿立方米，固碳等生态功能持续提升。到2030年，全省森林覆盖率达到46.8%左右，森林蓄积量达到6.5亿立方米。
3.发挥农业降碳固碳作用。大力发展绿色低碳循环农业。积极发展“光伏+设施农业”，建设生态循环型农业产业体系。加强农业空间用途管制和绿色低碳开发利用，推动农田保育，优化种植结构，提升农田碳汇水平。在陕北、渭北、陕南等地区夏闲、秋闲田和休耕轮作耕地发展绿肥种植，提升土壤有机碳储量。
（九）提高全社会绿色低碳发展水平。
1.广泛开展生态文明宣传教育。充分利用我省优质红色资源，开展党史国情教育，支持延安打造节约低碳教育基地，发扬革命前辈勤俭节约优良传统。将节能减排、绿色低碳教育纳入中小学、高等院校等地方教材。积极组织开展节能宣传周、全国低碳日、世界环境日等主题宣传活动，提高公众绿色低碳意识。利用地方媒体及刊物普及碳达峰碳中和基础知识，宣传先进事例，对奢侈浪费行为进行舆论监督，推动全社会形成文明、节约、绿色、低碳的良好环境。
2.引导公众践行绿色低碳生活方式。深入开展粮食节约行动，坚决制止餐饮浪费行为。引导公众减少使用塑料购物袋，采取贴标签、设专柜、打折扣等方式，鼓励公众少购买、不购买一次性用品和过度包装产品。引导公众自觉选择绿色低碳出行方式，提升公共交通出行分担率。探索建立全省碳普惠平台机制，引导公众自觉践行低碳行动。
3.鼓励企业主动履行绿色低碳责任。发挥重点国有企业、上市公司、行业龙头企业的示范带动作用，制定实施企业碳达峰实施方案。鼓励企业开展自愿性清洁生产评价认证，对通过评价认证且满足清洁生产审核要求的，视同开展清洁生产审核。推动清洁生产审核与节能审查、节能监察、环境影响评价和排污许可等管理制度有效衔接。加大对绿色低碳清洁生产企业在用能用水管理、阶梯电价、金融服务、债券发行等方面的政策支持力度。鼓励行业协会、第三方专业机构对企业节能降碳减污提供咨询、审核、评价、认证、设计、改造等“一站式”综合服务。
4.推进公共机构绿色低碳改造。全面推动绿色机关建设，推进终端用能电气化，减少化石能源使用。提升建筑绿色低碳运行水平。加大既有建筑节能改造力度，提高建筑用能管理智能化水平。推动数据中心运维绿色化。推广利用太阳能、地热能、生物质能等能源和热泵技术，满足建筑采暖和生活热水需求，开展太阳能供暖试点。加大新能源汽车配备使用力度。完善政府机关绿色采购目录，带头采购绿色低碳产品。开展节约型机关创建行动，推进无纸化办公，推广使用循环再生产品、高效节能电器，以“光盘行动”、厨余垃圾分类处理为重点推动绿色食堂建设。开展绿色学校创建活动。
5.促进服务业绿色低碳转型。推动全省服务业高质量发展，做大做强科技服务、软件和信息技术、现代物流、现代金融等竞争力强的服务产业新体系。促进商贸企业绿色升级，培育一批绿色流通主体。引导商场完善绿色供应链体系，提高绿色、低碳商品销售比例，深化绿色商场建设。在A级旅游景区创建和运营管理中，引入绿色设计、节能管理、绿色消费等概念，因地制宜推广应用太阳能光伏、风能、空气能，推广绿色低碳旅游。加强酒店、餐饮等行业塑料制品禁限工作。
6.强化领导干部培训。将学习贯彻习近平生态文明思想作为干部教育培训的重要内容，全省各级党校（行政学院）要把碳达峰碳中和相关内容列入教学计划，分阶段、多层次对各级领导干部开展培训，普及科学知识，宣讲政策要点，强化法治意识，深化我省各级领导干部对碳达峰碳中和工作重要性、紧迫性、科学性、系统性的认识。从事绿色低碳发展相关工作的领导干部要尽快提升专业素养和业务能力，切实增强推动绿色低碳发展的本领。
（十）推动全省稳妥有序碳达峰。
1.支持绿色低碳主导地区较快碳达峰。对产业结构较轻、能源结构较优，以绿色低碳为主导产业的地区，统筹考虑资源禀赋、产业布局、技术和市场发展情况，放大和发挥绿色生态优势，巩固提升生态碳汇功能，推动建立生态产品价值实现机制。坚持绿色低碳发展，积极培育生态康养、绿色食品等优势产业集群，力争尽快实现碳达峰。
2.确保经济发展优势地区同步碳达峰。发挥好关中地区科技创新高地与战略性新兴产业集聚的优势，加强产业协同创新，加快提升产业层次和发展能级，培育先进制造业集群，打造碳达峰碳中和科技创新高地，引领全省产业、技术协同降碳，率先实现经济社会发展的低碳转型，确保与国家同步实现碳达峰。
3.推动能源资源依赖地区顺利碳达峰。产业结构偏重、对能源资源依赖性强的地区，要将节能降碳摆在突出位置，大力优化调整产业结构和能源结构，推进能源化工材料化利用，积极发展节能环保、新能源等绿色低碳产业，逐步实现碳排放增长与经济增长脱钩，力争与国家同步实现碳达峰。
4.科学制定各地碳达峰路线图。坚持全省一盘棋，上下联动，各市（区）要按照省统一部署，加快能源结构调整、产业优化升级步伐，持续降低化石能源依赖，合理设定本地的碳达峰目标和路线图，制定碳达峰实施方案。
5.积极创建国家碳达峰试点。支持有条件的城市、园区积极创建国家碳达峰试点城市、园区，在政策、资金、技术等方面给予支持，加快实现绿色低碳转型，为全省提供可操作、可复制、可推广的经验做法。依托省内公共资源交易平台，积极争取国家支持陕西建设国家碳市场西北服务平台。支持西安建设“一带一路”低碳技术交易中心。在交通、建筑等领域选择合适区域创建零碳交通、零碳建筑试点，推动绿色低碳转型。
6.推进重点产业园区、企业逐步达峰。推进循环经济试点园区、循环化改造试点园区、低碳工业园区、绿色园区、生态工业园区、高新区绿色发展示范园区等各类国家绿色低碳领域试点示范园区先行先试、综合施策，进一步加强绿色低碳转型，在2030年前实现碳达峰。鼓励有条件的高新区、经济开发区开展碳达峰实践，在煤电、煤化工、有色金属冶炼、高端装备制造等优势领域选择一批重点企业，发挥引领示范作用，尽早实现碳达峰。
（十一）开展绿色低碳国际合作。
1.加强绿色技术合作。支持我省高等学校、研究机构与国外学术机构开展新能源、储能、二氧化碳捕集利用与封存等领域的合作交流。依托省技术转移中心、秦创原创新驱动平台等载体，强化绿色科技创新、绿色科技成果转移转化等方面的国际合作，构建国际绿色科技交流通道。推动省内产学研机构联合共建国际产学研用合作平台、研发中心、省技术转移中心以及省科技交流中心，开展绿色低碳关键技术联合攻关和人才培养。
2.推动高附加值绿色经贸合作。进一步发挥好丝绸之路国际博览会、欧亚经济论坛、榆林国际煤博会等平台的交往功能，扩大与海外在高质量、高技术、高附加值的绿色产品领域的贸易合作。扩大与中亚、西亚地区在能源资源、现代农业、加工制造业等领域，与东南亚地区在光伏、输变电、能源化工等领域的投资合作，提升绿色低碳产业的国际竞争力。
3.建设绿色国际合作交流平台。发挥中国（陕西）自由贸易试验区、协同创新区、中欧班列（西安）集结中心等综合开放平台的交流作用，强化绿色低碳技术合作，形成多平台支撑的开放发展格局。持续深化与美国怀俄明州、比利时安特卫普省等国际友好城市在绿色技术、能源、基建、金融等领域的合作。
四、政策保障
（一）建立健全碳排放统计核算体系。按照国家统一规范的碳排放统计核算体系有关要求，建立完善有关碳排放统计核算办法，依托现有规模以上工业企业能源统计体系，增加碳排放统计核算功能，健全规模以下工业、农牧业、林业、土地利用变化和废弃物处理等领域碳排放统计核算方法体系。依托和拓展自然资源调查监测体系，利用好国家林草生态综合监测评价成果，建立生态系统碳汇核算体系，摸清森林、草原、湿地、耕地等碳汇本底，评估碳汇潜力，探索建立森林碳汇交易机制。制定我省碳排放报告指南，推进市（区）碳排放源清单编制工作。加强市（区）碳排放管理，抓好重点企业碳排放控制计划制定工作。建立碳排放核算第三方机构评价制度，确保核算核查工作质量。
（二）健全地方法规标准体系。全面清理现行地方性法规、政府规章和规范性文件中与碳达峰碳中和工作不相适应的内容。结合省情需要和国家具体要求，研究我省循环经济、节能减排、新能源促进发展等法规规章的制修订工作。推动西安等市探索制定碳达峰碳中和相关促进条例，建立健全监管机制，提升执法效能。积极构建我省碳达峰碳中和标准体系，落实国家可再生能源、氢能、储能、能源化工、生态碳汇等重点领域标准。
（三）强化经济政策。省、市、县各级政府加大对碳达峰碳中和工作的支持力度，加强财政投入，完善重点领域节能降碳奖补政策，发挥政府投资引导作用。贯彻有利于绿色低碳发展的税收政策体系，落实节能节水、资源综合利用等税收优惠政策，更好发挥税收对市场主体绿色低碳发展的促进作用。严格落实国家绿色电价政策、居民阶梯电价制度和分时电价政策，深入推进全省电力价格改革。加快构建绿色金融体系，大力发展绿色贷款、绿色股权、绿色债券、绿色保险、绿色基金等金融工具。积极推动我省符合条件的绿色企业上市融资、挂牌融资和再融资。争取国家低碳转型基金支持我省传统产业和资源富集地区绿色转型。鼓励社会资本以市场化方式设立绿色低碳产业投资基金。
（四）建立健全市场化机制。落实全国碳排放权交易市场政策，跟进电力行业碳排放权交易，完成配额履约清缴工作。完善碳排放交易及碳资产管理等相关制度，盘活区域碳资产。稳妥推进榆林用能权有偿使用和交易制度试点，完善相关监管体系、技术体系和配套政策。探索在园区内、企业间开展用能权交易，倒逼企业依法依规淘汰落后产能、压减过剩产能、实施节能技术改造，促进能源的高效配置。稳步推进合同能源管理，鼓励以合同能源管理方式实施既有公共建筑、交通、城市公用设施以及商业领域的节能改造，持续释放节能市场潜力和活力。
五、组织实施
（一）完善组织领导。省碳达峰碳中和工作领导小组对碳达峰相关工作进行整体部署和系统推进，统筹研究重要事项、制定重大政策。省碳达峰碳中和工作领导小组办公室要加强统筹协调，定期对各地区和重点领域、重点行业工作进展情况进行调度，督促各项目标任务落实落细，组织开展方案实施情况中期评估，需要对实施方案目标任务进行调整的，按程序报批。省碳达峰碳中和工作领导小组成员单位要按照省委省政府安排部署和领导小组工作要求，扎实推进相关工作。
（二）强化责任落实。各地区、各部门要深刻认识碳达峰碳中和工作的重要性、紧迫性和复杂性，切实扛起责任，按照本方案确定的主要目标和重点任务，着力抓好各项任务落实，确保政策到位、措施到位、成效到位，落实情况纳入省级生态环境保护督察。各相关单位、人民团体、社会组织要按照国家和省级有关部署，积极发挥自身作用，推进绿色低碳发展。
（三）严格监督考核。落实以碳强度控制为主、碳排放总量控制为辅的制度，对能源消费和碳排放指标协同管理、协同分解、协同考核，逐步建立系统完善的碳达峰碳中和综合评价考核制度，定期开展碳达峰目标任务年度评估。加强监督考核结果应用，对碳达峰工作成效突出的地区、单位和个人按照规定给予表彰奖励，对未完成目标任务的地区、部门依规依法实行通报批评和约谈问责。各市（区）政府要组织开展碳达峰目标任务年度评估，有关工作进展和重大问题要及时向省碳达峰碳中和工作领导小组报告。
来源：陕西省人民政府官网
国家能源局发布《国家能源局关于贯彻落实“放管服”改革精神优化电力业务许可管理有关事项的通知》，文件明确，项目装机容量6MW（不含）以下的太阳能、风能、生物质能（含垃圾发电）、海洋能、地热能等可再生能源发电项目，免除发放发电类电力业务许可证。
国家能源局关于贯彻落实“放管服”改革精神
优化电力业务许可管理有关事项的通知
各省（自治区、直辖市）和新疆生产建设兵团能源局，有关省（直辖市）发展改革委，各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司，中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司，有关电力企业：
为贯彻落实“放管服”改革精神，充分发挥电力业务许可制度在落实国家产业政策、规范企业经营行为、维护电力市场秩序、优化营商环境等方面的作用，现就优化电力业务许可管理有关事项通知如下。
（一）继续实施电力业务许可豁免政策
以下发电项目不纳入电力业务许可管理范围：
1.经能源主管部门以备案（核准）等方式明确的分布式发电项目；
2.单站装机容量6MW（不含）以下的小水电站；
3.项目装机容量6MW（不含）以下的太阳能、风能、生物质能（含垃圾发电）、海洋能、地热能等可再生能源发电项目；
4.项目装机容量6MW（不含）以下的余热余压余气发电、煤矿瓦斯发电等资源综合利用项目；
5.并网运行的非燃煤自备电站，以及所发电量全部自用不上网交易的自备电站。
相关企业经营上述发电业务不要求取得发电类电力业务许可证。已取得电力业务许可证的，由国家能源局各派出机构公示注销，公示期不少于30日。公示期满且无异议的，办理注销手续。各派出机构要通过电网企业、调度机构、交易机构等多种渠道积极联系有关发电企业，做好政策宣传工作。
（二）简化部分发电企业许可申请要求
除本通知规定豁免许可的情形外，经营以下发电业务的企业，简化发电类电力业务许可申请要求：
1.总装机容量50MW及以下的小水电；
2.太阳能、风能、生物质能（含垃圾发电）、海洋能、地热能等可再生能源发电；
3.余热余压余气发电、煤矿瓦斯发电等资源综合利用发电。
具体简化内容如下：
主要负责人方面，企业安全负责人、生产运行负责人、技术负责人、财务负责人，允许一人兼任多项职务。
财务资料方面，不再要求提供年度财务报告、财务状况审计报告，提供资产负债表即可。
二、贯彻落实供给侧结构性改革要求，严把许可准入关
（一）明确发电项目许可要求
除豁免情形外，发电项目应当在完成启动试运工作后3个月内（风电、光伏发电项目应当在并网后6个月内）取得电力业务许可证。在此规定时限之前，发电企业与电网企业签订《并网调度协议》《购售电合同》可暂不提供电力业务许可证。发电企业取得电力业务许可证后，应将有关许可内容及时告知相关电网企业及调度机构。超过规定时限仍未取得电力业务许可证的，有关机组不得继续发电上网。
（二）优化风电、光伏发电项目许可准入监管
风电和光伏发电项目应当严格按照规定时限取得电力业务许可证，分批投产的风电或光伏发电项目，可分批申请许可。企业应提供机组通过启动验收的证明材料或质量监督机构出具的《工程质量监督检查并网通知书》作为发电设施具备发电运行能力的证明材料。
对未按要求取得电力业务许可证的风电、光伏发电企业，派出机构要依法予以处理。对不执行相关要求，不配合监管工作的相关电网企业，给予通报批评，拒不整改的，依法予以处理。
（三）做好煤电机组市场退出，促进淘汰落后产能
按照《国家发展改革委 国家能源局关于深入推进供给侧结构性改革 进一步淘汰煤电落后产能 促进煤电行业优化升级的意见》（发改能源〔2019〕431号）精神，对于列入淘汰关停计划的煤电机组（应急备用电源除外），派出机构应按照各省（区、市）人民政府制定的落后煤电机组关停方案和年度关停计划明确的时限，督促企业办理许可证变更或注销手续。经地方能源主管部门确认已实际关停的项目，按规定变更或注销电力业务许可证。煤电应急备用电源关停后应及时变更或注销电力业务许可证。
关停机组发电权转让不需要保留电力业务许可。
三、规范许可管理，加强事中事后监管
（一）调整供电类电力业务许可证申请条件
根据《国务院关于取消和下放50项行政审批项目等事项的决定》（国发〔2013〕27号），将电力业务许可证（供电类）申请条件中“具有经有关主管部门批准的供电营业区”调整为“具有有关主管部门出具的供（配）电区域划分意见或企业间自主达成的供（配）电区域划分协议”。
（二）规范增量配电业务许可管理
在供电企业持有的电力业务许可证（供电类）副本“供电营业区覆盖范围”中统一标注“不含已许可的增量配电业务配电区域”。各派出机构应当在本通知印发后及时组织供电企业集中办理许可证信息标注工作。
持有电力业务许可证的增量配电业务项目业主依法享有所辖配电区域配电网投资建设及经营管理的权利。原供电企业应当按照《国家发展改革委 国家能源局关于印发<增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）>的通知》（发改能源规〔2018〕424号）要求，妥善处置存量资产和用户，不得在已许可的增量配电区域内发展新用户。
派出机构向增量配电业务项目业主作出的许可决定应同时抄送原供电企业。
（三）加强输、供（配）电企业许可事中事后监管
持有电力业务许可证的输、供（配）电企业应当严格履行持证企业义务，按照有关规定开展定期自查、申请许可变更。输电企业主网架输电设施投入运营、终止运营的，应于每年二季度集中向所在地派出机构申请办理上一年度此类许可事项变更。供（配）电企业供（配）电设施投入运营、终止运营的，不列入许可事项变更，按照登记事项变更管理。供（配）电企业应于每年二季度集中向所在地派出机构报送主要设施、设备变化情况并办理变更手续。供（配）电企业供（配）电区域发生变化的，应及时申请许可事项变更。
各派出机构要落实“一网通办”要求，企业自查、变更等业务全部实现网上办理，做到办理事项、办理流程和办理结果公开、透明。
各派出机构应按照国家关于加快构建以信用为基础的新型监管机制要求，依法组织实施持证企业信用监管，与“双随机、一公开”监管相结合，采取差异化监管措施，不断提升信用监管效能。
本通知自印发之日起施行。《国家能源局关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》（国能资质〔2014〕151号）、《国家能源局综合司关于落实电力业务许可管理有关事项的通知》（国能综资质〔2014〕426号）同时废止。
国家能源局
1月30日，国家能源局发布《2023年电力安全监管重点任务》的通知，通知指出，完善电网运行方式分析制度， 形成覆盖全年、层次清晰、重点突出的电网运行方式分析机制。 组织开展电化学储能、虚拟电厂、分布式光伏等新型并网主体涉网安全研究，加强“源网荷储”安全共治。推进非常规电力系统安全风险管控重点任务落实。
加强施工安全监管和工程质量监督工作。对全国在建电力建设重点工程（水电、大型火电、抽水蓄能、特高压工程、大型风电光伏工程）开展“四不两直”施工安全及质量监督专项督查。
加强新能源发电安全监管。加强风电、光伏、小水电并网安全评价行业标准宣贯执行。研究制定新能源涉网安全监督管理措施和流程。开展小散远发电企业安全排查专项行动“回头看”。
原文如下：
国家能源局综合司关于印发《2023年电力安全监管重点任务》的通知
国能综通安全〔2023〕4号
全国电力安全生产委员会各成员单位：
为贯彻落实党的二十大精神，扎实做好2023年电力安全监管工作，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，推动全国电力安全生产形势持续稳定向好，我局制定了《2023年电力安全监管重点任务》。现印发给你们，请结合本地区、本单位实际，认真贯彻落实。
国家能源局综合司
2023年1月17日
一、指导思想
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真学习贯彻党的二十大精神，深入贯彻落实习近平总书记关于安全生产重要论述，严格落实党中央、国务院关于安全生产的各项决策部署， 坚持“安全第一、预防为主、综合治理”，统筹发展和安全，扎实推进落实《电力安全生产“十四五”行动计划》，着力防范化解重大电力安全风险，高效开展电力安全专项监管和重点监管，努力提升安全监管效能，不断加强电力应急管理，持续推动电力安 全治理体系和治理能力现代化，为全面建设社会主义现代化国家营造安全稳定的电力供应环境。
二、基本目标
杜绝重大以上电力人身伤亡责任事故、杜绝重大以上电力安 全事故、杜绝电力系统水电站大坝垮坝漫坝事故，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，保持电力安全生产形势稳定。
三、重点任务
（一）认真学习贯彻党的二十大精神和习近平总书记关于安全生产重要论述
1.认真学习贯彻党的二十大精神。深入学习宣传贯彻党的二 十大精神，及时传达学习党中央、国务院关于安全生产决策部署， 准确领会和把握党中央、国务院对电力安全工作的新部署和新要求，进一步增强做好电力安全监管工作重要性认识，筑牢电力安全工作思想基础。
2.全面学习贯彻习近平总书记关于安全生产重要论述。将学习习近平总书记关于安全生产重要论述和重要批示纳入各级党委（党组）学习计划和干部员工教育培训计划，坚持以人民为中心的发展思想，树牢人民至上、生命至上理念。贯彻落实“三管 三必须”和国务院安委会十五条硬措施要求，进一步落实地方电力安全管理责任，完善齐抓共管机制。
3.加强电力安全宣传教育培训。加强电力安全文化建设，认真组织开展“安全生产月”“安全生产万里行”等活动。聚焦构 建新型能源体系和新型电力系统，深入研究电力安全生产面临的新形势、新挑战，提出应对举措。举办第三届电力安全管理和技术论坛。组织开展电力安全监管培训。
（二）认真贯彻党中央、国务院决策部署
4.加强电力安全工作统筹协调。充分发挥国家能源局安全生 产工作领导小组和全国电力安委会作用，加强对电力安全监管工作的统筹协调和把关定向。配合做好 2022 年度国务院安委会成员单位安全生产考核工作，全面落实考核反馈意见。精简高效开 展派出能源监管机构电力安全生产考核。
5.全力做好电力供应保障。开展年度电网运行方式和电力供 需形势分析，做好迎峰度夏（冬）等重点时段电力安全保障和突发事件应对工作，加强燃煤机组非计划和出力受阻停运监管，确保电力安全可靠供应。组织做好全国“两会”、杭州亚运会、“一 带一路”国际合作高峰论坛等重大活动保电和网络安全保障工 作。
6.推进能源重大基础设施安全风险评估。总结试点工作经验，制定能源重大基础设施安全风险评估实施细则，推进全面评估和专项评估工作，保障能源重大基础设施安全可靠运行。
7.做好电力行业防汛抗旱工作。按照国家防汛抗旱总指挥部统一部署，认真做好电力行业防汛抗旱工作，组织开展防汛抗旱督查检查，加强水电站大坝度汛安全监管。
（三）防范化解重大电力安全风险
8.做好电力安全风险管控和隐患排查治理工作。优化电力安 全风险管控会议和风险管控周报等“季会周报”工作机制。落实重大电力安全隐患监督管理规定和判定标准，组织开展宣贯和隐患报送工作，滚动调整重大隐患清单，强化重大隐患挂牌督办。
9.加强大电网骨干网架安全监管。持续强化重要输变电设施安全风险管控，发挥有关输电通道联合防控工作机制作用，组织 经验交流，协调重点、难点问题，加强重大输电工程路径密集性风险评估。通过宣传培训、现场检查等多种形式，督促电网企业 落实直流输电系统安全管理有关政策文件要求。加强与设备质量 监管机构、行业协会等部门的监管协同，提升电力设备质量，切实防范电力设备安全事故。
10.加强电网安全风险管控。完善电网运行方式分析制度，形成覆盖全年、层次清晰、重点突出的电网运行方式分析机制。 组织开展电化学储能、虚拟电厂、分布式光伏等新型并网主体涉 网安全研究，加强“源网荷储”安全共治。推进非常规电力系统 安全风险管控重点任务落实。
11．推进电力行业网络与信息安全工作。组织开展网络安全 五年行动计划中期评估，持续推进电力行业网络安全“明目”“赋 能”“强基”行动。加强网络安全态势感知能力建设，推进国家级电力网络安全靶场建设，组织开展年度攻防演练。修订行业网络 安全事件应急预案，建立完善网络安全监督管理技术支撑体系， 推动量子计算、北斗、商用密码等在电力行业的应用。
（四）开展电力安全专项监管和重点监管
12.开展电力二次系统安全管理专项监管。落实《电力二次 系统安全管理若干规定》，建立完善电力二次系统安全管理书面 报告制度。对电力企业落实二次系统安全管理有关政策规定情况、二次系统技术监督工作开展情况开展专项监管，印发《电力二次系统安全管理专项监管报告》。
13.开展电力行业关键信息基础设施安全保护专项监管。制修订电力关键信息基础设施安全保护政策性文件，动态开展认 定。对电力行业运营者落实关键信息基础设施安全保护要求的有 关情况开展专项监管，印发《电力行业关键信息基础设施安全保 护专项监管报告》。
14.开展水电站大坝安全提升专项行动。加强水电站大坝安全注册和定期检查工作。对乙级注册大坝开展全覆盖监督检查， 督促指导电力企业开展极端事件后果分析，制定强化大坝关键设 备管理措施，按时高质量完成风险隐患整治工作。督促指导电力 企业加快推进大坝安全信息化建设，按要求建立大坝安全在线监 控系统。专项行动持续 2 年时间，发布《水电站大坝安全提升专 项行动总结报告》。
15.开展海上风电施工安全专项监管。编写海上风电施工安全检查（督查）事项清单，细化安全监管要求。加强与地方应急、 海事、交通运输等部门的协调沟通，进一步形成监管合力。做好海上风电质监工作。发布《海上风电施工安全和质量监督专项监管情况通报》。
16.开展重要直流输电系统安全监管。在东北、华中区域对 电力企业落实直流输电系统安全管理相关政策文件情况开展监 管，印发《东北区域直流输电系统安全监管报告》《华中区域直流输电系统安全监管报告》。
（五）持续提升安全监管工作效能
17.健全电力安全监管规章制度体系。继续梳理完善电力安 全监管涉及法律法规和规范性文件，推进《电力安全事故应急处置和调查处理条例》《电力安全生产监督管理办法》《电力监控系统安全防护规定》《电力建设工程施工安全监督管理办法》等 法规规章修订工作。
18.加强电力安全监管执法。落实新《安全生产法》《电力安全监管执法指引》等要求，依法依规开展电力安全监管执法， 加大力度打击惩治电力安全违法违规行为。每季度向全社会公布典型电力安全监管执法案例，发挥执法案例震慑警示作用。
19.完善电力安全事故统计分析。建立事故分析监管研判机制，按月编制事故快报，按年汇编统计全年事故情况，针对性提 出监管意见建议，督促有关企业深入分析事故背后的体制机制、 安全投入、教育培训等管理原因。
20.深化事故“说清楚”机制。以人身事故为重点，由事故企业负责人在电力安全风险管控会议上“说清楚”，剖析事故原因，督促电力企业深刻吸取事故教训，将人民至上、生命至上理念深度融入电力安全生产管理全过程。
（六）做好日常安全监管工作
21.深化电力可靠性管理。修订印发《关于加强电力可靠性 管理工作的意见》，试点推广以可靠性为中心的设备检修策略研 究成果。开展全国电力可靠性数据自查、互查和专项检查，探索发电设备基于实时数据的可靠性指标系统，提升数据质量。
22.加强施工安全监管和工程质量监督工作。对全国在建电力建设重点工程（水电、大型火电、抽水蓄能、特高压工程、大型风电光伏工程）开展“四不两直”施工安全及质量监督专项督查。做好以信用为基础的新型电力安全监管机制试点。推动电力建设施工领域智慧工地建设。指导有关行业协会推进产业工人实名制平台开发建设应用。制定《电力建设工程质量监督机构考核管理办法》《新型储能电站建设工程质量监督检查大纲》，对电力质监机构开展调研督导。
23.加强煤电安全监管。深入分析煤电机组定位变化对安全 生产的影响，研究煤电机组深度调峰安全评估标准规范。梳理全国煤电机组设计寿命总体情况，组织研究机组延寿安全评估标准规范。继续推进煤电机组普遍性、家族性风险隐患整治。督促电力企业加强燃煤（生物质）电厂除尘器等设备设施缺陷隐患排查 治理，继续推进公用燃煤电厂液氨重大危险源尿素替代改造工作。
24.加强新能源发电安全监管。加强风电、光伏、小水电并网安全评价行业标准宣贯执行。研究制定新能源涉网安全监督管 理措施和流程。开展小散远发电企业安全排查专项行动“回头看”。
25.加强电力行业防雷安全管理。研究推进电力行业防雷装置检测和雷电防护信息化推广应用，梳理电力工程建设、生产运行等阶段防雷管理工作。
（七）加强电力应急管理
26.加强电力应急能力建设。开展国家级应急基地和应急研究中心顶层规划设计，统一基础功能、突出专业特色，研究布局 建设全国性基地。研究国家级电力应急救援队伍、应急救援物资征集调用机制，进一步强化电力应急工作支撑体系。
27.开展大面积停电事件应急演练。演练电力系统互济和跨省区支援，切实增强应对迎峰度夏等大负荷和自然灾害等极端情况下的应对处置能力。
28.推进电力应急管理基础工作。推进行业应急预案修编和 预案体系完善工作。积极推进电力应急能力建设评估工作，定期开展评估。
本文转载来源：北极星储能网
“国家能源局高度关注近期舆论反映的新型储能设施利用率低，尤其是要求新能源项目配件储能却很少调用，甚至不调用的问题。”
——国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳
2022年12月1日，中国能源研究会、中关村储能产业技术联盟、国家电网有限公司西北分部、国网陕西省电力有限公司、西安交通大学联合主办的第七届“中国储能西部论坛”将在线召开。国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳在论坛发表致辞。
我国西部地区新能源装机丰富，新能源资源丰富，为风电太阳能发电技术创新和产业化应用提供了广阔的舞台。风电光伏发电的快速发展也给新型储能规模化产业化的发展提出了艰巨的任务，提供了重要的战略机遇。据不完全统计，十四五仅陕甘宁青新五省区规划和在建的新能源新型储能合计超过1000万千瓦。而为了进一步推动新型储能又好又快发展，刘亚芳提出了四点意见。
一方面，西部各省区新能源基地的资源禀赋、电源结构、电网结构、复合特性和受端电力系统的源网和特性都存在差异。刘亚芳指出，为实现新能源经济高效开发和消纳，有关的地方政府、企业要按照相关政策，认真分析测算、根据新能源项目开发情况科学安排新型储能发展规模、建设布局、建设时序，避免一刀切按比例配置储能。特别是已建新型储能利用率较低的地方地区，应该利用好首先要利用好已建成的新型储能设施，要加强规划配置经验的总结，加快形成一批好用的规划方法和标准规范。
刘亚芳表示，近期国家能源局正在组织研究编制大型风光基地及送出配套新型储能的技术导则。下一步，将结合各方面的反馈意见修改完善后，争取年内印发，为各地提供指导和支持。
另外，刘亚芳还提出要切实加强新型储能调度运用，提高已建成新型储能设施的利用率。她指出，国家能源局高度关注近期舆论反映的新型储能设施利用率低，尤其是要求新能源项目配件储能却很少调用，甚至不调用的问题。
各有关地方政府要仔细研究，全面调查分析原因，落实国家有关政策要求，提出具体举措，分门别类尽快化解建而不用的矛盾。相关电网企业要按照有关文件要求，加快完善储能设施并网技术和管理规范。电力调控机构要加快完善储能调度管理制度，优化系统运行方式，积极探索建立新型储能新能源加储能一体化调度机制。电力市场建设主管单位要结合两个细则和电力市场建设，及时调整丰富交易品种、优化市场交易规则，调动各类市场主体的积极性，为新型储能参与电力市场扫清障碍，使新型储能通过技术性能的多元价值而获得合理的市场回报成为可能。
本文转载来源：北极星储能网
爱游戏
