第一篇：2015年重慶供電監(jiān)管報告

2015年重慶市供電監(jiān)管報告

為提高供電企業(yè)的供電能力、供電質(zhì)量和供電服務水平，規(guī)范供電市場行為，維護廣大電力消費者合法權(quán)益，按照《國家能源局綜合司關(guān)于進一步加強供電監(jiān)管工作的通知》要求，華中能源監(jiān)管局采取現(xiàn)場檢查與日常監(jiān)管相結(jié)合方式，在供電企業(yè)開展自查自糾工作基礎(chǔ)上，對重慶市部分供電企業(yè)進行了現(xiàn)場檢查。根據(jù)日常監(jiān)管工作和現(xiàn)場檢查情況，形成此報告。

一、基本情況

按照國家能源局要求，華中能源監(jiān)管局根據(jù)日常監(jiān)管中12398能源監(jiān)管投訴舉報熱線（以下簡稱12398熱線）收集的信息，分別選擇重慶市綦南供電分公司、壁山供電分公司、大足區(qū)供電有限責任公司開展農(nóng)村電網(wǎng)投資建設(shè)和12398熱線標識普及宣傳情況的專項監(jiān)管；選擇重慶市電力公司市區(qū)供電分公司、萬州供電分公司開展春節(jié)期間居民生活用電保障工作專項監(jiān)管。從日常監(jiān)管和現(xiàn)場檢查情況看，供電企業(yè)不斷加大電網(wǎng)建設(shè)投入，不斷規(guī)范服務和行為，積極宣傳12398熱線，深入實施居民用電滿意工程，居民用電保障能力顯著增強，供電質(zhì)量和服務水平明顯提升，供電市場行為進一步得到規(guī)范。主要表現(xiàn)為：

（一）加大農(nóng)村電網(wǎng)建設(shè)投入，不斷提升農(nóng)村地區(qū)供電能力

2014年以來，重慶市電力公司對農(nóng)村電網(wǎng)改造升級投資達56億元，主要用于農(nóng)村低電壓治理、完善網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、消除安全隱患、解決農(nóng)村生產(chǎn)生活用電、重過載設(shè)備改造等項目實施。截止2015年10月，共改造農(nóng)網(wǎng)低電壓臺區(qū)8664個，治理低電壓用戶21.66萬戶，惠及人口75萬余人。重慶市電力公司已實現(xiàn)全市國網(wǎng)供區(qū)農(nóng)網(wǎng)改造面全覆蓋，全面消除全市無電地區(qū)和無電用戶。

（二）持續(xù)開展農(nóng)村電網(wǎng)升級改造，不斷提高供電水平重慶市電力公司及所屬供電企業(yè)通過長期開展農(nóng)網(wǎng)改造升級工作，截止2015年10月，農(nóng)網(wǎng)110千伏、35千伏容載比保持在2.02、1.94，其中：B類供電區(qū)域110千伏及35千伏容載比分別為1.96、1.96；C類供電區(qū)域110千伏及35千伏容載比分別為2.09、1.95；D類供電區(qū)域110千伏及35千伏容載比分別為2.09、1.95。大足區(qū)供電有限責任公司2015年10月前完成35千伏回龍、雍溪輸變電工程建設(shè)，有效解決了10千伏文復、文團、馬智等線路供電半徑過長的問題，完善了電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，提高了供電質(zhì)量。

（三）強化過程管理，有效提升供電質(zhì)量

重慶市電力公司及所屬供電企業(yè)通過制定電壓無功管理制度、可靠性管理辦法和相關(guān)考核辦法，明確相關(guān)部門、人員職責，加強過程管理，電網(wǎng)整體運行水平不斷提升。截止2015年10月，農(nóng)村供電電壓監(jiān)測點共設(shè)置2322個，其中：A類點613個；B類點100個；C類點124個；D類點1485個。農(nóng)村地區(qū)供電可靠率99.9188%，居民受電端電壓合格率98.845%。璧山供電分公司將所安裝的46個D類農(nóng)村電壓監(jiān)測裝置全部接入供電電壓采集系統(tǒng)，對系統(tǒng)電壓和監(jiān)測裝置運行情況實施了日監(jiān)控。

（四）開展春節(jié)保供電專項隱患排查治理,確保居民春節(jié)期間可靠用電

2016年春節(jié)前，重慶市電力公司及所屬供電企業(yè)對所轄線路通道開展重點排查，開展易覆冰區(qū)段的隱患排查，共計處理變電缺陷708處、輸電缺陷602處、配電設(shè)備隱患1454處。開展輸電通道“三清理”工作，試點實施“換耕換植”措施，消除16處樹障隱患點。

（五）開展客戶端供電服務，提升服務水平

萬州供電分公司實行客戶新裝增容業(yè)務 “一證受理”和跨營業(yè)廳受理，切實提升業(yè)擴報裝效率。對房屋長期沒有居住，電能表等供電設(shè)施可能出現(xiàn)被盜或存在安全隱患的情況進行現(xiàn)場排查，確保返鄉(xiāng)人員安全用電。通過95598客服、陽光政務、市民熱線以及在營業(yè)廳醒目位置宣傳12398熱線等方式，為客戶提供更好的供電服務。

（六）積極宣傳12398熱線標識，不斷提高知曉度 重慶市電力公司及所屬供電企業(yè)明確了12398熱線標識普及宣傳責任體系，通過網(wǎng)站、內(nèi)部刊物發(fā)布了熱線標識圖及熱線簡介，更換了供電營業(yè)廳原12398電力監(jiān)管熱線標識銘牌，并在營業(yè)廳內(nèi)擺放12398熱線宣傳資料供用戶取閱，擴大12398熱線知曉度，有效提升了12398熱線的認知度。

二、存在的問題

通過日常監(jiān)管和現(xiàn)場檢查情況來看，部分供電企業(yè)在供電能力、供電質(zhì)量和供電服務方面還存在著一些問題，主要有以下幾個方面：

（一）供電能力方面的問題

1.部分農(nóng)村電網(wǎng)線路和變壓器出現(xiàn)重載現(xiàn)象，供電能力有待加強。

截止2015年10月，璧山縣供電分公司有3臺110千伏變壓器和2臺35千伏變壓器重載；2條110千伏線路和1條35千伏線路重載。110千伏東林變電站容載比為1.3，有6座35千伏變電站容載比為1.44，容載比偏低，用電高峰期間供電能力受限。

截止2015年10月，大足區(qū)供電有限責任公司有57臺10千伏公變重載；10千伏線路最大供電半徑達19.1千米，且輻射式線路占比較大，存在部分線路“卡脖子”現(xiàn)象。

2.部分區(qū)域農(nóng)村電網(wǎng)結(jié)構(gòu)薄弱，供電可靠性有待提高。截止2015年10月，壁山供電分公司有6臺35千伏變壓器不滿足N-1校驗，73條10千伏線路不滿足N-1校驗；

截止2015年10月，大足區(qū)供電有限責任公司有4臺110千伏主變和11臺35千伏主變不滿足N-1校驗；有8條35千伏線路和48條10千伏線路不滿足N-1校驗。

（二）供電質(zhì)量方面的問題

部分線路供電半徑偏長，低電壓臺區(qū)依然存在。截止2015年10月，綦南供電分公司10千伏線路最大供電半徑達18.169千米，個別農(nóng)網(wǎng)臺區(qū)0.38千伏線路供電半徑超過2千米，還存在低電壓用戶8421戶。

（三）供電服務方面的問題 1.信息公開內(nèi)容不規(guī)范。

重慶市電力公司未嚴格執(zhí)行國家能源局《供電企業(yè)信息公開實施辦法》（國能監(jiān)管[2014]149號）要求，沒有編制并公布信息公開指南和目錄，沒有公布季度電壓合格率和供電可靠率數(shù)據(jù)。

2.個別供電企業(yè)未按規(guī)定實施欠費停電。

永川區(qū)某用戶因歷史欠費，永川供電公司在2015年7月10日在未下達停電通知書情況下，對其實施停電催費。

三、監(jiān)管意見

（一）加強電網(wǎng)規(guī)劃和建設(shè)，全面增強供電能力 加大電網(wǎng)投入，加強電網(wǎng)規(guī)劃和建設(shè)改造力度，優(yōu)化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，加快各電壓等級電源點建設(shè)，全面增強供電能力，滿足日益增長的用電需求。在城市高負荷密度區(qū)域優(yōu)化配網(wǎng)結(jié)構(gòu)，加大接入電源點和配網(wǎng)網(wǎng)架建設(shè)，并重點關(guān)注城鄉(xiāng)結(jié)合部、農(nóng)村和邊遠地區(qū)用電負荷需求，加大電網(wǎng)建設(shè)資金投入，拓寬電網(wǎng)覆蓋面。

（二）加強供電“兩率”管理，提升電網(wǎng)運維水平一是要加強“兩率”基礎(chǔ)數(shù)據(jù)管理，認真做好停電事件記錄校核，確保錄入的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)完整、準確；二是要加強停電檢修管理，統(tǒng)籌安排設(shè)備檢修和農(nóng)網(wǎng)升級改造工作，最大限度減少停電時間、范圍和次數(shù)，避免重復停電，進一步提高供電可靠性，提升工作效率；三是要加強客戶端電壓運行管理，合理設(shè)置電壓監(jiān)測點，完善電壓監(jiān)測系統(tǒng)，及時進行分析，并將分析成果運用于供電質(zhì)量提升之中。四是重點關(guān)注城鄉(xiāng)結(jié)合部、農(nóng)村地區(qū)的供電臺區(qū)負荷變化，及時解決配變超載、負荷不平衡等原因引起的電壓質(zhì)量問題。

（三）強化管理，進一步提升供電服務水平

一是要堅持保民生、促發(fā)展，認真履行普遍服務義務，確保電力用戶的基本用電需求；二是應按照有關(guān)規(guī)定公開信息，梳理完善信息公開目錄、內(nèi)容和渠道，確保信息公開及時、完整和準確；三是要加大對欠費停、復電管理流程及相關(guān)法規(guī)的學習力度，提高員工服務意識，做到依法行事，依規(guī)操作，減少停電不合規(guī)情況發(fā)生。同時要加大違規(guī)停復電問責力度。對由于居民欠費停、復電管理工作落實不到位的員工，要嚴格按照相關(guān)規(guī)定嚴肅處理。

第二篇：電監(jiān)管

供電所監(jiān)管辦法

（電監(jiān)會27號令）

《供電監(jiān)管辦法》已經(jīng)2009年11月20日國家電力監(jiān)管委員會主席辦公會議審議通過，現(xiàn)予公布，自2010年1月1日起施行。

主席：王旭東

二00九年十一月二十六日

供電監(jiān)管辦法

第一章節(jié) 總則

第一條

為了加強供電監(jiān)管，規(guī)范供電行為，維護供電市場秩序，保護電力使用者的合法權(quán)益和社會公共利益，根據(jù)《電力監(jiān)管條例》和國家有關(guān)規(guī)定，制定本辦法。

第二條

國家電力監(jiān)管委員會（以下簡稱電監(jiān)會）依照本辦法和國家有關(guān)規(guī)定，履行全國供電監(jiān)管和行政執(zhí)法職能。

電監(jiān)會派出機構(gòu)（以下簡稱派出機構(gòu)）負責轄區(qū)內(nèi)供電監(jiān)管和行政執(zhí)法工作。第三條

供電監(jiān)管應當依法進行，并遵循公開、公正和效率的原則。第四條

供電企業(yè)應當依法從事供電業(yè)務，并接受電監(jiān)會及其派出機構(gòu)（以下簡稱電力監(jiān)管機構(gòu)）的監(jiān)管。供電企業(yè)依法經(jīng)營，其合法權(quán)益受法律保護。

本辦法所稱供電企業(yè)是指依法取得電力業(yè)務許可證、從事供電業(yè)務的企業(yè)。

第五條

任何單位和個人對供電企業(yè)違反本辦法和國家有關(guān)供電監(jiān)管規(guī)定的行為，有權(quán)向電力監(jiān)管機構(gòu)投訴和舉報，電力監(jiān)管機構(gòu)應當依法處理。

第二章監(jiān)管內(nèi)容

第六條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)的供電能力實施監(jiān)管。供電企業(yè)應當加強供電設(shè)施建設(shè)，具有能夠滿足其供電區(qū)域內(nèi)用電需求的供電能力，保障供電設(shè)施的正常運行。

第七條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)的供電質(zhì)量實施監(jiān)管。

在電力系統(tǒng)正常情況下，供電企業(yè)的供電質(zhì)量應當符合下列規(guī)定：

（一）向用戶提供的電能質(zhì)量符合國家標準或者電力行業(yè)標準；

（二）城市地區(qū)年供電可靠率不低于99%，城市居民用戶受電端電壓合格率不低于95%，10千伏以上供電用戶受電端電壓合格率不低于98%；

（三）農(nóng)村地區(qū)年供電可靠率不低和農(nóng)村居民用戶受電端電壓合格率符合派出機構(gòu)的規(guī)定。派出機構(gòu)有關(guān)農(nóng)村地區(qū)年供電可靠率和農(nóng)村居民用戶受電端電壓合格率的規(guī)定，應當報電監(jiān)會備案。

供電企業(yè)應當審核用電設(shè)施產(chǎn)生諧波、沖擊負荷的情況，按照國家有關(guān)規(guī)定拒絕不符合規(guī)定的用電設(shè)施接入電網(wǎng)。用電設(shè)施產(chǎn)生諧波、沖擊負荷影響供電質(zhì)量或者干擾電力系統(tǒng)安全運行的，供電企業(yè)應當及時告知用戶采取有效措施予以消除；用戶不采取措施或者采取措施不力，產(chǎn)生的諧波、沖擊負荷仍超過國家標準的，供電企業(yè)可以按照國家有關(guān)規(guī)定拒絕其接入電網(wǎng)或者中止供電。

第八條 電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)設(shè)置電壓監(jiān)測點情況實施監(jiān)管。

供電企業(yè)應當按照下列情況規(guī)定選擇電壓監(jiān)測點：

（一）35千伏專線供電用戶和110千伏以上供電用戶應當設(shè)置電壓監(jiān)測點；

（二）35千伏非專線供電用戶或者66千伏供電用戶、10（6、20）千伏供電用戶，每10000千瓦負荷選擇具有代表性的用戶設(shè)置1個以上的電壓監(jiān)測點，所選用戶應當包括對供電質(zhì)量有較高要求的重要電力用戶和變電站10（6、20）千伏母線所帶具有代表性線路的末端用戶。

（三）低壓供電用戶，每百臺配電變壓器選擇具有代表性的用戶設(shè)置1個以上電壓監(jiān)測點。所選用戶應當是重要電力用戶和低壓電網(wǎng)的首末兩端用戶。

供電企業(yè)應當于每年3月31日前將上一設(shè)置電壓監(jiān)測點的情況報送所在地派出機構(gòu)。

供電企業(yè)應當按照國家有關(guān)規(guī)定選擇、安裝、校驗電壓監(jiān)測裝置，監(jiān)測和統(tǒng)計用戶電壓情況。監(jiān)測數(shù)據(jù)和統(tǒng)計數(shù)據(jù)應當及時、真實、完整。

第九條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)保障供電安全的情況實施監(jiān)管。

供電企業(yè)應當堅持安全第一、預防為主、綜合治理的方針，遵守有關(guān)供電安全的法律、法規(guī)和規(guī)章加強供電安全管理，建立、健全供電安全責任制度，完美安全供電條件，維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，依法處置供電突發(fā)事件，保障電力穩(wěn)定、可靠供應。

供電企業(yè)應當按照國家有關(guān)規(guī)定加強重要電力用戶安全供電管理，指導重要電力用戶配置和使用自備應急電源，建立自應急電源基礎(chǔ)檔案數(shù)據(jù)庫。

供電企業(yè)發(fā)現(xiàn)用電設(shè)施存在安全隱患，應當及時告知用戶采取有效措施進行治理。用戶應當按照國家有關(guān)規(guī)定消除用電設(shè)施安全隱患。用電設(shè)施存在嚴重威脅電力系統(tǒng)安全運行和人身安全的隱患，用戶拒不治理的，供電企業(yè)可以按照國家有關(guān)規(guī)定對該戶中止供電。

第十條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)履行電力社會普遍服務義務情況實施監(jiān)管。供電企業(yè)應當按照國家規(guī)定履行電力社會普遍服務義務，依法保障任何人能夠按照國家規(guī)定的價格獲得最基本的供電服務。

第十一條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)辦理用電業(yè)務的情況實施監(jiān)管。

供電企業(yè)辦理用電業(yè)務的期限應當符合下列規(guī)定：

（一）向用戶提供供電方案的期限，自受理用戶用電申請之日起，居民用戶不超過3個工作日，其它低壓電力供電用戶不超過8個工作日，高壓單電源供電用戶不超過20個工作日，高壓雙電源供電用戶不超過45個工作日；

（二）對用戶受電工程設(shè)計文件和有關(guān)資料審核的期限，自受理之日起，低壓供電用戶不超過8個工作日，高壓供電用戶不超過20個工作日；

（三）對用戶受電工程啟動中間檢查的期限，自接到用戶申請之日起，低壓供電用戶不超過3個工作日，高壓供電用戶不超過5個工作日；

（四）對用戶受電工程啟動竣工檢驗的期限，自接到用戶受電裝置竣工報告和檢驗申請之日起，低壓供電用戶不超過5個工作日，高壓供電用戶不超過7個工作日；

（五）給用戶裝表接電的期限，自受電裝置檢驗合格并辦結(jié)相關(guān)手續(xù)之日起，居民用戶不超過3個工作日，其它低壓供電用戶不超過5個工作日，高壓供電用戶不超過7個工作日。

前款第（二）項規(guī)定的受電工程設(shè)計，用戶應當按照供電企業(yè)確定的供電方案進行。

第十二條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)向用戶受電工程提供服務的情況實施監(jiān)管。

供電企業(yè)應當對用戶受電工程建設(shè)提供必要的業(yè)務咨詢和技術(shù)標準咨詢；對用戶受電工程進行中間檢查和竣工檢驗，應當執(zhí)行國家有關(guān)標準；發(fā)現(xiàn)用戶受電設(shè)施存在故障隱患時，應當及時一次性書面告知用戶并指導其予以消除；發(fā)現(xiàn)用戶受電設(shè)施存在嚴重威脅電力系統(tǒng)安全運行和人身安全的隱患時，應當指導其立即消除，在隱患消除前不得送電。

第十三條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)實施停電、限電或者中止供電的情況進行監(jiān)管。

在電力系統(tǒng)正常的情況下，供電企業(yè)應當連續(xù)向用戶供電。需要停電或者限電的，應當符合下列規(guī)定：

（一）因供電設(shè)施計劃檢修需要停電的，供電企業(yè)應當提前7日公告停電區(qū)域、停電線路、停電時間；

（二）因供電設(shè)施臨時檢修需要停電的，供電企業(yè)應當提前24小時公告停電區(qū)域、停電線路、停電時間；

（三）因電網(wǎng)發(fā)生故障或者電力供需緊張等原因需要停電、限電的，供電企業(yè)應當按照所在地人民政府批準的有序用電方案或者事故應急處置方案執(zhí)行。

引起停電或者限電的原因消除后，供電企業(yè)應當盡快恢復正常供電。

供電企業(yè)對用戶中止供電應當按照國家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。供電企業(yè)對重要電力用戶實施停電、限電、中止供電或者恢復供電，應當按照國家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

第十四條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)處理供電故障的情況實施監(jiān)管。

供電企業(yè)應當建立完善的報修服務制度，公開報修電話，保持電話暢通，24小時受理供電故障報修。

供電企業(yè)應當迅速組織人員處理供電故障，盡快恢復正常供電。供電企業(yè)工作人員到達現(xiàn)場搶修的時限，自接到報修之時起，城區(qū)范圍不超過60分鐘，農(nóng)村地區(qū)不超過120分鐘，邊遠、交通不便地區(qū)不超過240分鐘。因天氣、交通等特殊原因無法在規(guī)定時限內(nèi)到達現(xiàn)場的，應當向用戶作出解釋。

第十五條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)履行緊急供電義務的情況實施監(jiān)管。

因搶險救災、突發(fā)事件需要緊急供電時，供電企業(yè)應當及時提供電力供應。

第十六條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)處理用電投訴的情況實施監(jiān)管。

供電企業(yè)應當建立用電投訴處理制度，公開投訴電話。對用戶的投訴，供電企業(yè)應當自接到投訴之日起10個工作日內(nèi)提出處理意見并答復用戶。

供電企業(yè)應當在供電營業(yè)場所設(shè)置公布電力服務熱線電話和電力監(jiān)管投訴舉報電話的標識，該標識應當固定在供電營業(yè)聲所的顯著位置。

第十七條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)執(zhí)行國家有關(guān)電力行政許可規(guī)定的情況實施監(jiān)管。供電企業(yè)應當遵守國家有關(guān)供電營業(yè)區(qū)、供電業(yè)務許可、承裝（修、試）電力設(shè)施許可和電工進網(wǎng)作業(yè)許可等規(guī)定。

第十八條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)公平、無歧視開放供電市場的情況實施監(jiān)管。供電企業(yè)不得從事下列行為：

（一）無正當理由拒絕用戶用電申請：

（二）對躉購轉(zhuǎn)售電企業(yè)符合國家規(guī)定條件的輸配電設(shè)施，拒絕或者拖延接入系統(tǒng)；

（三）違反市場競爭規(guī)則，以不正當手段損害競爭對手的商業(yè)信譽或者排擠競爭對手。

（四）對用戶受電工程指定設(shè)計單位、施工單位和設(shè)備材料供應單位；

（五）其他違反國家有關(guān)公平競爭規(guī)定的行為。

第十九條電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)執(zhí)行國家規(guī)定的電價政策和收費標準的情況實監(jiān)管。

供電企業(yè)應當嚴格執(zhí)行國家電價政策，按照國家核準電價或者市場交易價，依據(jù)計量檢定機構(gòu)依法認可的用電計量裝置的記錄，向用戶計收電費。

供電企業(yè)不得自定電價，不得擅自變更電價，不得擅自在電費中加收或者代收國家政策規(guī)定以外的其他費用。

供電企業(yè)不得自立項目或者自定收費標準；對國家已經(jīng)明令取締的收費項目，不得向用戶收取費用。

供電企業(yè)應用戶要求對產(chǎn)權(quán)屬于用戶的電氣設(shè)備提供有償服務時，應當執(zhí)行政府定價或者政府指導價。沒有政府定價和政府指導價的，參照市場價格協(xié)商確定。

第二十條 電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)簽訂供用電合同的情況實施監(jiān)管。供電企業(yè)應當按照國家有關(guān)規(guī)定，遵循平等自愿、協(xié)商一致、誠實信用的原則，與用戶、躉購轉(zhuǎn)售電單位簽訂供用電合同，并按照合同約定供電。

第二十一條 電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)執(zhí)行國家規(guī)定的成本規(guī)則的情況實施監(jiān)管。

供電企業(yè)應當按照國家有關(guān)規(guī)定核算成本。

第二十二條 電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)信息公開的情況實施監(jiān)管。供電企業(yè)應當依照《中華人民共和國政府信息公開條例》、《電力企業(yè)信息披露規(guī)定》，采取便于用戶獲取的方式，公開供電服務信息。供電企業(yè)公開信息應當真實、及時、完整。

供電企業(yè)應當方便用戶查詢下列信息：

（一）用電報裝信息和辦理進度；

（二）用電投訴處理情況；

（三）其他用電信息。

第二十三條 電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)報送信息的情況實施監(jiān)管。

供電企業(yè)應當按照《電力企業(yè)信息報送規(guī)定》向電力監(jiān)管機構(gòu)報送信息。供電企業(yè)報送信息應當真實、及時、完整。

第二十四條 電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)執(zhí)行國家有關(guān)節(jié)能減排和環(huán)境保護政策的情況實施監(jiān)管。

供電企業(yè)應當減少電能輸送和供應環(huán)節(jié)的損失和浪費。

供電企業(yè)應當嚴格執(zhí)行政府有關(guān)部門依法作出的對淘汰企業(yè)、關(guān)停企業(yè)或者環(huán)境違法企業(yè)采取停限電的決定。未收到政府有關(guān)部門決定恢復送電的通知，供電企業(yè)不得擅自對政府有關(guān)部門責令限期整改的用戶恢復送電。

第二十五條 電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)實施電力需求側(cè)管理的情況實施監(jiān)管。

供電企業(yè)應當按照國家有關(guān)電力需求側(cè)管理規(guī)定，采取有效措施，指導用戶科學、合理和節(jié)約用電，提高電能使用效率。

第三章 監(jiān)管措施

第二十六條 電力監(jiān)管機構(gòu)根據(jù)履行監(jiān)管職責的需求，可以要求供電企業(yè)報送與監(jiān)管事項相關(guān)的文件、資料，并責令供電企業(yè)按照國家規(guī)定如實公開有關(guān)信息。

電力監(jiān)管機構(gòu)應當對供電企業(yè)報送信息和公開信息的情況進行監(jiān)督檢查，發(fā)現(xiàn)違法行為及時處理。

第二十七條 供電企業(yè)應當按照電力監(jiān)管機構(gòu)的規(guī)定將與監(jiān)管相關(guān)的信息系統(tǒng)接入電力監(jiān)管信息系統(tǒng)。

第二十八條 電力監(jiān)管機構(gòu)依法履行職責，可以采取下列措施，進行現(xiàn)場檢查：

（一）進入供是企業(yè)進行檢查：

（二）詢問供電企業(yè)的工作人員，要求其對有關(guān)檢查事項作出說明；

（三）查閱、復制與檢查事項有關(guān)的文件、資料，對可能被轉(zhuǎn)移、隱匿、損毀的文件、資料予以封存；

（四）對檢查中發(fā)現(xiàn)的違法行為，可以當場予以糾正或者要求限期改正。

第二十九條 電力監(jiān)管機構(gòu)可以在用戶中依法開展供電滿意度調(diào)查等供電情況調(diào)查，并向社會公布調(diào)查結(jié)果。

第三十條 供電企業(yè)違反國家有關(guān)供電監(jiān)管規(guī)定的，電力監(jiān)管機構(gòu)應當依法查處并予以記錄；造成重大損失或者重大影響的，電力監(jiān)管機構(gòu)可以對供電企業(yè)的主管人員和其他責任人員依法提出處理意見和建議。

第三十一條

電力監(jiān)管機構(gòu)對供電企業(yè)違反國家有關(guān)供電監(jiān)管規(guī)定，損害用戶合法權(quán)益和社會公共利益的行為及其處理情況，可以向社會公布。

第四章 罰則

第三十二條 電力監(jiān)管機構(gòu)從事監(jiān)管工作的人員違反電力監(jiān)管有關(guān)規(guī)定，損害供電企業(yè)、用戶的合法權(quán)益以及社會公共利益的，依照國家有關(guān)規(guī)定追究其責任；應當承擔紀律責任的依法給予處分；構(gòu)成犯罪的，依法追究刑事責任。第三十三條

供電企業(yè)違反本辦法第六條規(guī)定，沒有能力對其供電區(qū)域內(nèi)的用戶提供供電服務并造成嚴重后果的，電力監(jiān)管機構(gòu)可以變更或者吊銷電力業(yè)務許可證，指定其他供電企業(yè)供電。

第三十四條 供電企業(yè)違反本辦法第七條、第八條、第九條、第十條、第十一條、第十二條、第十三條、第十四條、第十五條、第十六條、第二十一條、第二十四條規(guī)定的，由電力監(jiān)管機構(gòu)責令改正，給予警告；情節(jié)嚴重的，對直接負責的主管人員和其他責任人員，依法給予處分。

第三十五條 供電企業(yè)違反本辦法第十八條規(guī)定的，由電力監(jiān)管機構(gòu)責令改正，拒不改正的，處10萬元以上100萬元以下罰款；對直接負責的主管人員和其他直接責任人員，依法給予處分；情節(jié)嚴重的，可能吊銷電力業(yè)務許可證。

第三十六條

供電企業(yè)違反本辦法第十九條規(guī)定的電力監(jiān)管機構(gòu)可以責令改正，并向有關(guān)部門提出行政處罰建議。

第三十七條

供電企業(yè)有下列情形之一的，由電力監(jiān)管機構(gòu)責令改正；拒不改正的，處5萬元以上50萬元以下的罰款，對直接負責的主管人員和其他直接責任人員，依法給予處分；構(gòu)成犯罪的，依法追究刑事責任：

（一）拒絕或者阻礙電力監(jiān)管機構(gòu)及其從事監(jiān)管工作的人員依法履行監(jiān)管職責的；

（二）提供虛假或者隱瞞重要事實的文件、資料的；

（三）未按照國家有關(guān)電力監(jiān)管規(guī)章、規(guī)則的規(guī)定公開有關(guān)信息的。

第三十八條

對于違反本辦法并造成嚴重后果的供電企業(yè)主管人員或者直接責任人員，電力監(jiān)管機構(gòu)可以建議將其調(diào)離現(xiàn)任崗位，3年內(nèi)不得擔任供電企業(yè)同類職務。

第五章

附則

第三十九條 本辦法所稱以上、以下、不低于、不超過，包括本數(shù)。

第四十條

本辦法自2010年1月1日起試行。200年6月21日電監(jiān)會發(fā)布的《供電服務監(jiān)管辦法（試行）》同時廢止。

第三篇：重點區(qū)域風電消納監(jiān)管報告

重點區(qū)域風電消納監(jiān)管報告

為促進風電健康、可持續(xù)發(fā)展，根據(jù)《可再生能源法》和《電網(wǎng)企業(yè)全額收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》(電監(jiān)會25 號令)，2012 年上半年國家電監(jiān)會組織各有關(guān)派出機構(gòu)在我國風電發(fā)展的主要地區(qū)———東北、華北、西北(以下簡稱“三北”地區(qū))開展了風電建設(shè)及并網(wǎng)消納情況的專項監(jiān)管工作，形成本報告。

一、基本情況(一)風電發(fā)展情況

“三北”地區(qū)都是我國風電發(fā)展的主要地區(qū)，包括了國家規(guī)劃的6 個以陸地風電為主的千萬千瓦級風電基地。截至2011 年底，全國并網(wǎng)風電4505 萬千瓦，其中“三北”地區(qū)并網(wǎng)風電3952 萬千瓦，占比達到87.7%;全國電源總裝機容量為105576 萬千瓦，其中風電占比4.27%(詳見附表1)。

圖1 2011年重點區(qū)域風電裝機容量

2011 年，全國風電發(fā)電量為731.74 億千瓦時，其中“三北”地區(qū)風電發(fā)電量為635.37 億千瓦時，占比為86.8%;全國電源裝機總發(fā)電量為47217 億千瓦時，其中風電占比為1.55%(詳見附表2)。

圖2 2011 年重點區(qū)域風電發(fā)電情況

(二)總體消納情況

2011 年，“三北”地區(qū)部分省區(qū)風電消納情況不佳，棄風情況比較嚴重?！叭薄钡貐^(qū)風電場2011年平均利用小時數(shù)1907小時，同比降低266小時;棄風電量達123億千瓦時，棄風率約16%，棄風電量對應電費損失約66億元，折合火電(標)煤耗384萬噸，折合CO2減排量760萬噸;東北、華北、西北地區(qū)棄風率均超過13%;甘肅和蒙東地區(qū)棄風率超過25%(見附表3)。

二、工作評價

為適應新能源電力發(fā)展的新形勢，促進新能源電力產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展，電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)針對風電并網(wǎng)消納工作開展了大量工作，取得了一定成效。

(一)電網(wǎng)企業(yè)

一是大力開展風電輸電規(guī)劃和送出工程前期工作，加快建設(shè)風電接入和送出工程。國家電網(wǎng)公司組織開展風電出力特性、風電消納能力研究，完成8個千萬千瓦級風電基地輸電規(guī)劃，積極推進大型風電基地送出工程和相應跨區(qū)跨省工程前期工作。截至2011 年底，國家電網(wǎng)公司風電并網(wǎng)工程累計投資440 億元，建成35～750 千伏風電并網(wǎng)線路2.4 萬公里，送出匯集變電站(開關(guān)站)25座，變電容量3770 萬千伏安。

二是重視并網(wǎng)運行管理，促進風電安全可靠并網(wǎng)。面對風電大規(guī)模并圖2 2011 年重點區(qū)域風電發(fā)電情況網(wǎng)帶來的技術(shù)挑戰(zhàn)，積極開展風電并網(wǎng)標準體系建設(shè)工作，細化并網(wǎng)和運行等各環(huán)節(jié)管理。針對風電場運行中出現(xiàn)的實際問題，各地電網(wǎng)企業(yè)積極推動風電場按照國家能源局和國家電監(jiān)會出臺的有關(guān)風電場安全的整改要求開展工作。

三是加強調(diào)度運行工作，爭取多接納風電電量。風電發(fā)展重點區(qū)域電網(wǎng)企業(yè)全部完成風電運行監(jiān)控系統(tǒng)建設(shè)，實現(xiàn)了所有風電場調(diào)度運行實時信息的在線監(jiān)視。大力推進風電功率預測系統(tǒng)建設(shè)，調(diào)度端風電功率預測已基本實現(xiàn)全覆蓋。統(tǒng)籌考慮風電的季節(jié)性特點，將風電納入統(tǒng)一的校核和平衡;根據(jù)風電功率預測情況及負荷情況，優(yōu)化電網(wǎng)運行方式，發(fā)揮系統(tǒng)調(diào)峰能力，充分利用接納空間安排風電發(fā)電。

四是大力開展技術(shù)創(chuàng)新及試點工作，促進風電與電力系統(tǒng)協(xié)調(diào)發(fā)展。實現(xiàn)風電與常規(guī)電源協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度、風電場集群控制、風光儲輸綜合利用等多項技術(shù)創(chuàng)新。2011 年底，國家風光儲輸示范工程在張北建成投運，首創(chuàng)風光儲輸聯(lián)合運行模式，實現(xiàn)風電發(fā)電平滑輸出、計劃跟蹤、削峰填谷和調(diào)峰等控制目標。開展風電供暖示范項目研究和建設(shè)，利用棄風時段風電電力為城鎮(zhèn)供熱。探索直接將風、光電接入微網(wǎng)系統(tǒng)，提高新能源比例。

(二)發(fā)電企業(yè)

一是積極與電網(wǎng)企業(yè)銜接，加強風電并網(wǎng)消納。在風電項目前期工作階段，主動與電網(wǎng)企業(yè)進行銜接，協(xié)助研究提出切實可行的發(fā)電項目送出和消納方案。協(xié)助電網(wǎng)企業(yè)按照電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃和風電發(fā)展規(guī)劃的要求，認真做好發(fā)電項目送出線路、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和落點等方面的相關(guān)準備工作，協(xié)助做好接入電網(wǎng)工程的可行性研究，確保發(fā)電項目及時并網(wǎng)運行，共同推動風電建設(shè)的協(xié)調(diào)發(fā)展。

二是做好風電并網(wǎng)運行相關(guān)工作，確保安全穩(wěn)定運行。按照國家規(guī)劃、工程建設(shè)程序、有關(guān)技術(shù)管理規(guī)定和技術(shù)設(shè)備標準，不斷優(yōu)化改進所屬風電項目的設(shè)計、建設(shè)與運行，配合做好風電并網(wǎng)后的低電壓穿越、電能質(zhì)量提升和風電功率預測工作。加強機組的管理工作，完善自動化和通信系統(tǒng)。加強風電安全工作的全過程管理，做好機組的日常維護工作，提升風電并網(wǎng)運行安全性、可靠性。通過加強培訓提高員工的業(yè)務水平，為機組的穩(wěn)發(fā)滿發(fā)提供保障。

三、存在問題

(一)風電規(guī)劃與電網(wǎng)規(guī)劃不協(xié)調(diào)加劇了部分地區(qū)風電消納受限

部分地區(qū)風電開發(fā)規(guī)劃、建設(shè)時序不斷調(diào)整，風電項目規(guī)模和進度遠超規(guī)劃，沒有形成完整和統(tǒng)一的風電發(fā)展規(guī)劃，使得電網(wǎng)規(guī)劃無法統(tǒng)籌考慮風電送出，相應配套輸變電工程難以及時納入電網(wǎng)規(guī)劃，風電送出工程建設(shè)時序難以妥善安排，接入系統(tǒng)工程的及時建設(shè)難以確保。同時，部分地區(qū)核準風電項目時，重接入、輕消納且消納方向不明確，風電大量建成后，消納面臨困難。

專欄1：風電規(guī)劃與電網(wǎng)規(guī)劃不協(xié)調(diào)

◎河北地區(qū)由于風電建設(shè)投資方和地方政府對風電發(fā)展比較積極，目前已投產(chǎn)、核準和取得路條文件的風電裝機容量已達到1490 萬千瓦，遠遠超過原《河北省風電發(fā)展規(guī)劃》中2015 年達到1013 萬千瓦裝機容量的目標，特別是承德豐寧地區(qū)原《規(guī)劃》僅60 萬千瓦，但已開展及擬開展前期工作的風電場已近200 萬千瓦，原有輸電規(guī)劃將遠遠不能滿足目前風電發(fā)展需求。

◎陜西地區(qū)規(guī)劃在2012 年風電裝機達到101 萬千瓦，2015 年達到180 萬千瓦，2020 年達到360萬千瓦。在規(guī)劃外，陜西地區(qū)計劃在寶雞秦嶺和安康市分別建設(shè)15 萬千瓦的風電場。陜西省電網(wǎng)公司認為，規(guī)劃風電規(guī)模大，電網(wǎng)難以消納。

(二)風電建設(shè)速度與電網(wǎng)建設(shè)速度不同步加劇了部分地區(qū)運行受阻 現(xiàn)象

風電項目前期工作流程周期短，核準快，建設(shè)周期短，而相應配套送出電網(wǎng)工程，前期工作周期較長、核準程序復雜，建設(shè)周期長。同時，一些發(fā)電企業(yè)將大型風電項目分拆成多個小于5 萬千瓦的小項目(多為4.95 萬千瓦)進行申報，獲得核準后，形成多個風電場分期接入電網(wǎng)、局部地區(qū)風電接入過于集中的局面。有些風電項目還不同程度存在提前開工現(xiàn)象。以上因素疊加，造成電網(wǎng)送出工程建設(shè)不同步，致使大量風電項目建成后無法及時接入電網(wǎng)或全額送出。

專欄2：風電建設(shè)速度與電網(wǎng)建設(shè)速度不同步

◎蒙東開魯風電基地規(guī)劃容量240 萬千瓦，發(fā)電項目提前開工建設(shè)并投產(chǎn)，部分項目已按最終規(guī)模全部建成，而開魯500 千伏風電匯集站尚在開展前期工作，為保障開魯風電基地風電接入，只能采用過渡方案，將風電分別接入開魯220 千伏變電站和科爾沁500 千伏變電站，在這種方式下，風電消納受到限制。

◎?qū)幭牡貐^(qū)大部分風電項目在電網(wǎng)接入條件尚未落實的情況下就開工建設(shè)。2011 年底，寧夏風電并網(wǎng)容量142 萬千瓦，核準在建容量434 萬千瓦，其中只有153 萬千瓦項目落實了電網(wǎng)接入條件，僅占全部項目的三分之一。

◎新疆自治區(qū)發(fā)改委在2011 年底到2012 年初，先后核準了43個4.95 萬風電項目，加上目前國家發(fā)改委即將核準的哈密東南部風電項目，預計到2013 年底風電總裝機容量將達到648 萬千瓦。如果這些項目全部投產(chǎn)，“疆電外送”通道屆時尚未建成，將出現(xiàn)新疆電力過剩突出現(xiàn)象，棄風情況將不可避免。

(三)風電本地消納市場空間有限，部分地區(qū)輸送通道能力不足，既不能就地消納，也不能及時送出 目前，風電消納原則上局限在省內(nèi)，但是一些省區(qū)消納空間明顯不足，甚至在區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)，也不能完全消納。此種情況，在東北電網(wǎng)、華北(蒙西)電網(wǎng)尤為突出。東北電網(wǎng)本身負荷水平、用電量不高，火電裝機富余，風電裝機大規(guī)?？焖僭鲩L，本地消納空間又不足，風電亟需外送消納。但是三北地區(qū)由于網(wǎng)架結(jié)構(gòu)原因，輸送通道不同程度存在輸送能力不足問題。西北區(qū)域甘肅酒泉風電基地、東北區(qū)域蒙東和吉林風電基地、華北區(qū)域蒙西和冀北風電基地輸送通道能力不足問題比較嚴重。

專欄3:風電本地消納市場空間有限

◎東北電網(wǎng)近兩年用電量同比增長僅維持在10%左右，市場需求增速放緩，同時由于火電機組的大量投產(chǎn)，供大于求形勢較為突出。2011年呼盟煤電基地項目和白音華電廠共計8 臺60 萬千瓦機組全部投產(chǎn)(發(fā)電量在遼寧消納)，2012 年紅沿河核電站第一臺百萬千瓦級核電機組也將投運，吉林、黑龍江送遼寧電量將會大幅減少，使東北電網(wǎng)“北電南送”的格局發(fā)生重大改變。目前風電消納原則是本省消納，吉林省電力公司2015年最大只能消納約658萬千瓦的風電，但該省制定的2015年風電發(fā)展目標超過1400萬千瓦。本省發(fā)電量自身難以消納，外送電量難度又在逐年增加，風電的消納問題已成為制約吉林風電發(fā)展的瓶頸。

專欄4:部分地區(qū)輸送通道能力不足

◎吉林電網(wǎng)，2011 年松白電網(wǎng)送出阻塞較為嚴重，省網(wǎng)北部最大輸送能力300萬千瓦，南部最大輸送能力350 萬千瓦，2011 年因電網(wǎng)輸送能力不足造成的受限電量達2.06 億千瓦時，占全省風電限電量的38.3%。2012年松白地區(qū)電源裝機容量將達到515 萬千瓦(火電240萬千瓦，風電275 萬千瓦)，地區(qū)最大負荷約90萬千瓦，地區(qū)外送能力僅180萬千瓦，仍然不能滿足火電、風電送出需求。

◎蒙東赤峰、通遼地區(qū)，2011 年風電輸送通道受阻較為嚴重。2012年，蒙東赤峰地區(qū)預計電源總裝機760 萬千瓦，其中風電裝機234 萬千瓦，當?shù)刈畲筘摵蔀?56萬千瓦，外送能力僅270萬千瓦。不僅局部220千伏網(wǎng)架輸送能力不足，而且外送通道不能滿足風電滿發(fā)需求。2012年，蒙東通遼地區(qū)將有102 萬千瓦風電投產(chǎn)，但該地區(qū)外送通道沒有變化，阻塞問題將更加突出。

◎甘肅酒泉風電基地，從2009 年一期投產(chǎn)開始，當?shù)仉娋W(wǎng)就出現(xiàn)了不同程度的限出力情況。雖然目前已配套建設(shè)了330千伏玉門變、瓜州變等變電站，安裝了穩(wěn)控裝置及風電功率自動控制系統(tǒng)，2010年10月份投產(chǎn)了750千伏河西雙回線，在一定程度上緩解了風電輸出困難，但是風電送出仍然受通道能力制約。750千伏斷面甘肅省最大輸送能力為340萬千瓦，而酒泉地區(qū)風電裝機容量近520萬千瓦，同時酒泉風電、疆電以及河西常規(guī)電源共享750千伏聯(lián)網(wǎng)輸電通道，風電送出通道容量遠遠不能滿足風電大規(guī)模并網(wǎng)需求;同時受穩(wěn)定限額、線路檢修等因素影響，風電送出網(wǎng)絡(luò)阻塞問題將在一定時期內(nèi)繼續(xù)存在。

◎張家口地區(qū)，2011 年風電的輸出能力最大為210 萬千瓦左右，考慮風電場部分棄風，最大同時出力按70%考慮，張北地區(qū)現(xiàn)有電網(wǎng)只能解決300萬千瓦風電送出問題。由于張北地區(qū)的兩個變電站———沽源和萬全均為蒙西“西電東送”通道上的變電站，承擔著將蒙西電力輸送到京津冀魯?shù)鹊貐^(qū)的任務，如大量接入張家口地區(qū)的風電容量，勢必會減少蒙西電力的輸送，同時受到系統(tǒng)調(diào)峰能力的約束，后續(xù)投產(chǎn)的風電將難以在京津唐電網(wǎng)消納。

(四)系統(tǒng)調(diào)峰問題較為突出

目前，因系統(tǒng)調(diào)峰困難而造成風電運行受阻的現(xiàn)象，在西北、華北和東北區(qū)域都普遍存在，以東北地區(qū)較為典型。系統(tǒng)調(diào)峰困難的原因主要有幾個方面：一是區(qū)域內(nèi)電力負荷總體水平較低，峰谷差大，加大了電力系統(tǒng)調(diào)峰難度;二是調(diào)峰電源不足，華北、東北和西北地區(qū)火電比重較大，而且火電裝機中熱電聯(lián)產(chǎn)機組在“三北”一些省區(qū)的比例過高，水電、抽蓄和燃氣等調(diào)節(jié)能力好的電源比例低，電源調(diào)峰能力不足;三是“三北”地區(qū)風電發(fā)展迅猛，占系統(tǒng)總裝機的比例已經(jīng)達到較高水平，但是風電的間歇性、波動性、隨機性的特點決定了風電的發(fā)電出力難以保持穩(wěn)定，因而在相當程度上增大了系統(tǒng)調(diào)峰需求和調(diào)峰難度。

專欄5：系統(tǒng)調(diào)峰能力不足

◎東北電網(wǎng)受用電結(jié)構(gòu)的影響，負荷特性較差，尤其是冬季最小負荷率偏低，峰谷差較大，調(diào)峰電源所占的比重過低。2011年東北電網(wǎng)的最大峰谷差達到1184.06萬千瓦，抽水蓄能電站容量30萬千瓦僅占總裝機容量的0.3%，同時，水電受庫容的限制，調(diào)峰能力也只有270 萬千瓦?；痣娬{(diào)峰機組中，熱電機組多以30萬千瓦容量為主，在冬季實行“以熱定電”，致使東北電網(wǎng)調(diào)峰能力明顯不足。

◎蒙西電源結(jié)構(gòu)以火電為主，火電約占總裝機的75.7%，火電裝機中的57.4%為供熱機組。2012年一季度，蒙西供熱機組(1640萬千瓦)全部并網(wǎng)，非供熱機組開機容量860萬，全網(wǎng)調(diào)峰能力下降約250萬千瓦，加上網(wǎng)內(nèi)自備電廠不參與調(diào)峰等原因，全網(wǎng)高峰時段接納風電能力200萬千瓦，部分時期后半夜低谷風電接納電力不足30萬千瓦。

(五)促進風電消納的市場和各類電源協(xié)調(diào)運行機制尚不健全

一是市場機制問題。當前以發(fā)電計劃電量為基礎(chǔ)的電力運行管理模式下，電力系統(tǒng)內(nèi)各類不同的發(fā)電資源，特別是火電機組因風電發(fā)電數(shù)量的增加而帶來的利益沖突，無法通過合理的體制安排得以疏導;系統(tǒng)的調(diào)峰能力，無法通過輔助服務價格等市場手段實現(xiàn)最優(yōu)配置;計劃電量的剛性約束與風電發(fā)展的系統(tǒng)靈活性需求之間的矛盾無從化解;導致風電運行受阻現(xiàn)象越發(fā)嚴重。

二是各類電源協(xié)調(diào)運行機制問題。由于缺乏以市場配置資源的政策環(huán)境和管理手段，節(jié)能發(fā)電調(diào)度沒有全面推行，發(fā)電資源間的競爭體現(xiàn)在計劃指標的分配，難以合理評估對節(jié)能減排戰(zhàn)略的貢獻，以節(jié)能降耗、減排為指標的考核工作無法落實到位，風電等新能源的優(yōu)勢不能完全體現(xiàn)。

四、監(jiān)管意見

(一)進一步加強風電電源、電網(wǎng)統(tǒng)一規(guī)劃

根據(jù)能源發(fā)展總體規(guī)劃，結(jié)合區(qū)域資源情況，綜合考慮區(qū)域及省(區(qū))電網(wǎng)消納風電能力、負荷特性、電網(wǎng)及其他電源規(guī)劃，制定統(tǒng)一的風電規(guī)劃。風電規(guī)劃階段，堅持電網(wǎng)規(guī)劃與風電發(fā)展規(guī)劃相結(jié)合原則，高度重視配套電網(wǎng)規(guī)劃和論證，保證風電送出和消納;堅持集中開發(fā)與分布式發(fā)展相結(jié)合，在開發(fā)建設(shè)大型風電基地同時，積極建設(shè)中小型風電項目接入配電網(wǎng)就地消納;積極開展電網(wǎng)調(diào)峰和風電消納能力研究，通過規(guī)劃抽水蓄能、燃氣發(fā)電等調(diào)峰、調(diào)頻電源，改善區(qū)域電源結(jié)構(gòu)，促進風電與其他電源的協(xié)

調(diào)發(fā)展，滿足風電發(fā)電大規(guī)模并網(wǎng)運行的需要。國家風電開發(fā)“十二五”第一批和第二批擬核準計劃項目已相繼公布，兩批項目在“十二五”全部投產(chǎn)后，2015 年全國風電裝機將超過1 億千瓦。建議進一步完善和落實“三北”地區(qū)風電基地跨省區(qū)輸電規(guī)劃方案及調(diào)頻調(diào)峰電源配套方案，與風電基地同步建設(shè)。

(二)加快風電項目、輸電工程的配套核準、建設(shè)

進一步加快風電富集地區(qū)送出通道建設(shè)，改善現(xiàn)有網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，加強省間、區(qū)域間的電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線建設(shè)，提高電網(wǎng)輸送能力和消納能力。在考慮市場消納能力和確保電網(wǎng)安全運行的前提下，科學安排風電資源開發(fā)時序及建設(shè)進度，風電項目開發(fā)與電網(wǎng)工程同步規(guī)劃、同步核準、同步投產(chǎn)，充分考慮項目建設(shè)周期差異，保證風電項目與送出工程、輸變電項目的協(xié)調(diào)推進，避免投資浪費和棄風損失。加強風電項目核準管理，堅持先落實電網(wǎng)接入條件、完成接入系統(tǒng)評審、獲得接入電網(wǎng)意見函后再核準的管理程序。

(三)進一步加強和優(yōu)化風力發(fā)電調(diào)度工作

科學合理安排電網(wǎng)運行方式，做好發(fā)電計劃安排，優(yōu)先調(diào)度風電;協(xié)調(diào)電網(wǎng)之間的調(diào)度運行方案，力爭實現(xiàn)更長時間范圍內(nèi)的開機方式優(yōu)化，形成科學的開停機計劃、備用計劃，全面提升電力系統(tǒng)消納風電的能力。深入推進建立風電功率預測系統(tǒng)和風電場運行監(jiān)控系統(tǒng)建設(shè)，提高風電調(diào)度運行的精細化水平。充分利用風電場十五分鐘、小時、日出力預測曲線，為電網(wǎng)調(diào)度部門科學精細化調(diào)度提供參考依據(jù)。加大跨省區(qū)調(diào)峰調(diào)度，挖掘系統(tǒng)調(diào)峰能力，加強火電機組運行管理，深入挖掘火電機組調(diào)峰潛力，實時測

算火電調(diào)節(jié)空間，鼓勵火電參與深度調(diào)峰。

(四)建立靈活的市場機制，協(xié)調(diào)風電與傳統(tǒng)能源矛盾

推進變革當前以發(fā)電計劃電量為基礎(chǔ)的電力運行管理模式，落實節(jié)能發(fā)電調(diào)度辦法，完善輔助服務補償機制，在省內(nèi)或區(qū)域范圍內(nèi)建立風電場對深度調(diào)峰火電企業(yè)的補償機制，鼓勵火電企業(yè)為風電低谷消納進行深度調(diào)峰，解決計劃電量的剛性約束與風電發(fā)展的系統(tǒng)靈活性需求之間的矛盾以及電力系統(tǒng)內(nèi)各類不同的發(fā)電資源之間的利益沖突。發(fā)揮市場在優(yōu)化配置資源中的靈活作用，推進風火互補發(fā)電權(quán)交易。

(五)多措并舉，發(fā)展負荷，改善負荷特性

嚴格執(zhí)行峰谷電價，加強風電富集地區(qū)需求側(cè)管理，改善系統(tǒng)負荷特性;推進產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整，發(fā)展和培育中西部地區(qū)負荷，促進風電就地消納。在東北地區(qū)積極開展冬季低谷期風電供熱、風電熱泵等擴大風電消納的示范項目，拓展當?shù)仫L電的利用方式。利用智能電網(wǎng)技術(shù)，積極開展各類試驗示范。在西北、華北適宜地區(qū)，開展以分散式風電及儲能設(shè)施等為主、電網(wǎng)為輔的微型電網(wǎng)運行示范，創(chuàng)新風電就地消納的模式。

(六)進一步完善價格財稅政策，健全風電發(fā)電激勵機制

完善可再生能源全額保障性收購工作機制，落實持續(xù)穩(wěn)定的可再生能源電價補貼政策，提高電價補貼的時效性。研究制定風電供熱價格政策。出臺抽水蓄能等調(diào)峰調(diào)頻電源的鼓勵性電價政策。合理確定新能源接入系統(tǒng)工程造價的補償標準，彌補企業(yè)合理成本。

2011 年全國分地區(qū)風電裝機容量表 單位：萬千瓦

2011年全國分地區(qū)風電發(fā)電量表 單位：萬千瓦

全國2011年重點區(qū)域風電“棄風”情況統(tǒng)計表

第四篇：重慶2017年生豬屠宰監(jiān)管

重慶市2017年生豬屠宰監(jiān)管

“掃雷行動”實施方案

為切實加強生豬屠宰行業(yè)管理，開展好2017年生豬屠宰監(jiān)管“掃雷行動”，制定如下實施方案。

一、工作目標

全面貫徹落實《農(nóng)產(chǎn)品質(zhì)量安全法》、《動物防疫法》、《生豬屠宰管理條例》，加強生豬屠宰行業(yè)管理，堅持“問題導向、標本兼治、部門聯(lián)動、行刑銜接”，以小型屠宰場點、屠宰環(huán)節(jié)病害豬無害化處理和生豬“代宰”行為為重點，持續(xù)保持高壓態(tài)勢，嚴厲打擊私屠濫宰、屠宰病死豬、注水或注入其他物質(zhì)等違法行為，有效保障豬肉質(zhì)量安全。

二、主要任務

（一）規(guī)范屠宰生產(chǎn)活動。在私屠濫宰易發(fā)區(qū)、多發(fā)區(qū)開展集中整治行動，嚴厲打擊生豬屠宰違法行為，規(guī)范生豬屠宰行業(yè)秩序。對生豬屠宰廠（場）開展全面排查，督促落實生豬屠宰廠（場）質(zhì)量安全主體責任，嚴格執(zhí)行生豬屠宰操作規(guī)程，嚴格落實屠宰檢驗檢疫制度，規(guī)范生豬屠宰廠（場）屠宰生產(chǎn)活動。

（二）緊盯重點監(jiān)管目標。加強小型生豬屠宰場點監(jiān)管，加大資格清理工作力度，嚴格執(zhí)行《生豬屠宰管理條例》規(guī)定的“在邊遠和交通不便的農(nóng)村地區(qū)”設(shè)置小型生豬屠宰場點 的限制性要求，對不符合條件的小型生豬屠宰場點堅決予以取締，嚴厲打擊私屠濫宰行為。強化屠宰環(huán)節(jié)病害豬無害化處理監(jiān)管，做到應處盡處，嚴厲打擊屠宰病死豬、為生產(chǎn)加工“地溝油”提供原料和騙取、套取屠宰環(huán)節(jié)病害豬無害化處理補貼資金等違法行為。加強對“代宰”屠宰廠（場）的監(jiān)管，嚴厲打擊“只收費、不管理，只宰殺、不檢疫”等行為。

（三）健全監(jiān)管工作機制。健全部門間協(xié)調(diào)聯(lián)動機制，聯(lián)合開展專項整治行動，聯(lián)手查處肉品質(zhì)量安全大案要案，及時通報案件查處和日常監(jiān)管監(jiān)測信息。健全行政執(zhí)法與刑事司法銜接機制，建立完善監(jiān)管執(zhí)法信息共享、公安機關(guān)提前介入、案件移送、雙向案件咨詢等工作機制，嚴懲豬肉質(zhì)量安全違法犯罪行為。

三、主要措施

（一）嚴厲打擊生豬屠宰違法活動。在城鄉(xiāng)結(jié)合部、私屠濫宰專業(yè)村（戶）和肉食品加工集中區(qū)域等私屠濫宰易發(fā)區(qū)和多發(fā)區(qū)，采取主動查處和依舉報線索查處相結(jié)合、日常巡查與飛行檢查相結(jié)合等方式，與公安、食藥監(jiān)等其他部門開展聯(lián)合執(zhí)法、集中整治，嚴厲打擊私屠濫宰、屠宰病死豬、為生產(chǎn)加工“地溝油”提供原料、添加使用“瘦肉精”、注水或注入其他物質(zhì)等違法行為。

（二）嚴格生豬屠宰定點屠宰資格檢查。嚴格查驗屠宰企業(yè)屠宰資質(zhì)情況，嚴厲打擊出借、轉(zhuǎn)讓、冒用或偽造生豬定點屠宰證書或標志牌等違法行為。同時，各區(qū)縣應按照《農(nóng) 業(yè)部辦公廳關(guān)于生豬定點屠宰證章標志印制和使用管理有關(guān)事項的通知》（農(nóng)辦醫(yī)〔2015〕28號）要求，于2017年12月31日前完成生豬定點屠宰廠（場）生豬定點屠宰證章標志清理工作，為統(tǒng)一換證做好準備。小型生豬屠宰場點(生豬手工過渡屠宰場)須與當?shù)貐^(qū)縣政府或主管部門簽訂有效期內(nèi)的臨時過渡屠宰協(xié)議。堅決禁止已吊銷牌照、無臨時過渡手續(xù)或經(jīng)整改仍不合格的屠宰企業(yè)繼續(xù)從事屠宰活動，堅決關(guān)停不符合設(shè)立條件的生豬屠宰場點。集中整治生豬定點屠宰廠（場）擅自新建或設(shè)立手工生產(chǎn)線、屠宰車間，擅自擴大屠宰畜禽種類和業(yè)務范圍等違法行為，按《生豬屠宰管理條例》、《重慶市生豬屠宰管理辦法》中的相關(guān)規(guī)定和要求進行清理整頓、嚴管重罰，逾期整改不到位的報請同級人民政府取消其生豬定點屠宰廠（場）資格。

（三）嚴格執(zhí)行生豬屠宰檢驗檢疫制度。督促屠宰企業(yè)落實主體責任，嚴格執(zhí)行生豬屠宰操作規(guī)程和肉品品質(zhì)檢驗制度，肉品品質(zhì)檢驗、病害豬無害化處理、缺陷產(chǎn)品召回、安全生產(chǎn)、信息報送等方面的各項管理制度并上墻明示。嚴格執(zhí)行待宰靜養(yǎng)制度，嚴格落實靜養(yǎng)時限要求。官方獸醫(yī)要嚴格執(zhí)行屠宰檢疫“五不得”工作要求，嚴格按規(guī)程實施屠宰檢疫。嚴格監(jiān)督生豬定點屠宰廠（場）按規(guī)定做好病害豬無害化處理，對無病害生豬及生豬產(chǎn)品無害化處理設(shè)施、又未委托動物防疫條件合格的無害化處理企業(yè)處理的生豬屠宰企業(yè)應責令其限期整改，逾期仍達不到要求的申請當?shù)厝嗣?政府取消其生豬定點屠宰廠（場）資格。嚴格執(zhí)行豬肉產(chǎn)品“兩章兩證”上市制度，確保屠宰企業(yè)出場豬肉產(chǎn)品全部加施檢驗、檢疫合格印章，附具檢驗、檢疫合格證書。嚴格落實屠宰企業(yè)“瘦肉精”自檢制度，認真組織開展屠宰環(huán)節(jié)“瘦肉精”監(jiān)督抽檢，對“瘦肉精”檢測陽性結(jié)果的，嚴格按規(guī)定進行處理。

（四）嚴格落實屠宰環(huán)節(jié)重點監(jiān)管措施。落實《農(nóng)業(yè)部食品藥品監(jiān)管總局關(guān)于進一步加強畜禽屠宰檢驗檢疫和畜禽產(chǎn)品進入市場或者生產(chǎn)加工企業(yè)后監(jiān)管工作的意見》，有效銜接屠宰準出與畜禽產(chǎn)品生產(chǎn)經(jīng)營準入管理，強化部門監(jiān)管合力。落實《生豬屠宰廠（場）監(jiān)督檢查規(guī)范》，規(guī)范生豬屠宰監(jiān)督檢查行為，督促生豬屠宰企業(yè)做好肉品品質(zhì)檢驗、生豬來源和生豬產(chǎn)品流向、屠宰環(huán)節(jié)病害豬無害化處理、安全生產(chǎn)等記錄，提升生豬屠宰環(huán)節(jié)質(zhì)量安全追溯能力。落實《生豬屠宰廠（場）飛行檢查辦法》，通過對生豬屠宰廠（場）進行飛行檢查，核查投訴舉報、監(jiān)督違法行為整改，提升生豬屠宰監(jiān)管水平。

四、工作步驟

（一）動員部署階段（2017年7月31日前）。結(jié)合本地實際情況制定具體實施方案，細化整治目標和任務，明確工作要求，研究部署生豬屠宰監(jiān)管“掃雷行動”。要通過電視、報紙、網(wǎng)絡(luò)等媒體，加大宣傳引導力度，營造良好氛圍。

（二）排查清理階段（2017年8月1日至8月31日）。對轄區(qū)內(nèi)生豬屠宰廠（場）開展拉網(wǎng)式排查，對屠宰違法行為易發(fā)區(qū)、多發(fā)區(qū)開展重點巡查，同時要充分發(fā)揮社會監(jiān)督作用，切實摸清實際情況，掌握違法違規(guī)線索，研究清理整頓方案。

（三）“百日行動”階段（2017年8月16日至11月30日）。針對排查清理階段發(fā)現(xiàn)的薄弱環(huán)節(jié)和重點問題，確定整治的重點區(qū)域、重點企業(yè)和重要時間段，聯(lián)合公安、食品藥品監(jiān)管部門開展嚴厲打擊危害豬肉質(zhì)量安全違法犯罪“百日行動”（“百日行動”方案另行部署）。充分發(fā)揮部門聯(lián)動作用，聯(lián)合執(zhí)法與部門執(zhí)法相結(jié)合，行政執(zhí)法與刑事司法相銜接，嚴厲打擊生豬屠宰違法行為。

（四）鞏固優(yōu)化階段（2017年11月30日至2018年3月31日）。持續(xù)保持對屠宰違法行為的高壓嚴打態(tài)勢，加強日常監(jiān)管，強化清理整頓，切實保障屠宰環(huán)節(jié)肉品質(zhì)量安全。構(gòu)建屠宰監(jiān)管長效機制，創(chuàng)新監(jiān)管制度和監(jiān)管方式，建立健全部門間協(xié)調(diào)聯(lián)動、行政執(zhí)法與刑事司法銜接機制，適時開展生豬屠宰廠（場）飛行檢查，探索實施生豬屠宰廠（場）風險分級管理。市農(nóng)委在兩會、兩節(jié)等重點時段組織開展全市區(qū)縣間交叉檢查及生豬屠宰專項督查等活動，推動全市生豬屠宰監(jiān)管“掃雷行動”全面深入開展并取得實效。

（五）總結(jié)提升階段（2018年4月1日至30日）。全面總結(jié)“掃雷行動”情況，系統(tǒng)梳理行動開展情況、主要成效、經(jīng)驗做法和存在不足，形成一批典型案例。

五、工作要求

（一）加強組織領(lǐng)導，強化工作保障。各地要充分認識生豬屠宰監(jiān)管“掃雷行動”對規(guī)范生豬屠宰行為、保障重要節(jié)日和重大活動期間豬肉質(zhì)量安全的重要意義，加大經(jīng)費投入，強化工作保障，科學謀劃，精心組織，扎實推進，著力解決生豬屠宰環(huán)節(jié)存在的突出問題。

（二）加強部門協(xié)作，形成監(jiān)管合力。各地要強化部門聯(lián)合執(zhí)法，加強與公安、食品藥品監(jiān)管部門的協(xié)調(diào)配合。建立部門聯(lián)動機制，對重點區(qū)域、重點目標和重要違法行為開展聯(lián)合執(zhí)法。完善案件移送機制，及時將涉嫌犯罪的案件線索或案件移交公安機關(guān)查處，配合做好調(diào)查取證等工作。

（三）加強制度建設(shè)，健全長效機制。各地要結(jié)合當?shù)貙嶋H情況，從加強部門監(jiān)管聯(lián)動、強化豬肉準出準入對接、完善企業(yè)誠信體系建設(shè)等方面著手，進一步健全肉品質(zhì)量安全監(jiān)管體系。完善主體責任制度，督促生豬屠宰廠（場）落實入場查驗、待宰靜養(yǎng)、肉品檢驗、“瘦肉精”自檢、病害豬無害化處理等屠宰全過程質(zhì)量安全控制措施。

（四）加強宣傳教育，強化社會監(jiān)督。各地要加大《生豬屠宰管理條例》《最高人民法院 最高人民檢察院關(guān)于辦理危害食品安全刑事案件適用法律若干問題的解釋》等法律法規(guī)和司法解釋宣貫力度，加強整治成效和典型案例宣傳，有效震懾違法犯罪分子，引導消費者科學消費合格肉品。充分發(fā)揮社會監(jiān)督作用，收集整理群眾舉報線索，并根據(jù)舉報線 索開展監(jiān)管執(zhí)法。

（五）加強輿情監(jiān)測，強化信息報送。各地要建立輿情監(jiān)測制度，認真核查處理媒體披露的問題，及時回應社會關(guān)切。要健全完善生豬屠宰監(jiān)管“掃雷行動”信息報送機制。案件信息實行月報制度，每月10日前報送上月生豬屠宰監(jiān)管“掃雷行動”情況統(tǒng)計表（見附件），取締的小型生豬屠宰場點信息，屠宰環(huán)節(jié)查處案件特別是移送公安機關(guān)的大要案詳細案情。常規(guī)信息實行季報制度，2017年8月、2017年12月的31日前報送前一階段生豬屠宰監(jiān)管“掃雷行動”工作進展情況（包括整體情況、主要措施、存在的問題、下一步工作安排等），2018年4月5日前報送生豬屠宰監(jiān)管“掃雷行動”工作總結(jié)。各地在生豬屠宰監(jiān)管“掃雷行動”中的意見和建議，請及時報送至市農(nóng)委、市動物衛(wèi)生監(jiān)督所。

聯(lián) 系 人： 楊天航、晏

亮

聯(lián)系電話： 89133169，89133784（傳真）電子郵箱：cqdjxqtz＠163.com

附件：生豬屠宰監(jiān)管“掃雷行動”情況統(tǒng)計表

第五篇：風電、光伏發(fā)電情況監(jiān)管報告

風電、光伏發(fā)電情況監(jiān)管報告

二0一一年一月

為貫徹落實科學發(fā)展觀，全面掌握風電、光伏發(fā)電相關(guān)情況，促進其協(xié)調(diào)、健康、可持續(xù)發(fā)展，根據(jù)《可再生能源法》和《電網(wǎng)企業(yè)全額收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》（電監(jiān)會25 號令），2010 年7～10 月，國家電監(jiān)會組織各派出機構(gòu)在全國范圍內(nèi)開展了風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)接入情況的專項調(diào)查。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合日常監(jiān)管工作情況形成本報告。

調(diào)查工作分企業(yè)自查和重點調(diào)查兩個階段。先是由國家電監(jiān)會和各派出機構(gòu)組織全國30 個省份的電網(wǎng)企業(yè)及其調(diào)度機構(gòu)、相關(guān)發(fā)電企業(yè)開展自查，共收到電網(wǎng)企業(yè)自查報告28 份、發(fā)電企業(yè)自查報告218 份；在分析企業(yè)自查報告的基礎(chǔ)上，各派出機構(gòu)采取召開座談會和實地調(diào)查等方式對部分電力企業(yè)進行了重點調(diào)查，共重點調(diào)查電網(wǎng)企業(yè)22 家、發(fā)電企業(yè)77 家。

本次調(diào)查共涉及風電、光伏發(fā)電項目667 個。其中，風電項目573 個，光伏發(fā)電項目94 個。風電項目中，已建成并網(wǎng)項目348 個，建成未并網(wǎng)項目9 個，在建項目216 個（其中有25 個項目部分容量已并網(wǎng)，另有5 個項目的部分容量已建成但未并網(wǎng)）。光伏發(fā)電項目中，已建成并網(wǎng)項目30 個，建成未并網(wǎng)項目1 個，在建項目63 個（其中有2 個項目部分容量已并網(wǎng)）。

一、基本情況

（一）風電、光伏發(fā)電發(fā)展情況

近年來，風電、光伏發(fā)電發(fā)展迅速。本次調(diào)查統(tǒng)計顯示，截至2010 年6 月底，全國已建成并網(wǎng)風電及光伏發(fā)電裝機容量為2213.67萬千瓦，占全國發(fā)電裝機容量的2.46%左右。其中，風電并網(wǎng)裝機容量為2200.37 萬千瓦，光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量為13.30 萬千瓦。風電及光伏發(fā)電建成但未并網(wǎng)的裝機容量合計為76.52 萬千瓦。其中，風電未并網(wǎng)容量為76.36 萬千瓦，光伏發(fā)電未并網(wǎng)容量為0.16 萬千瓦。

風電及光伏發(fā)電在建規(guī)模為1610.65 萬千瓦，占全國在建發(fā)電裝機容量比重為8.66%左右。其中，風電1589.62 萬千瓦，光伏發(fā)電21.03萬千瓦。從分區(qū)域并網(wǎng)裝機容量來看，截至2010 年6 月底，華北區(qū)域擁有風電并網(wǎng)容量最多，為850.79 萬千瓦，占全國風電并網(wǎng)容量的38.67%；東北區(qū)域其次，為753.76 萬千瓦，占全國風電并網(wǎng)容量的34.26%；華中區(qū)域最少，為24.07 萬千瓦，僅占全國風電并網(wǎng)容量的1.09%。西北區(qū)域光伏發(fā)電并網(wǎng)容量最大，為7.13 萬千瓦，占全國光伏發(fā)電并網(wǎng)容量的53.61%；華東區(qū)域其次，為3.72 萬千瓦，占全國光伏發(fā)電并網(wǎng)容量的27.97%；東北區(qū)域目前沒有光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量。全國風電和光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量及其分區(qū)域構(gòu)成情況分別見圖1 和圖2，詳細數(shù)據(jù)見附表

1、附表2。

從分區(qū)域在建裝機容量來看，截至 2010 年6 月底，華北區(qū)域風電在建規(guī)模最大，為539.57 萬千瓦，占全國風電在建容量的33.94%；西北區(qū)域其次（主要分布在甘肅省），為496.40 萬千瓦，占全國風電在建容量的31.23%；華中區(qū)域最少，僅有17.97 萬千瓦。華北區(qū)域光伏發(fā)電在建規(guī)模最大（主要分布在山東省），為5.91 萬千瓦, 占全國光伏發(fā)電在建容量的28.10%；西北區(qū)域其次（主要分布在甘肅?。?，為5.55 萬千瓦，占全國光伏發(fā)電在建容量的26.39%；華中區(qū)域最少，為0.45 萬千瓦。從分省份并網(wǎng)裝機容量來看，截至2010 年6 月底，內(nèi)蒙古并網(wǎng)風電裝機容量居全國各省份之首，為700.29 萬千瓦，占全國并網(wǎng)風電裝機容量的31.83%，占全區(qū)全口徑發(fā)電裝機容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙東電網(wǎng)區(qū)域容量比重為7:3。遼寧、河北、黑龍江、吉林、甘肅、山東、江蘇等省份的并網(wǎng)風電裝機容量均超過了百萬千瓦，分別為227.80 萬千瓦、206.75 萬千瓦、162.67 萬千瓦、152.50萬千瓦、119.11 萬千瓦、111.07 萬千瓦和110.13 萬千瓦，分別占本省份總裝機容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、廣西、四川、貴州、陜西、青海沒有并網(wǎng)風電裝機。寧夏并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量最大，為6.03 萬千瓦，占全國總并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量的45.34%；江蘇其次，為2.55 萬千瓦，占全國總并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量的19.17%；此外，云南、甘肅的并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量也均超過了1 萬千瓦。詳細數(shù)據(jù)見附表

3、附表4。

從分省份在建裝機容量來看，截至2010 年6 月底，甘肅風電在建裝機容量最大，為409.95 萬千瓦，占全國風電在建裝機容量的25.79%；河北、內(nèi)蒙古、山東的風電在建裝機容量分別達到了258.40萬千瓦、227.10 萬千瓦和119.47 萬千瓦。甘肅光伏發(fā)電在建裝機容量最大，為3.95 萬千瓦；山東其次，為3.60 萬千瓦；廣東、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏發(fā)電在建裝機容量均超過了1萬千瓦。

（二）風電、光伏發(fā)電投資主體情況風電和光伏發(fā)電的投資主體情況有較大差別。風電的投資主體相對集中，主要是中央企業(yè)和部分風能資源豐富的地方國有發(fā)電投資企業(yè)。截至2010 年6 月底，全國并網(wǎng)風電裝機容量超過50 萬千瓦的發(fā)電集團共有10 個，并網(wǎng)裝機容量共計1668.97 萬千瓦，占全國并網(wǎng)風電裝機容量的75.85%。其中，超過200 萬千瓦的發(fā)電集團有3 個,分別為：中國國電集團公司、中國大唐集團公司和中國華能集團公司。截至2010 年6 月底，在建風電裝機容量超過50 萬千瓦的集團共有7 個。其中，中國國電集團公司、中國華能集團公司和中國大唐集團公司的在建裝機容量均超過了150 萬千瓦；中國神華集團公司、中國華電集團公司、中國廣東核電集團有限公司、中國電力投資集團公司的在建裝機容量在50 萬千瓦至100 萬千瓦之間。目前，我國光伏發(fā)電還處于試驗、探索階段，投資建設(shè)項目規(guī)模小，投資主體呈多元化發(fā)展態(tài)勢。截至2010 年6 月底，中國節(jié)能環(huán)保集團公司和江蘇中能硅業(yè)科技發(fā)展有限公司的已并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量均達到了2 萬千瓦。已并網(wǎng)的光伏發(fā)電項目中，裝機容量最大的是江蘇中能硅業(yè)科技發(fā)展有限公司投資的徐州協(xié)鑫光伏發(fā)電有限公司2 萬千瓦光伏發(fā)電項目。甘肅省電力投資集團公司、海南省發(fā)展控股有限公司的光伏發(fā)電在建容量均達到了2 萬千瓦。在建項目中，規(guī)模較大的有海南臨高2 萬千瓦光伏并網(wǎng)發(fā)電示范工程和山東濟寧1.8 萬千瓦十里營光伏電站。

（三）風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)電價及補貼情況由于定價機制、工程造價水平不同，全國范圍內(nèi)不同省份、同一省份不同項目之間風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)電價存在一定的差異。2009 年8 月1 日之前核準的風電項目，既有采用特許權(quán)招標定價機制也有采用政府核定電價機制；2009 年8 月1 日以后核準的風電項目，在四類資源區(qū)新建的陸上項目統(tǒng)一執(zhí)行所在風能資源區(qū)的風電標桿上網(wǎng)電價。目前，風電上網(wǎng)電價最高的項目是國電龍源電力集團股份有限公司地處浙江省的臨海風力發(fā)電廠及蒼南風力發(fā)電廠，均為1.4040 元/千瓦時。光伏發(fā)電由于國家尚未出臺統(tǒng)一的電價政策，一般由地方政府根據(jù)項目情況確定。在已核準的光伏發(fā)電項目中，上網(wǎng)電價最高的是上海前衛(wèi)村光伏電站，為6.4436 元/千瓦時；最低的是中國廣東核電集團有限公司的甘肅省敦煌光伏發(fā)電項目，為1.0928 元/千瓦時。據(jù)本次調(diào)查顯示，風電和光伏發(fā)電電價補貼政策執(zhí)行情況基本良好，國家發(fā)改委和國家電監(jiān)會聯(lián)合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源電價補貼名單中的風電及光伏發(fā)電項目基本上都獲得了相應的電價補貼。

（四）風電、光伏發(fā)電接入系統(tǒng)建設(shè)情況由于國家出臺了可再生能源發(fā)電接入系統(tǒng)建設(shè)補貼政策，提高了電力企業(yè)投資風電、光伏發(fā)電接入系統(tǒng)建設(shè)的積極性，風電和光伏發(fā)電接入系統(tǒng)投產(chǎn)規(guī)?？焖僭鲩L。截至2010 年6 月底，本次調(diào)查涉及到的風電接入系統(tǒng)工程線路長度為10326 公里，變電容量為3898 萬千伏安。分電壓等級看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下線路長度分別為666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分別占風電接入系統(tǒng)工程總線路長度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%；變電容量分別為504 萬千伏安、1765 萬千伏安、1229 萬千伏安、399萬千伏安，分別占風電接入系統(tǒng)工程總變電容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分區(qū)域看，華北區(qū)域以220 千伏及110 千伏電壓等級為主，東北區(qū)域以220 千伏及66 千伏為主，西北區(qū)域以330 千伏及110 千伏為主；華東、華中、南方區(qū)域以110 千伏為主。分省份看，內(nèi)蒙古的接入系統(tǒng)規(guī)模最大，以220 千伏電壓等級為主，線路長度為2453 公里，變電容量為861 萬千伏安。各區(qū)域、各省份風電接入系統(tǒng)工程分電壓等級情況詳見附表

5、附表6。從風電接入系統(tǒng)工程的投資主體來看，在本次調(diào)查涉及到的494個風電接入系統(tǒng)工程中，電網(wǎng)企業(yè)出資建設(shè)項目213 個，線路長度4444 公里，變電容量1914 萬千伏安，占風電接入系統(tǒng)工程總項目數(shù)、線路長度、變電容量的比例分別為43.12%、43.04%、49.10%；發(fā)電企業(yè)出資建設(shè)項目278 個、線路長度5698 公里、變電容量1961 萬千伏安，占風電接入系統(tǒng)工程總項目數(shù)、線路長度、變電容量的比例分別為56.28%、55.18%、50.31%；電網(wǎng)企業(yè)和發(fā)電企業(yè)共同出資建設(shè)項目3 個、線路長度184 公里、變電容量23 萬千伏安，占風電接入系統(tǒng)工程總項目數(shù)、線路長度、變電容量的比例分別為0.61%、1.78%、0.59%。詳細情況見附表7。分區(qū)域看，華中、華東區(qū)域電網(wǎng)企業(yè)出資建設(shè)項目比例較高，均超過了70%；華北、東北區(qū)域比例較低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江蘇、安徽、江西、湖北、廣西、海南、重慶、貴州等省份的接入系統(tǒng)工程全部由電網(wǎng)企業(yè)出資建設(shè)，黑龍江、山東、浙江、內(nèi)蒙古、遼寧、新疆電網(wǎng)區(qū)域的接入系統(tǒng)工程全部或大部分由發(fā)電企業(yè)出資建設(shè)。各區(qū)域、各省份風電項目接入系統(tǒng)工程投資主體情況見附表

8、附表9。光伏發(fā)電項目接入系統(tǒng)工程規(guī)模相對較小，共計線路長度134 公里，變電容量22 萬千伏安，主要電壓等級為35 千伏。其中，發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)的線路長度為109 公里，占81.34%；變電容量為19 萬千伏安，占86.36%。分省份看，寧夏、甘肅、山東的規(guī)模較大，線路長度均超過了29 公里，變電容量均超過了3.7 萬千伏安。

（五）風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)電量收購情況2009 年，風電及光伏發(fā)電上網(wǎng)電量為256.15 億千瓦時，占全國全口徑發(fā)電量的0.70%，其中，風電256.10 億千瓦時，光伏發(fā)電0.0560千瓦時。2010 年1 至6 月份，風電及光伏發(fā)電總上網(wǎng)電量為223.05億千瓦時，其中，風電222.54 億千瓦時，光伏發(fā)電0.5176 億千瓦時。分區(qū)域看，2010 年1 至6 月，華北區(qū)域風電上網(wǎng)電量最多，為94.72 億千瓦時，占全國風電總上網(wǎng)電量的42.56%；東北區(qū)域風電上網(wǎng)電量70.48 億千瓦時，占31.67%；華中區(qū)域上網(wǎng)電量2.10 億千瓦時，比重最少，僅占0.95%。西北區(qū)域光伏發(fā)電上網(wǎng)電量最多，為0.3064 億千瓦時，占全國光伏發(fā)電總上網(wǎng)電量的59.20%；華東區(qū)域上網(wǎng)電量為0.1679 億千瓦時，占32.44%；東北、華中沒有光伏發(fā)電上網(wǎng)電量。具體情況見圖

3、圖4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，內(nèi)蒙古風電上網(wǎng)電量最多，為71.83億千瓦時，占全國風電上網(wǎng)電量的32.28%；河北、遼寧的風電上網(wǎng)電量均超過了22 億千瓦時，占全國風電上網(wǎng)電量比例均超過了10%。寧夏光伏發(fā)電上網(wǎng)電量最多，為0.2768 億千瓦時，占全國光伏發(fā)電總上網(wǎng)電量的53.49%；江蘇光伏發(fā)電上網(wǎng)電量占全國的比例也較高，達24.67%。已并網(wǎng)的風電和光伏發(fā)電設(shè)備受電網(wǎng)安全等因素影響而可能存在未能上網(wǎng)的電量，本次調(diào)查對這部分電網(wǎng)未收購電量進行了統(tǒng)計。2010 年1 至6 月，風電未收購電量為27.76 億千瓦時，光伏發(fā)電沒有未收購電量。分區(qū)域看，華北、東北未收購風電電量較多，華北區(qū)域未收購風電電量為15.88 億千瓦時，占全國總未收購電量的57.20%，高于其上網(wǎng)電量全國占比14.64 個百分點；東北區(qū)域未收購風電電量為10.64 億千瓦時，占全國總未收購電量的38.33%，高于其上網(wǎng)電量全國占比6.66 個百分點。分省份看，內(nèi)蒙古未收購風電電量最多，為21.01 億千瓦時,占全國總未收購電量的75.68%，高于其上網(wǎng)電量全國占比43.40 個百分點；吉林未收購風電電量為2.60億千瓦時；河北、甘肅、黑龍江在2009 年1 月到2010 年6 月期間未收購風電電量均在3 億千瓦時左右。

二、監(jiān)管評價

（一）近年來風電、光伏發(fā)電總體呈較快發(fā)展態(tài)勢在國際能源和環(huán)境約束的大背景下，各方對風電、光伏發(fā)電發(fā)展的認識水平不斷提高，重視程度日益加強。國家從戰(zhàn)略層面上確定了風電等可再生能源發(fā)展方向，并制定了可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃和相應的政策措施；各地方政府切實按照國家可再生能源發(fā)展戰(zhàn)略，制訂本省份的風電、光伏發(fā)電發(fā)展規(guī)劃和實施方案；發(fā)電企業(yè)投資風電、光伏發(fā)電的積極性不斷提高，風電和光伏發(fā)電的比例不斷上升；電網(wǎng)企業(yè)在電網(wǎng)規(guī)劃、并網(wǎng)接入和電量收購等方面積極為風電、光伏發(fā)電的發(fā)展創(chuàng)造良好條件，促進了風電和光伏發(fā)電的健康發(fā)展。與此同時，鼓勵可再生能源發(fā)展的政策措施不斷完善，為風電、光伏發(fā)電的發(fā)展創(chuàng)造了良好環(huán)境。《可再生能源法》的出臺為風電、光伏發(fā)電的發(fā)展奠定了法律基礎(chǔ)；可再生能源價格全國分攤政策、可再生能源增值稅減半征收政策切實提高了風電、光伏發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營效益；可再生能源接入系統(tǒng)建設(shè)及補償政策、上網(wǎng)電量全額收購政策為風電、光伏發(fā)電發(fā)展提供了支持和保障；可再生能源特許權(quán)招標制度、金太陽示范工程等措施為風電、光伏發(fā)電發(fā)展注入了強大動力。在一系列政策措施的推動和激勵下，各方投資風電、光伏發(fā)電的積極性大大增加，風電、光伏發(fā)電呈現(xiàn)快速增長的態(tài)勢。預計2010年底全國風電總并網(wǎng)裝機容量將達到3000 萬千瓦左右，全國光伏發(fā)電總并網(wǎng)裝機容量將達到25 萬千瓦左右。

（二）風電、光伏發(fā)電仍有發(fā)展空間雖然風電、光伏發(fā)電裝機容量連續(xù)快速增加，但目前尚處在起步階段，在電源結(jié)構(gòu)中所占的比例還很低。截至2010 年6 月底，全國已并網(wǎng)的風電和光伏發(fā)電裝機容量僅占全國裝機容量的2.46%；2010年1 至6 月風電和光伏發(fā)電上網(wǎng)電量僅占全國發(fā)電量的0.7%左右。根據(jù)我國2007 年制定的《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》，全國陸地和近海的可利用風電資源共計約10 億千瓦，三分之二的國土面積年日照小時數(shù)在2200 小時以上，年太陽輻射總量大于每平方米5000 兆焦。因此，風電、光伏發(fā)電仍有很大的發(fā)展?jié)摿Α?/p>

（三）風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)接入和電量收購相關(guān)服務水平不斷提高電網(wǎng)企業(yè)深入研究風電和光伏發(fā)電的技術(shù)特點，分析發(fā)電接入對電網(wǎng)運行的影響，并在此基礎(chǔ)上研究制訂相應的技術(shù)規(guī)定和服務管理流程，不斷規(guī)范和提高風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)發(fā)電的服務水平。例如，南方電網(wǎng)公司制定了《南方電網(wǎng)公司支持新能源發(fā)展若干意見》，內(nèi)蒙古電力公司編制了《辦理風電業(yè)務工作流程指南》，安徽省電力公司制訂了《安徽省電力公司可再生能源發(fā)電全額上網(wǎng)管理辦法（試行）》等。電網(wǎng)企業(yè)總體上能夠在確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的前提下，優(yōu)先調(diào)度風電、光伏等可再生能源發(fā)電，全額收購風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)電量，并認真貫徹執(zhí)行上網(wǎng)電價政策及電價附加調(diào)配政策，與風電、光伏發(fā)電企業(yè)及時足額結(jié)算電費，確保了發(fā)電企業(yè)的利益和資源的充分利用。風電、光伏發(fā)電的購售電合同和并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議簽訂情況總體良好，基本上做到了并網(wǎng)有協(xié)議，交易有合同，有效地保障了發(fā)電企業(yè)的合法權(quán)益。

三、存在問題

（一）風電發(fā)展規(guī)劃和投資立項的統(tǒng)籌性有待進一步加強一是部分地區(qū)存在大規(guī)模風電難以消納的問題。在部分風電資源比較豐富的地區(qū)，風電發(fā)展規(guī)劃側(cè)重于資源規(guī)劃，缺乏具體的風電送出和風電消納方案，大規(guī)模風電送出消納的矛盾日益突出。蒙西電網(wǎng)的風電資源豐富，2010 年6 月底，已并網(wǎng)和在建風電裝機已分別達到489 萬千瓦和85 萬千瓦，上網(wǎng)電量除部分由本地消納外，其余電量需要外送華北電網(wǎng)。但是，隨著河北張家口、承德地區(qū)大規(guī)模風電裝機的陸續(xù)投產(chǎn)，華北電網(wǎng)也面臨著本地風電消納問題，從而使蒙西的風電消納問題更加突出。2010 年6 月底，甘肅酒泉規(guī)劃建設(shè)的1000萬千瓦級風電基地已并網(wǎng)近100 萬千瓦，在酒泉及河西地區(qū)已經(jīng)無法完全消納，大部分需要送到蘭州負荷中心消納。預計2010 年甘肅全省統(tǒng)調(diào)范圍內(nèi)最大負荷1000 萬千瓦左右，而2010 年底酒泉風電基地建成裝機容量將達到500 萬千瓦左右，遠遠超過了酒泉及河西地區(qū)的用電需求；2015 年酒泉風電基地發(fā)電量預計將達到250 億千瓦時左右，在甘肅乃至西北電網(wǎng)都難以消納，但是向網(wǎng)外輸送的消納市場及其配套電網(wǎng)建設(shè)目前均未明確。吉林白城地區(qū)電網(wǎng)網(wǎng)架較薄弱，外送能力有限，由于地區(qū)負荷較低，風電無法完全就地消納，風電企業(yè)發(fā)電經(jīng)常受到限制，如，大唐吉林大通風電場2009 年未能上網(wǎng)電量1488萬千瓦時，占全年上網(wǎng)電量的14.7%，影響利用小時300 小時。二是部分項目電源建設(shè)和電網(wǎng)建設(shè)的協(xié)調(diào)有待加強。由于風電項目前期工作流程相對簡單，核準進度快，建設(shè)周期相對較短，而電網(wǎng)接入系統(tǒng)在項目審查、方案確定及工程建設(shè)方面相對復雜，致使接入系統(tǒng)工程與風電場建設(shè)難以同步完成。例如，內(nèi)蒙古蒙電華能熱電公司烏力吉木仁風場一期、額爾格圖風場一期、白云風場一期預計2010年底投產(chǎn)，但是由于其接入系統(tǒng)至今未取得審查意見，風電無法按時送出。內(nèi)蒙古地區(qū)風電資源需通過西電東送通道送往京津唐地區(qū)，但現(xiàn)有兩條通道容量有限，只能解決少量風電的送出，內(nèi)蒙古送出第三條通道2006 年就已經(jīng)開始規(guī)劃，但至今仍未開工。三是個別地區(qū)風電與其它電源發(fā)展不配套。東北區(qū)域火電機組中的供熱機組比例較高（如吉林省為72%），其在冬季供暖期基本不具備調(diào)峰能力，而可以啟停調(diào)峰的中小型火電機組已逐步關(guān)停，抽水蓄能電站、燃氣機組建設(shè)相對遲緩，在電網(wǎng)調(diào)峰能力嚴重不足的情況下，為保障電網(wǎng)安全和居民采暖，電力調(diào)度機構(gòu)不得已在低谷時段采取限制風電出力的措施。蒙西電網(wǎng)風電裝機容量已達到全網(wǎng)最高負荷的24.51%，在冬季供熱期間和用電低谷時段，為確保電力系統(tǒng)安全運行，也不得不限制風電場的出力。

（二）風電、光伏發(fā)電的相關(guān)政策和激勵機制有待進一步完善目前，我國已制定了一系列政策法規(guī)和激勵機制鼓勵風電和光伏發(fā)電的發(fā)展，但政策體系的完整性及相關(guān)政策之間的協(xié)調(diào)性還有待加強。一是光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)扶持政策尚需完善。國家層面上至今未出臺光伏發(fā)電上網(wǎng)電價和項目建設(shè)的相關(guān)實施細則，制約了光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的規(guī)?；l(fā)展。特別是對于作為未來光伏發(fā)電主要形式之一的接入配電網(wǎng)（用戶側(cè)）分布式光伏發(fā)電項目，目前還缺乏上網(wǎng)售電的政策支持，嚴重制約了小型光伏發(fā)電的投資積極性。二是國家對風電等可再生能源發(fā)電接入系統(tǒng)工程投資、運行維護等方面的相關(guān)規(guī)定尚未完善，部分接入系統(tǒng)工程補貼不足影響了電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)的積極性。風電項目一般遠離負荷中心，其配套接入系統(tǒng)建設(shè)工程量大、投資高、線路利用率低，接入系統(tǒng)工程補貼政策的標準難以滿足部分項目電網(wǎng)投資和運行維護的需要，影響了電力企業(yè)建設(shè)的積極性。例如，上海市電力公司出資6528 萬元建設(shè)的東海大橋海上風電項目接入系統(tǒng)工程，按目前電價補貼政策，需要32 年以上才能收回靜態(tài)投資。調(diào)查顯示，黑龍江、山東、浙江、內(nèi)蒙古、遼寧、新疆的全部或大部分風電場接入系統(tǒng)工程由發(fā)電企業(yè)出資建設(shè)，部分風電企業(yè)還負責接入系統(tǒng)工程的運行維護，不利于系統(tǒng)的安全管理。三是風電、光伏發(fā)電電費補貼不及時。風電、光伏發(fā)電電費補貼往往大大滯后于電量上網(wǎng)時間，導致發(fā)電企業(yè)不能及時獲得相應的電價補貼，影響企業(yè)的經(jīng)營效益，部分規(guī)模較小的發(fā)電企業(yè)甚至出現(xiàn)流動資金周轉(zhuǎn)困難的現(xiàn)象。四是個別歷史遺留問題仍待解決。2006 年以前批準建設(shè)的風電等可再生能源發(fā)電項目不享受《可再生能源電價附加收入調(diào)配暫行辦法》中規(guī)定的電價補貼，增加了企業(yè)的經(jīng)營負擔。如上海崇明、南匯、奉賢海灣風電場及浙江臨海、蒼南風電場，這些項目都是2006 年以前投產(chǎn)的，上網(wǎng)電價較高且不享受可再生能源附加資金補償，增加了電網(wǎng)企業(yè)的購電成本。

（三）風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)接入和運行管理有待進一步規(guī)范和完善調(diào)查發(fā)現(xiàn)，目前風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)接入系統(tǒng)存在以下兩個方面的問題：一是風電接入系統(tǒng)缺乏明確的定義導致各方有不同的理解。有的認為是風電場升壓變電站以及從升壓變電站至電網(wǎng)側(cè)進線第一基塔之間的線路；有的認為是風電場出線第一基塔至電網(wǎng)側(cè)進線第一基塔之間的線路；有的認為是風電場出線第一基塔至電網(wǎng)側(cè)進線第一基塔之間的線路以及電網(wǎng)側(cè)進線間隔。由于理解上的不同容易導致接入系統(tǒng)建設(shè)過程中的分歧以及統(tǒng)計口徑的不一致。二是風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)接入和調(diào)度管理的有關(guān)標準和規(guī)定需要根據(jù)風電、光伏發(fā)電的特點進一步規(guī)范和完善。目前風電場并網(wǎng)方面沒有國家級標準，為解決風電機組低電壓穿越、吸收無功以及安全穩(wěn)定等突出問題，國家電網(wǎng)公司出臺了《國家電網(wǎng)公司風電場接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》，要求風電場滿足相關(guān)技術(shù)標準并進行技術(shù)改造后才能入網(wǎng)，此規(guī)定在一定程度上規(guī)范了風電接入工作，但該標準是企業(yè)標準，不是國家標準，容易引發(fā)網(wǎng)廠矛盾。

（四）風電、光伏發(fā)電的規(guī)模發(fā)展對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的影響不斷加大風電、光伏發(fā)電具有間歇性、隨機性的特點，風電還有反調(diào)峰特點，對系統(tǒng)潮流控制、輔助服務調(diào)用、短路電流控制、電能質(zhì)量保證等都提出了新的挑戰(zhàn)。目前，由于風功率預測系統(tǒng)不完善，基礎(chǔ)數(shù)據(jù)缺乏，準確度不高，電網(wǎng)企業(yè)無法根據(jù)預測的風力功率制定日前計劃，運行方式的安排上存在著很大的不確定性。甘肅西北部的酒泉地區(qū)處于甘肅電網(wǎng)的末端，并入大量風電后，實際運行中面臨著暫態(tài)穩(wěn)定等各類穩(wěn)定問題和調(diào)峰困難；2009 年福建電網(wǎng)最大峰谷差已達到636萬千瓦，部分大型火電機組在實際運行中的調(diào)峰深度已達到60%左右，處于深度調(diào)峰狀態(tài)，接近或達到機組調(diào)峰能力技術(shù)極限，隨著“十二五”期間風電等繼續(xù)大規(guī)模投運，對系統(tǒng)調(diào)峰要求更加苛刻，將進一步加大電網(wǎng)調(diào)峰的壓力。

四、整改要求

（一）風電、光伏發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)企業(yè)應加強并網(wǎng)消納的銜接工作風電、光伏發(fā)電企業(yè)應高度重視發(fā)電并網(wǎng)消納工作，在開展發(fā)電項目前期工作階段，要主動與電網(wǎng)企業(yè)進行銜接，研究提出切實可行的發(fā)電項目送出和消納方案，并報請政府主管部門確認。電網(wǎng)企業(yè)在具體受理風電、光伏發(fā)電項目接入系統(tǒng)并網(wǎng)申請時，要按照電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃和風電、光伏發(fā)電發(fā)展規(guī)劃的要求，認真做好發(fā)電項目輸送線路、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和落點等方面的相關(guān)準備工作，加大電網(wǎng)改造力度，完善網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，做好接入系統(tǒng)工程的可行性研究，擇優(yōu)制訂接入系統(tǒng)方案，積極為風電、光伏發(fā)電企業(yè)提供并網(wǎng)服務工作，確保發(fā)電項目及時并網(wǎng)運行。發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)要加強溝通和協(xié)調(diào)，共同推動風電、光伏發(fā)電建設(shè)的協(xié)調(diào)發(fā)展。

（二）電力企業(yè)要切實做好風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)運行相關(guān)工作，確保系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行電網(wǎng)企業(yè)要進一步加強風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行影響的研究，在接入系統(tǒng)的審查、接入電網(wǎng)有關(guān)電氣設(shè)備的試驗和驗收等方面嚴格執(zhí)行相關(guān)技術(shù)標準和規(guī)范，與獲得核準、滿足相關(guān)技術(shù)管理規(guī)定、符合并網(wǎng)接入條件的發(fā)電企業(yè)及時協(xié)商簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議和購售電合同。認真做好風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)后的負荷預測和電力系統(tǒng)穩(wěn)定分析工作，合理安排運行方式，提高調(diào)度管理水平，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。風電企業(yè)應加強機組的管理工作。做好風電功率預測，完善自動化和通信系統(tǒng)，做好機組的日常維護工作，為機組的穩(wěn)發(fā)滿發(fā)提供保障。

（三）電網(wǎng)企業(yè)要嚴格執(zhí)行可再生能源收購有關(guān)規(guī)定電網(wǎng)企業(yè)要嚴格按照《可再生能源法》等法律法規(guī)的要求，在確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的條件下，根據(jù)國家價格主管部門批復上網(wǎng)電價及相關(guān)規(guī)定收購上網(wǎng)電量,嚴格執(zhí)行風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策，做好電價附加調(diào)配工作，及時足額結(jié)算電費。

五、監(jiān)管建議

（一）進一步加強科學規(guī)劃，促進風電、光伏發(fā)電協(xié)調(diào)、有序發(fā)展根據(jù)國家可再生能源發(fā)展戰(zhàn)略和《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》，進一步完善各地區(qū)風電、光伏發(fā)展規(guī)劃，針對風電和光伏發(fā)電的特點，統(tǒng)籌考慮能源資源、電源結(jié)構(gòu)、受電市場、輸電廊道、電網(wǎng)建設(shè)、電網(wǎng)運行等因素，因地制宜發(fā)展風電等可再生能源發(fā)電，做到電源與資源、電源與電網(wǎng)、電源與電源、電源與用戶之間的和諧發(fā)展。在風能和太陽能資源條件較好的地區(qū)建設(shè)大規(guī)模發(fā)電基地，應充分考慮電網(wǎng)的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和消納能力，認真做好風電、光伏發(fā)電規(guī)劃和電網(wǎng)規(guī)劃的銜接工作，促進風電、光伏發(fā)電建設(shè)與電網(wǎng)建設(shè)協(xié)調(diào)發(fā)展，維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。對于靠近負荷中心周圍的資源，應遵循因地制宜、實事求是的原則，從有利于節(jié)能減排、有利于增強電力供應能力的角度出發(fā)，發(fā)展分布式電源，就近接入配網(wǎng)。同時要進一步理順中央與地方風電項目核準管理體制，使風電開發(fā)利用規(guī)范化、布局合理化，避免隨意無序開發(fā)。

（二）進一步完善價格財稅政策，健全風電、光伏發(fā)電激勵機制由于風電、光伏發(fā)電的各項技術(shù)仍是發(fā)展中的技術(shù)，建設(shè)成本較高，其在市場中的經(jīng)濟競爭力較弱，需要繼續(xù)加大政策扶持力度，促進風電、光伏發(fā)電的持續(xù)健康發(fā)展。一是要研究通過征收能源稅或碳稅的方式，建立穩(wěn)定持續(xù)的支持風電、光伏發(fā)電發(fā)展的補貼資金來源；二是加強支持風電、光伏發(fā)電發(fā)展的財稅政策研究，使風電、光伏發(fā)電發(fā)展與促進地方經(jīng)濟發(fā)展緊密結(jié)合，形成促進區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展的優(yōu)勢產(chǎn)業(yè)；三是進一步完善電價補償機制，提高風電、光伏發(fā)電電價補貼的時效性，科學制定風電、光伏發(fā)電接入系統(tǒng)工程造價的補償標準；四是進一步完善光伏發(fā)電電價政策，出臺科學合理的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策；五是高度重視并大力鼓勵商業(yè)模式創(chuàng)新，支持企業(yè)面向市場，創(chuàng)新商業(yè)模式。

（三）進一步抓好并網(wǎng)和運行管理，適應風電、光伏發(fā)電規(guī)模發(fā)展的需要一是組織開展風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)接入、安全運行有關(guān)問題的研究，制定相關(guān)技術(shù)標準，降低風電、光伏發(fā)電對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的不利影響。二是要進一步做好風電和光伏發(fā)電并網(wǎng)安全性評價、輔助服務補償管理工作、風電和光伏發(fā)電調(diào)度管理等工作，從制度上提升對風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)及運行的監(jiān)管力度。