2015年重庆供电监管报告

第一篇：2015年重庆供电监管报告

2015年重庆市供电监管报告

为提高供电企业的供电能力、供电质量和供电服务水平，规范供电市场行为，维护广大电力消费者合法权益，按照《国家能源局综合司关于进一步加强供电监管工作的通知》要求，华中能源监管局采取现场检查与日常监管相结合方式，在供电企业开展自查自纠工作基础上，对重庆市部分供电企业进行了现场检查。根据日常监管工作和现场检查情况，形成此报告。

一、基本情况

按照国家能源局要求，华中能源监管局根据日常监管中12398能源监管投诉举报热线（以下简称12398热线）收集的信息，分别选择重庆市綦南供电分公司、壁山供电分公司、大足区供电有限责任公司开展农村电网投资建设和12398热线标识普及宣传情况的专项监管；选择重庆市电力公司市区供电分公司、万州供电分公司开展春节期间居民生活用电保障工作专项监管。从日常监管和现场检查情况看，供电企业不断加大电网建设投入，不断规范服务和行为，积极宣传12398热线，深入实施居民用电满意工程，居民用电保障能力显著增强，供电质量和服务水平明显提升，供电市场行为进一步得到规范。主要表现为：

（一）加大农村电网建设投入，不断提升农村地区供电能力

2014年以来，重庆市电力公司对农村电网改造升级投资达56亿元，主要用于农村低电压治理、完善网架结构、消除安全隐患、解决农村生产生活用电、重过载设备改造等项目实施。截止2015年10月，共改造农网低电压台区8664个，治理低电压用户21.66万户，惠及人口75万余人。重庆市电力公司已实现全市国网供区农网改造面全覆盖，全面消除全市无电地区和无电用户。

（二）持续开展农村电网升级改造，不断提高供电水平重庆市电力公司及所属供电企业通过长期开展农网改造升级工作，截止2015年10月，农网110千伏、35千伏容载比保持在2.02、1.94，其中：B类供电区域110千伏及35千伏容载比分别为1.96、1.96；C类供电区域110千伏及35千伏容载比分别为2.09、1.95；D类供电区域110千伏及35千伏容载比分别为2.09、1.95。大足区供电有限责任公司2015年10月前完成35千伏回龙、雍溪输变电工程建设，有效解决了10千伏文复、文团、马智等线路供电半径过长的问题，完善了电网网络结构，提高了供电质量。

（三）强化过程管理，有效提升供电质量

重庆市电力公司及所属供电企业通过制定电压无功管理制度、可靠性管理办法和相关考核办法，明确相关部门、人员职责，加强过程管理，电网整体运行水平不断提升。截止2015年10月，农村供电电压监测点共设置2322个，其中：A类点613个；B类点100个；C类点124个；D类点1485个。农村地区供电可靠率99.9188%，居民受电端电压合格率98.845%。璧山供电分公司将所安装的46个D类农村电压监测装置全部接入供电电压采集系统，对系统电压和监测装置运行情况实施了日监控。

（四）开展春节保供电专项隐患排查治理,确保居民春节期间可靠用电

2016年春节前，重庆市电力公司及所属供电企业对所辖线路通道开展重点排查，开展易覆冰区段的隐患排查，共计处理变电缺陷708处、输电缺陷602处、配电设备隐患1454处。开展输电通道“三清理”工作，试点实施“换耕换植”措施，消除16处树障隐患点。

（五）开展客户端供电服务，提升服务水平

万州供电分公司实行客户新装增容业务 “一证受理”和跨营业厅受理，切实提升业扩报装效率。对房屋长期没有居住，电能表等供电设施可能出现被盗或存在安全隐患的情况进行现场排查，确保返乡人员安全用电。通过95598客服、阳光政务、市民热线以及在营业厅醒目位置宣传12398热线等方式，为客户提供更好的供电服务。

（六）积极宣传12398热线标识，不断提高知晓度 重庆市电力公司及所属供电企业明确了12398热线标识普及宣传责任体系，通过网站、内部刊物发布了热线标识图及热线简介，更换了供电营业厅原12398电力监管热线标识铭牌，并在营业厅内摆放12398热线宣传资料供用户取阅，扩大12398热线知晓度，有效提升了12398热线的认知度。

二、存在的问题

通过日常监管和现场检查情况来看，部分供电企业在供电能力、供电质量和供电服务方面还存在着一些问题，主要有以下几个方面：

（一）供电能力方面的问题

1.部分农村电网线路和变压器出现重载现象，供电能力有待加强。

截止2015年10月，璧山县供电分公司有3台110千伏变压器和2台35千伏变压器重载；2条110千伏线路和1条35千伏线路重载。110千伏东林变电站容载比为1.3，有6座35千伏变电站容载比为1.44，容载比偏低，用电高峰期间供电能力受限。

截止2015年10月，大足区供电有限责任公司有57台10千伏公变重载；10千伏线路最大供电半径达19.1千米，且辐射式线路占比较大，存在部分线路“卡脖子”现象。

2.部分区域农村电网结构薄弱，供电可靠性有待提高。截止2015年10月，壁山供电分公司有6台35千伏变压器不满足N-1校验，73条10千伏线路不满足N-1校验；

截止2015年10月，大足区供电有限责任公司有4台110千伏主变和11台35千伏主变不满足N-1校验；有8条35千伏线路和48条10千伏线路不满足N-1校验。

（二）供电质量方面的问题

部分线路供电半径偏长，低电压台区依然存在。截止2015年10月，綦南供电分公司10千伏线路最大供电半径达18.169千米，个别农网台区0.38千伏线路供电半径超过2千米，还存在低电压用户8421户。

（三）供电服务方面的问题 1.信息公开内容不规范。

重庆市电力公司未严格执行国家能源局《供电企业信息公开实施办法》（国能监管[2014]149号）要求，没有编制并公布信息公开指南和目录，没有公布季度电压合格率和供电可靠率数据。

2.个别供电企业未按规定实施欠费停电。

永川区某用户因历史欠费，永川供电公司在2015年7月10日在未下达停电通知书情况下，对其实施停电催费。

三、监管意见

（一）加强电网规划和建设，全面增强供电能力 加大电网投入，加强电网规划和建设改造力度，优化电网结构，加快各电压等级电源点建设，全面增强供电能力，满足日益增长的用电需求。在城市高负荷密度区域优化配网结构，加大接入电源点和配网网架建设，并重点关注城乡结合部、农村和边远地区用电负荷需求，加大电网建设资金投入，拓宽电网覆盖面。

（二）加强供电“两率”管理，提升电网运维水平一是要加强“两率”基础数据管理，认真做好停电事件记录校核，确保录入的基础数据完整、准确；二是要加强停电检修管理，统筹安排设备检修和农网升级改造工作，最大限度减少停电时间、范围和次数，避免重复停电，进一步提高供电可靠性，提升工作效率；三是要加强客户端电压运行管理，合理设置电压监测点，完善电压监测系统，及时进行分析，并将分析成果运用于供电质量提升之中。四是重点关注城乡结合部、农村地区的供电台区负荷变化，及时解决配变超载、负荷不平衡等原因引起的电压质量问题。

（三）强化管理，进一步提升供电服务水平

一是要坚持保民生、促发展，认真履行普遍服务义务，确保电力用户的基本用电需求；二是应按照有关规定公开信息，梳理完善信息公开目录、内容和渠道，确保信息公开及时、完整和准确；三是要加大对欠费停、复电管理流程及相关法规的学习力度，提高员工服务意识，做到依法行事，依规操作，减少停电不合规情况发生。同时要加大违规停复电问责力度。对由于居民欠费停、复电管理工作落实不到位的员工，要严格按照相关规定严肃处理。

第二篇：电监管

供电所监管办法

（电监会27号令）

《供电监管办法》已经2009年11月20日国家电力监管委员会主席办公会议审议通过，现予公布，自2010年1月1日起施行。

主席：王旭东

二00九年十一月二十六日

供电监管办法

第一章节 总则

第一条

为了加强供电监管，规范供电行为，维护供电市场秩序，保护电力使用者的合法权益和社会公共利益，根据《电力监管条例》和国家有关规定，制定本办法。

第二条

国家电力监管委员会（以下简称电监会）依照本办法和国家有关规定，履行全国供电监管和行政执法职能。

电监会派出机构（以下简称派出机构）负责辖区内供电监管和行政执法工作。第三条

供电监管应当依法进行，并遵循公开、公正和效率的原则。第四条

供电企业应当依法从事供电业务，并接受电监会及其派出机构（以下简称电力监管机构）的监管。供电企业依法经营，其合法权益受法律保护。

本办法所称供电企业是指依法取得电力业务许可证、从事供电业务的企业。

第五条

任何单位和个人对供电企业违反本办法和国家有关供电监管规定的行为，有权向电力监管机构投诉和举报，电力监管机构应当依法处理。

第二章监管内容

第六条

电力监管机构对供电企业的供电能力实施监管。供电企业应当加强供电设施建设，具有能够满足其供电区域内用电需求的供电能力，保障供电设施的正常运行。

第七条

电力监管机构对供电企业的供电质量实施监管。

在电力系统正常情况下，供电企业的供电质量应当符合下列规定：

（一）向用户提供的电能质量符合国家标准或者电力行业标准；

（二）城市地区年供电可靠率不低于99%，城市居民用户受电端电压合格率不低于95%，10千伏以上供电用户受电端电压合格率不低于98%；

（三）农村地区年供电可靠率不低和农村居民用户受电端电压合格率符合派出机构的规定。派出机构有关农村地区年供电可靠率和农村居民用户受电端电压合格率的规定，应当报电监会备案。

供电企业应当审核用电设施产生谐波、冲击负荷的情况，按照国家有关规定拒绝不符合规定的用电设施接入电网。用电设施产生谐波、冲击负荷影响供电质量或者干扰电力系统安全运行的，供电企业应当及时告知用户采取有效措施予以消除；用户不采取措施或者采取措施不力，产生的谐波、冲击负荷仍超过国家标准的，供电企业可以按照国家有关规定拒绝其接入电网或者中止供电。

第八条 电力监管机构对供电企业设置电压监测点情况实施监管。

供电企业应当按照下列情况规定选择电压监测点：

（一）35千伏专线供电用户和110千伏以上供电用户应当设置电压监测点；

（二）35千伏非专线供电用户或者66千伏供电用户、10（6、20）千伏供电用户，每10000千瓦负荷选择具有代表性的用户设置1个以上的电压监测点，所选用户应当包括对供电质量有较高要求的重要电力用户和变电站10（6、20）千伏母线所带具有代表性线路的末端用户。

（三）低压供电用户，每百台配电变压器选择具有代表性的用户设置1个以上电压监测点。所选用户应当是重要电力用户和低压电网的首末两端用户。

供电企业应当于每年3月31日前将上一设置电压监测点的情况报送所在地派出机构。

供电企业应当按照国家有关规定选择、安装、校验电压监测装置，监测和统计用户电压情况。监测数据和统计数据应当及时、真实、完整。

第九条

电力监管机构对供电企业保障供电安全的情况实施监管。

供电企业应当坚持安全第一、预防为主、综合治理的方针，遵守有关供电安全的法律、法规和规章加强供电安全管理，建立、健全供电安全责任制度，完美安全供电条件，维护电力系统安全稳定运行，依法处置供电突发事件，保障电力稳定、可靠供应。

供电企业应当按照国家有关规定加强重要电力用户安全供电管理，指导重要电力用户配置和使用自备应急电源，建立自应急电源基础档案数据库。

供电企业发现用电设施存在安全隐患，应当及时告知用户采取有效措施进行治理。用户应当按照国家有关规定消除用电设施安全隐患。用电设施存在严重威胁电力系统安全运行和人身安全的隐患，用户拒不治理的，供电企业可以按照国家有关规定对该户中止供电。

第十条

电力监管机构对供电企业履行电力社会普遍服务义务情况实施监管。供电企业应当按照国家规定履行电力社会普遍服务义务，依法保障任何人能够按照国家规定的价格获得最基本的供电服务。

第十一条

电力监管机构对供电企业办理用电业务的情况实施监管。

供电企业办理用电业务的期限应当符合下列规定：

（一）向用户提供供电方案的期限，自受理用户用电申请之日起，居民用户不超过3个工作日，其它低压电力供电用户不超过8个工作日，高压单电源供电用户不超过20个工作日，高压双电源供电用户不超过45个工作日；

（二）对用户受电工程设计文件和有关资料审核的期限，自受理之日起，低压供电用户不超过8个工作日，高压供电用户不超过20个工作日；

（三）对用户受电工程启动中间检查的期限，自接到用户申请之日起，低压供电用户不超过3个工作日，高压供电用户不超过5个工作日；

（四）对用户受电工程启动竣工检验的期限，自接到用户受电装置竣工报告和检验申请之日起，低压供电用户不超过5个工作日，高压供电用户不超过7个工作日；

（五）给用户装表接电的期限，自受电装置检验合格并办结相关手续之日起，居民用户不超过3个工作日，其它低压供电用户不超过5个工作日，高压供电用户不超过7个工作日。

前款第（二）项规定的受电工程设计，用户应当按照供电企业确定的供电方案进行。

第十二条

电力监管机构对供电企业向用户受电工程提供服务的情况实施监管。

供电企业应当对用户受电工程建设提供必要的业务咨询和技术标准咨询；对用户受电工程进行中间检查和竣工检验，应当执行国家有关标准；发现用户受电设施存在故障隐患时，应当及时一次性书面告知用户并指导其予以消除；发现用户受电设施存在严重威胁电力系统安全运行和人身安全的隐患时，应当指导其立即消除，在隐患消除前不得送电。

第十三条

电力监管机构对供电企业实施停电、限电或者中止供电的情况进行监管。

在电力系统正常的情况下，供电企业应当连续向用户供电。需要停电或者限电的，应当符合下列规定：

（一）因供电设施计划检修需要停电的，供电企业应当提前7日公告停电区域、停电线路、停电时间；

（二）因供电设施临时检修需要停电的，供电企业应当提前24小时公告停电区域、停电线路、停电时间；

（三）因电网发生故障或者电力供需紧张等原因需要停电、限电的，供电企业应当按照所在地人民政府批准的有序用电方案或者事故应急处置方案执行。

引起停电或者限电的原因消除后，供电企业应当尽快恢复正常供电。

供电企业对用户中止供电应当按照国家有关规定执行。供电企业对重要电力用户实施停电、限电、中止供电或者恢复供电，应当按照国家有关规定执行。

第十四条

电力监管机构对供电企业处理供电故障的情况实施监管。

供电企业应当建立完善的报修服务制度，公开报修电话，保持电话畅通，24小时受理供电故障报修。

供电企业应当迅速组织人员处理供电故障，尽快恢复正常供电。供电企业工作人员到达现场抢修的时限，自接到报修之时起，城区范围不超过60分钟，农村地区不超过120分钟，边远、交通不便地区不超过240分钟。因天气、交通等特殊原因无法在规定时限内到达现场的，应当向用户作出解释。

第十五条

电力监管机构对供电企业履行紧急供电义务的情况实施监管。

因抢险救灾、突发事件需要紧急供电时，供电企业应当及时提供电力供应。

第十六条

电力监管机构对供电企业处理用电投诉的情况实施监管。

供电企业应当建立用电投诉处理制度，公开投诉电话。对用户的投诉，供电企业应当自接到投诉之日起10个工作日内提出处理意见并答复用户。

供电企业应当在供电营业场所设置公布电力服务热线电话和电力监管投诉举报电话的标识，该标识应当固定在供电营业声所的显著位置。

第十七条

电力监管机构对供电企业执行国家有关电力行政许可规定的情况实施监管。供电企业应当遵守国家有关供电营业区、供电业务许可、承装（修、试）电力设施许可和电工进网作业许可等规定。

第十八条

电力监管机构对供电企业公平、无歧视开放供电市场的情况实施监管。供电企业不得从事下列行为：

（一）无正当理由拒绝用户用电申请：

（二）对趸购转售电企业符合国家规定条件的输配电设施，拒绝或者拖延接入系统；

（三）违反市场竞争规则，以不正当手段损害竞争对手的商业信誉或者排挤竞争对手。

（四）对用户受电工程指定设计单位、施工单位和设备材料供应单位；

（五）其他违反国家有关公平竞争规定的行为。

第十九条电力监管机构对供电企业执行国家规定的电价政策和收费标准的情况实监管。

供电企业应当严格执行国家电价政策，按照国家核准电价或者市场交易价，依据计量检定机构依法认可的用电计量装置的记录，向用户计收电费。

供电企业不得自定电价，不得擅自变更电价，不得擅自在电费中加收或者代收国家政策规定以外的其他费用。

供电企业不得自立项目或者自定收费标准；对国家已经明令取缔的收费项目，不得向用户收取费用。

供电企业应用户要求对产权属于用户的电气设备提供有偿服务时，应当执行政府定价或者政府指导价。没有政府定价和政府指导价的，参照市场价格协商确定。

第二十条 电力监管机构对供电企业签订供用电合同的情况实施监管。供电企业应当按照国家有关规定，遵循平等自愿、协商一致、诚实信用的原则，与用户、趸购转售电单位签订供用电合同，并按照合同约定供电。

第二十一条 电力监管机构对供电企业执行国家规定的成本规则的情况实施监管。

供电企业应当按照国家有关规定核算成本。

第二十二条 电力监管机构对供电企业信息公开的情况实施监管。供电企业应当依照《中华人民共和国政府信息公开条例》、《电力企业信息披露规定》，采取便于用户获取的方式，公开供电服务信息。供电企业公开信息应当真实、及时、完整。

供电企业应当方便用户查询下列信息：

（一）用电报装信息和办理进度；

（二）用电投诉处理情况；

（三）其他用电信息。

第二十三条 电力监管机构对供电企业报送信息的情况实施监管。

供电企业应当按照《电力企业信息报送规定》向电力监管机构报送信息。供电企业报送信息应当真实、及时、完整。

第二十四条 电力监管机构对供电企业执行国家有关节能减排和环境保护政策的情况实施监管。

供电企业应当减少电能输送和供应环节的损失和浪费。

供电企业应当严格执行政府有关部门依法作出的对淘汰企业、关停企业或者环境违法企业采取停限电的决定。未收到政府有关部门决定恢复送电的通知，供电企业不得擅自对政府有关部门责令限期整改的用户恢复送电。

第二十五条 电力监管机构对供电企业实施电力需求侧管理的情况实施监管。

供电企业应当按照国家有关电力需求侧管理规定，采取有效措施，指导用户科学、合理和节约用电，提高电能使用效率。

第三章 监管措施

第二十六条 电力监管机构根据履行监管职责的需求，可以要求供电企业报送与监管事项相关的文件、资料，并责令供电企业按照国家规定如实公开有关信息。

电力监管机构应当对供电企业报送信息和公开信息的情况进行监督检查，发现违法行为及时处理。

第二十七条 供电企业应当按照电力监管机构的规定将与监管相关的信息系统接入电力监管信息系统。

第二十八条 电力监管机构依法履行职责，可以采取下列措施，进行现场检查：

（一）进入供是企业进行检查：

（二）询问供电企业的工作人员，要求其对有关检查事项作出说明；

（三）查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被转移、隐匿、损毁的文件、资料予以封存；

（四）对检查中发现的违法行为，可以当场予以纠正或者要求限期改正。

第二十九条 电力监管机构可以在用户中依法开展供电满意度调查等供电情况调查，并向社会公布调查结果。

第三十条 供电企业违反国家有关供电监管规定的，电力监管机构应当依法查处并予以记录；造成重大损失或者重大影响的，电力监管机构可以对供电企业的主管人员和其他责任人员依法提出处理意见和建议。

第三十一条

电力监管机构对供电企业违反国家有关供电监管规定，损害用户合法权益和社会公共利益的行为及其处理情况，可以向社会公布。

第四章 罚则

第三十二条 电力监管机构从事监管工作的人员违反电力监管有关规定，损害供电企业、用户的合法权益以及社会公共利益的，依照国家有关规定追究其责任；应当承担纪律责任的依法给予处分；构成犯罪的，依法追究刑事责任。第三十三条

供电企业违反本办法第六条规定，没有能力对其供电区域内的用户提供供电服务并造成严重后果的，电力监管机构可以变更或者吊销电力业务许可证，指定其他供电企业供电。

第三十四条 供电企业违反本办法第七条、第八条、第九条、第十条、第十一条、第十二条、第十三条、第十四条、第十五条、第十六条、第二十一条、第二十四条规定的，由电力监管机构责令改正，给予警告；情节严重的，对直接负责的主管人员和其他责任人员，依法给予处分。

第三十五条 供电企业违反本办法第十八条规定的，由电力监管机构责令改正，拒不改正的，处10万元以上100万元以下罚款；对直接负责的主管人员和其他直接责任人员，依法给予处分；情节严重的，可能吊销电力业务许可证。

第三十六条

供电企业违反本办法第十九条规定的电力监管机构可以责令改正，并向有关部门提出行政处罚建议。

第三十七条

供电企业有下列情形之一的，由电力监管机构责令改正；拒不改正的，处5万元以上50万元以下的罚款，对直接负责的主管人员和其他直接责任人员，依法给予处分；构成犯罪的，依法追究刑事责任：

（一）拒绝或者阻碍电力监管机构及其从事监管工作的人员依法履行监管职责的；

（二）提供虚假或者隐瞒重要事实的文件、资料的；

（三）未按照国家有关电力监管规章、规则的规定公开有关信息的。

第三十八条

对于违反本办法并造成严重后果的供电企业主管人员或者直接责任人员，电力监管机构可以建议将其调离现任岗位，3年内不得担任供电企业同类职务。

第五章

附则

第三十九条 本办法所称以上、以下、不低于、不超过，包括本数。

第四十条

本办法自2010年1月1日起试行。200年6月21日电监会发布的《供电服务监管办法（试行）》同时废止。

第三篇：重点区域风电消纳监管报告

重点区域风电消纳监管报告

为促进风电健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25 号令)，2012 年上半年国家电监会组织各有关派出机构在我国风电发展的主要地区———东北、华北、西北(以下简称“三北”地区)开展了风电建设及并网消纳情况的专项监管工作，形成本报告。

一、基本情况(一)风电发展情况

“三北”地区都是我国风电发展的主要地区，包括了国家规划的6 个以陆地风电为主的千万千瓦级风电基地。截至2011 年底，全国并网风电4505 万千瓦，其中“三北”地区并网风电3952 万千瓦，占比达到87.7%;全国电源总装机容量为105576 万千瓦，其中风电占比4.27%(详见附表1)。

图1 2011年重点区域风电装机容量

2011 年，全国风电发电量为731.74 亿千瓦时，其中“三北”地区风电发电量为635.37 亿千瓦时，占比为86.8%;全国电源装机总发电量为47217 亿千瓦时，其中风电占比为1.55%(详见附表2)。

图2 2011 年重点区域风电发电情况

(二)总体消纳情况

2011 年，“三北”地区部分省区风电消纳情况不佳，弃风情况比较严重。“三北”地区风电场2011年平均利用小时数1907小时，同比降低266小时;弃风电量达123亿千瓦时，弃风率约16%，弃风电量对应电费损失约66亿元，折合火电(标)煤耗384万吨，折合CO2减排量760万吨;东北、华北、西北地区弃风率均超过13%;甘肃和蒙东地区弃风率超过25%(见附表3)。

二、工作评价

为适应新能源电力发展的新形势，促进新能源电力产业持续健康发展，电网企业、发电企业针对风电并网消纳工作开展了大量工作，取得了一定成效。

(一)电网企业

一是大力开展风电输电规划和送出工程前期工作，加快建设风电接入和送出工程。国家电网公司组织开展风电出力特性、风电消纳能力研究，完成8个千万千瓦级风电基地输电规划，积极推进大型风电基地送出工程和相应跨区跨省工程前期工作。截至2011 年底，国家电网公司风电并网工程累计投资440 亿元，建成35～750 千伏风电并网线路2.4 万公里，送出汇集变电站(开关站)25座，变电容量3770 万千伏安。

二是重视并网运行管理，促进风电安全可靠并网。面对风电大规模并图2 2011 年重点区域风电发电情况网带来的技术挑战，积极开展风电并网标准体系建设工作，细化并网和运行等各环节管理。针对风电场运行中出现的实际问题，各地电网企业积极推动风电场按照国家能源局和国家电监会出台的有关风电场安全的整改要求开展工作。

三是加强调度运行工作，争取多接纳风电电量。风电发展重点区域电网企业全部完成风电运行监控系统建设，实现了所有风电场调度运行实时信息的在线监视。大力推进风电功率预测系统建设，调度端风电功率预测已基本实现全覆盖。统筹考虑风电的季节性特点，将风电纳入统一的校核和平衡;根据风电功率预测情况及负荷情况，优化电网运行方式，发挥系统调峰能力，充分利用接纳空间安排风电发电。

四是大力开展技术创新及试点工作，促进风电与电力系统协调发展。实现风电与常规电源协调优化调度、风电场集群控制、风光储输综合利用等多项技术创新。2011 年底，国家风光储输示范工程在张北建成投运，首创风光储输联合运行模式，实现风电发电平滑输出、计划跟踪、削峰填谷和调峰等控制目标。开展风电供暖示范项目研究和建设，利用弃风时段风电电力为城镇供热。探索直接将风、光电接入微网系统，提高新能源比例。

(二)发电企业

一是积极与电网企业衔接，加强风电并网消纳。在风电项目前期工作阶段，主动与电网企业进行衔接，协助研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案。协助电网企业按照电网发展规划和风电发展规划的要求，认真做好发电项目送出线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，协助做好接入电网工程的可行性研究，确保发电项目及时并网运行，共同推动风电建设的协调发展。

二是做好风电并网运行相关工作，确保安全稳定运行。按照国家规划、工程建设程序、有关技术管理规定和技术设备标准，不断优化改进所属风电项目的设计、建设与运行，配合做好风电并网后的低电压穿越、电能质量提升和风电功率预测工作。加强机组的管理工作，完善自动化和通信系统。加强风电安全工作的全过程管理，做好机组的日常维护工作，提升风电并网运行安全性、可靠性。通过加强培训提高员工的业务水平，为机组的稳发满发提供保障。

三、存在问题

(一)风电规划与电网规划不协调加剧了部分地区风电消纳受限

部分地区风电开发规划、建设时序不断调整，风电项目规模和进度远超规划，没有形成完整和统一的风电发展规划，使得电网规划无法统筹考虑风电送出，相应配套输变电工程难以及时纳入电网规划，风电送出工程建设时序难以妥善安排，接入系统工程的及时建设难以确保。同时，部分地区核准风电项目时，重接入、轻消纳且消纳方向不明确，风电大量建成后，消纳面临困难。

专栏1：风电规划与电网规划不协调

◎河北地区由于风电建设投资方和地方政府对风电发展比较积极，目前已投产、核准和取得路条文件的风电装机容量已达到1490 万千瓦，远远超过原《河北省风电发展规划》中2015 年达到1013 万千瓦装机容量的目标，特别是承德丰宁地区原《规划》仅60 万千瓦，但已开展及拟开展前期工作的风电场已近200 万千瓦，原有输电规划将远远不能满足目前风电发展需求。

◎陕西地区规划在2012 年风电装机达到101 万千瓦，2015 年达到180 万千瓦，2020 年达到360万千瓦。在规划外，陕西地区计划在宝鸡秦岭和安康市分别建设15 万千瓦的风电场。陕西省电网公司认为，规划风电规模大，电网难以消纳。

(二)风电建设速度与电网建设速度不同步加剧了部分地区运行受阻 现象

风电项目前期工作流程周期短，核准快，建设周期短，而相应配套送出电网工程，前期工作周期较长、核准程序复杂，建设周期长。同时，一些发电企业将大型风电项目分拆成多个小于5 万千瓦的小项目(多为4.95 万千瓦)进行申报，获得核准后，形成多个风电场分期接入电网、局部地区风电接入过于集中的局面。有些风电项目还不同程度存在提前开工现象。以上因素叠加，造成电网送出工程建设不同步，致使大量风电项目建成后无法及时接入电网或全额送出。

专栏2：风电建设速度与电网建设速度不同步

◎蒙东开鲁风电基地规划容量240 万千瓦，发电项目提前开工建设并投产，部分项目已按最终规模全部建成，而开鲁500 千伏风电汇集站尚在开展前期工作，为保障开鲁风电基地风电接入，只能采用过渡方案，将风电分别接入开鲁220 千伏变电站和科尔沁500 千伏变电站，在这种方式下，风电消纳受到限制。

◎宁夏地区大部分风电项目在电网接入条件尚未落实的情况下就开工建设。2011 年底，宁夏风电并网容量142 万千瓦，核准在建容量434 万千瓦，其中只有153 万千瓦项目落实了电网接入条件，仅占全部项目的三分之一。

◎新疆自治区发改委在2011 年底到2012 年初，先后核准了43个4.95 万风电项目，加上目前国家发改委即将核准的哈密东南部风电项目，预计到2013 年底风电总装机容量将达到648 万千瓦。如果这些项目全部投产，“疆电外送”通道届时尚未建成，将出现新疆电力过剩突出现象，弃风情况将不可避免。

(三)风电本地消纳市场空间有限，部分地区输送通道能力不足，既不能就地消纳，也不能及时送出 目前，风电消纳原则上局限在省内，但是一些省区消纳空间明显不足，甚至在区域电网内，也不能完全消纳。此种情况，在东北电网、华北(蒙西)电网尤为突出。东北电网本身负荷水平、用电量不高，火电装机富余，风电装机大规模快速增长，本地消纳空间又不足，风电亟需外送消纳。但是三北地区由于网架结构原因，输送通道不同程度存在输送能力不足问题。西北区域甘肃酒泉风电基地、东北区域蒙东和吉林风电基地、华北区域蒙西和冀北风电基地输送通道能力不足问题比较严重。

专栏3:风电本地消纳市场空间有限

◎东北电网近两年用电量同比增长仅维持在10%左右，市场需求增速放缓，同时由于火电机组的大量投产，供大于求形势较为突出。2011年呼盟煤电基地项目和白音华电厂共计8 台60 万千瓦机组全部投产(发电量在辽宁消纳)，2012 年红沿河核电站第一台百万千瓦级核电机组也将投运，吉林、黑龙江送辽宁电量将会大幅减少，使东北电网“北电南送”的格局发生重大改变。目前风电消纳原则是本省消纳，吉林省电力公司2015年最大只能消纳约658万千瓦的风电，但该省制定的2015年风电发展目标超过1400万千瓦。本省发电量自身难以消纳，外送电量难度又在逐年增加，风电的消纳问题已成为制约吉林风电发展的瓶颈。

专栏4:部分地区输送通道能力不足

◎吉林电网，2011 年松白电网送出阻塞较为严重，省网北部最大输送能力300万千瓦，南部最大输送能力350 万千瓦，2011 年因电网输送能力不足造成的受限电量达2.06 亿千瓦时，占全省风电限电量的38.3%。2012年松白地区电源装机容量将达到515 万千瓦(火电240万千瓦，风电275 万千瓦)，地区最大负荷约90万千瓦，地区外送能力仅180万千瓦，仍然不能满足火电、风电送出需求。

◎蒙东赤峰、通辽地区，2011 年风电输送通道受阻较为严重。2012年，蒙东赤峰地区预计电源总装机760 万千瓦，其中风电装机234 万千瓦，当地最大负荷为156万千瓦，外送能力仅270万千瓦。不仅局部220千伏网架输送能力不足，而且外送通道不能满足风电满发需求。2012年，蒙东通辽地区将有102 万千瓦风电投产，但该地区外送通道没有变化，阻塞问题将更加突出。

◎甘肃酒泉风电基地，从2009 年一期投产开始，当地电网就出现了不同程度的限出力情况。虽然目前已配套建设了330千伏玉门变、瓜州变等变电站，安装了稳控装置及风电功率自动控制系统，2010年10月份投产了750千伏河西双回线，在一定程度上缓解了风电输出困难，但是风电送出仍然受通道能力制约。750千伏断面甘肃省最大输送能力为340万千瓦，而酒泉地区风电装机容量近520万千瓦，同时酒泉风电、疆电以及河西常规电源共享750千伏联网输电通道，风电送出通道容量远远不能满足风电大规模并网需求;同时受稳定限额、线路检修等因素影响，风电送出网络阻塞问题将在一定时期内继续存在。

◎张家口地区，2011 年风电的输出能力最大为210 万千瓦左右，考虑风电场部分弃风，最大同时出力按70%考虑，张北地区现有电网只能解决300万千瓦风电送出问题。由于张北地区的两个变电站———沽源和万全均为蒙西“西电东送”通道上的变电站，承担着将蒙西电力输送到京津冀鲁等地区的任务，如大量接入张家口地区的风电容量，势必会减少蒙西电力的输送，同时受到系统调峰能力的约束，后续投产的风电将难以在京津唐电网消纳。

(四)系统调峰问题较为突出

目前，因系统调峰困难而造成风电运行受阻的现象，在西北、华北和东北区域都普遍存在，以东北地区较为典型。系统调峰困难的原因主要有几个方面：一是区域内电力负荷总体水平较低，峰谷差大，加大了电力系统调峰难度;二是调峰电源不足，华北、东北和西北地区火电比重较大，而且火电装机中热电联产机组在“三北”一些省区的比例过高，水电、抽蓄和燃气等调节能力好的电源比例低，电源调峰能力不足;三是“三北”地区风电发展迅猛，占系统总装机的比例已经达到较高水平，但是风电的间歇性、波动性、随机性的特点决定了风电的发电出力难以保持稳定，因而在相当程度上增大了系统调峰需求和调峰难度。

专栏5：系统调峰能力不足

◎东北电网受用电结构的影响，负荷特性较差，尤其是冬季最小负荷率偏低，峰谷差较大，调峰电源所占的比重过低。2011年东北电网的最大峰谷差达到1184.06万千瓦，抽水蓄能电站容量30万千瓦仅占总装机容量的0.3%，同时，水电受库容的限制，调峰能力也只有270 万千瓦。火电调峰机组中，热电机组多以30万千瓦容量为主，在冬季实行“以热定电”，致使东北电网调峰能力明显不足。

◎蒙西电源结构以火电为主，火电约占总装机的75.7%，火电装机中的57.4%为供热机组。2012年一季度，蒙西供热机组(1640万千瓦)全部并网，非供热机组开机容量860万，全网调峰能力下降约250万千瓦，加上网内自备电厂不参与调峰等原因，全网高峰时段接纳风电能力200万千瓦，部分时期后半夜低谷风电接纳电力不足30万千瓦。

(五)促进风电消纳的市场和各类电源协调运行机制尚不健全

一是市场机制问题。当前以发电计划电量为基础的电力运行管理模式下，电力系统内各类不同的发电资源，特别是火电机组因风电发电数量的增加而带来的利益冲突，无法通过合理的体制安排得以疏导;系统的调峰能力，无法通过辅助服务价格等市场手段实现最优配置;计划电量的刚性约束与风电发展的系统灵活性需求之间的矛盾无从化解;导致风电运行受阻现象越发严重。

二是各类电源协调运行机制问题。由于缺乏以市场配置资源的政策环境和管理手段，节能发电调度没有全面推行，发电资源间的竞争体现在计划指标的分配，难以合理评估对节能减排战略的贡献，以节能降耗、减排为指标的考核工作无法落实到位，风电等新能源的优势不能完全体现。

四、监管意见

(一)进一步加强风电电源、电网统一规划

根据能源发展总体规划，结合区域资源情况，综合考虑区域及省(区)电网消纳风电能力、负荷特性、电网及其他电源规划，制定统一的风电规划。风电规划阶段，坚持电网规划与风电发展规划相结合原则，高度重视配套电网规划和论证，保证风电送出和消纳;坚持集中开发与分布式发展相结合，在开发建设大型风电基地同时，积极建设中小型风电项目接入配电网就地消纳;积极开展电网调峰和风电消纳能力研究，通过规划抽水蓄能、燃气发电等调峰、调频电源，改善区域电源结构，促进风电与其他电源的协

调发展，满足风电发电大规模并网运行的需要。国家风电开发“十二五”第一批和第二批拟核准计划项目已相继公布，两批项目在“十二五”全部投产后，2015 年全国风电装机将超过1 亿千瓦。建议进一步完善和落实“三北”地区风电基地跨省区输电规划方案及调频调峰电源配套方案，与风电基地同步建设。

(二)加快风电项目、输电工程的配套核准、建设

进一步加快风电富集地区送出通道建设，改善现有网架结构，加强省间、区域间的电网联络线建设，提高电网输送能力和消纳能力。在考虑市场消纳能力和确保电网安全运行的前提下，科学安排风电资源开发时序及建设进度，风电项目开发与电网工程同步规划、同步核准、同步投产，充分考虑项目建设周期差异，保证风电项目与送出工程、输变电项目的协调推进，避免投资浪费和弃风损失。加强风电项目核准管理，坚持先落实电网接入条件、完成接入系统评审、获得接入电网意见函后再核准的管理程序。

(三)进一步加强和优化风力发电调度工作

科学合理安排电网运行方式，做好发电计划安排，优先调度风电;协调电网之间的调度运行方案，力争实现更长时间范围内的开机方式优化，形成科学的开停机计划、备用计划，全面提升电力系统消纳风电的能力。深入推进建立风电功率预测系统和风电场运行监控系统建设，提高风电调度运行的精细化水平。充分利用风电场十五分钟、小时、日出力预测曲线，为电网调度部门科学精细化调度提供参考依据。加大跨省区调峰调度，挖掘系统调峰能力，加强火电机组运行管理，深入挖掘火电机组调峰潜力，实时测

算火电调节空间，鼓励火电参与深度调峰。

(四)建立灵活的市场机制，协调风电与传统能源矛盾

推进变革当前以发电计划电量为基础的电力运行管理模式，落实节能发电调度办法，完善辅助服务补偿机制，在省内或区域范围内建立风电场对深度调峰火电企业的补偿机制，鼓励火电企业为风电低谷消纳进行深度调峰，解决计划电量的刚性约束与风电发展的系统灵活性需求之间的矛盾以及电力系统内各类不同的发电资源之间的利益冲突。发挥市场在优化配置资源中的灵活作用，推进风火互补发电权交易。

(五)多措并举，发展负荷，改善负荷特性

严格执行峰谷电价，加强风电富集地区需求侧管理，改善系统负荷特性;推进产业结构调整，发展和培育中西部地区负荷，促进风电就地消纳。在东北地区积极开展冬季低谷期风电供热、风电热泵等扩大风电消纳的示范项目，拓展当地风电的利用方式。利用智能电网技术，积极开展各类试验示范。在西北、华北适宜地区，开展以分散式风电及储能设施等为主、电网为辅的微型电网运行示范，创新风电就地消纳的模式。

(六)进一步完善价格财税政策，健全风电发电激励机制

完善可再生能源全额保障性收购工作机制，落实持续稳定的可再生能源电价补贴政策，提高电价补贴的时效性。研究制定风电供热价格政策。出台抽水蓄能等调峰调频电源的鼓励性电价政策。合理确定新能源接入系统工程造价的补偿标准，弥补企业合理成本。

2011 年全国分地区风电装机容量表 单位：万千瓦

2011年全国分地区风电发电量表 单位：万千瓦

全国2011年重点区域风电“弃风”情况统计表

第四篇：重庆2017年生猪屠宰监管

重庆市2017年生猪屠宰监管

“扫雷行动”实施方案

为切实加强生猪屠宰行业管理，开展好2017年生猪屠宰监管“扫雷行动”，制定如下实施方案。

一、工作目标

全面贯彻落实《农产品质量安全法》、《动物防疫法》、《生猪屠宰管理条例》，加强生猪屠宰行业管理，坚持“问题导向、标本兼治、部门联动、行刑衔接”，以小型屠宰场点、屠宰环节病害猪无害化处理和生猪“代宰”行为为重点，持续保持高压态势，严厉打击私屠滥宰、屠宰病死猪、注水或注入其他物质等违法行为，有效保障猪肉质量安全。

二、主要任务

（一）规范屠宰生产活动。在私屠滥宰易发区、多发区开展集中整治行动，严厉打击生猪屠宰违法行为，规范生猪屠宰行业秩序。对生猪屠宰厂（场）开展全面排查，督促落实生猪屠宰厂（场）质量安全主体责任，严格执行生猪屠宰操作规程，严格落实屠宰检验检疫制度，规范生猪屠宰厂（场）屠宰生产活动。

（二）紧盯重点监管目标。加强小型生猪屠宰场点监管，加大资格清理工作力度，严格执行《生猪屠宰管理条例》规定的“在边远和交通不便的农村地区”设置小型生猪屠宰场点 的限制性要求，对不符合条件的小型生猪屠宰场点坚决予以取缔，严厉打击私屠滥宰行为。强化屠宰环节病害猪无害化处理监管，做到应处尽处，严厉打击屠宰病死猪、为生产加工“地沟油”提供原料和骗取、套取屠宰环节病害猪无害化处理补贴资金等违法行为。加强对“代宰”屠宰厂（场）的监管，严厉打击“只收费、不管理，只宰杀、不检疫”等行为。

（三）健全监管工作机制。健全部门间协调联动机制，联合开展专项整治行动，联手查处肉品质量安全大案要案，及时通报案件查处和日常监管监测信息。健全行政执法与刑事司法衔接机制，建立完善监管执法信息共享、公安机关提前介入、案件移送、双向案件咨询等工作机制，严惩猪肉质量安全违法犯罪行为。

三、主要措施

（一）严厉打击生猪屠宰违法活动。在城乡结合部、私屠滥宰专业村（户）和肉食品加工集中区域等私屠滥宰易发区和多发区，采取主动查处和依举报线索查处相结合、日常巡查与飞行检查相结合等方式，与公安、食药监等其他部门开展联合执法、集中整治，严厉打击私屠滥宰、屠宰病死猪、为生产加工“地沟油”提供原料、添加使用“瘦肉精”、注水或注入其他物质等违法行为。

（二）严格生猪屠宰定点屠宰资格检查。严格查验屠宰企业屠宰资质情况，严厉打击出借、转让、冒用或伪造生猪定点屠宰证书或标志牌等违法行为。同时，各区县应按照《农 业部办公厅关于生猪定点屠宰证章标志印制和使用管理有关事项的通知》（农办医〔2015〕28号）要求，于2017年12月31日前完成生猪定点屠宰厂（场）生猪定点屠宰证章标志清理工作，为统一换证做好准备。小型生猪屠宰场点(生猪手工过渡屠宰场)须与当地区县政府或主管部门签订有效期内的临时过渡屠宰协议。坚决禁止已吊销牌照、无临时过渡手续或经整改仍不合格的屠宰企业继续从事屠宰活动，坚决关停不符合设立条件的生猪屠宰场点。集中整治生猪定点屠宰厂（场）擅自新建或设立手工生产线、屠宰车间，擅自扩大屠宰畜禽种类和业务范围等违法行为，按《生猪屠宰管理条例》、《重庆市生猪屠宰管理办法》中的相关规定和要求进行清理整顿、严管重罚，逾期整改不到位的报请同级人民政府取消其生猪定点屠宰厂（场）资格。

（三）严格执行生猪屠宰检验检疫制度。督促屠宰企业落实主体责任，严格执行生猪屠宰操作规程和肉品品质检验制度，肉品品质检验、病害猪无害化处理、缺陷产品召回、安全生产、信息报送等方面的各项管理制度并上墙明示。严格执行待宰静养制度，严格落实静养时限要求。官方兽医要严格执行屠宰检疫“五不得”工作要求，严格按规程实施屠宰检疫。严格监督生猪定点屠宰厂（场）按规定做好病害猪无害化处理，对无病害生猪及生猪产品无害化处理设施、又未委托动物防疫条件合格的无害化处理企业处理的生猪屠宰企业应责令其限期整改，逾期仍达不到要求的申请当地人民 政府取消其生猪定点屠宰厂（场）资格。严格执行猪肉产品“两章两证”上市制度，确保屠宰企业出场猪肉产品全部加施检验、检疫合格印章，附具检验、检疫合格证书。严格落实屠宰企业“瘦肉精”自检制度，认真组织开展屠宰环节“瘦肉精”监督抽检，对“瘦肉精”检测阳性结果的，严格按规定进行处理。

（四）严格落实屠宰环节重点监管措施。落实《农业部食品药品监管总局关于进一步加强畜禽屠宰检验检疫和畜禽产品进入市场或者生产加工企业后监管工作的意见》，有效衔接屠宰准出与畜禽产品生产经营准入管理，强化部门监管合力。落实《生猪屠宰厂（场）监督检查规范》，规范生猪屠宰监督检查行为，督促生猪屠宰企业做好肉品品质检验、生猪来源和生猪产品流向、屠宰环节病害猪无害化处理、安全生产等记录，提升生猪屠宰环节质量安全追溯能力。落实《生猪屠宰厂（场）飞行检查办法》，通过对生猪屠宰厂（场）进行飞行检查，核查投诉举报、监督违法行为整改，提升生猪屠宰监管水平。

四、工作步骤

（一）动员部署阶段（2017年7月31日前）。结合本地实际情况制定具体实施方案，细化整治目标和任务，明确工作要求，研究部署生猪屠宰监管“扫雷行动”。要通过电视、报纸、网络等媒体，加大宣传引导力度，营造良好氛围。

（二）排查清理阶段（2017年8月1日至8月31日）。对辖区内生猪屠宰厂（场）开展拉网式排查，对屠宰违法行为易发区、多发区开展重点巡查，同时要充分发挥社会监督作用，切实摸清实际情况，掌握违法违规线索，研究清理整顿方案。

（三）“百日行动”阶段（2017年8月16日至11月30日）。针对排查清理阶段发现的薄弱环节和重点问题，确定整治的重点区域、重点企业和重要时间段，联合公安、食品药品监管部门开展严厉打击危害猪肉质量安全违法犯罪“百日行动”（“百日行动”方案另行部署）。充分发挥部门联动作用，联合执法与部门执法相结合，行政执法与刑事司法相衔接，严厉打击生猪屠宰违法行为。

（四）巩固优化阶段（2017年11月30日至2018年3月31日）。持续保持对屠宰违法行为的高压严打态势，加强日常监管，强化清理整顿，切实保障屠宰环节肉品质量安全。构建屠宰监管长效机制，创新监管制度和监管方式，建立健全部门间协调联动、行政执法与刑事司法衔接机制，适时开展生猪屠宰厂（场）飞行检查，探索实施生猪屠宰厂（场）风险分级管理。市农委在两会、两节等重点时段组织开展全市区县间交叉检查及生猪屠宰专项督查等活动，推动全市生猪屠宰监管“扫雷行动”全面深入开展并取得实效。

（五）总结提升阶段（2018年4月1日至30日）。全面总结“扫雷行动”情况，系统梳理行动开展情况、主要成效、经验做法和存在不足，形成一批典型案例。

五、工作要求

（一）加强组织领导，强化工作保障。各地要充分认识生猪屠宰监管“扫雷行动”对规范生猪屠宰行为、保障重要节日和重大活动期间猪肉质量安全的重要意义，加大经费投入，强化工作保障，科学谋划，精心组织，扎实推进，着力解决生猪屠宰环节存在的突出问题。

（二）加强部门协作，形成监管合力。各地要强化部门联合执法，加强与公安、食品药品监管部门的协调配合。建立部门联动机制，对重点区域、重点目标和重要违法行为开展联合执法。完善案件移送机制，及时将涉嫌犯罪的案件线索或案件移交公安机关查处，配合做好调查取证等工作。

（三）加强制度建设，健全长效机制。各地要结合当地实际情况，从加强部门监管联动、强化猪肉准出准入对接、完善企业诚信体系建设等方面着手，进一步健全肉品质量安全监管体系。完善主体责任制度，督促生猪屠宰厂（场）落实入场查验、待宰静养、肉品检验、“瘦肉精”自检、病害猪无害化处理等屠宰全过程质量安全控制措施。

（四）加强宣传教育，强化社会监督。各地要加大《生猪屠宰管理条例》《最高人民法院 最高人民检察院关于办理危害食品安全刑事案件适用法律若干问题的解释》等法律法规和司法解释宣贯力度，加强整治成效和典型案例宣传，有效震慑违法犯罪分子，引导消费者科学消费合格肉品。充分发挥社会监督作用，收集整理群众举报线索，并根据举报线 索开展监管执法。

（五）加强舆情监测，强化信息报送。各地要建立舆情监测制度，认真核查处理媒体披露的问题，及时回应社会关切。要健全完善生猪屠宰监管“扫雷行动”信息报送机制。案件信息实行月报制度，每月10日前报送上月生猪屠宰监管“扫雷行动”情况统计表（见附件），取缔的小型生猪屠宰场点信息，屠宰环节查处案件特别是移送公安机关的大要案详细案情。常规信息实行季报制度，2017年8月、2017年12月的31日前报送前一阶段生猪屠宰监管“扫雷行动”工作进展情况（包括整体情况、主要措施、存在的问题、下一步工作安排等），2018年4月5日前报送生猪屠宰监管“扫雷行动”工作总结。各地在生猪屠宰监管“扫雷行动”中的意见和建议，请及时报送至市农委、市动物卫生监督所。

联 系 人： 杨天航、晏

亮

联系电话： 89133169，89133784（传真）电子邮箱：cqdjxqtz＠163.com

附件：生猪屠宰监管“扫雷行动”情况统计表

第五篇：风电、光伏发电情况监管报告

风电、光伏发电情况监管报告

二0一一年一月

为贯彻落实科学发展观，全面掌握风电、光伏发电相关情况，促进其协调、健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会25 号令），2010 年7～10 月，国家电监会组织各派出机构在全国范围内开展了风电、光伏发电并网接入情况的专项调查。在此基础上，结合日常监管工作情况形成本报告。

调查工作分企业自查和重点调查两个阶段。先是由国家电监会和各派出机构组织全国30 个省份的电网企业及其调度机构、相关发电企业开展自查，共收到电网企业自查报告28 份、发电企业自查报告218 份；在分析企业自查报告的基础上，各派出机构采取召开座谈会和实地调查等方式对部分电力企业进行了重点调查，共重点调查电网企业22 家、发电企业77 家。

本次调查共涉及风电、光伏发电项目667 个。其中，风电项目573 个，光伏发电项目94 个。风电项目中，已建成并网项目348 个，建成未并网项目9 个，在建项目216 个（其中有25 个项目部分容量已并网，另有5 个项目的部分容量已建成但未并网）。光伏发电项目中，已建成并网项目30 个，建成未并网项目1 个，在建项目63 个（其中有2 个项目部分容量已并网）。

一、基本情况

（一）风电、光伏发电发展情况

近年来，风电、光伏发电发展迅速。本次调查统计显示，截至2010 年6 月底，全国已建成并网风电及光伏发电装机容量为2213.67万千瓦，占全国发电装机容量的2.46%左右。其中，风电并网装机容量为2200.37 万千瓦，光伏发电并网装机容量为13.30 万千瓦。风电及光伏发电建成但未并网的装机容量合计为76.52 万千瓦。其中，风电未并网容量为76.36 万千瓦，光伏发电未并网容量为0.16 万千瓦。

风电及光伏发电在建规模为1610.65 万千瓦，占全国在建发电装机容量比重为8.66%左右。其中，风电1589.62 万千瓦，光伏发电21.03万千瓦。从分区域并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，华北区域拥有风电并网容量最多，为850.79 万千瓦，占全国风电并网容量的38.67%；东北区域其次，为753.76 万千瓦，占全国风电并网容量的34.26%；华中区域最少，为24.07 万千瓦，仅占全国风电并网容量的1.09%。西北区域光伏发电并网容量最大，为7.13 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的53.61%；华东区域其次，为3.72 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的27.97%；东北区域目前没有光伏发电并网装机容量。全国风电和光伏发电并网装机容量及其分区域构成情况分别见图1 和图2，详细数据见附表

1、附表2。

从分区域在建装机容量来看，截至 2010 年6 月底，华北区域风电在建规模最大，为539.57 万千瓦，占全国风电在建容量的33.94%；西北区域其次（主要分布在甘肃省），为496.40 万千瓦，占全国风电在建容量的31.23%；华中区域最少，仅有17.97 万千瓦。华北区域光伏发电在建规模最大（主要分布在山东省），为5.91 万千瓦, 占全国光伏发电在建容量的28.10%；西北区域其次（主要分布在甘肃省），为5.55 万千瓦，占全国光伏发电在建容量的26.39%；华中区域最少，为0.45 万千瓦。从分省份并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，内蒙古并网风电装机容量居全国各省份之首，为700.29 万千瓦，占全国并网风电装机容量的31.83%，占全区全口径发电装机容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙东电网区域容量比重为7:3。辽宁、河北、黑龙江、吉林、甘肃、山东、江苏等省份的并网风电装机容量均超过了百万千瓦，分别为227.80 万千瓦、206.75 万千瓦、162.67 万千瓦、152.50万千瓦、119.11 万千瓦、111.07 万千瓦和110.13 万千瓦，分别占本省份总装机容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、广西、四川、贵州、陕西、青海没有并网风电装机。宁夏并网光伏发电装机容量最大，为6.03 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的45.34%；江苏其次，为2.55 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的19.17%；此外，云南、甘肃的并网光伏发电装机容量也均超过了1 万千瓦。详细数据见附表

3、附表4。

从分省份在建装机容量来看，截至2010 年6 月底，甘肃风电在建装机容量最大，为409.95 万千瓦，占全国风电在建装机容量的25.79%；河北、内蒙古、山东的风电在建装机容量分别达到了258.40万千瓦、227.10 万千瓦和119.47 万千瓦。甘肃光伏发电在建装机容量最大，为3.95 万千瓦；山东其次，为3.60 万千瓦；广东、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏发电在建装机容量均超过了1万千瓦。

（二）风电、光伏发电投资主体情况风电和光伏发电的投资主体情况有较大差别。风电的投资主体相对集中，主要是中央企业和部分风能资源丰富的地方国有发电投资企业。截至2010 年6 月底，全国并网风电装机容量超过50 万千瓦的发电集团共有10 个，并网装机容量共计1668.97 万千瓦，占全国并网风电装机容量的75.85%。其中，超过200 万千瓦的发电集团有3 个,分别为：中国国电集团公司、中国大唐集团公司和中国华能集团公司。截至2010 年6 月底，在建风电装机容量超过50 万千瓦的集团共有7 个。其中，中国国电集团公司、中国华能集团公司和中国大唐集团公司的在建装机容量均超过了150 万千瓦；中国神华集团公司、中国华电集团公司、中国广东核电集团有限公司、中国电力投资集团公司的在建装机容量在50 万千瓦至100 万千瓦之间。目前，我国光伏发电还处于试验、探索阶段，投资建设项目规模小，投资主体呈多元化发展态势。截至2010 年6 月底，中国节能环保集团公司和江苏中能硅业科技发展有限公司的已并网光伏发电装机容量均达到了2 万千瓦。已并网的光伏发电项目中，装机容量最大的是江苏中能硅业科技发展有限公司投资的徐州协鑫光伏发电有限公司2 万千瓦光伏发电项目。甘肃省电力投资集团公司、海南省发展控股有限公司的光伏发电在建容量均达到了2 万千瓦。在建项目中，规模较大的有海南临高2 万千瓦光伏并网发电示范工程和山东济宁1.8 万千瓦十里营光伏电站。

（三）风电、光伏发电上网电价及补贴情况由于定价机制、工程造价水平不同，全国范围内不同省份、同一省份不同项目之间风电、光伏发电上网电价存在一定的差异。2009 年8 月1 日之前核准的风电项目，既有采用特许权招标定价机制也有采用政府核定电价机制；2009 年8 月1 日以后核准的风电项目，在四类资源区新建的陆上项目统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。目前，风电上网电价最高的项目是国电龙源电力集团股份有限公司地处浙江省的临海风力发电厂及苍南风力发电厂，均为1.4040 元/千瓦时。光伏发电由于国家尚未出台统一的电价政策，一般由地方政府根据项目情况确定。在已核准的光伏发电项目中，上网电价最高的是上海前卫村光伏电站，为6.4436 元/千瓦时；最低的是中国广东核电集团有限公司的甘肃省敦煌光伏发电项目，为1.0928 元/千瓦时。据本次调查显示，风电和光伏发电电价补贴政策执行情况基本良好，国家发改委和国家电监会联合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源电价补贴名单中的风电及光伏发电项目基本上都获得了相应的电价补贴。

（四）风电、光伏发电接入系统建设情况由于国家出台了可再生能源发电接入系统建设补贴政策，提高了电力企业投资风电、光伏发电接入系统建设的积极性，风电和光伏发电接入系统投产规模快速增长。截至2010 年6 月底，本次调查涉及到的风电接入系统工程线路长度为10326 公里，变电容量为3898 万千伏安。分电压等级看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下线路长度分别为666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分别占风电接入系统工程总线路长度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%；变电容量分别为504 万千伏安、1765 万千伏安、1229 万千伏安、399万千伏安，分别占风电接入系统工程总变电容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分区域看，华北区域以220 千伏及110 千伏电压等级为主，东北区域以220 千伏及66 千伏为主，西北区域以330 千伏及110 千伏为主；华东、华中、南方区域以110 千伏为主。分省份看，内蒙古的接入系统规模最大，以220 千伏电压等级为主，线路长度为2453 公里，变电容量为861 万千伏安。各区域、各省份风电接入系统工程分电压等级情况详见附表

5、附表6。从风电接入系统工程的投资主体来看，在本次调查涉及到的494个风电接入系统工程中，电网企业出资建设项目213 个，线路长度4444 公里，变电容量1914 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为43.12%、43.04%、49.10%；发电企业出资建设项目278 个、线路长度5698 公里、变电容量1961 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为56.28%、55.18%、50.31%；电网企业和发电企业共同出资建设项目3 个、线路长度184 公里、变电容量23 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为0.61%、1.78%、0.59%。详细情况见附表7。分区域看，华中、华东区域电网企业出资建设项目比例较高，均超过了70%；华北、东北区域比例较低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江苏、安徽、江西、湖北、广西、海南、重庆、贵州等省份的接入系统工程全部由电网企业出资建设，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆电网区域的接入系统工程全部或大部分由发电企业出资建设。各区域、各省份风电项目接入系统工程投资主体情况见附表

8、附表9。光伏发电项目接入系统工程规模相对较小，共计线路长度134 公里，变电容量22 万千伏安，主要电压等级为35 千伏。其中，发电企业投资建设的线路长度为109 公里，占81.34%；变电容量为19 万千伏安，占86.36%。分省份看，宁夏、甘肃、山东的规模较大，线路长度均超过了29 公里，变电容量均超过了3.7 万千伏安。

（五）风电、光伏发电上网电量收购情况2009 年，风电及光伏发电上网电量为256.15 亿千瓦时，占全国全口径发电量的0.70%，其中，风电256.10 亿千瓦时，光伏发电0.0560千瓦时。2010 年1 至6 月份，风电及光伏发电总上网电量为223.05亿千瓦时，其中，风电222.54 亿千瓦时，光伏发电0.5176 亿千瓦时。分区域看，2010 年1 至6 月，华北区域风电上网电量最多，为94.72 亿千瓦时，占全国风电总上网电量的42.56%；东北区域风电上网电量70.48 亿千瓦时，占31.67%；华中区域上网电量2.10 亿千瓦时，比重最少，仅占0.95%。西北区域光伏发电上网电量最多，为0.3064 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的59.20%；华东区域上网电量为0.1679 亿千瓦时，占32.44%；东北、华中没有光伏发电上网电量。具体情况见图

3、图4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，内蒙古风电上网电量最多，为71.83亿千瓦时，占全国风电上网电量的32.28%；河北、辽宁的风电上网电量均超过了22 亿千瓦时，占全国风电上网电量比例均超过了10%。宁夏光伏发电上网电量最多，为0.2768 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的53.49%；江苏光伏发电上网电量占全国的比例也较高，达24.67%。已并网的风电和光伏发电设备受电网安全等因素影响而可能存在未能上网的电量，本次调查对这部分电网未收购电量进行了统计。2010 年1 至6 月，风电未收购电量为27.76 亿千瓦时，光伏发电没有未收购电量。分区域看，华北、东北未收购风电电量较多，华北区域未收购风电电量为15.88 亿千瓦时，占全国总未收购电量的57.20%，高于其上网电量全国占比14.64 个百分点；东北区域未收购风电电量为10.64 亿千瓦时，占全国总未收购电量的38.33%，高于其上网电量全国占比6.66 个百分点。分省份看，内蒙古未收购风电电量最多，为21.01 亿千瓦时,占全国总未收购电量的75.68%，高于其上网电量全国占比43.40 个百分点；吉林未收购风电电量为2.60亿千瓦时；河北、甘肃、黑龙江在2009 年1 月到2010 年6 月期间未收购风电电量均在3 亿千瓦时左右。

二、监管评价

（一）近年来风电、光伏发电总体呈较快发展态势在国际能源和环境约束的大背景下，各方对风电、光伏发电发展的认识水平不断提高，重视程度日益加强。国家从战略层面上确定了风电等可再生能源发展方向，并制定了可再生能源产业发展规划和相应的政策措施；各地方政府切实按照国家可再生能源发展战略，制订本省份的风电、光伏发电发展规划和实施方案；发电企业投资风电、光伏发电的积极性不断提高，风电和光伏发电的比例不断上升；电网企业在电网规划、并网接入和电量收购等方面积极为风电、光伏发电的发展创造良好条件，促进了风电和光伏发电的健康发展。与此同时，鼓励可再生能源发展的政策措施不断完善，为风电、光伏发电的发展创造了良好环境。《可再生能源法》的出台为风电、光伏发电的发展奠定了法律基础；可再生能源价格全国分摊政策、可再生能源增值税减半征收政策切实提高了风电、光伏发电企业的经营效益；可再生能源接入系统建设及补偿政策、上网电量全额收购政策为风电、光伏发电发展提供了支持和保障；可再生能源特许权招标制度、金太阳示范工程等措施为风电、光伏发电发展注入了强大动力。在一系列政策措施的推动和激励下，各方投资风电、光伏发电的积极性大大增加，风电、光伏发电呈现快速增长的态势。预计2010年底全国风电总并网装机容量将达到3000 万千瓦左右，全国光伏发电总并网装机容量将达到25 万千瓦左右。

（二）风电、光伏发电仍有发展空间虽然风电、光伏发电装机容量连续快速增加，但目前尚处在起步阶段，在电源结构中所占的比例还很低。截至2010 年6 月底，全国已并网的风电和光伏发电装机容量仅占全国装机容量的2.46%；2010年1 至6 月风电和光伏发电上网电量仅占全国发电量的0.7%左右。根据我国2007 年制定的《可再生能源中长期发展规划》，全国陆地和近海的可利用风电资源共计约10 亿千瓦，三分之二的国土面积年日照小时数在2200 小时以上，年太阳辐射总量大于每平方米5000 兆焦。因此，风电、光伏发电仍有很大的发展潜力。

（三）风电、光伏发电并网接入和电量收购相关服务水平不断提高电网企业深入研究风电和光伏发电的技术特点，分析发电接入对电网运行的影响，并在此基础上研究制订相应的技术规定和服务管理流程，不断规范和提高风电、光伏发电并网发电的服务水平。例如，南方电网公司制定了《南方电网公司支持新能源发展若干意见》，内蒙古电力公司编制了《办理风电业务工作流程指南》，安徽省电力公司制订了《安徽省电力公司可再生能源发电全额上网管理办法（试行）》等。电网企业总体上能够在确保电网安全稳定运行的前提下，优先调度风电、光伏等可再生能源发电，全额收购风电、光伏发电上网电量，并认真贯彻执行上网电价政策及电价附加调配政策，与风电、光伏发电企业及时足额结算电费，确保了发电企业的利益和资源的充分利用。风电、光伏发电的购售电合同和并网调度协议签订情况总体良好，基本上做到了并网有协议，交易有合同，有效地保障了发电企业的合法权益。

三、存在问题

（一）风电发展规划和投资立项的统筹性有待进一步加强一是部分地区存在大规模风电难以消纳的问题。在部分风电资源比较丰富的地区，风电发展规划侧重于资源规划，缺乏具体的风电送出和风电消纳方案，大规模风电送出消纳的矛盾日益突出。蒙西电网的风电资源丰富，2010 年6 月底，已并网和在建风电装机已分别达到489 万千瓦和85 万千瓦，上网电量除部分由本地消纳外，其余电量需要外送华北电网。但是，随着河北张家口、承德地区大规模风电装机的陆续投产，华北电网也面临着本地风电消纳问题，从而使蒙西的风电消纳问题更加突出。2010 年6 月底，甘肃酒泉规划建设的1000万千瓦级风电基地已并网近100 万千瓦，在酒泉及河西地区已经无法完全消纳，大部分需要送到兰州负荷中心消纳。预计2010 年甘肃全省统调范围内最大负荷1000 万千瓦左右，而2010 年底酒泉风电基地建成装机容量将达到500 万千瓦左右，远远超过了酒泉及河西地区的用电需求；2015 年酒泉风电基地发电量预计将达到250 亿千瓦时左右，在甘肃乃至西北电网都难以消纳，但是向网外输送的消纳市场及其配套电网建设目前均未明确。吉林白城地区电网网架较薄弱，外送能力有限，由于地区负荷较低，风电无法完全就地消纳，风电企业发电经常受到限制，如，大唐吉林大通风电场2009 年未能上网电量1488万千瓦时，占全年上网电量的14.7%，影响利用小时300 小时。二是部分项目电源建设和电网建设的协调有待加强。由于风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期相对较短，而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂，致使接入系统工程与风电场建设难以同步完成。例如，内蒙古蒙电华能热电公司乌力吉木仁风场一期、额尔格图风场一期、白云风场一期预计2010年底投产，但是由于其接入系统至今未取得审查意见，风电无法按时送出。内蒙古地区风电资源需通过西电东送通道送往京津唐地区，但现有两条通道容量有限，只能解决少量风电的送出，内蒙古送出第三条通道2006 年就已经开始规划，但至今仍未开工。三是个别地区风电与其它电源发展不配套。东北区域火电机组中的供热机组比例较高（如吉林省为72%），其在冬季供暖期基本不具备调峰能力，而可以启停调峰的中小型火电机组已逐步关停，抽水蓄能电站、燃气机组建设相对迟缓，在电网调峰能力严重不足的情况下，为保障电网安全和居民采暖，电力调度机构不得已在低谷时段采取限制风电出力的措施。蒙西电网风电装机容量已达到全网最高负荷的24.51%，在冬季供热期间和用电低谷时段，为确保电力系统安全运行，也不得不限制风电场的出力。

（二）风电、光伏发电的相关政策和激励机制有待进一步完善目前，我国已制定了一系列政策法规和激励机制鼓励风电和光伏发电的发展，但政策体系的完整性及相关政策之间的协调性还有待加强。一是光伏发电产业扶持政策尚需完善。国家层面上至今未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则，制约了光伏发电产业的规模化发展。特别是对于作为未来光伏发电主要形式之一的接入配电网（用户侧）分布式光伏发电项目，目前还缺乏上网售电的政策支持，严重制约了小型光伏发电的投资积极性。二是国家对风电等可再生能源发电接入系统工程投资、运行维护等方面的相关规定尚未完善，部分接入系统工程补贴不足影响了电网企业投资建设的积极性。风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，影响了电力企业建设的积极性。例如，上海市电力公司出资6528 万元建设的东海大桥海上风电项目接入系统工程，按目前电价补贴政策，需要32 年以上才能收回静态投资。调查显示，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆的全部或大部分风电场接入系统工程由发电企业出资建设，部分风电企业还负责接入系统工程的运行维护，不利于系统的安全管理。三是风电、光伏发电电费补贴不及时。风电、光伏发电电费补贴往往大大滞后于电量上网时间，导致发电企业不能及时获得相应的电价补贴，影响企业的经营效益，部分规模较小的发电企业甚至出现流动资金周转困难的现象。四是个别历史遗留问题仍待解决。2006 年以前批准建设的风电等可再生能源发电项目不享受《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定的电价补贴，增加了企业的经营负担。如上海崇明、南汇、奉贤海湾风电场及浙江临海、苍南风电场，这些项目都是2006 年以前投产的，上网电价较高且不享受可再生能源附加资金补偿，增加了电网企业的购电成本。

（三）风电、光伏发电并网接入和运行管理有待进一步规范和完善调查发现，目前风电、光伏发电并网接入系统存在以下两个方面的问题：一是风电接入系统缺乏明确的定义导致各方有不同的理解。有的认为是风电场升压变电站以及从升压变电站至电网侧进线第一基塔之间的线路；有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路；有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路以及电网侧进线间隔。由于理解上的不同容易导致接入系统建设过程中的分歧以及统计口径的不一致。二是风电、光伏发电并网接入和调度管理的有关标准和规定需要根据风电、光伏发电的特点进一步规范和完善。目前风电场并网方面没有国家级标准，为解决风电机组低电压穿越、吸收无功以及安全稳定等突出问题，国家电网公司出台了《国家电网公司风电场接入电网技术规定》，要求风电场满足相关技术标准并进行技术改造后才能入网，此规定在一定程度上规范了风电接入工作，但该标准是企业标准，不是国家标准，容易引发网厂矛盾。

（四）风电、光伏发电的规模发展对电网安全稳定运行的影响不断加大风电、光伏发电具有间歇性、随机性的特点，风电还有反调峰特点，对系统潮流控制、辅助服务调用、短路电流控制、电能质量保证等都提出了新的挑战。目前，由于风功率预测系统不完善，基础数据缺乏，准确度不高，电网企业无法根据预测的风力功率制定日前计划，运行方式的安排上存在着很大的不确定性。甘肃西北部的酒泉地区处于甘肃电网的末端，并入大量风电后，实际运行中面临着暂态稳定等各类稳定问题和调峰困难；2009 年福建电网最大峰谷差已达到636万千瓦，部分大型火电机组在实际运行中的调峰深度已达到60%左右，处于深度调峰状态，接近或达到机组调峰能力技术极限，随着“十二五”期间风电等继续大规模投运，对系统调峰要求更加苛刻，将进一步加大电网调峰的压力。

四、整改要求

（一）风电、光伏发电企业与电网企业应加强并网消纳的衔接工作风电、光伏发电企业应高度重视发电并网消纳工作，在开展发电项目前期工作阶段，要主动与电网企业进行衔接，研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案，并报请政府主管部门确认。电网企业在具体受理风电、光伏发电项目接入系统并网申请时，要按照电网发展规划和风电、光伏发电发展规划的要求，认真做好发电项目输送线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，加大电网改造力度，完善网架结构，做好接入系统工程的可行性研究，择优制订接入系统方案，积极为风电、光伏发电企业提供并网服务工作，确保发电项目及时并网运行。发电企业和电网企业要加强沟通和协调，共同推动风电、光伏发电建设的协调发展。

（二）电力企业要切实做好风电、光伏发电并网运行相关工作，确保系统安全稳定运行电网企业要进一步加强风电、光伏发电并网对电网安全稳定运行影响的研究，在接入系统的审查、接入电网有关电气设备的试验和验收等方面严格执行相关技术标准和规范，与获得核准、满足相关技术管理规定、符合并网接入条件的发电企业及时协商签订并网调度协议和购售电合同。认真做好风电、光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。风电企业应加强机组的管理工作。做好风电功率预测，完善自动化和通信系统，做好机组的日常维护工作，为机组的稳发满发提供保障。

（三）电网企业要严格执行可再生能源收购有关规定电网企业要严格按照《可再生能源法》等法律法规的要求，在确保电网安全稳定运行的条件下，根据国家价格主管部门批复上网电价及相关规定收购上网电量,严格执行风电、光伏发电上网电价政策，做好电价附加调配工作，及时足额结算电费。

五、监管建议

（一）进一步加强科学规划，促进风电、光伏发电协调、有序发展根据国家可再生能源发展战略和《可再生能源中长期发展规划》，进一步完善各地区风电、光伏发展规划，针对风电和光伏发电的特点，统筹考虑能源资源、电源结构、受电市场、输电廊道、电网建设、电网运行等因素，因地制宜发展风电等可再生能源发电，做到电源与资源、电源与电网、电源与电源、电源与用户之间的和谐发展。在风能和太阳能资源条件较好的地区建设大规模发电基地，应充分考虑电网的网架结构和消纳能力，认真做好风电、光伏发电规划和电网规划的衔接工作，促进风电、光伏发电建设与电网建设协调发展，维护电力系统安全稳定运行。对于靠近负荷中心周围的资源，应遵循因地制宜、实事求是的原则，从有利于节能减排、有利于增强电力供应能力的角度出发，发展分布式电源，就近接入配网。同时要进一步理顺中央与地方风电项目核准管理体制，使风电开发利用规范化、布局合理化，避免随意无序开发。

（二）进一步完善价格财税政策，健全风电、光伏发电激励机制由于风电、光伏发电的各项技术仍是发展中的技术，建设成本较高，其在市场中的经济竞争力较弱，需要继续加大政策扶持力度，促进风电、光伏发电的持续健康发展。一是要研究通过征收能源税或碳税的方式，建立稳定持续的支持风电、光伏发电发展的补贴资金来源；二是加强支持风电、光伏发电发展的财税政策研究，使风电、光伏发电发展与促进地方经济发展紧密结合，形成促进区域经济发展的优势产业；三是进一步完善电价补偿机制，提高风电、光伏发电电价补贴的时效性，科学制定风电、光伏发电接入系统工程造价的补偿标准；四是进一步完善光伏发电电价政策，出台科学合理的光伏发电上网电价政策；五是高度重视并大力鼓励商业模式创新，支持企业面向市场，创新商业模式。

（三）进一步抓好并网和运行管理，适应风电、光伏发电规模发展的需要一是组织开展风电、光伏发电并网接入、安全运行有关问题的研究，制定相关技术标准，降低风电、光伏发电对电力系统安全稳定运行的不利影响。二是要进一步做好风电和光伏发电并网安全性评价、辅助服务补偿管理工作、风电和光伏发电调度管理等工作，从制度上提升对风电、光伏发电并网及运行的监管力度。