再生能源公司简介

第一篇：再生能源公司简介

公司简介

保利协鑫（徐州）再生能源发电有限公司是由香港协鑫集团以BOO模式投资建设的垃圾发电企业，注册资本金1720万美元，是徐州市第一座生活垃圾焚烧无害化处理市政公用基础设施，该工程2008年8月开工建设，于2009年6月建成投产。

公司坐落于徐州经济开发区大黄山镇，占地面积90亩。建设规模为3×400t/d的往复式机械炉排焚烧炉+2×12MW的凝气式汽轮发电机组；目前已建成3台焚烧炉和1台凝气式汽轮发电机组及相应的供热等辅助和公用设施，现已形成额定日处理垃圾1200吨，最大日处理1500吨的能力，年可无害化处理垃圾45万余吨，发电1亿余kwh,，节约标煤4.5万余吨，碳减排8.8万余吨，节约填埋所需土地85余亩。目前以供热为主，年供蒸汽30余万吨。公司秉承协鑫集团“把绿色能源带进生活”的理念，潜心致力于环保能源和再生能源事业，追求股东收益的同事，更注重环保效益和社会效益。目前，烟气净化系统、污水处理系统、噪音治理设施、飞灰固化设施、垃圾库除臭设施等均按环保三同时的要求同主体工程同步投入运行，并完成了整个工程的竣工验收备案工作。

简介二

保利协鑫（徐州）再生能源发电有限公司是由香港协鑫集团以BOO模式投资建设的生活垃圾焚烧发电企业，是徐州市第一座生活垃圾焚烧无害化处理市政公用基础设施。公司于2009年6月建成投产，采用3台400t/d二段往复式垃圾焚烧炉排炉，配1台12MW凝气式汽轮发电机组；现已形成最大日处理生活垃圾1500吨的能力，年可无害化处理生活垃圾45万余吨，发电1亿余kwh或供汽50万吨，节约标煤4.5万余吨，碳减排8.8万余吨，节约填埋所需土地85余亩，对于改善徐州城市环境，推进节能减排，为徐州市成功创建“国家环保模范城市”发挥了积极而重要的作用。

公司秉承协鑫集团“把绿色能源带进生活”的理念，潜心致力于环保能源和再生能源事业，注重经济效益的同时，更关注环保效益和社会效益。公司采用国际先进的设备与技术，对垃圾渗滤液、焚烧产生的烟气进行环保处理，环保时时在线检测各项污染物排放指标均优于国家标准，其中二噁英实际排放指标仅为国标的五分之一，从根本上杜绝了焚烧产生的二次污染，真正意义上实现了城市生活垃圾处理的“减量化、无害化与资源化”。

第二篇：再生能源电价附加补助资金申请

各省、自治区、直辖市财政厅（局）、发展改革委、能源局、物价局，新疆生产建设兵团财务局、发展改革委、能源主管部门，国家电网公司、南方电网公司：

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）、《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，以下简称《通知》）等有关文件的要求，现对可再生能源电价附加资金补助目录申报工作通知如下：

一、申报条件

（一）2006年及以后核准（备案），2015年2月底前并网；

（二）尚未纳入《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资金补助目录（第五批）的通知》（财建〔2014〕489号）；

（三）分布式光伏发电项目按照《通知》有关要求一并申报，并注明自然人分布式光伏项目和非自然人分布式光伏项目；

（四）已纳入补助目录的项目，当“项目名称”、“项目公司”、“项目容量”、“线路长度”等发生变化或与现实不符时，请按照《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》（以下简称《办法》）、《通知》等要求申请变更，按程序一并申报。

二、申报材料

填写可再生能源电价附加资金补助目录申报表（见《办法》附1），并提供以下材料：

（一）项目核准（备案）文件；

（二）上网电价审批文件；

（三）生物质能发电项目还需提供可行性研究报告。

三、申报流程和时间

在国家电网公司、南方电网公司经营范围内的分布式项目，由其下属省（区、市）电力公司汇总，并经省级财政、价格、能源主管部门审核同意后报国家电网公司和南方电网公司。国家电网公司和南方电网公司审核汇总后于2月29日前报财政部、发展改革委、国家能源局；其他项目由省级财政、价格、能源主管部门组织申报，并于2月29日前联合上报财政部、发展改革委、国家能源局。未能在2月29日前上报的项目将纳入下一批审核。

财政部办公厅国家发展和改革委员会办公厅国家能源局综合司 2016年1月25日

原标题:财政部关于申报第六批可再生能源电价附加资金补助目录的通知

第三篇：电监会公布再生能源电量收购和电价政策执行情况

电监会公布再生能源电量收购和电价政策执行情况

中央政府门户网站 www.xiexiebang.com

2009年01月21日

来源：电监会网站

电监会发布《可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告》 为贯彻落实科学发展观，促进能源产业结构向节约能源资源和保护环境方向发展，促进可再生能源协调、可持续发展，规范电网企业全额收购可再生能源电量行为、规范可再生能源电价附加补贴和配额交易行为，维护有关各方合法权益，促进可再生能源发展，依据《可再生能源法》、《电力监管条例》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）、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等相关规定，2008年6～11月，电监会组织各派出机构在全国范围开展了可再生能源电量收购和电价政策执行情况（2006年1月1日至2008年8月）专项检查。根据检查情况，形成可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告，现予公布。

附件:《可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告》

国家电力监管委员会监管公告2008年第7号

（总第10号）

为贯彻落实科学发展观，促进能源产业结构向节约能源资源和保护环境方向发展，促进可再生能源协调、可持续发展，规范电网企业全额收购可再生能源电量行为、规范可再生能源电价附加补贴和配额交易行为，维护有关各方合法权益，促进可再生能源发展，依据《可再生能源法》、《电力监管条例》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）、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等相关规定，2008年6～11月，电监会组织各派出机构在全国范围开展了可再生能源电量收购和电价政策执行情况（2006年1月1日至2008年8月）专项检查。根据检查情况，形成本报告，现予公布。

一、基本情况

本次检查涉及全国（除西藏）30个省、自治区、直辖市约576家电力企业。其中，电网企业126家，包括：各区域、省级电网企业及其调度机构36家，省级以下电网企业90家；发电企业约450家，包括：华能、大唐、华电、国电、1 中电投、长江电力、国开投、国华电力、华润电力等中央发电公司所属可再生能源发电企业和其他地方可再生能源发电企业。

本次检查，首先由电监会各派出机构组织全国30个省份的电网企业及其调度机构、可再生能源发电企业开展自查。在此基础上，采取召开座谈会和实地察看等方式对104家电网企业和241家发电企业进行了重点检查和抽查。

自《可再生能源法》实施以来，全国可再生能源发电装机容量和发电量逐年增长。据本次检查统计，截至2007年底：全国可再生能源发电装机约为15494万千瓦，占当年全国总装机容量的21.6％。其中水电、风电、生物质能发电装机容量分别为14823、561、108万千瓦，分别占总装机容量的20.64％、0.78％、0.15％。全国可再生能源发电量为4825亿千瓦时，占当年全国总发电量的14.8％。其中水电、风电、生物质能发电量分别为4714、53.6、42.5亿千瓦时，分别占总发电量的14.4％、0.16％、0.13％。

自2005年底至2007年底：全国可再生能源发电装机增加了3631万千瓦，增长了30.6％，其中，水电、风电、生物质能发电装机分别增长了26.3％、444％、429％。两年来可再生能源发电装机占全国发电装机比例下降了1.37个百分点。全国可再生能源发电量增加了822亿千瓦时，增长了20.6％，其中，水电、风电、生物质能发电量分别增长了18.9％、268％、363％。两年来可再生能源发电量占全国发电量比例下降了1.23个百分点。

二、监管评价

从检查情况看，《可再生能源法》及其配套规章实施以来，可再生能源发电建设步伐逐年加快、发展环境明显改善。特别是《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等规章实施后，电网企业在可再生能源发电接入工程建设、上网服务、并网安全运行保障、电量优先调度、电价和附加政策执行、电费全额结算以及信息披露和报送等工作方面有较大提高，进一步促进了可再生能源产业的发展。

（一）可再生能源发展环境日趋改善

可再生能源一系列法规出台以来，电力企业对可再生能源开发与利用日益重视，依法发展和利用可再生能源的意识逐步增强。电网企业比较重视可再生能源的利用，制定相应措施和办法，尽可能多地收购可再生能源发电量，为可再生能源发电的发展创造良好条件。

（二）可再生能源发电配套电网规划及建设工作得到加强

电网企业能够配合政府有关部门做好可再生能源发展规划和研究工作，力求电网规划建设与可再生能源发电规划建设有机结合。例如：上海、江苏、宁夏等省市电力公司积极开展风力发电建设对电网影响等调研工作，形成了研究分析报告；安徽、上海等省市电力公司配合政府有关部门开展了生物质能、太阳能、潮汐能发展的规划编制和研究等工作；辽宁省电力公司完成了风电接入系统规划方案，并报东北电监局备案。

电网企业能够按照可再生能源发展规划及时建设、改造可再生能源发电配套电网设施，为可再生能源发电机组的电力送出提供必要的网络条件。东北、华中电网公司以及广东、贵州、辽宁、江苏、安徽、山西、陕西、宁夏等省电力公司抓紧做好可再生能源发电项目接入系统工程建设、调试、验收等工作，较好满足了可再生能源电量送出的需要。福建省电力公司实施了小水电电量上省级电网的战略性改造，安排新建或改造电网项目70项，总投资额达13.86亿元，解决了历史形成的130多万千瓦小水电上网容量受阻问题，提高了水能利用效率，水电送出基本不受限制，小水电业主对此反映良好。

（三）可再生能源发电量全额收购得到切实推进

电网企业能够按照示范文本与可再生能源发电企业签订《购售电合同》和《并网调度协议》，配合电力监管机构做好可再生能源发电机组并网安全性评价。北京、青海、浙江等省市电力公司通过开辟“绿色通道”、“一站式服务”等方式，建立了可再生能源发电项目并网申请受理、送出工程设计审查、并网协议签订等工作制度，有效提高了可再生能源发电项目并网工作效率；福建省电力公司专门针对地方中小型可再生能源发电企业制定了合同管理和并网调度规范等文件；甘肃、宁夏电力公司编制了可再生能源发电机组并网工作流程，积极为可再生能源发电机组并网提供技术服务和指导。

电网企业能够执行全额收购可再生能源电量相关规定，除不可抗力和影响电网安全稳定运行情况外，尽量避免由于电网调度因素导致可再生能源发电机组出力受限。南方电网公司及广东、广西、重庆等省市电力公司制定了节能发电调度、保证可再生能源全额上网的相关细则和办法。华东区域内各级调度机构在实践中摸索了一套保障可再生能源发电量全额上网的做法：风电、径流式小水电、太阳能、潮汐能根据来风、来水、日照、潮汐情况发电；生物质能发电机组根据发电 原料来料情况调整发电量，在自愿的前提下参与调峰；安排有调节能力的小水电在不弃水的前提下参与调峰。南方电网公司所属各省级及以上调度机构充分考虑可再生能源发电季节性、间歇性特点，优化水火调度，合理编制发电调度计划，积极开拓低谷用电市场，加大省区间余缺调剂力度，不断提高可再生能源机组的发电利用小时，其中贵州电力调度通信局充分发挥梯级水库调节互补性，根据中短期天气预报，按不弃水或少弃水原则优化水电调度。华东电网公司充分发挥跨流域调节作用，积极组织协调上海、江苏、浙江等省市电力公司，按照计划消纳三峡、葛洲坝等地水电，并通过双边交易消纳四川低谷富余水电。浙江省电力公司合理安排省内火电机组出力，消化周边省份的丰水期水电，有效避免了水能浪费。湖南省电力调度中心根据气候与来水变化实施了较为科学的水电调度方案，甘肃省电力公司通过调整网内其他机组开机方式或出力曲线保证风电最大限度送出，宁夏电力公司将影响可再生能源发电的检修安排在发电负荷较低时期进行，有效保证了可再生能源发电量优先上网。

（四）可再生能源电价政策执行和电费结算情况趋于规范

电网企业能够按照价格主管部门批准的可再生能源发电项目上网电价和《购售电合同》约定的电费结算流程、计算方法、结算时间、结算方式等，与发电企业及时、足额结算电费。对政府价格主管部门尚未审批上网电价的可再生能源发电项目，多数电网企业能够先按临时结算电价与电厂结算，待电价批复后进行清算及退补电费。可再生能源电价附加征收、补贴、配额交易、可再生能源接网工程的补贴费用标准能够按照《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等有关规定执行，规范账户管理，按照文件要求参与配额交易。例如：青海省电力公司通过加强内部管理，大大降低了承兑汇票的比例；宁夏电力公司在可再生能源附加配额交易金额尚未到位的情况下，按照国家批复价格由电网企业垫支及时与发电企业结算电费。

（五）可再生能源信息披露和上报逐步规范

电力企业能够真实、完整地记载和保存可再生能源发电机组相关技术参数、可再生能源发电量、上网电量、电费及补贴结算情况等有关资料。部分电网企业能够按照有关要求及时将因不可抗力或者有危及电网安全稳定而未能全额收购可再生能源发电量的情况通知可再生能源发电企业，以各种方式向相关发电企业披露有关信息，并定期报送电力监管机构。例如：华中、西北、南方区域的省级及以上电网企业通过电力交易大厅实时信息平台、每日网厂电话生产例会、电力市场交易信息网站、厂网联席会议等方式定期向可再生能源发电企业披露有关信息。上海市电力公司、广东电网公司每月定期向电力监管机构报送所属各地市供电企业收购可再生能源电量、电价和电费结算以及可再生能源电价附加收支和配 4 额交易等情况。甘肃省电力公司及时将风电等可再生能源发电送出受限原因、持续时间以书面或会议通报等形式通知发电企业，同时努力做好调整和改进工作。

三、存在问题

（一）可再生能源发电项目建设需进一步加强规划

部分地区缺乏统一、合理的可再生能源发电和接入系统项目建设规划，工程项目存在布局不合理和无序建设等问题，风力发电规划与电网调峰调频能力的协调有待加强，不同投资主体的电网企业在电网规划和建设上的协调机制有待完善。例如：内蒙古风电资源富集地区缺乏统一规划，国家审批和地方审批的项目并存（内蒙锡林郭勒盟灰腾梁地区的风电基地分属7个发电集团的8个风电企业，装机容量从1.5万到4.95万千瓦不等），风电接入系统工程难以统一建设，同一区域内送出线路重复建设，既浪费土地资源，又造成电网安全隐患。河北北部地区也存在类似问题。江苏省部分地区生物质能发电规划布局不合理，部分秸秆电厂之间距离较近，秸秆收集半径交叉，造成秸秆收集恶性竞争，抬高了成本。山东省菏泽市已投产2个秸秆发电项目，仍有3个项目在建，根据秸秆数量和质量测算，市内秸秆资源已无法满足需要。广东、广西、海南部分地县小水电建设开发缺乏统一规划，建设无序，部分小水电建设手续不齐，建设过程中与电网缺乏必要信息沟通，电网规划建设难以及时配套，部分小水电上网受阻，汛期矛盾较为突出。另外，部分省级政府有关部门未制定可再生能源项目发展规划，部分省级电网企业未按照要求将可再生能源发电配套电网设施建设规划情况报电力监管机构备案。

（二）部分可再生能源发电项目接入系统工程建设管理不够规范

部分电网企业未能按照《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》第五条要求建设可再生能源并网发电项目的接入系统工程，加大了发电企业建设成本。例如：内蒙古西部电网15个风电项目中，仅5个项目的接入电网工程由电网公司负责建设和管理；黑龙江省的风电项目配套接入电网工程基本上由发电企业承担；吉林省电力公司要求白城地区风电企业共同投资建设500千伏变电站；青海黄河公司大通河流域4座水电站与青海省电力公司协商未果，投资约1亿元自建135公里110千伏送出线路；江西省居龙潭、廖坊等两个省调水电厂的接入系统工程全部由发电企业投资建设。

（三）部分可再生能源发电上网存在“卡脖子”现象

部分电网企业未能及时改造可再生能源发电送出电网设施，造成可再生能源发电出力受限、电量损失。例如：河北张家口地区风电发展迅速，但由于变电容量较小且电网改造滞后，造成风电出力受限；浙江省泰顺县小水电发展迅速，但 泰顺电网与温州电网间只有2条110千伏输电线路，受输送限额的影响，水电企业只能轮流发电，弃水较多；甘肃风电建设较快，电网建设相对滞后，风电送出受阻问题加剧。

（四）部分可再生能源电量收购中依然存在不规范现象

部分电网企业及其调度机构未制定保证可再生能源发电量全额上网的具体操作规则，在收购可再生能源发电量时，存在通过考核变相减少发电企业上网电量、压低上网电价、强行分摊线损、不按期或不足额支付电费等问题，特别是一些地方电网企业与小水电矛盾较为突出。例如：陕西电网企业对小水电发电计划仍然进行考核，造成小水电一定电量损失，变相降低上网电价，且存在延迟、不足额支付电费以及要求小水电承担2％～10％线损等现象；安徽省、浙江省、重庆市、福建省小水电企业反映关口计量表计安装点、产权分界点不规范或线损分摊依据不明，存在线损分摊争议；湖北省电力公司在与清江高坝州电厂结算时，将所谓超过测价电量的上网电量按230元/千千瓦时结算(国家核价为414.5元/千千瓦时)；河南省洛阳市宜阳、栾川、嵩县等地供电企业与小水电企业结算时，未执行优惠增值税率（6％），通过采取扣减电量或电费形式将税负转嫁给小水电企业；广西地方县级供电企业与大网之间未建立规范的交易机制，丰水期间小水电弃水情况时有发生。

（五）部分可再生能源发电《购售电合同》和《并网调度协议》签订需进一步规范

部分电网企业特别是地县级电网企业对《购售电合同》和《并网调度协议》签订工作不够重视，存在合同过期、丢失，形式和内容与范本相差较大，合同双方的权利和义务不对等，甚至无合同调度交易等现象。例如：广西大部分县级供电企业未与可再生能源发电企业签订并网调度协议；广西兴安县供电公司在协议中出现“电费在第三个月付清”等条款；海南电网公司所属供电企业在与小水电签订的合同中，无功考核标准不符合当地政府部门有关规定；湖北省电力公司在与水电企业签定的合同中仍然规定超过计划的上网电量执行下调后的临时电价；江苏省仍在合同中约定购电量计划；贵州电网公司部分县级供电企业与小水电企业签订的《并网调度协议》中，存在变相扣减电量的条款；山西省电力公司在与风电企业签订的合同中要求其缴纳系统调峰补偿费。

（六）可再生能源相关电力企业信息披露和报送工作有待改进

部分省级电网企业存在披露信息不及时、不全面，未能每月向所在地电力监管机构报送上一月度可再生能源发电量、上网电量、电价、电费结算以及电价附加收支等情况。部分可再生能源发电企业也存在报送信息不主动、质量差等问题。有些省级电网企业未能按照要求将调度范围内可再生能源发电配套电网设施建 设规划报电力监管机构备案，部分电力调度机构未将保证可再生能源电量全额上网的具体操作细则报电力监管机构备案。

（七）可再生能源现行政策、法规、标准需进一步完善

《可再生能源法》颁布实施以来，有关部门出台了一系列可再生能源配套法规和相关标准，但在执行过程中反映出还存在一些不足。一是2006年1月1日前投产的可再生能源发电项目仍执行以前电价规定，部分企业上网电价偏低，不利于企业持续发展。例如安徽芜湖绿洲环保有限公司的上网电价为415元/千千瓦时，接近于脱硫标杆电价。二是可再生能源电价补贴和配额交易方案滞后，半年或一年一次的配额交易周期过长，在电价附加存在资金缺口的省份，电网企业无法及时、足额支付本省补贴。三是可再生能源发电项目接入工程的补贴标准偏低，电网投资回收期较长，影响电网企业投资建设积极性。四是直接接入配电网的可再生能源发电项目，其接入系统工程投资主体不够明确，容易引起厂网矛盾。五是生物质能发电缺乏可遵循的行业标准，在合同签订、单位能耗、排放、造价等方面只能参照火电标准，不能反映生物质发电特殊性、更好地维护生物质能发电企业利益。六是某些省市垃圾发电厂垃圾处理费标准偏低，部分垃圾发电得不到足够的成本补偿。七是与可再生能源法规不相符的相关规定尚待清理。

（八）可再生能源电量全额收购受到电网安全稳定运行等因素影响

一是受可再生能源与常规能源电源分布结构特性以及用电负荷特性影响，负荷低谷时段，在火电最小开机方式下，可能出现电网无法承受突然增加的可再生能源发电出力的状况，造成可再生能源发电出力受限。二是风力发电具有随机性、间歇性，大多具有反调节特性，大规模风电机组接入电网，给电网调峰、调频带来困难，加大了电网运行方式安排难度，对电网安全稳定运行造成一定影响。例如位于东北电网末端的蒙东等地，大量风电项目建设和集中接入，进一步增加了这些地区的电源外送压力，同时降低了电网稳定水平。三是风电和小水电多分布在偏远且网架相对薄弱地区，用电市场容量有限，调节手段和能力不足，在电量集中送出时，线路、变压器等电网设施经常出现过载，影响电网安全稳定运行和供电可靠性。四是目前投产的风电机组大多不能进行有功、无功调节，缺乏低电压穿越等电网安全运行需要的基本功能，也没有功率预测系统，加之一些运行管理水平较低的风电和小水电并入电网，给电网的安全稳定运行带来了一定威胁。

四、整改要求

电力企业要充分认识促进可再生能源开发利用的重要性，不断增强法律意识，认真贯彻落实可再生能源相关法规、政策，促进可再生能源发电的可持续发展。

（一）电力企业要严格执行可再生能源电价和附加政策

电力企业应严格执行国家可再生能源电价和附加政策，做好电价附加征收、配额交易、电费和补贴结算等工作。可再生能源发电企业、电网企业要按照电监会关于厂网电费结算的规定，签订《购售电合同》，不得自行变更上网电价，也不得通过变相改变上网电量、强行分摊线损等方式变相降低上网电价，要按照价格主管部门批复的上网电价和《购售电合同》的约定及时、足额进行电费结算，不得擅自变更补贴标准，要按照国家批复的补贴标准及时进行补贴支付。电网企业要按照附加征收标准做好可再生能源电价附加的征收工作，要继续做好账户管理工作，按照批复的附加调配方案及时进行配额交易，完成可再生能源电价附加的调配工作。

（二）电网企业要进一步做好全额收购可再生能源电量各项工作

电网企业要加强与可再生能源发电企业间的沟通协调，建立健全相关联系机制。调度机构要制定科学合理、确保全额收购可再生能源电量的发电调度计划，制定有关调度操作规则，及时报电力监管机构备案。电网企业应进一步提高可再生能源发电预测的准确性，优化各类机组负荷分配，合理安排设备检修，防止风力发电出力受限，尽量避免丰水期水电弃水。电网企业要尽快研究解决水电密集度较高地区在丰水期水电电量跨省（区）外送问题。可再生能源上网电量网损要严格按产权分界点界定，对于产权不明晰的部分，应本着友好协商的原则确定。电网企业特别是地、县供电企业要按照电监会《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《发电企业与电网企业电费结算暂行办法》以及《电网运行规则》等要求，参照有关示范文本与可再生能源发电企业协商签订并严格执行《购售电合同》和《并网调度协议》，规范并网及电费结算等行为。电网企业要抓紧研究解决历史遗留问题，应由电网企业负责运行和管理的可再生能源送出工程要尽快收购其资产并承担相应运行和维护职责。

（三）电网企业要科学规划电网，进一步优化与完善电网结构，促进可再生能源协调发展

电网企业要进一步深入研究论证适应可再生能源发展的电网规划，提出可再生能源发电配套电网设施建设规划、电网建设方案以及加强电网管理的意见；结合可再生能源发展规划，进一步加强对电网结构特性的分析，不断优化和完善电网结构，努力提高可再生能源发电机组上网发电效率，促进可再生能源发电和电网的协调、可持续发展；进一步加强网架建设，切实做好可再生能源配套电网设施的建设维护工作，按照有关要求做好并网安全性评价和新机组进入商业化运行工作，保证可再生能源项目及时上网发电。

（四）电力企业要加强信息披露和报送工作 电网企业应不断完善可再生能源相关信息披露制度，进一步加强与发电企业沟通，及时将可再生能源发电上网电量、电价情况及未能全额收购可再生能源电量持续时间、估计电量、具体原因和改进措施等情况书面通知发电企业；严格执行可再生能源相关信息报送和备案制度，定期将政府有关部门批准的可再生能源配套电网规划及其滚动规划报监管机构备案；制定保证可再生能源发电全额上网的具体操作规则，并报电力监管机构备案。各省级电网企业要定期汇总所属各级电力调度机构直调可再生能源发电未能全额上网的情况、原因、改进措施等情况并报电力监管机构。省级电网企业和可再生能源发电企业要于每月20日前向所在地电力监管机构报送上一月度可再生能源发电上网电量、上网电价和电费结算情况，省级电网企业应当同时报送可再生能源电价附加收支情况和配额交易情况。

（五）进一步做好可再生能源发电企业安全生产工作

电网企业应进一步加强对可再生能源发电企业的技术指导，消除设备安全隐患。可再生能源发电企业要加强水情、风情等预测工作，及时提出发电计划申请，协调设备检修管理，充分发挥可再生能源利用效率。可再生能源发电企业要严格执行国家有关并网技术要求，严格遵守调度命令，配备必要的保护装置、自动化装置及通信装置，提高负荷预测及生产管理水平。

五、监管建议

（一）加强统一、科学规划，促进可再生能源协调、有序发展

应根据国家制定的《可再生能源中长期发展规划》，进一步做好各地区可再生能源发展中长期规划与计划，制定同步、协调、可持续的可再生能源电源和电网发展规划，以更好满足可再生能源发电规模化发展的需要。应充分发挥区域在可再生能源利用上的优势，在编制省级可再生能源开发利用规划时，充分考虑可再生能源项目在一定时期的建设容量限制，科学布置可再生能源电源点。进一步理顺中央与地方可再生能源发电项目审批体制，使可再生能源发电开发利用规范化，布局合理化，避免无序开发。

（二）进一步完善促进可再生能源发展的价格、财税政策

全面分析总结近年来促进风电、生物质能、太阳能等可再生能源发电项目发展的有关价格、税收和财政政策，巩固成果，进一步完善相关政策，为实现可再生能源的规模化和产业化发展创造条件；进一步研究可再生能源发电上网电价形成机制，结合各地实际情况，对同一地区同类可再生能源发电项目尽可能明确同等水平的价格，生物质能发电价格应根据近两年来物价水平变化情况适当提高，研究完善小水电上网电价形成机制；进一步研究完善可再生能源发电项目和接入 工程的补贴政策，改变现有补贴方式，确定统一的投资回收期，在回收期既定的情况下，制定接网费补贴标准；研究出台可再生能源发电项目建设和电费、补贴结算的税收优惠政策，明确减免比例和额度，大力扶持风力发电、太阳能发电、秸秆和垃圾焚烧发电等产业的发展；研究出台对可再生能源发电企业贴息政策，减少企业的财务费用；根据各地实际，分省、区出台垃圾补贴标准，适当提高垃圾补贴收入；研究建立全国范围内的配额交易平台，按月度开展可再生能源附加收入的配额交易，加快附加补贴的支付。此外，对于2006年以前批准建设的可再生能源发电项目以及小水电的接入工程，也应结合实际情况进行研究，适当解决其电价和补贴问题，减轻电力企业的经营压力。

（三）进一步加强可再生能源相关技术研究

政府有关部门应进一步引导有关电力机构做好可再生能源相关运行技术研究工作：一是结合可再生能源发展规划，深入研究电网内电源布局、网架结构以及不同电力系统可接纳可再生能源类型与规模问题，发挥资源在更大范围利用的优势；二是加强风电、小水电等季节性、间歇性较强的可再生能源发电与电力系统安全稳定之间关系等研究工作，在确保电力系统安全稳定的同时，尽可能保证可再生能源电量全额收购；三是研究编制可再生能源发电接入电网的相关技术导则，规范可再生能源发电的接入系统及其继电保护、自动化、通信和能量计量装置等技术标准；四是引进国外先进风电运行经验和技术，加强对风能参数的预测工作，研究建立风能参数测评系统，研究解决风电场输出功率稳定和无功补偿问题，不断提高风电在电网中的运行水平；五是不断提高风电机组及风电场整体测试技术，研究风电场接入电网确保电力系统安全稳定运行的分析评价技术，逐步建立风电场接入电网测试、评价和许可制度。

（四）进一步加强对可再生能源相关规则规范的研究

研究制定针对可再生能源发电项目的辅助政策，为可再生能源发电产业发展创造条件，推动能源结构转型。一是研究制定促进可再生能源发展的相关标准；二是研究大规模风电场对电网安全稳定运行的影响，提出在电网低谷时段对风电采取限制收购措施的有关规定；三是研究进一步规范和促进可再生能源发电接入配套电网工程建设，提出明确的电网投资建设主体，理清产权分界点和计量点，规范联网小水电的线损分摊办法；四是针对联网小水电倒送电量和力率考核问题，研究修订新的管理办法，解决当前各地混乱无序现象，促进小水电协调、可持续发展；五是加强电网输配电成本监管，科学核定电网建设成本，推进电网建设和改造工作，解决输电瓶颈问题；六是开展地方电网与主网间购售电价差异调研，逐步规范网间交易行为。

第四篇：公司简介范本

公司简介范本

公司概况：

东风悦达起亚山东华德汇新汽车销售服务有限公司隶属于500强上市公司(A股代码SH600297)、全国最大的乘用车销售商广汇汽车，是东风悦达起亚授权起亚汽车标准化4S店。公司位于济南市市中区英雄山路延长线领秀城南行4公里路西鸿发汽车城南区（济南市市中区望岳路3777号），公司于2016年3月26日正式成立。主营东风悦达起亚全系车型（K2、K3、K4、K5、KX3、KX5、狮跑、智跑）销售及售后服务。

公司主营范围

东风悦达起亚山东华德汇新汽车销售服务有限公司，依托于东风悦达起亚和广汇汽车广大的业务规模及广泛的销售网络，为客户提供覆盖汽车服务生命周期的一站式综合服务，业务包括整车销售、维修养护、金融保险、延保、二手车、汽车租赁、上牌服务、装饰装潢等在内的全方位服务。主营东风悦达起亚全系车型（K2、K3、K4、K5、KX3、KX5、狮跑、智跑）销售及售后服务。

公司形象

济南华德汇新起亚店是济南唯一一家采用起亚全球最新标准打造起亚4S店，亦是济南南城唯一一家起亚授权的4S店，800平米豪华展厅，3000平米维修车间，30余个维修工位，店内功能完善，设施齐全，全力为您营造舒适贴心的购车之旅。展厅内除了设置传统的展示区、客户洽谈区、维修区之外，还设置了客户影视欣赏区及按摩室等人性化功能区，是起亚全球功能区分最完善的4S店。除了功能完美和设计人性化之外，整个店的外观不仅美观也别具意义，各处可见起亚品牌内涵元素的巧妙运用。展厅设计以人性化和品牌文化为设计重点，不单秉承了起亚富于激情的品牌理念，更将现代建筑、人文艺术等多种元素完美结合，处处体现出进口起亚全新的品牌风格与内涵。

企业荣誉

其母公司广汇汽车服务股份公司，是新疆广汇实业投资（集团）有限公司和美国新桥投资公司（TPG公司全球最大私募基金之一）于2006年共同投资成立。公司注册资本40亿元，总部设在上海，在新疆、广西、河北、重庆等12大区域拥有380多家汽车4S店，代理国内外知名汽车品牌逾80个。广汇汽车服务股份公司已连续三年成为中国最大的乘用车经销商集团，2015年6月24日正式登陆A股市场（A股代码SH600297）。

特色服务

起亚至诚二手车： 收购/置换/销售/保修，36项鉴定评估 108项质量检测，享6个月/10000公里质保；

分期：贷款形式多样、简单灵活：0首付、0利率、2证1卡手续简便、最快2小时批复； 玻璃卡：出险次数不受限制，不受保费上浮影响，无需保险公司理赔，省钱又简单！

划痕卡：1卡在手，爱车无痕！出险次数不受限制，不受保费上浮影响；

终生保养卡： 1卡在手，车辆使用终生无忧。

第五篇：公司简介

南京大汉网络有限公司（Hanweb Network Co.Ltd.）创立于1997年，专注于门户网站技术的研究和开发，以“门户网站内容管理系统”为核心产品，形成了针对政府、企业、媒体等不行同业、不同规模、不同应用的五大系列产品和针对性解决方案，是国内最有影响力的门户网站技术提供商。

大汉网络是国家信息部首批认定的国家软件企业、南京市高新技术企业和骨干软件企业，总部位于南京，在北京、杭州、宁波、济南等地设有分支机构和办事处。同时，大汉网络以卓越的技术实力，被评为中国电子政务IT100强企业之一,成为国家政府采购中心指定的电子政务供应商。

公司拥有多项自主版权的软件产品，在“门户网站内容管理”、“网站集群管理”、“网上互动平台”领域卓有建树。“大汉版通”已经成为行业中最知名和最有影响力的品牌。“大汉版通--内容管理系统”和“大汉版通JCMS门户网站群管理系统”荣获《国家软件行业协会推荐产品》称号；并多次荣获省、市优秀软件称号，用户遍及中国25个省,有800多家政府及部委办局门户的成功案例,被誉为“政府门户网站内容管理专家”。

同时，我们不断在技术上和应用进行创新和突破，基于“大汉版通内容管理系统”的《政府门户网站群建设和整合方案》被评为《中国电子政务解决方案200佳》，方案里首次提出基于EBS总线和消息中间件的分布式部署的、异构政府门户网站集群解决方案，打破了分布在不同物理地点、完全异构的门户网站（群）间的信息共享和呈送的技术瓶颈，将门户网站含集群技术带上新的高度。

在高速成长的过程中，大汉网络建立了市场动作体系和客户保障机制，形成了以软件产品开发、咨询规划服务、提供大型行业应用解决方案相结合的技术与业务服务体系，将门户网站定位于信息整合、应用集成、用户统一和检索服务，全面提升了门户网站在各行业信息化应用中的地位。

“创新，将新技术转化为生产力”是大汉网络的核心竞争力。凭借对软件和互联网行业的深刻理解，大汉网络将软件技术与互联网应用相结合，将领先业界的产品理念和丰富的产品开发经验相结合，为用户提供简单、方便、安全、实用的协同应用软件产品和解决方案，帮助客户实现低成本、低风险、快起步、高效率的信息化目标。大汉网络所提出的《大汉版通政府门户网站内容管理系统和解决方案》、《大汉版通企业门户网站内容管理系统和解决方案》、《大汉版通网络媒体信息环解决方案》、《大汉政务通网上政务大厅解决方案》等已经成为政府、媒体、企业等行业应用典范。

亲切、开放、严谨的公司文化和科学规范的管理，凝聚着大量的优秀人才，大汉网络拥有由优秀的职业经理人组成的管理团队和由资深IT专家组成的技术团队，他们在产品开发、推广和维护方面默契合作，深刻理解“以客户为中心”的含义，将“服务”贯穿于公司运作和管理的每一个细节，赢得客户广泛的信任和支持。

大汉网络以开放和融和的态度与众多国内外知名IT厂商和知名院校结为深度技术合作伙伴，兼容并蓄，不断向互联网应用领域纵深化发展。

大汉网络成长的过程，就是服务客户并和客户一起不断成功的过程！我们用心、努力作好每一件事，满怀信心迎接每一次挑战。

北京逸群工程咨询有限公司具有国家发改委工程咨询甲级资格、建设部招标代理甲级资格、建设部建设监理甲级资质、交通部建设监理甲级资质（含特殊独立大桥、特殊独立隧道专项）、财政部政府采购招标代理甲级资格、建设部造价咨询乙级资质和交通部公路工程试验检测乙级资质，是北京市建委项目管理推荐单位、北京市科委批准的高新技术企业和ISO9001质量管理体系认证单位。公司现为中国交通建设监理协会、北京市工程咨询协会和北京市公路学会常务理事单位，中国工程咨询协会、中国土木工程学会建筑市场与招标分会、国际FIDIC联合会、中国建设监理协会、北京市建设监理协会、北京市建设工程招标投标协会和北京市市政工程协会会员单位，是交通部公路建设质量年活动优秀监理单位、北京市建设监理行业先进监理单位、《公路工程施工监理规范》和《公路工程施工监理招标文件范本》主编单位。

公司成立以来，先后完成了珠港大道等近10项可行性研究报告；京开高速公路，北京市五环路一、二期，北京市六环路通顺段、通黄段，上游春天别墅等10余项高速公路、市政道路和房建的项目管理咨询；北京市地铁五号线、十号线，湖北荆宜高速，北京市机场南线等10余项招标代理，北京市四环路，北京市五环路四期，北京市六环路昌平段、西寨段，京承高速公路二期，地铁四号线动物园站、黄庄站，地铁十号线万柳站、科南站、学院路站，北京莲花东路西延一期、三期，北京万寿路南延，北京东北城角联络线、北京朝阳路一期、二期，京包高速隧道工程、北京二、三环养护等100余项公路、市政、公用、轨道、养护监理；北京地铁五号线标底编制，北京八宝山南路结算审核等近20项造价咨询。现公司已获得国家优质工程银奖1项，北京市优质工程奖34项，北京市优质咨询成果奖 1项。公司先后有10余人获得省部级优秀监理工程师称号。公司自主开发了计量支付管理系统、形象进度管理系统、公路工程资料管理系统、SMA沥青混合料配合比设计系统、试验室业务管理系统和公司综合业务管理系统。公司业务得到了业主、行业和社会的广泛好评，树立了逸群公司业务精通、管理高效、服务主动、成果优良的品牌形象。

北京逸群工程咨询有限公司是一个充满生机和蓬勃发展的企业。我们秉承“遵纪守法、以人为本”的指导思想，倡导“诚信、尊重、慎独、求同”的企业精神，遵循“拓展、提高、盘活、多维”的经营方针，按照“烹小鲜如治大国”的司训，努力实现“组织系统化、决策科学化、管理规范化、工作程序化、效率标准化”的集团化发展目标。

我们坚信，只要以市场为导向，以创新为动力，以质量求生存，以发展求壮大，我们就一定会赢得更好的明天。