《国家能源局征求能源监管相关两政策意见》

  • 来源专题:可再生能源
  • 编译者: 武春亮
  • 发布时间:2024-07-01
  • 6月28日,国家能源局综合司公开征求《能源监管投诉处理办法(征求意见稿)》《能源监管举报处理办法(征求意见稿)》意见。两个办法均为自2024年10月1日起施行,有效期五年。
    原文如下:
    国家能源局综合司关于公开征求《能源监管投诉处理办法(征求意见稿)》《能源监管举报处理办法(征求意见稿)》》意见的通知
    为进一步规范能源监管投诉举报处理工作,着力提升投诉举报处理质量效益,我局起草了《能源监管投诉处理办法(征求意见稿)》《能源监管举报处理办法(征求意见稿)》,现向社会公开征求意见。
    欢迎有关单位和社会各界人士提出意见建议,自本公告发布之日起30日内将意见建议传真至010-81929559,或者通过电子邮件发送至jicha@nea.gov.cn。
    感谢您的参与和支持!
    附件:1.能源监管投诉处理办法(征求意见稿)
    2.能源监管举报处理办法(征求意见稿)
    国家能源局综合司
    2024年6月27日
    附件1
    能源监管投诉处理办法
    (征求意见稿)
    第一章 总则
    第一条为了规范能源监管投诉处理工作,保障自然人、法人或者其他组织合法权益,根据有关法律、法规、规章,制定本办法。
    第二条本办法所称投诉,是指自然人、法人或者其他组织向12398平台反映能源企业在能源供应等生产经营活动中侵害其合法权益,寻求权利救济,且属于国家能源局及其派出机构监管职责的行为。
    第三条国家能源局设立12398平台,通过12398能源监管热线、微信公众号、APP、电子邮件、传真等方式统一接收投诉事项。
    第四条投诉处理工作应当坚持依法、公平、公正、为民的原则,切实维护投诉人合法权益和社会公共利益。
    12398平台由12398能源监管热线中心(以下简称12398热线中心)运营管理。
    第五条能源企业负责办理12398平台转办的投诉事项。国家能源局派出机构对辖区监管范围内能源企业投诉处理情况进行监管,协调和督促相关能源企业妥善处理各类投诉事项,维护投诉人合法权益。
    第二章 投诉处理及监督
    第六条12398平台接收投诉人投诉,投诉人应当一并提供以下材料或者信息:
    (一)投诉人的基本情况,包括:自然人的姓名、有效身份信息、有效联系方式;法人名称、住所、统一社会信用代码,法定代表人的姓名、有效身份信息、有效联系方式;
    (二)被投诉人的基本情况,包括:被投诉人名称及其所在地区;
    (三)投诉请求、主要事实,相关证据或者线索。
    第七条投诉材料或者信息不完整的,12398热线中心应当及时联系投诉人进行补充。
    对于符合接收条件的投诉事项,热线中心应当及时记录投诉工单。
    第八条12398热线中心应当在1个工作日内将投诉工单派发至相关能源企业处理,并抄送属地派出机构进行监督。
    第九条能源企业在接收投诉后3个工作日内,作出是否受理的决定。符合下列条件的,能源企业应当受理:
    (一)有明确的投诉人和被投诉人;
    (二)有明确的投诉事项、投诉请求及相关证据或者线索;
    (三)投诉人与投诉事项有利害关系。
    第十条能源企业接收的投诉有下列情形之一的,不予受理:
    (一)不符合本办法第九条规定的受理条件的;
    (二)投诉事项不属于本企业生产经营范围的;
    (三)投诉事项已经或者依法应当通过诉讼、仲裁或者行政复议等法定途径处理的;
    (四)投诉事项不符合有关法律、法规、规章规定或者违背社会公序良俗的;
    (五)已经作出处理,投诉人又以同一事实或者理由再次投诉的。
    第十一条能源企业作出不予受理决定的,应当在3个工作日内采取电子邮件、短信、信函或电话等方式答复投诉人,并说明不予受理的理由以及投诉人可以采取的申诉、仲裁、诉讼等救济途径;投诉人要求书面答复的,应当给予书面答复。
    能源企业受理情况应当同时向12398平台反馈。
    第十二条能源企业对受理的投诉应当及时组织核实,根据投诉请求的不同情形,分别作出下列处理:
    (一)认为投诉人投诉事项属于法律、法规、规章规定以及合同约定应履行而未履行的,应当依法依约履行义务。
    (二)如发现履行行为与法律、法规、规章等规定或合同约定不符的,应采取措施予以补救或纠正。
    (三)认为投诉人投诉事项不属于法律、法规、规章规定以及合同约定应履行的,或自查确无事实依据的,应做好解释工作。
    能源企业在投诉处理中应当积极与投诉人协商,促成争议纠纷有效解决。
    第十三条能源企业应当自收到投诉之日起10个工作日内作出处理决定,并采取电子邮件、短信、信函或电话等方式答复投诉人投诉核实情况、处理结果及依据、理由,以及投诉人可以采取的申诉、调解、仲裁、诉讼等救济途径;投诉人要求书面答复的,应当给予书面答复。
    第十四条能源企业办结投诉事项后,应当及时向12398平台反馈投诉处理具体情况,具体情况应包括投诉处理时间、处理过程、争议焦点、分歧原因、处理结果和投诉人意见等内容。
    第十五条12398热线中心在收到投诉办结反馈3个工作日内,应当回访投诉人,并如实记录回访情况。
    第十六条派出机构对能源企业处理12398平台转办的投诉事项情况实施全过程监管,全程掌握能源企业受理、处理和回访等信息,并对投诉处理情况进行抽查。
    派出机构发现能源企业投诉处理不当的,应当进行督办;发现能源企业存在违反有关能源法律、法规、规章行为的,应当依法进行查处。
    第三章 申诉事项处理
    第十七条向12398平台反映的投诉事项经能源企业处理后,有下列情形之一的,投诉人可以向12398平台提出申诉:
    (一)对能源企业作出的投诉处理决定不服的;
    (二)对能源企业作出的不予受理决定不服的;
    (三)能源企业未在规定期限内告知不予受理决定、投诉处理决定的。
    投诉人提出的申诉事项,由派出机构办理。
    第十八条投诉人对能源企业投诉处理决定和不予受理决定不服的,可以自收到答复之日起30日内向12398平台提出申诉;能源企业未在规定期限内告知不予受理决定、投诉处理决定的,投诉人可以在规定期限到期之日起30日内向12398平台提出申诉。
    第十九条申诉人向12398平台提出申诉,应当提供以下材料或者信息:
    (一)申诉人的基本情况,包括:自然人的姓名、有效身份信息、有效联系方式;法人名称、住所、统一社会信用代码,法定代表人的姓名、有效身份信息、有效联系方式;
    (二)被申诉人的基本情况,包括:被投诉人名称及其所在地区;
    (三)被申诉人受理、处理投诉情况及相关证明材料;
    (四)申诉请求、理由、事实根据等。
    第二十条申诉事项应当符合下列条件:
    (一)申诉人与申诉事项有利害关系;
    (二)有明确的被申诉人;
    (三)有具体的申诉请求和事实根据;
    (四)已经向被申诉人投诉且对其受理、处理结果不认可或者其未在规定期限内答复。
    (五)属于能源监管职责范围。
    第二十一条派出机构对有下列情形之一的申诉事项不予受理:
    (一)未提供本办法第十九条规定的材料或者信息的;
    (二)不符合本办法第二十条规定的受理条件的;
    (三)已超过第十八条规定的申诉时间的;
    (四)申诉人与被申诉人已经达成和解协议的;
    (五)申诉事项已经受理或者处理的;
    (六)申诉事项已经或者依法应当通过诉讼、仲裁或者行政复议等法定途径处理的;
    (七)法律、法规、规章另有规定的。
    第二十二条派出机构应当自收到申诉材料之日起3个工作日内,作出受理或者不予受理的决定。
    对于不予受理的,应当以电子邮件、短信、信函或电话等方式答复申诉人,并说明不予受理的理由以及申诉人可以采取的复议、诉讼等救济途径;申诉人要求书面答复的,应当给予书面答复。
    第二十三条派出机构受理用户申诉的,应当对申诉事项进行调查核实。
    被申诉人为地市级以下电力企业的,派出机构可以向被申诉对象上一级企业了解核实,要求其说明情况、提供证据材料并指导被申诉对象积极解决矛盾争议。
    第二十四条派出机构办理的申诉事项,经调查核实后依法作出下列处理:
    (一)申诉请求事实清楚,符合法律、法规、规章规定的,予以支持;
    (二)申诉请求缺乏事实根据或者不符合法律、法规、规章和其他规范性文件的,不予支持;
    (三)对申诉请求事由合理但是缺乏法律、法规、规章依据的,应做好解释工作。
    依照前款第(一)项规定作出支持申诉请求决定的,派出机构应当责令或者督促被申诉人执行。
    派出机构发现被申诉人有违反有关能源法律、法规、规章的行为,应当依法进行查处。
    第二十五条申诉事项应当自派出机构受理之日起60日内办结。有下列情形之一的,可以延长办理期限,但是延长期限不得超过30日,并且告知申诉人延期理由:
    (一)申诉事项复杂,涉及多方主体的;
    (二)申诉事项调查取证困难的;
    (三)申诉事项需要专业鉴定的;
    (四)申诉人提出新的事实、证据需要进行调查核实的;
    (五)其他需要延长办理期限的。
    第二十六条派出机构办结申诉事项,应当自作出办结决定之日起3日内以电子邮件、短信、信函或电话等方式告知申诉人申诉核实情况、处理结果及依据、理由,以及投诉人可以采取复议、诉讼等救济途径;申诉人要求书面答复的,应当给予书面答复。
    第二十七条派出机构在办理申诉事项中,发现申诉事项属于地方能源主管部门职责的,应当及时转办并告知投诉人。
    第四章 附则
    第二十八条能源企业应当建立健全能源监管投诉处理工作制度,明确投诉处理流程、责任分工、考核评价等要求。
    第二十九条国家能源局及其派出机构建立投诉处理评价机制,定期通报评价结果。
    第三十条国家能源局及其派出机构定期向社会公布投诉处理情况和典型案例。
    第三十一条自然人、法人或者其他组织应当对所投诉内容和材料的真实性负责,不得捏造、歪曲事实,不得诬告、诽谤他人,或者以投诉为名制造事端,干扰能源监管工作。
    第三十二条能源企业推诿塞责、拖延办理、提供虚假材料、打击报复投诉人或者投诉处理存在严重问题的,国家能源局及其派出机构应当要求其限期整改,符合行政处罚条件的,依法给予行政处罚。
    第三十三条本办法自2024年10月1日起施行,有效期五年。《国家能源局关于印发<12398能源监管热线投诉举报处理办法>的通知》(国能监管〔2017〕25号)同时废止。
    附件2
    能源监管举报处理办法
    (征求意见稿)
    第一条为了保障自然人、法人或者其他组织依法行使举报权利,规范能源监管举报处理工作,根据有关法律、法规、规章,制定本办法。
    第二条本办法所称举报,是指自然人、法人或者其他组织向12398平台反映能源企业生产经营涉嫌违反有关能源法律、法规、规章,请求予以查处的行为。
    第三条举报处理应当坚持依法、公正、及时、为民原则,做到适用依据正确、程序合法。
    第四条国家能源局设立12398平台,通过12398能源监管热线、微信公众号、APP、电子邮件、传真等方式,统一接收国家能源局及其派出机构监管职责范围内的举报事项。
    12398平台由12398能源监管热线中心(以下简称12398热线中心)运营管理。
    第五条举报事项实行属地办理,派出机构按照本办法对辖区监管范围内的举报事项进行处理。
    派出机构认为举报事项重大、情况复杂或者管辖权存在争议的,可以报请国家能源局认定后处理。
    涉及全国范围、跨省跨区、能源央企总部或者有重大影响的举报事项,由国家能源局处理,或者指定派出机构处理。
    第六条举报人向12398平台举报,应当提供以下信息及材料:
    (一)被举报人基本信息;
    (二)举报事项、被举报人违法事实,相关证据材料;
    (三)国家能源局及其派出机构要求提供的其他信息、资料。
    第七条举报符合下列条件的,应当受理:
    (一)有明确的被举报人;
    (二)有具体的违法事实和相关支持证据;
    (三)属于国家能源局及其派出机构监管职责范围。
    第八条举报有下列情形之一的,不予受理:
    (一)未提供本办法第六条规定的材料的;
    (二)没有明确的被举报人,没有具体的违法事实或者查案线索不清晰的。
    (三)举报事项已经或者应当通过诉讼、仲裁或者行政复议等法定途径处理的;
    (四)已经作出处理,举报人又以同一事实或者理由再次举报的;
    (六)其他依法应当不予受理的情形。
    第九条国家能源局及其派出机构应当自收到举报事项之日起5个工作日内作出是否受理的决定。作出不予受理决定的,应当向具名举报人说明理由。
    第十条国家能源局及其派出机构经调查核实,应当依法对举报事项分别作出下列处理:
    (一)被举报人违法违规事实清楚、证据确凿的,依法给予行政处罚或者其他处理;涉嫌构成犯罪的,移送司法机关处理;
    (二)被举报人的行为未违法违规的,终止办理,予以办结;
    (三)举报事项无法查明的,终止办理,予以办结。
    第十一条举报事项应当自受理之日起60日内办结。有下列情形之一的,可以延长办理期限,但是延长期限不得超过30日,并且告知举报人延期理由:
    (一)举报事项复杂,涉及多方主体的;
    (二)举报事项调查取证困难的;
    (三)举报事项需要专业鉴定的;
    (四)举报人提出新的事实、证据需要进行调查核实的;
    (五)其他需要延长办理期限的。
    举报事项立案调查的,调查处理时间按照《行政处罚法》及相关规定执行。
    第十二条国家能源局及其派出机构办结举报事项,应当自作出办结决定之日起5个工作日内,采取电子邮件、短信、信函或电话等方式告知具名举报人举报处理结果及依据、理由,以及举报人可以采取复议、诉讼等救济途径;举报人要求书面答复的,应当给予书面答复。
    第十三条派出机构在办理举报事项中,发现举报事项属于地方能源主管部门职责的,应当及时转办并告知举报人。
    第十四条国家能源局及其派出机构处理举报的工作人员滥用职权、徇私舞弊、以权谋私的,或者泄露举报信息、隐匿销毁举报材料的,视其情节轻重给予批评或者行政处分;构成犯罪的,依法追究刑事责任。
    第十五条自然人、法人或者其他组织应当对所举报内容和材料的真实性负责,不得捏造、歪曲事实,不得诬告、诽谤他人或者以举报为名制造事端、干扰能源监管工作正常进行。
    第十六条国家能源局及其派出机构应当定期向社会公布举报处理情况和典型案例。
    第十七条本办法自2024年10月1日起施行,有效期五年。
  • 原文来源:https://news.bjx.com.cn/html/20240628/1385975.shtml
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    • 9月28日,国家能源局综合司就《天然气利用政策(征求意见稿)》公开征求意见。 其中提到,完善价格机制。落实好天然气上下游价格联动机制,指导各地建立健全能涨能降、灵活反映供需变化的终端销售价格形成机制,更好保障天然气安全稳定供应。鼓励天然气用气量季节差异较大的地区,积极推行天然气季节差价和可中断气价等差别性气价政策,引导天然气合理消费,提高天然气利用效率;支持开展天然气贸易机制和合同模式探索和创新等。 加快基础设施建设。统筹规划、适度超前布局天然气基础设施建设,加强基础设施互联互通和公平开放,加快完善天然气“全国一张网”,提升调运灵活性。上游供气企业、国家管网集团、城镇燃气企业、地方政府要严格履行储气责任,加快储气设施投资建设,加快完善储气调峰辅助服务市场机制,支持储气设施自建合建、合资合作以及储气设施租赁、储气调峰服务购买等方式,“四方协同”履行储气责任。 征求意见稿全文: 国家能源局综合司关于公开征求《天然气利用政策(征求意见稿)》意见的通知 为深入贯彻落实党的二十大精神和习近平总书记关于天然气产供储销体系建设重要指示批示精神,完整、准确、全面贯彻新发展理念,加快构建新发展格局,着力推动高质量发展,促进天然气行业高质量发展,我们组织修订了《天然气利用政策》(征求意见稿),现向社会公开征求意见。 欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议,自本通知发布之日起30日内传真至010—81929470,或通过电子邮箱发至shenshuqi@nea.gov.cn。 感谢您的参与和支持! 附件: 《天然气利用政策》(征求意见稿) 国家能源局综合司 2023年9月27日 天然气利用政策 为鼓励、引导和规范天然气下游利用领域,促进天然气行业高质量发展,特制定本政策。在我国境内所有从事天然气利用的活动均应遵循本政策。本政策中天然气是指国产天然气(包括常规气,页岩气、煤层气、致密气等非常规天然气,煤制气等)、进口天然气(包括进口管道气、进口LNG等)。 一、总体要求 (一)指导思想。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,深入贯彻落实党的二十大精神和“四个革命、一个合作”能源安全新战略,推进能源革命,加快规划建设新型能源体系,加强能源产供储销体系建设,推动绿色发展,积极稳妥推进碳达峰碳中和。有序推进天然气利用,优化能源结构,加快绿色转型、促进节能减排、提高人民生活质量。优化天然气消费结构,推动天然气协调稳定高质量发展,提高利用效率,促进节约使用,保障能源安全。 (二)基本原则。坚持产供储销体系协同,优化资源配置,强化供应保障;坚持因地制宜分类施策,明确和优化天然气利用顺序,保民生、保重点、保发展;坚持量入为出,根据资源落实情况,有序发展天然气市场;坚持绿色低碳,促进天然气在新型能源体系建设中发挥更大作用。 二、天然气利用领域和顺序 (一)天然气利用领域 根据不同用气特点,天然气用户分为城镇燃气、工业燃料、天然气发电、天然气化工和其他用户。 (二)天然气利用顺序 综合考虑天然气利用的社会效益、环境效益和经济效益以及不同用户的用气特点等各方面因素,天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止类。 第一类:优先类 城镇燃气 1、城镇居民炊事、生活热水等用气; 2、公共服务设施(幼儿园、学校、医院、民政部门认定的社会福利、救助机构,政府机关、职工食堂,宾馆酒店等住宿场所、餐饮场所、商场、写字楼,港口、码头、火车站、汽车客运站、机场等)用气; 3、集中式采暖用户(指中心城区、新区的中心地带); 4、已纳入国家级规划计划,气源已落实、气价可承受地区严格按照‘以气定改’已完成施工的农村‘煤改气’清洁取暖项目。 工业燃料: 5、以天然气为燃料的可中断工业用户。 天然气发电: 6、气源落实、具有经济可持续性的天然气调峰电站项目; 7、天然气热电联产项目; 8、带补燃的太阳能热发电项目。 其他用户: 9、天然气分布式能源项目(综合能源利用效率70%以上,包括与可再生能源的综合利用、多能互补项目); 10、远洋运输、工程、公务船舶以及开发、利用和保护海洋的海洋工程装备(含双燃料和单一液化天然气燃料),在内河、湖泊、沿海以液化天然气为单一燃料的运输、工程、公务船舶及装备; 11、以液化天然气为燃料的载货卡车、城际载客汽车等运输车辆; 12、油气电氢综合能源供应项目、在保障安全前提下的终端天然气掺氢示范项目等天然气利用新业态。 第二类:允许类 城镇燃气: 1、城市建成区未实行集中式采暖的分户式采暖用户; 2、已纳入国家级规划计划,气源已落实、气价可承受地区严格按照“以气定改”实施的新增农村“煤改气”清洁取暖项目。 工业燃料: 3、建材、机电、轻纺、石化化工、冶金等工业领域中以天然气代油、液化石油气项目; 4、建材、机电、轻纺、石化化工、冶金等工业领域中以天然气为燃料的新建项目; 5、建材、机电、轻纺、石化化工、冶金等工业领域中环境效益和经济效益较好的以天然气代煤项目; 6、城市中心城区的工业锅炉燃料天然气置换项目。 天然气发电: 7、除第一类第6、7、8项,第三类第2项以外的天然气发电项目。 天然气化工: 8、为炼油、化工企业加氢装置配套的天然气制氢项目。 第三类:限制类 城镇燃气: 1、除第一类第4项、第二类第2项以外的农村“煤改气”清洁取暖项目。 天然气发电: 2、陕、蒙、晋、疆等十四个大型煤炭基地建设基荷燃气发电项目(煤层气(煤矿瓦斯)发电项目除外)。 天然气化工: 3、以天然气为原料生产甲醇及甲醇生产下游产品装置、以天然气代煤制甲醇项目; 4、以甲烷为原料,一次产品包括乙炔、氯甲烷等小宗碳一化工项目; 5、以天然气为原料的合成氨、氮肥项目,合成氨厂“煤改气”项目; 6、除第二类第8项以外的天然气制氢项目。 第四类:禁止类 天然气化工: 1、天然气常压间歇转化工艺制合成氨。 三、保障措施 (一)做好供需平衡。充分发挥市场对资源配置的决定性作用,更好发挥政府作用,构建全国统一大市场,加快天然气市场体系建设。国家发展改革委、国家能源局统筹协调天然气供需,优化天然气资源进口及来源,引导和促进天然气在全国范围内高效利用,调控供需总量基本平衡,产供储销协调发展。各省(区、市)发展改革委、能源局要根据天然气资源落实和地区管网、储气能力规划建设等情况,结合节能减排目标,按照天然气利用优先顺序,认真做好天然气利用工作,加强需求侧管理,优化用气结构,有序发展增量用户,加强市场建设,提高资源配置效率,确保供需平衡。 (二)加快基础设施建设。统筹规划、适度超前布局天然气基础设施建设,加强基础设施互联互通和公平开放,加快完善天然气“全国一张网”,提升调运灵活性。上游供气企业、国家管网集团、城镇燃气企业、地方政府要严格履行储气责任,加快储气设施投资建设,加快完善储气调峰辅助服务市场机制,支持储气设施自建合建、合资合作以及储气设施租赁、储气调峰服务购买等方式,“四方协同”履行储气责任。 (三)安全稳定保供。地方政府、天然气资源供应企业、天然气销售企业、天然气基础设施运营企业和城镇燃气经营企业要共同保障天然气安全稳定供应,减少事故性供应中断对用户造成的影响。城镇燃气企业以及其他直供直购用户与上游供应商应签订购销合同并按合同供用气。各级地方政府要切实承担民生保供主体责任,各地、各供应企业应紧密结合本地区、本企业实际情况,组织制定供需紧张情况下的应急保供预案,确保民生用气持续安全稳定供应。 (四)高效节约和综合使用。在严格遵循天然气利用政策基础上,鼓励应用先进工艺、技术和设备,加快淘汰天然气利用落后产能,发展高效利用项目。加强天然气资源统筹调度,在错峰生产的同时努力保障钾肥等化肥生产用气。鼓励用天然气生产化肥等企业实施由气改煤技术。鼓励页岩气、煤层气(煤矿瓦斯)就近利用(用于民用、发电等)和在符合国家商品天然气质量标准条件下就近接入管网,确实不具备接入管网条件的允许加工成LNG、CNG消费和外输。提高天然气商品率,增加外供商品气量,严禁排空浪费。高含CO2的天然气(CO2含量20%以上)可根据其特点实施综合开发利用。鼓励天然气冷能利用。 (五)加强行业监管。健全行业监管体系,加强对天然气全产业链监管。上游供气企业要落实价格政策,统筹考虑气源结构、供气成本、市场供需等,合理确定天然气门站批发价格水平。地方政府要考核和监督城镇燃气企业落实《城镇燃气管理条例》要求,向燃气用户持续、稳定、安全供应符合国家质量标准的燃气;要规范城燃企业准入门槛,促进城燃企业兼并重组,整合优化;加强基础设施公平开放监管,促进天然气市场有序竞争和资源安全供应,压缩管输及配气层级,鼓励天然气直供直销。 (六)完善价格机制。落实好天然气上下游价格联动机制,指导各地建立健全能涨能降、灵活反映供需变化的终端销售价格形成机制,更好保障天然气安全稳定供应。鼓励天然气用气量季节差异较大的地区,积极推行天然气季节差价和可中断气价等差别性气价政策,引导天然气合理消费,提高天然气利用效率;支持开展天然气贸易机制和合同模式探索和创新等。 (七)配套相关政策。对优先类用气项目,支持地方各级政府在规划、用地、融资、财税等方面出台扶持政策。鼓励天然气利用项目有关技术和装备自主化,鼓励和支持汽车、船舶天然气加注设施和设备的建设。 四、政策适用有关规定 (一)坚持以供定需,新建天然气利用项目(包括优先类)立项报批时应落实气源,与上游供气企业落实购气协议,并确保项目布局与管网规划等相衔接;已用气项目供用气双方也要有合同保障。目前在建或已核准的用气项目,若供需双方已签署长期供用气合同,按合同执行;未签署合同的尽快签署合同并落实气源。 (二)按照天然气利用优先顺序加强需求侧管理,优化用气结构,有序发展增量用户,鼓励优先类、支持允许类天然气利用项目发展,对限制类项目的核准和审批要从严把握,列入禁止类的利用项目不予许可、不予用气保障。 优先类主要为对天然气行业高质量发展有重要促进作用,有利于实现双碳目标、产业结构优化升级,保障国家能源安全,具有良好经济性社会效益,应予以鼓励或优先保障的天然气利用方向。 允许类主要为当前和今后一个时期仍有较大市场需求,但需强化天然气与可替代能源竞争,应在确保落实气源和经济可持续发展条件下,有序发展的天然气利用方向。 限制类主要为工艺技术不符合行业准入条件或发展方向,不利于产业结构优化升级,不利于天然气供应安全,需要有序升级改造和禁止新增用户、新建扩建产能、工艺技术、装备及产品的天然气利用方向。 禁止类主要为不符合有关法律法规规定和《产业结构指导目录》,严重浪费天然气资源、不符合能源革命要求,需要采取政策措施予以淘汰的天然气利用方向。 五、其它 (一)本政策由国家发展改革委、国家能源局负责解释。各省(区、市)可在本政策规定范围内结合本地实际制定相关实施办法,并报国家发展改革委、国家能源局备案。 (二)国家发展改革委、国家能源局负责全国天然气利用管理工作。各省(区、市)发展改革委、能源局负责本行政区域内天然气利用管理工作。 (三)本政策自发布之日起30日后实施。从本政策实施之日起,天然气利用项目管理均适用本政策,除国家法律法规另有规定外,均以此为准。 (四)本政策根据天然气供需形势发生变化适时进行调整,以确保天然气市场健康有序发展。
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    • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2018-11-16
    • 国家能源局综合司征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见的函 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局)、国家能源局各派出监管机构,国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司:   2018年3月、2018年9月,我们分别以国家能源局综合司、国家发展改革委办公厅名义向有关方面发函征求了《可再生能源电力配额及考核办法》的意见。在研究论证各方面意见基础上,我们对《可再生能源电力配额及考核办法》进行了修改,在保持配额机制和政策基本一致的前提下,形成了《关于实行可再生能源电力配额制的通知》(征求意见稿),现再次征求有关方面意见。请有关单位于2018年11月21日(周三)17:00前将意见以书面形式反馈我局(新能源司),逾期视为无不同意见。   联系人:国家能源局新能源司 李鹏   联系电话:010-68555892 传真:010-68555045 附件 国家发展改革委 国家能源局关于实行 可再生能源电力配额制的通知 (征求意见稿) 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局)、经信委(工信委、工信厅),国家能源局各派出监管机构,有关中央企业,各有关单位: 为深入贯彻习近平总书记关于推进能源生产和消费革命战略的重要论述,加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,促进可再生能源开发利用,依据《中华人民共和国可再生能源法》《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》,决定实行可再生能源电力配额制。现将有关事项和政策措施通知如下。 一、对电力消费设定可再生能源配额。可再生能源电力配额是按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源比重指标,包括可再生能源电力总量配额(简称“总量配额”)和非水电可再生能源电力配额(简称“非水电配额”)。满足总量配额的可再生能源电力包括全部可再生能源发电种类;满足非水电配额的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。对各省级行政区域规定的应达到的最低可再生能源比重指标为约束性指标,按超过约束性指标10%确定激励性指标。 二、按省级行政区域确定配额指标。各省级能源主管部门会同电力运行管理部门在国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司和省属地方电网企业技术支持下,测算并提出本省级行政区域当年可再生能源电力配额指标建议,于每年1月底前报送国务院能源主管部门。国务院能源主管部门组织第三方机构对各省级行政区域年度可再生能源电力配额指标进行评估,在此基础上将拟确定的两类配额指标征求各省级能源主管部门以及国家电网公司、南方电网公司的意见,综合论证后于每年3月底前向各省级行政区域下达当年可再生能源电力配额指标。 三、各省级人民政府承担配额落实责任。各省级能源主管部门会同电力运行管理部门按年度组织制定本省级行政区域可再生能源电力配额实施方案(简称“配额实施方案”),报省级人民政府批准后实施。配额实施方案主要应包括:年度配额指标及配额分配、配额实施工作机制、配额履约方式、对配额义务主体的考核方式等。各省级行政区域配额实施方案对承担配额义务主体设定的配额指标可以高于国务院能源主管部门向各本区域下达的可再生能源电力配额约束性指标。 四、售电企业和电力用户协同承担配额义务。承担配额义务的市场主体第一类为各类直接向电力用户供电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司(简称配售电公司);第二类为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。第一类承担与其年售电量相对应的配额,第二类承担与其用电量相对应的配额。各配额义务主体的售电量和用电量中,公益性电量(含专用计量的供暖电量)免于配额考核。 五、电网企业承担经营区配额实施责任。国家电网公司、南方电网公司指导所属省级电力公司依据有关省级人民政府批准的配额实施方案,负责组织经营区内各承担配额义务的市场主体履行可再生能源电力配额义务。有关省级能源主管部门会同电力运行管理部门督促省属地方电网企业以及未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业履行可再生能源电力配额义务。各承担配额义务的市场主体及电力用户均须完成所在区域电网企业分配的可再生能源消纳电量,并在电网企业统一组织下共同完成本经营区的配额。电网企业及电力交易机构优先为电网企业之外市场主体完成其配额提供便利,在电网企业经营区完成整体配额且已完成全部应消纳可再生能源电量前提下,电网企业自身承担的配额在考核时可相应核减。 六、做好配额实施与电力交易衔接。电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易,指导参与电力交易的承担配额义务的市场主体优先完成可再生能源电力配额相应电力交易。在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担配额义务的市场主体给予提醒。承担配额义务的市场主体参与电力市场交易时,应向电力交易机构作出履行可再生能源电力配额义务的承诺。 七、配额义务的核算方式。各承担配额义务的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成配额,同时可通过以下补充(替代)方式完成配额。 (一)向超额完成年度配额的市场主体购买其超额消纳的可再生能源电量实现,双方自主确定转让价格。 (二)自愿认购可再生能源电力绿色证书(简称“绿证”),绿证对应的可再生能源电量等量记为配额完成量。 八、配额监测核算和交易。国家可再生能源信息管理中心会同各电力交易机构负责承担配额义务市场主体的配额账户设立,配额完成量核算及转让、配额完成统计及信息发布等工作。北京电力交易中心、广州电力交易中心对配额完成量转让进行业务指导。各省级行政区域内的配额完成量转让原则上由省级电力交易中心组织,跨省级行政区域的配额完成量转让在北京电力交易中心和广州电力交易中心组织下进行。国家可再生能源信息管理中心与国家电网公司、南方电网公司等电网企业及各电力交易中心联合建立可再生能源电力消纳、配额监测核算技术体系并实现信息共享。 九、做好配额相关信息报送。国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司和省属地方电网企业向省级能源主管部门、电力运行管理部门和所在地区国务院能源主管部门派出监管机构报送上年度本经营区及各配额义务市场主体可再生能源电力配额完成情况的监测、统计信息。各省级能源主管部门向国务院能源主管部门报送各省级行政区域配额完成情况报告。 十、省级主管部门负责对承担配额义务的市场主体进行考核。省级能源主管部门会同电力运行管理部门对本省级行政区域承担配额义务的市场主体的配额完成情况进行考核,按年度公布可再生能源电力配额考核报告。各省级能源主管部门会同电力运行管理部门负责督促未履行配额义务的电力市场主体限期整改,对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处罚,将其列入不良信用记录,予以联合惩戒。 十一、国家按省级区域监测评价。国务院能源主管部门对各省级行政区域配额完成情况,以及国家电网公司、南方电网公司对所属省级电网公司配额组织实施和管理工作进行监测评价。省级能源主管部门会同电力运行管理部门对省属地方电网企业以及未通过省级电网公司售电的企业的配额实施进行督导考核。由于自然原因或重大事故导致可再生能源发电送出或受限,在配额考核时相应核减。 十二、超额完成配额不计入能耗考核。在确保完成全国能源消耗总量和强度“双控”目标条件下,对于实际完成配额超过本区域激励性配额指标的省级行政区域,超出激励性配额指标部分的可再生能源消费量不纳入该地区能耗“双控”考核。对纳入能耗考核的企业,超额完成省级配额实施方案对其确定的应完成配额的电量折算的能源消费量不计入其能耗考核。 十三、加强配额实施监管。国务院能源主管部门派出监管机构负责对各配额义务主体的配额完成情况进行监管,并向国务院能源主管部门报送各省级行政区域以及各电网企业经营区的配额总体完成情况专项监管报告。 2018年各地区配额完成情况不进行考核,随本通知下达的2018年配额指标用于各地区自我核查,2020年配额指标用于指导各地区可再生能源发展。自2019年1月1日起正式进行配额考核,2019年度配额指标将于2019年第一季度另行发布。 附件:1. 可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法; 2. 各省(区、市)可再生能源电力总量配额指标; 3. 各省(区、市)非水电可再生能源电力配额指标。   附件1 可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法 (试行) 本方法作为配额制的配套文件同时发布,作为各省级区域配额指标测算、配额完成监测评价以及对各承担配额义务的市场主体考核的基本方法。该办法先作为试行版本执行,在配额制实施过程中不断总结完善,视情况发布后续版本。 一、配额指标测算方法 (一)基本原则 1. 规划导向,分区设定。各省级行政区域配额指标依据国家能源发展战略和可再生能源发展相关规划、结合该地区实际用电增长情况、考虑各地区实际可消纳本地和区外可再生能源电力的能力确定区域最低配额指标(约束性指标),各地区均应逐年提升配额指标或至少不降低。 2. 强化消纳,动态调整。各省级行政区域均把可再生能源电力消纳作为重要工作目标,电力净输出地区应做到本地消纳达到全国先进水平,电力净输入地区应做到本地充分消纳和区外最大能力消纳。根据各地区可再生能源重大项目和跨省跨区输电通道建设进展,按年度动态调整各省级行政区域配额指标。 3. 区域统筹,分解责任。省级行政区域的整体配额完成为区域配额实施的总目标,有关能源主管部门和电力运行管理部门统筹协调制订配额实施方案,同时向承担配额义务的市场主体(包括电网公司在内)分配配额任务,督促其通过多种方式完成各自配额。 4.保障落实,鼓励先进。对各省级行政区域确定应达到的全社会用电量中最低可再生能源比重,按约束性指标监测、评价和考核。按照约束性指标上浮10%作为激励性指标,鼓励具备条件的省份自行确定更高的可再生能源比重指标。对高于激励性指标的地区,予以鼓励。 (二)配额消纳量核算 可再生能源电力消纳量,包括可再生能源电力消纳总量和非水电可再生能源电力消纳量。按下列方法核算: 1. 各省级行政区域内生产且消纳的电量 (1)接入公共电网且全部上网的电量,采用并网计量点的电量数据; (2)自发自用(全部或部分)可再生能源电量(含就地消纳的合同能源服务和交易电量),采用电网企业作为发放国家补贴资金依据计量的总发电量数据; 2. 区域外输入的可再生能源电量 可再生能源发电企业与省级电网企业签署明确的跨省跨区购电协议的,根据协议实际执行情况计入受端区域消纳的区域外输入可再生能源电量。其他情况按以下方法处理: (1)独立“点对网”跨区输入 可再生能源发电项目直接并入区域外受端电网,全部发电量计入受端地区消纳量,采用并网计量点的电量数据。 (2)汇合“点对网”跨区输入 采取与火电或水电打捆以一组电源向区外输电的,受端电网消纳的可再生能源电量等于总受电量乘以外送电量中可再生能源电量比例。 外送电量中可再生能源电量比例=送端并网点计量的全部可再生能源上网电量/送端并网点计量的全部上网电量。 (3)省际“网对网”跨区输入 省间电网跨区输入电量中可再生能源电量,通过电力交易方式进行的,根据电力交易机构的结算电量确定;无法明确的,按送端省级电网区域可再生能源消纳电量占区域社会用电量比例,乘以总输入电量认定。 (4)跨省际“网对网”输入 跨省际大区域未明确分电协议或省间协议约定可再生能源电量比例的跨省跨区通道,按该区域内各省级行政区域全社会用电量占本区域电网内全社会用电量的比重,计算各省级行政区域输入的可再生能源电量。即: i省级行政区域内输入可再生能源电量=可再生能源输入电量×(i省级行政区域全社会用电量/(∑i省级行政区域全社会用电量)), n表示区域电网内包含的各省级行政区域。 3. 特殊区域 京津冀电网(北京、天津、冀北、河北南网)接入的集中式可再生能源发电项目和区外输入的可再生能源电量,按统一均摊原则计入各地区消纳量,各自区域内接入的分布式可再生能源发电量计入各自的消纳量。 (三)配额指标测算 1. 全国平均水平。全国可再生能源消纳平均水平是指全国全社会用电量中可再生能源占比,实际计算采用全国消纳的全部可再生能源电量与全社会用电量的比值,如存在进出口可再生能源电量,按净进出口量计入。平均水平指标计算公式如下: 平均水平指标=全国年消纳的可再生能源电量/全国全社会年用电量 2. 各省级行政区域配额指标计算公式如下: 区域配额指标=(预计本地生产且消纳年可再生能源电量+预计年净受入可再生能源电量)/本地区预计全社会用电量 测算可再生能源发电量时,上年度底前已投产装机按照应达到的年利用数测算;当年新增装机,除了有明确投产时间的水电站等大型工程,其他连续投入投运的可再生能源发电装机,预计新增装机作为一个整体按全年利用小时数的一半进行折算。 3. 配额指标确定流程 各省级能源主管部门会同电力运行管理部门在国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司和省属地方电网企业技术支持下,测算并提出本省级行政区域当年可再生能源电力配额约束性指标建议报告,于每年1月底前报送国务院能源主管部门。报告应包含分品种的可再生能源电源预测并网装机容量、预测发电量、各跨省跨区通道计划输送可再生能源电量和比重、预测全社会用电量等数据。 国务院能源主管部门组织第三方机构对各省级行政区域年度可再生能源电力配额指标进行评估,在此基础上将拟确定的两类配额指标(约束性和激励性)征求各省级能源主管部门以及国家电网公司、南方电网公司的意见,综合论证后于每年3月底前向各省级行政区域下达当年可再生能源电力配额指标。 二、配额完成量核算方法 (一)承担配额义务的市场主体 承担可再生能源电力配额义务的市场主体(含电网企业售电)的配额完成量包括: 1. 从区域内或区域外电网企业和发电企业(含个人投资者等分布式发电项目单位)购入的可再生能源电量,按扣除网损之后的售电侧购入可再生能源电量计算。 (1)对于电网企业按照可再生能源发电保障性收购要求统一收购的可再生能源电量,按照电网企业经营区内各市场主体非市场化实际用电量大小等比例、分时段原则进行分摊,计入市场主体可再生能源电力配额完成量。 (2)对于通过电力市场化交易的可再生能源电量,全部计入购电市场主体的可再生能源电力配额完成量。 2. 自发自用的可再生能源电量。 电网企业经营区内市场主体自发自用的可再生能源电量由电网企业代为计量,全部计入自发自用市场主体的可再生能源电力配额完成量。 3. 从其他配额义务主体购买的配额完成量或购买绿证折算的配额完成量。 不计入售出的可再生能源电量、已转让的配额完成量和出售绿证对应的配额完成量。 (二)各省级行政区域区域 参照一(二)“消纳量核算”部分,与国家下达的省级行政区域配额指标相对照,各省级行政区域整体配额完成指标计算公式如下: 整体配额完成指标={区域内生产且消纳的可再生能源电量+区域外输入的可再生能源电量+市场主体配额完成量净受让量之和+绿证认购量之和-免于考核电量对应的可再生能源电量}÷{区域全社会用电量-免于考核电量} 其中,按照国家规定豁免配额考核的公益性电量(含专项计量供暖电量)在配额完成指标核算公式的分子和分母中均予以扣除,免于考核电量对应的可再生能源电量等于免于考核电量乘以区域配额指标。   附件2 各省(区、市)可再生能源电力总量配额指标 省(区、市) 2018年约束性指标 2018年激励性指标 2020年约束性指标 2020年激励性指标 北京 11.0% 12.1% 15.0% 16.5% 天津 11.0% 12.1% 15.0% 16.5% 河北 11.0% 12.1% 15.0% 16.5% 山西 15.0% 16.3% 16.5% 18.0% 内蒙古 18.5% 20.3% 18.5% 20.3% 辽宁 12.0% 13.0% 12.5% 13.6% 吉林 20.0% 21.5% 22.0% 23.7% 黑龙江 19.5% 21.0% 26.0% 28.1% 上海 31.5% 32.0% 33.0% 33.5% 江苏 14.5% 15.1% 15.0% 15.8% 浙江 18.0% 18.5% 19.0% 19.8% 安徽 13.0% 14.0% 14.5% 15.7% 福建 17.0% 17.5% 22.0% 22.6% 江西 23.0% 23.5% 29.0% 30.0% 山东 9.5% 10.4% 10.5% 11.6% 河南 13.5% 14.5% 16.0% 17.1% 湖北 39.0% 39.9% 40.0% 41.0% 湖南 51.5% 52.4% 51.5% 52.4% 广东 31.0% 31.4% 29.5% 30.0% 广西 51.0% 51.4% 50.0% 50.5% 海南 11.0% 11.5% 11.5% 12.0% 重庆 47.5% 47.5% 45.0% 45.3% 四川 80.0% 80.4% 80.0% 80.4% 贵州 33.5% 34.0% 31.5% 32.0% 云南 80.0% 81.0% 80.0% 81.2% 西藏 不考核 不考核 不考核 不考核  陕西 17.5% 18.4% 21.5% 22.7% 甘肃 44.0% 45.6% 47.0% 48.9% 青海 70.0% 71.9% 70.0% 72.5% 宁夏 20.0% 22.0% 25.0% 27.0% 新疆 25.0% 26.5% 26.0% 27.3% 注: 1、京津冀地区执行统一的配额指标; 2、内蒙古自治区可按蒙西、蒙东地区分开考核,具体分区域配额指标由内蒙古自治区能源主管部门确定; 3、2020年指标为指导性指标,根据可再生能源资源情况、跨省跨区通道输送可再生能源情况进行动态调整。2020年指标测算时酒泉—湖南、扎鲁特—山东、宁夏—山东、上海庙—山东、宁东—浙江特高压输电通道中可再生能源电量比例按不低于30%考虑; 4、有跨省跨区输入可再生能源电力的受端地区,如实际运行时通道输送可再生能源电量未达配额测算时的设定值,则在区域配额监测评价和市场主体配额完成考核时相应核减。 5、对可再生能源电力总量配额指标达到80%的省级行政区域,不进行约束性监测评价,对区域内市场主体是否进行总量配额考核,由有关省级能源主管部门按省级人民政府的意见自行决定。不进行配额考核的市场主体不参与配额完成量交易。西藏自治区不实行配额考核,除国家另有规定外,市场主体不参与配额完成量交易。 附件3 各省(区、市)非水电可再生能源电力配额指标 省(区、市)  2018年约束性指标 2018年激励性指标 2020年约束性指标 2020年激励性指标 北京 10.5% 11.6% 15.0% 16.5% 天津 10.5% 11.6% 15.0% 16.5% 河北 10.5% 11.6% 15.0% 16.5% 山西 12.5% 13.8% 14.5% 16.0% 内蒙古 18.0% 19.8% 18.0% 19.8% 辽宁 10.0% 11.0% 10.5% 11.6% 吉林 15.0% 16.0% 16.5% 18.2% 黑龙江 15.0% 16.5% 20.5% 22.6% 上海 2.5% 2.8% 3.0% 3.3% 江苏 5.5% 6.1% 7.5% 8.3% 浙江 5.0% 5.5% 7.5% 8.3% 安徽 9.5% 10.5% 11.5% 12.7% 福建 4.5% 5.0% 6.0% 6.6% 江西 6.5% 7.2% 8.0% 8.8% 山东 9.0% 9.9% 10.5% 11.6% 河南 9.0% 9.9% 10.5% 11.6% 湖北 7.5% 8.3% 10.0% 11.0% 湖南 9.0% 9.9% 13.0% 14.3% 广东 3.5% 3.9% 4.0% 4.4% 广西 4.0% 4.4% 5.0% 5.5% 海南 4.5% 5.0% 5.0% 5.5% 重庆 2.0% 2.2% 2.5% 2.8% 四川 3.5% 3.9% 3.5% 3.9% 贵州 4.5% 5.0% 5.0% 5.5% 云南 11.5% 12.7% 11.5% 12.7% 西藏 不考核 不考核 不考核 不考核 陕西 9.0% 9.9% 12.0% 13.2% 甘肃 15.5% 17.1% 19.0% 20.9% 青海 19.0% 20.9% 25.0% 27.5% 宁夏 18.0% 19.8% 20.0% 22.0% 新疆 14.5% 16.0% 16.0% 17.6% 注: 1、京津冀地区执行统一的配额指标; 2、内蒙古自治区可按蒙西、蒙东地区分开考核,具体分区域配额指标由内蒙古自治区能源主管部门确定; 3、2020年指标为指导性指标,根据可再生能源资源情况、跨省跨区通道输送可再生能源情况进行动态调整。2020年指标测算时酒泉—湖南、扎鲁特—山东、宁夏—山东、上海庙—山东、宁东—浙江特高压输电通道中可再生能源电量比例按不低于30%考虑; 4、有跨省跨区输入可再生能源电力的受端地区,如实际运行时通道输送可再生能源电量未达配额测算时的设定值,则在区域配额监测评价和市场主体配额完成考核时相应核减。 5、西藏自治区不实行配额考核,除国家另有规定外,市场主体不参与配额完成量交易。