今年5月，温度因素对电量增速并未体现正向影响(上年同期显著促进电量增速提升)，是电量疲弱的主要原因之一。此外，5月工业增加值增速5.0%，为2000年以来单月工业增加值(剔除1、2月)同比增速的最低值，经济承压亦导致了用电需求的回落。而近年来随着经济结构调整和环保监管加强，国家大力推进节能减排工作，单位GDP能耗同比下降显著也影响了全社会用电量数据。

      本文来源于：北极星电力网

 人民网北京6月19日电（记者 杜燕飞）近日，财政部发布《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》（以下简称《通知》），下发可再生能源补贴约81亿元。其中，风电、光伏项目补贴分别约为42亿元、30.8亿元。

    《通知》显示，此次可再生能源电价补贴涉及内蒙古、吉林、浙江、广西、四川、重庆、云南、陕西、甘肃、新疆、青海等11个省（自治区、直辖市）的风电、光伏、生物质发电项目。而风电、光伏项目只涉及到内蒙古、吉林、浙江、广西、四川、重庆、云南、陕西等7省（自治区、直辖市）。

    根据《通知》所附的《可再生能源电价附加补助资金预算汇总表》，风电、光伏项目补贴约为42亿元以及30.8亿元。其中，光伏扶贫、自然人分布式和光伏电站及工商业分布式分别为0.37亿元、0.48亿元和29.97亿元。其中，内蒙古各类可再生能源补贴合计71亿元，占比近九成，位居第一。

    《通知》要求，资金拨付时，应优先保障光伏扶贫、自然人分布式光伏、公共可再生能源独立电力系统等涉及民生的项目，确保上述项目补贴资金足额及时拨付到位。

    《通知》明确，对于光伏扶贫项目中的村级电站和集中电站，补贴资金由电网企业或财政部门直接拨付至当地光伏扶贫收入结转机构，由扶贫主管部门监督足额拨付至光伏扶贫项目所在村集体，集中电站按照其扶贫容量拨付补贴资金。

    财政部关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知

    财建〔2019〕275号

    内蒙古、吉林、浙江、广西、四川、重庆、云南、陕西、甘肃、新疆、青海省（自治区、直辖市）财政厅（局）：

    根据《财政部 国家发展改革委 国家能源局关于印发<可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法>的通知》（财建〔2012〕102号，以下简称《资金管理办法》），现将2019年可再生能源电价附加补助资金拨付及有关事项通知如下：

    一、根据《资金管理办法》、《财政部关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》（财建〔2013〕390号），以及《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第一批）的通知》（财建〔2012〕344号）、《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第二批）的通知》（财建〔2012〕808号）、《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第三批）的通知》（财建〔2012〕1067号）、《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第四批）的通知》（财建〔2013〕64号）、《关于公布可再生能源电价附加补助资金目录（第五批）的通知》（财建〔2014〕489号）、《关于公布可再生能源电价附加补助资金目录（第六批）的通知》（财建〔2016〕669号）、《关于公布可再生能源电价附加补助资金目录（第七批）的通知》（财建〔2018〕250号）、《关于公布可再生能源电价附加补助资金目录（光伏扶贫项目）的通知》（财建〔2019〕48号）和你单位申请情况，拨付2019年度可再生能源电价附加补助资金（项目代码：Z175060070001），具体金额及支付方式见附件。政府收支功能分类科目为：“2116001 风力发电补助”、“2116002 太阳能发电补助”、“2116003 生物质能发电补助”，政府收支经济分类科目列“50799其他对企业补助”。

    二、资金拨付时，应优先保障光伏扶贫、自然人分布式光伏、公共可再生能源独立电力系统等涉及民生的项目，确保上述项目补贴资金足额及时拨付到位。其中公共可再生能源独立电力系统按照“运行和管理费用超出销售电价的部分，通过可再生能源电价附加据实给与补助”的原则，由地方财政部门进行成本审核后再予拨付资金，补助标准最高不超过每年每千瓦0.4万元，如有结余，可结转至下年使用。对于其他发电项目，应按照各项目补贴需求等比例拨付。

    三、对于光伏扶贫项目中的村级电站和集中电站，补贴资金由电网企业或财政部门直接拨付至当地光伏扶贫收入结转机构，由扶贫主管部门监督足额拨付至光伏扶贫项目所在村集体，集中电站按照其扶贫容量拨付补贴资金。

    四、根据《中华人民共和国可再生能源法》和《资金管理办法》，我部将按以下公式与电网企业进行补贴资金的结算：

    1. 按照上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）给予补贴的可再生能源发电项目：补贴标准=（电网企业收购价格-燃煤标杆上网电价）/（1+适用增值税率）；

    2. 按照定额补贴的可再生能源发电项目：补贴标准=定额补贴标准/（1+适用增值税率）。

    本文来源于：人民网-能源频道

      本文来源于：中国高新技术产业导报

国家能源局电力可靠性管理和工程质量监督中心

中国电力企业联合会可靠性管理中心

    2018年，全国52个主要城市用户数占全国总用户数的34.07%，用户总容量占全国用户总容量的49.04%。其所属用户平均停电时间为8.44小时/户，比全国平均值低7.31小时/户；其所属用户平均停电频率1.84次/户，比全国平均值低1.44次/户。

    一、用户平均停电时间

    全国52个主要城市中，佛山、厦门、深圳的用户平均停电时间低于3小时/户，拉萨、长春、沈阳、徐州、成都的用户平均停电时间超过15小时/户；北京、上海所属城市用户平均停电时间低于1小时/户，拉萨、呼和浩特、徐州、海口所属城市用户平均停电时间超过5小时/户；佛山、东莞、上海、厦门所属农村用户平均停电时间低于5小时/户，拉萨、西宁等7市所属农村用户平均停电时间超过20小时/户。

    全国52个主要城市中有18个城市的用户平均停电时间同比减少超过10%；13个城市的用户平均停电时间波动超过20%，其中，厦门、上海、北京的用户平均停电时间同比分别减少45.65%、42.41%、41.87%；徐州、昆明的用户平均停电时间同比分别增加64.20%、32.43%。

    图1 2018年主要城市用户平均停电时间对比（全口径）

    图2 2018年主要城市用户平均停电时间对比（城市）

    图3 2018年主要城市用户平均停电时间对比（农村）

    二、用户平均停电频率

    全国52个主要城市中，深圳、广州、上海等10个城市的用户平均停电频率低于1次/户，拉萨、沈阳、唐山等8个城市的用户平均停电频率超过3次/户；上海、北京、厦门等14个城市所属城市用户平均停电频率低于0.5次/户，拉萨、太原所属城市用户平均停电频率超过2次/户；佛山、东莞、上海所属农村用户平均停电频率低于1次/户，拉萨、沈阳、太原、西宁、合肥所属农村用户平均停电频率超过5次/户。

    全国52个主要城市中，有14个城市的用户平均停电频率同比减少超过10%；22个城市的用户平均停电频率波动超过15%，其中，厦门、东莞、上海的用户平均停电频率同比分别减少35.41%、33.47%、32.53%，郑州、合肥、拉萨的用户平均停电频率同比分别增加61.45%、52.97%、52.31%。

    图4 2018年主要城市用户平均停电频率对比（全口径）

    图5 2018年主要城市用户平均停电频率对比（城市）

    图6 2018年主要城市用户平均停电频率对比（农村）

本文来源于：国家能源局网站

 近日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格[2019]）882号》（下称《通知》），明确了2019—2020年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，以及之前核准项目所适用的电价。这是在落实《能源发展行动计划（2014—2020年）》、“十三五”可再生能源规划和风电发展规划中提出的2020年风电实现与燃煤发电平价上网、同平台竞争的目标之下，推进陆上风电实现全面平价、海上风电补贴退坡做出的系统性价格政策安排，给予行业清晰的价格信号和预期，引导风电产业在“十三五”后半程以及“十四五”阶段稳定持续健康发展，平稳过渡至补贴完全退出，护航陆上风电全面平价最后一公里，促进海上风电逐步提效率、降成本、提升产业竞争力。

  电价是风电产业发展基石性经济政策

  风电电价机制在支撑我国风电产业和市场持续健康发展中起到了重要作用。在经过六年国家和地方招标定价、初步摸清各地区风电发电成本的基础上，国家发改委在2009年7月建立了陆上风电上网标杆电价制度，将全国分为四类资源区，依据风资源和开发建设条件，按照《可再生能源法》中成本加合理利润确定电价的原则，首次制定了分资源区标杆电价。根据行业发展形势，在2014年底、2015年底、2016年底调整了各资源区的标杆电价水平，此次又出台了2019、2020年指导价。2014年6月确定了海上风电上网电价。从风电电价政策十年历程看，政策出台、调整和实施一方面体现了价格政策的稳定性，使行业预期明确，另一方面根据成本变化情况进行适时适度的电价退坡，既提升了国家补贴资金的使用效率，又实现了引导行业技术进步和产业升级。

  风电电价政策的实施效果显著。2011—2018年，我国风电新增和累计并网装机连续八年位居世界首位，并带动了国内制造业和技术发展。截至2018年底累计并网装机达到1.84亿千瓦，在全部电源总装机和总发电量中占比分别为9.7%和5.2%，海上风电累计并网装机达到363万千瓦，近期呈现加速发展态势。风电成为电力供应清洁转型的重要力量。

  风电上网电价水平的历次调整符合国家能源转型战略、五年规划和行业发展需求。“十一五”期间和“十二五”初期，电价政策相对侧重支持“三北”等风资源丰富、发电成本低的地区风电发展。之后随着国内大容量、低风速机组和智能化风电技术出现，电价政策转为并重支持东中部和南方地区、“三北”地区、海上风电发展。在明确的电价水平下，通过市场和企业选择，无论是各年度新增装机规模上，还是在装机地域分布上，陆上风电均实现了均衡发展，如“十三五”以来年度新增装机为1500—2100万千瓦，且总装机规模及分布与规划目标基本一致。

  适应新形势完善电价机制

  《通知》明确了新政制定的原则，即落实2020年与煤电平价上网要求、科学合理引导投资、实现资源高效利用、促进公平竞争和优胜劣汰、推进产业健康可持续发展。在这些原则之下并为适应新形势发展需要，风电电价新政既有新思路的设计即“质“的变化，也延续了既往的电价退坡机制即“量”的调整。

  将标杆电价改为指导价，以适应电力市场化改革要求和体现全面实施竞争配置的政策导向。2019年开始对新核准的集中式陆上和海上风电项目全部实施竞争方式确定上网电价，各资源区的价格水平是竞争电价上限，因此价格的指导意义和作用更强，标杆电价改为指导价体现了市场化方向。

  确定陆上风电补贴完全退出时间表。2019年陆上风电指导价标准为每千瓦时0.34、0.39、0.43、0.52元。2020年为每千瓦时0.29、0.34、0.38、0.47元，指导价低于当地燃煤标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘）的地区，以燃煤标杆电价作为指导价（图3）。2021年新核准陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

  这一补贴退坡直至退出最终时间表与国家目标是一致的，且电价水平下降的步伐和幅度也考虑了风电行业实际情况，避免各年之间电价水平变化过大对产业造成影响和冲击。根据目前风电场投资水平，按照I、II、III类资源区平坦地区初投资7000元/千瓦、IV类资源区山地丘陵地区初投资8000元/千瓦测算，在2019年指导价水平下，四类地区的风电场年等效利用小时数分别达到2385、2079、1885、1782时，就可以保证基本收益。2018年全国风电年等效利用小时数为2095，且近两年国家解决弃风限电的各项措施已见成效，还将继续加大解决限电问题的力度，因此指导价配合以竞争方式确定上网电价，可以在符合当前成本情况下促进公平竞争和行业优胜劣汰。

  对于分散式风电，如果不参与市场化交易，则不需通过竞争方式确定上网电价，可直接适用当年所在资源区指导价；如果其参与市场化交易，则国家不提供补贴，但根据国家风光无补贴平价上网政策，可以申请作为平价项目，享受相关政策，如交易电量仅执行项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费，对纳入试点的就近直接交易电量减免政策性交叉补贴，通过绿证交易获得合理收益补偿等。

  小幅降低海上风电上网电价
  本次是海上风电电价政策出台以来电价水平首次调整，2019年近海风电指导价由之前的0.85元/千瓦时，降低到0.80元/千瓦时，2020年再降到0.75元/千瓦时，降幅不大。此外，对新核准潮间带项目，适用陆上风电电价政策。降低电价水平的目的是促进产业技术进步和激发企业的内在动力降低成本，采用逐年小幅降低的方式则是综合考虑了我国海上风资源条件、继续支持海上风电市场发展进而带动大容量机组和整个产业链发展。我国沿海地区海床条件、风资源条件差距较大，目前条件好的地区近海风电成本加成水平低至0.65/千瓦时左右，条件一般的地区则在0.80元/千瓦时左右。因此，近海风电电价水平调整体现了继续支持海上风电发展。对于风资源和施工运维条件好地区的近海风电项目，虽然成本加成水平与指导价差距较大，但可通过充分竞争确定上网电价方式降低实际上网电价。

  项目核准和建成并网时间共同决定适用的价格政策和电价水平。根据既往电价政策，项目核准和开工时间（核准后两年内开工）决定其适用的电价水平。《通知》对此进行了调整，项目电价水平取决于项目核准时间和建成并网时间，更具合理性，且便于操作和实施。

  具体是，对陆上风电项目，2018年底之前核准但2020年底前未完成并网的，以及2019年、2020年核准但2021年底前未完成并网的，国家不再补贴。即为2018年和2019年核准的项目留出至少两年的建设期，为2020年核准的项目留出1—2年的建设期，既考虑了风电开发建设的时间周期，也保证陆上风电在“十四五”初期真正实现完全去补贴。

  对海上风电项目，2018年底前核准且在2021年底前全部机组并网的，则执行核准时上网电价（即近海风电执行0.85元/千瓦时或低于该水平的竞争配置电价），2022年及以后全部机组并网的，执行并网年份的指导价。即对2018年之前核准的海上风电项目留出至少三年的建设期，一方面考虑了海上风电建设难度大、周期长的实际情况，另一方面可以规范海上风电开发，使前期工作扎实的项目具有更好的建设条件。（作者：国家发改委能源研究所 时璟丽）

       本文转自：中国能源报

国家能源局综合司

2019年6月12日

《国务院国资委授权放权清单（2019年版）》的出炉，标志着落实国有资本授权经营体制改革迈出了重要步伐。业界普遍认为，按照权责对等原则，加大授权放权，意味着赋予央企、国企更大的责任，这对企业加强行权能力建设、自我约束、规范运行提出了新的更高要求——

  近日，国务院国资委发出通知，要求各中央企业结合实际贯彻落实《国务院国资委授权放权清单（2019年版）》（以下简称《清单》），各地国资委结合实际积极推进本地区国有资本授权经营体制改革，制定授权放权清单。

  国务院国资委有关负责人表示, 《国务院国资委授权放权清单（2019年版）》既是深入推进国有资本授权经营体制改革、完善国有资产管理体制的重要举措，也是落实由管企业向管资本转变、依法确立国有企业市场主体地位的具体要求。

  强化分类授权

  据了解，此次国资委重点选取了5大类、35项授权放权事项列入《清单》，包括规划投资与主业管理（8项）；产权管理（12项）；选人用人（2项）；企业负责人薪酬管理、工资总额管理与中长期激励（10项）；重大财务事项管理（3项）等。

  国资委有关负责人表示，相较以往，今年出台的授权放权清单主要亮点可以概括为“3个更加”。

  更加明确相关条件和程序，确保授权放权落实落地。《清单》的每项授权都务求条件明确、程序细化、权责清晰，确保授权放权在实际工作中能够操作，切实把授权放权真正落实下去。例如，《清单》全面取消了事前备案程序。

  更加聚焦企业的重点关切，确保授权放权激发活力。对于具体授权放权事项，事先已广泛听取了企业意见，确保《清单》能够直接回应企业的诉求，增强企业的获得感，进一步激发微观主体活力和内生动力。

  更加强化分类授权，确保授权放权精准到位。《清单》提出的授权放权事项，并不是“一揽子”“一刀切”地直接授予各中央企业，而是根据各中央企业的功能定位、发展阶段、行业特点等实际情况，将授权事项分为四种类型，包括适用于各中央企业的授权放权事项21项；适用于各类综合改革试点企业（含国有资本投资运营公司试点、创建世界一流示范企业、东北地区中央企业综合改革试点、落实董事会职权试点企业等）的授权放权事项4项；适用于国有资本投资、运营公司试点企业的授权放权事项6项；适用于少数特定企业的授权放权事项4项。

  值得注意的是，2018年国资委出台了《国务院国资委出资人监管权力和责任清单（试行）》（以下简称《权责清单》），明确了9大类36项权责事项。对于《清单》与《权责清单》之间的关系，国资委有关负责人表示，《清单》中的事项统称为授权放权事项。其中，授权事项是将《权责清单》中的出资人权利授予企业董事会或企业集团行使，事项前加上“授权”的表述。放权事项是将应由企业依法自主决策的事项、延伸到子企业的事项，下放或归位于企业，事项前加上“支持”的表述或直接对事项明确阐述。放权事项是出资人下放或取消的权利，不列入《权责清单》。

  开展动态调整

  据介绍，《清单》的制定，是国资委基于职责定位，坚持“刀刃向内”、自我革命的重要举措。

  国资委有关负责人表示，国资委根据国务院授权，代表国家对中央企业履行出资人职责，同时也承担着专司国有资产监管职责和负责中央企业党的建设工作职责。根据中央关于国有资本授权经营体制改革的要求，开展授权放权，就是要最大限度减少对企业生产经营活动的直接干预，更多依靠公司治理结构开展工作，以管资本为主履行好出资人职责。同时，还要落实授权和监管相结合的要求，确保将加强党的全面领导贯穿到改革全过程和各方面。

  据悉，在进一步加大授权放权力度的同时，国资委将加强事中事后监管，采取健全监管制度、统筹监督力量、严格责任追究、搭建实时在线的国资监管平台等方式，确保该放的放权到位、该管的管住管好，实现授权与监管相结合、放活与管好相统一。

  同时，还将开展授权放权工作建立动态调整机制。国资委有关负责人表示，将加强跟踪督导，定期评估授权放权的执行情况和实施效果，采取扩大、调整或收回等措施动态调整授权事项和授权范围。对于获得授权但未能规范行权或出现重大问题的企业，国资委将督促企业作出整改，根据情况收回相应的权利，定期更新《清单》内容，不断提高针对性和有效性。

  做到“层层松绑”

  “改革的关键在抓落实。”国资委有关负责人表示，《清单》的授权放权事项已经明确，各企业不能抱有“有了政策等细则，有了细则要支持”的态度，要切实增强改革的主动性、自觉性，把这项政策用足用好。需要强调的是，授权放权不能只停留在企业集团总部，要做到“层层松绑”，把授权放权落实到各级子企业或管理主体上，全面激发微观主体活力。

  据介绍，国务院国资委还将指导各地方国资委按照相关要求，结合实际推进本地区国有资本授权经营体制改革和开展授权放权工作，将已明确取消、下放的监管事项真正落实到位，并进一步授权、放权，赋予企业更多自主权。

  业界普遍认为，按照权责对等原则，加大授权放权，意味着赋予央企、国企更大的责任，这对企业加强行权能力建设、自我约束、规范运行提出了新的更高要求。《清单》的出台，将促使国企加快形成有效制衡的公司法人治理结构、灵活高效的市场化经营机制。（记者 周雪）

      本文来源于：经济日报

近日，国家发展改革委、国家能源局、住房城乡建设部、市场监管总局联合印发了《油气管网设施公平开放监管办法》（以下简称《办法》），国家能源局市场监管司主要负责人就有关方面关心的问题接受了记者采访。

    问：《办法》出台的背景和意义是什么？

    答：制定出台《办法》，推动油气管网设施公平开放，改革有要求、市场有需求。

    2017年5月，党中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确提出要“完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放”。2019年3月19日，习近平总书记亲自主持召开了中央全面深化改革委员会第七次会议，审议通过了《石油天然气管网运营机制改革实施意见》，明确要求组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司，推动形成上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场体系。油气管网设施公平开放作为管网运营机制改革的重要内容，我们务必按照党中央、国务院的要求，不折不扣地落实好、监管好。

    另一方面，近年来，我国油气行业快速发展，上、下游市场主体多元化正在形成，各方对于深化油气领域市场化改革的意愿日益强烈、对公平开放的诉求越来越多。经过几年探索，油气企业公平开放意识逐步增强、开放服务有所增多，但受管网设施建设和互联互通不充分、油气管网运营机制不完善等多方面因素影响，我国油气管网设施开放数量仍然较少，开放层次相对较低。因此，有必要抓紧出台《办法》，进一步改革机制、强化监管，更大力度地推动油气管网设施公平开放，更好地营造公平开放的制度环境，逐步破解制约公平开放的关键问题和实际困难，不断提高油气管网设施利用效率，加快油气市场多元竞争，提升资源接续保障能力和集约输送能力。

    问：2014年，国家能源局印发过《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》。与之相比，新的《办法》有哪些变化和特点？

    答：2014年印发的《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》，初步搭建了监管框架、明确了监管要求，在实践中发挥了较好的探索作用。新版《办法》充分总结前期实施经验，突出针对性、指导性和可操作性，以党中央、国务院油气体制改革文件为依据，进一步细化公平开放的推动措施，进一步完善公平开放的监管要求。一是在章节结构方面，新版《办法》分8个章节，更加强调了规划建设、运销分离、互联互通等与公平开放密切相关的体制机制内容，章节之间逻辑体系更加严谨、条款联系更加紧密。二是在新设条款方面，围绕信息公开、天然气能量计量等实践中影响公平开放的突出问题和关键因素，新设了部分条款内容。例如，第十三条规定了天然气能量计量的要求，第十九条规定了交易服务信息公开的要求。三是在强化监管要求方面，突出强化了对剩余能力信息公开、合同签订及履行的监管。油气管网设施运营企业必须主动提前公开剩余能力，并实现按月度滚动更新，这与2014年《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》规定的“剩余能力信息依申请公开”有较大调整，更便于用户了解开放信息，更大程度地推动公平开放。《办法》要求签订的服务合同应按照国家有关规定在“信用中国”网站备案（登记），同时针对管输能力占用、强制平衡措施等问题，对油气管网设施运营企业和用户双方都进行了具体约束。

    问：油气管网设施运营企业应当如何开放管网设施？

    答：油气管网设施运营企业应当公平无歧视地向所有符合条件的用户提供服务，这是油气管网运营机制改革的重要内容，也是《办法》规定的核心要求。油气管网设施运营企业无正当理由不得拖延、拒绝与符合开放条件的用户签订服务合同，不得提出不合理要求。但考虑到油气管网运营机制改革尚未到位前的现实情况，运销一体化的生产运营模式还将在一定时期、一定范围存在，《办法》同时做出了补充规定。《办法》第十二条明确了两款要求，一款是考虑油气管网公司组建等管网运营机制改革情况，要求油气管网设施的所有能力公平无歧视地向所有用户开放。另一款是兼顾油气企业现行生产运行模式，在油气管网运营机制改革到位前，油气管网设施可在保障现有用户现有服务的前提下，将其剩余能力向用户开放。但无论是何种开放模式，油气管网设施运营企业都应当履行《办法》规定的信息公开等相关责任和义务，都应当接受政府部门对其公平开放服务行为的监管。

    问：《办法》专章规定了油气管网设施运营企业的信息公开内容，是基于怎样的考虑？

    答：信息公开是用户申请获得油气管网设施开放服务的重要前提，也是消除信息不对称、更好发挥市场作用、激发更多市场主体参与的应有之义。2016年，国家能源局印发了《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》，油气管网设施公平开放信息公开机制逐步建立。但在监管中也发现一些问题：部分油气企业对信息公开工作重视不够，缺乏主动性和积极性；信息公开制度建设缺失；公开的信息不够完整；信息公开的格式和标准不一、内容差异较大；信息公开没有有效平台，查阅困难；信息公开有关监管要求有待细化和完善等。这些问题反映出我国油气管网设施信息公开工作虽然实现了从无到有的突破，但距离用户能够便捷、高效地了解管网设施信息尚存在不小的差距。

    针对上述问题，《办法》用专章明确了油气管网设施运营企业信息公开内容，规定了一系列针对性条款：一是全面细化与公平开放相关必要信息的公开力度。油气管网设施运营企业应当公开油气管网设施基础信息、剩余能力、服务条件、技术标准、价格标准、申请和受理流程、用户需提交的书面材料目录、保密要求等。相关信息发生变化时，还应当及时更新。二是重点强化对油气管网设施服务能力的信息公开力度。除了将剩余能力信息纳入主动公开的范围外，还要求油气管网设施运营企业必须定期公布已经产生的交易信息。通过公开油气管网设施基础能力信息、剩余能力信息和已用能力信息，设计了完整的信息公开闭环管理规则，更好地促进信息公开透明，并形成有效的社会监督机制。三是强化对油气管网设施运营企业信息公开的服务力度。《办法》明确国家能源局另行制定油气管网设施开放信息公开相关规定。目前，我们正在按照要求研究编制信息公开范本，以更好地规范信息公开的基本内容和标准格式。同时，我们也正在推动建设统一的信息公开平台，以形成规范有序、公开透明的信息公开机制。

    问：《办法》为什么要规定天然气能量计量计价有关内容？是如何考虑的？

    答：当前，我国天然气通常是按照体积计量，而国际上采用的能量计量更能体现不同天然气品质差别。管网设施开放后，混输的天然气品质不同，只有采用能量计量方式才能准确计量，体现优质优价和公平公正，减少结算纠纷，这有利于天然气行业的健康发展，也是推动油气管网设施公平开放的重要基础。

    目前，国内主要长输管道基础设施和各站点的计量设备配置基本齐全，设备的组份分析和物性参数设定基本能满足要求，我国相关基础条件已基本具备，有必要尽快推行。其中，实施能量计价是推行能量计量的关键因素。为推动相关配套政策完善，明确市场预期，《办法》同时规定自施行之日起24个月内建立能量计量计价体系。

    问：为什么城镇燃气设施公平开放未纳入《办法》适用范围？

    答：考虑国内油气行业具有公共服务属性的基础设施情况及市场主体对公平开放的实际需求，《办法》适用范围为原油、成品油、天然气管道，液化天然气接收站，地下储气库等及其附属基础设施。

    公平开放城镇燃气设施，打通“公平开放的最后一公里”，有利于实现天然气上中下游全产业链条的开放和市场化交易。但目前城镇燃气设施普遍实施特许经营管理，建设运行具有其自身特性，开放的时机和条件有待进一步研究。鉴于此，《办法》明确城镇燃气设施公平开放执行相关法律法规规定，暂不纳入《办法》适用范围。按照职责，国务院建设主管部门负责全国城镇燃气设施公平开放监管，相关工作将由其后续研究推动。

    相关链接：关于印发《油气管网设施公平开放监管办法》的通知

本文来源于：国家能源局网站

  日前，国家能源局官网正式发布《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（以下简称《通知》），同时一并公布了《2019年风电项目建设工作方案》和《2019年光伏发电项目建设工作方案》。

  国家能源局新能源司有关负责人就该《通知》及两套方案的有关内容进行了详细解读，重点阐释了新增风电项目的建设规模必须符合什么条件、对未纳入以往国家建设规模且已并网的光伏发电项目如何考虑等问题。

  上述《通知》和工作方案明确：严格将消纳能力作为风电建设的前提条件，如果没有消纳能力，2019年不能组织需国家补贴的风电项目竞争配置；新的平价上网项目建设，不落实消纳能力也不能建设。而在光伏发电方面，今年安排的30亿元补贴目的是支持本年度光伏发电新建项目，今年参与补贴竞价的范围是2019年新建项目，未纳入国家建设规模的项目不纳入国家补贴范围。

  杜绝弃风、弃光仍有难度

  国家能源局近3年发布的风电并网运行情况显示，2016年，全年“弃风”电量497亿千瓦时，全国平均“弃风”率达到17%；2017年，全年弃风电量419亿千瓦时，弃风率12%；2018年，全年弃风电量277亿千瓦时，平均弃风率7%。

  纵观近3年的数据，可以看出弃风状况逐年有所缓解。但与此同时，弃风弃光现象依旧摆在面前，新能源“消纳难”仍是电力转型发展的主要瓶颈。

  中国工程院能源与矿业工程学部院士刘吉臻曾表示：“我国新能源装机布局长期不均衡，与电力负荷呈逆向分布。比如，‘三北’地区的负荷仅占全国总负荷的36%，却集中了全国75%的新能源装机。造成弃风、弃光的主要原因，正是当地电力负荷不足，而非风光的波动性、随机性，简而言之就是‘不需要’。”

  为解决“弃风弃光”问题，《能源发展“十三五”规划》提出了多项任务和措施，包括着力破除体制机制障碍、构建公平竞争的能源市场体系、优化能源开发布局、加强电力系统调峰能力建设、实施需求侧响应能力提升工程等。

  此次国家能源局发布的《通知》从推进平价上网项目建设、规范补贴项目竞争配置、落实电力送出和消纳条件、优化建设投资营商环境四个方面，对2019年度风电、光伏发电项目建设提出总体要求，为进一步改善和避免出现新的弃风弃光问题奠定了基础。

  新增风电项目有新准入条件

  “十三五”以来，我国风电有序平稳发展，技术持续进步，成本逐步降低。国家能源局权威数据显示，2019年一季度末，全国风电累计并网装机容量达到1.89亿千瓦，已达到“十三五”规划目标的90%。

  为进一步强化风电项目的电力送出和消纳保障，此次国家能源局印发的《2019年风电项目建设工作方案》中也明确提出，新增风电项目的建设规模必须符合两个特定条件。

  一是依据规划建设。《可再生能源发展“十三五”规划》《风电发展“十三五”规划》以及《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》对各省（区、市）均提出了2020年风电累计并网目标。本地区可以通过竞争配置方式分配的需国家补贴项目的总量规模的确定方法为：以本地区并网目标为基准，减去2018年底已累计并网装机容量和已核准有效且企业承诺继续建设的项目总规模；其中，分散式风电、海上风电、平价上网项目、国家能源局专项布置的示范试点项目和跨省跨区外送通道配套项目不计入测算。

  二是严格将消纳能力作为前提条件。各省级电网企业出具电力送出和消纳意见，作为本年度各省级区域新增风电建设规模的前提条件，以确保存量项目和新增项目均能高效利用，避免出现新的弃风问题。

  即便是按照上述规划依据本地区还可以有新的竞争配置风电总量规模，但如果没有消纳能力，2019年也不能组织需国家补贴的风电项目竞争配置。而且新的平价上网项目建设也必须以具备消纳能力为前提条件，不落实消纳能力也不能建设。

  明确今年参与补贴竞价范围

  据国家能源局新能源司有关负责人介绍，近年来，光伏发电应用规模不断扩大，技术水平明显提升，成本下降成效显著。

  2018年底，我国光伏发电装机规模达到1.74亿千瓦，年发电量1775亿千瓦时，均居世界首位。但另一方面，光伏发电迅猛增长也带来补贴缺口持续扩大、部分地区弃光限电严重等问题。

  一些省份为了支持地方光伏发电发展、推动能源转型，在国家下达规模之外自行安排了一些项目。从前期统计梳理的情况来看，这类项目总量还不小。按照国家相关政策，未纳入国家建设规模的项目不纳入国家补贴范围。

  如果允许这类项目参与2019年补贴竞价，势必会挤占今年新建项目规模，进而影响上游制造产能合理释放，同时今年安排的30亿元补贴目的是支持本年度光伏发电新建项目，保障光伏发电及上游制造业保持合理新增规模，合适发展速度。

  基于上述考虑，《2019年光伏发电项目建设工作方案》明确今年参与补贴竞价的范围是2019年新建项目。鉴于未纳入以往国家建设规模且已并网的光伏发电项目已经形成一定规模，同时对能源转型发挥了积极作用，存在这类项目的省份要根据本省实际积极采取措施妥善解决，国家能源局也将会同有关部门在研究相关政策时统筹考虑，通过转为平价上网项目、绿证交易等措施逐步加以解决。

本文来源于：每日经济新闻