《两部委关于保护地大调整前期工作的函》

  • 来源专题:长江流域资源与环境知识资源中心 | 领域情报网
  • 编译者: lifs
  • 发布时间:2020-03-12
  • 中华人民共和国自然资源部 国家林业和草原局 自然资函〔2020〕71号 自然资源部 国家林业和草原局关于做好自然保护区范围及功能分区优化调整前期有关工作的函 各省、自治区、直辖市人民政府: 经过60多年建设,我国自然保护区在保护生物多样性、保存自然遗产、改善生态环境质量和维护国家生态安全方面发挥了重要作用,但部分自然保护区范围划定和功能分区不够科学合理,与其他自然保护地交叉重叠,历史遗留问题较多,管控措施针对性操作性不强,各种矛盾冲突尖锐,迫切需要对自然保护区范围及功能分区进行一次优化调整,同时对各类自然保护地进行整合优化。 根据 《关于建立以国家公园为主体的自然保护地体系的指导意见》《关于在国土空间规划中统筹划定落实三条控制线的指导意见》,现就自然保护区范围及功能分区调整前期有关事项通知如下: 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,深入贯彻习近平生态文明思想,认真落实党中央、国务院决策部署,牢固树立尊重自然、顺应自然、保护自然的理念,坚持问题导向,解决矛盾冲突,科学界定自然保护区范围,优化功能分区,细化管控措施,加强和改进自然保护区管理,确保重要生态系统、自然遗迹、自然景观和生物多样性得到有效保护,筑牢国家生态安全屏障。 (二)基本原则 1.科学评估,合理调整。以生物多样性评估为基础,建立科学评价体系,着眼解决现实矛盾冲突和历史遗留问题,为确定合理的优化调整方案做好准备。 2.应划尽划,应保尽保。保持自然生态系统完整性和生态廊道连通性,划入与调出相结合,将应该保护的地方都保护起来,谋划新设一批自然保护区等自然保护地。 3.实事求是,简便易行。不预设自然保护区面积,简化功能分区,采取差别化管控措施,对生态搬迁、永久基本农田、镇村、矿业权等逐步退出设置过渡期,依法加强产权保护,稳妥推进。 4.统筹协调,做好衔接。结合国土空间规划编制,衔接三条控制线划定,与生态保护红线评估调整同步开展,与永久基本农田核实整改协调推进,合理安排生产、生活、生态空间。 二、解决突出问题 做好自然保护区优化调整前期有关工作,必须坚持强化保护,从实际出发,着力解决好自然保护区内存在的现实矛盾冲突和历史遗留问题,主要包括: (一)空间布局亟需完善。我国现有的自然保护区都是基于地方申请设立的,顶层设计不够,生态系统保护不够完善和系统。一些重要的自然生态系统、自然遗迹、野生动物重要栖息地、珍稀瀕危野生动植物原生地尚未纳入自然保护区,特别是海洋生态系统保护和水生生物保护不足,海洋类型自然保护地内的海洋保护面积占我国管辖海域面积的4%左右,与保护目标仍有明显差距。同时,自然保护区与风景名胜区、森林公园等各类自然公园交叉重叠,多头管理,多块牌子。一些市、县级自然保护区设立程序不规范,无法实际落地。 (二)历史遗留问题突出。经初步统计,仅国家级自然保护区内就有城市建成区29个(2个位于核心区),建制乡镇建成区 531个(72个位于核心区),人口约400万(核心区约40万人),耕地146万公顷(核心区17.9万公顷),其中永久基本农田92.8万公顷(核心区8.3万公顷),永久基本农田与生态保护红线交叉重叠,原住居民生产生活与保护管理矛盾突出。 (三)现实矛盾冲突尖锐。目前,仅国家级自然保护区内就有探矿权1855个,重叠面积约69107平方公里;采矿权782个,重叠面积2421平方公里,矿产资源开发与自然保护区管理冲突明显。国家和地方一些重大基础设施建设项目,如高速公路、铁路、水利工程建设,自然保护区内原有交通干线道路升级改造、防洪设施建设和维护,边境地区各族群众守土守边修筑设施,以及军事设施建设等受到限制。一些自然保护区内航道航运等水域活动,与水生动物活动区域交叉重叠,管理难度加大。 (四)科学化精细化管理有待加强。长期以来,自然保护区功能分区不够准确,核心区和缓冲区管理强度和管理规定基本一致,无明显差异。自然保护区内分区管控措施针对性操作性不强,未能按不同保护对象、不同保护区类型、不同人类活动实行分区分类科学有效管理。 三、科学调整范围 (一)自然保护区周边生态保护价值高、生物多样性丰富以及保持生态系统完整性的区域,应调入自然保护区范围。 (二)自然保护区核心保护区内的永久基本农田、镇村、矿业权逐步有序退出,一般控制区内的根据对生态功能造成的影响确定是否退出,其中,造成明显影响的逐步有序退出,不造成明显影响的可采取依法依规相应调整一般控制区范围等措施妥善处理。将城市建成区调出自然保护区范围。 (三)经科学评估,可将成片集体人工商品林调出自然保护区范围,但以下情形除外:①重要江河干流源头、两岸;②重要湿地和水库周边;③距离国界线10公里范围内的林地;④荒漠化和水土流失严重地区;⑤沿海防护林基干林带。 (四)自然保护区设立前存在的经济开发区等,可以调出自然保护区范围;自然保护区设立后,违规审批建设的经济开发区等,追究相关部门和有关人员的责任,经科学评估后,根据对生态功能影响,确定是否退出或调整自然保护区范围。其中,占用主要保护对象重要栖息地、繁殖地、迁徙通道以及位于国际重要湿地、世界自然遗产范围内的部分,原则上应退出自然保护区范围。违规审批但尚未建成的,原则上退出自然保护区范围。 (五)国家公园设立后,在相同区域不再保留原自然保护区等自然保护地,纳入国家公园管理;未划入的经科学评估后,可以保留、撤销,或合并为自然保护区,也可整合设立自然公园,但要严格控制,防止人为降低保护强度和改变保护性质。 (六)国家级和省级自然保护区与风景名胜区、地质公园、森林公园、海洋公园、湿地公园、冰川公园、草原公园、沙漠公园、草原风景区、水产种质资源保护区、野生植物原生境保护区(点)、自然保护小区、野生动物重要栖息地等各类自然保护地交叉重叠时,原则上保留国家级和省级自然保护区,无明确保护对象、无重要保护价值的省级自然保护区经评估后可转为自然公园。 (七)市、县级自然保护区经评估论证后可晋升为省级自然保护区;确实无法实际落地、无明确保护对象、无重要保护价值的,可转为自然公园,或不再保留。 (八)自然公园根据资源禀赋和自然特征设立,原森林、湿地、地质、海洋、沙漠公园以及以自然景观为主要保护对象的原风景名胜区经科学评估后转为自然公园。原海洋特别保护区转为海洋自然保护区或海洋自然公园。可在草原、冰川等功能分明、资源禀赋高的区域新设一批自然公园。水产种质资源保护区、自然保护小区、野生动物重要栖息地纳入自然公园管理。 自然公园名称统一规范为“(风景、森林、湿地、地质、海洋、沙漠、草原、冰川等)自然公园”,做到一个保护地一块牌子。 (九)其他经科学评估后需要调整的情况。 (十)自然保护区范围调整以省级行政区域为单元,统筹平衡增减面私,一般应保证省域范围自然保护地面积不减少。如有客观原因导致面积出现较大幅度变化时,应向国务院报告,经批准后方可调整。 四、完善功能分区 自然保护区功能分区由核心区、缓冲区、实验区转为核心保护区和一般控制区。 (一)由于原自然保护区核心区、缓冲区管控要求基本接近,故一般情况下,将自然保护区原核心区和原缓冲区转为核心保护区,将原实验区转为一般控制区。 (二)自然保护区原实验区内无人为活动且具有重要保护价值的区域,特别是国家和省级重点保护野生动植物分布的关键区域、生态廊道的重要节点、重要自然遗迹等,也应转为核心保护区。 (三)自然保护区原核心区和原缓冲区有以下情况,可调整为一般控制区:自然保护区设立之前就存在的合法水利水电等设施;历史文化名村、少数民族特色村寨和重要人文景观合法建筑,包括有历史文化价值的遗址遗迹、寺庙、名人故居、纪念馆等有纪念意义的场所。 五、细化管控要求 (一)核心保护区 除满足国家特殊战略需要的有关活动外,原则上禁止人为活动。但允许开展以下活动: 1 .管护巡护、保护执法等管理活动,经批准的科学研究、资源调查以及必要的科研监测保护和防灾减灾救灾、应急抢险救援等。 2.因病虫害、外来物种入侵、维持主要保护对象生存环境等特殊情况,经批准,可以开展重要生态修复工程、物种重引入、增殖放流、病害动植物清理等人工干预措施。 3.根据保护对象不同实行差别化管控措施: (1)保护对象栖息地、觅食地与人类农业生产生活息息相关的自然保护区,经科学评估,在不影响主要保护对象生存、繁衍的前提下,允许当地居民从事正常的生产、生活等活动。保留一定数量的耕地,允许开展耕种、灌溉活动,但应禁止使用有害农 (2)保护对象为水生生物、候鸟的自然保护区,应科学划定航行区域,航行船舶实行合理的限速、限航、低噪音、禁鸣、禁排管理,禁止过驳作业、合理选择航道养护方式,确保保护对象安全。 (3)保护对象为迁徙、洄游、繁育野生动物的自然保护区,在野生动物非栖息季节,可以适度开展不影响自然保护区生态功能的有限人为活动。 (4)保护对象位于地下的自然遗迹类自然保护区,可以适度开展不影响地下遗迹保护的人为活动。 4.暂时不能搬迁的原住居民,可以有过渡期。过渡期内在不扩大现有建设用地和耕地规模的情况下,允许修缮生产生活以及供水设施,保留生活必需的少量种植、放牧、捕捞、养殖等活动。 5.已有合法线性基础设施和供水等涉及民生的基础设施的运行和维护,以及经批准采取隧道或桥梁等方式(地面或水面无修筑设施)穿越或跨越的线性基础设施,必要的航道基础设施建设、河势控制、河道整治等活动。 6.已依法设立的铀矿矿业权勘查开采;已依法设立的油气探矿权勘查活动;已依法设立的矿泉水、地热采矿权不扩大生产规模、不新增生产设施,到期后有序退出;其他矿业权停止勘查开采活动。 7.根据我国相关法律法规和与邻国签署的国界管理制度协定(条约)开展的边界通视道清理以及界务工程的修建、维护和拆除工作;根据中央统一部署在未定界地区开展旨在加强管控和反蚕食斗争的各种活动。 (二)一般控制区 除满足国家特殊战略需要的有关活动外,原则上禁止开发性、生产性建设活动。仅允许以下对生态功能不造成破坏的有限人为活动: 1.核心保护区允许开展的活动。 2.零星的原住居民在不扩大现有建设用地和耕地规模前提下,允许修缮生产生活设施,保留生活必需种植、放牧、捕捞、养殖等活动。 3.自然资源、生态环境监测和执法,包括水文水资源监测和涉水违法事件的查处等,灾害风险监测、灾害防治活动。 4.经依法批准的非破坏性科学研究观测、标本采集。 5.经依法批准的考古调查发掘和文物保护活动。 6.适度的参观旅游及相关的必要公共设施建设。 7.必须且无法避让、符合县级以上国土空间规划的线性基础设施建设、防洪和供水设施建设与运行维护;已有的合法水利、交通运输等设施运行和维护。 8.战略性矿产资源基础地质调查和矿产远景调查等公益性工作;已依法设立的油气采矿权在不扩大生产区域范围,以及矿泉水、地热采矿权在不扩大生产规模、不新增生产设施的条件下,继续开采活动;其他矿业权停止勘查开采活动。 9.确实难以避让的军事设施建设项目及重大军事演训活动。 六、加强组织领导 自然保护区优化调整前期有关工作,任务重、情况复杂、涉及面广,各省(区、市)要切实提高政治站位,加强组织领导,坚持科学态度,严密组织实施,做到应保尽保,应划尽划,进一步强化自然保护地管理。自然资源部、国家林业和草原局(国家公园管理局)应会同生态环境部等有关部门加强对地方指导监督,督促地方抓紧编制形成自然保护区调整预案,推动优化调整前期有关工作科学、规范、有序开展。调整预案经省(区、市)人民政府同意后,由各省(区、市)自然资源主管部门、林业和草原主管部门联合报自然资源部、国家林业和草原局。

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    • 编译者:冯瑞华
    • 发布时间:2018-08-01
    • 7月30日,自然资源部、工信部联合发布关于下达2018年度稀土矿钨矿开采总量控制指标的通知(以下简称《通知》)。为保护和合理开发优势矿产资源,按照保护性开采特定矿种管理相关规定,2018年继续对稀土矿实行开采总量控制。 2018年度全国稀土矿(稀土氧化物REO)开采总量控制指标为120000吨,其中离子型(以中重稀土为主)稀土矿指标19150吨,岩矿型(轻)稀土矿指标100850吨。 近5年来,稀土矿开采总量控制指标变化幅度不大。自2014年起,全国稀土矿开采总量控制指标为105000吨,其中离子型稀土矿指标17900吨,岩矿型(轻)稀土矿指标87100吨,这三个数据一直到2017年均保持不变。 此外,《通知》要求,有关省级自然资源主管部门要严格按照规定,认真做好指标分解和下达工作,及时将指标分解下达到市、县或企业,在部下达指标30个工作日内将本省(区)稀土矿、钨矿指标分解下达、公告并报部备案。稀土矿开采总量控制指标原则上集中下达给6家稀土集团下属矿山企业。县级自然资源主管部门要与矿山企业签订责任书,明确权利、义务和违约责任。 对稀土开采指标的解读: 1、部委发布2018年第一批指标时,小编即将其解读为工信部应对市面上增加指标预期的一种回应,算是一种探索性的尝试,至于第二批指标情况,则会根据月度开采指标的利用率而定。 2、此次部委公布第二批指标约占2017年指标的44%,据此,2018年指标总量为12万吨,与2017年相比增加约14%。从绝对数字来说,指标增加幅度略低于预期。 3、2018年指标在轻稀土矿、离子型稀土矿的构成方面略有调整。第二批离子型稀土矿的开采指标大幅降低,从各省市来看,福建、广东指标获得增加,而江西、湖南、广西等则由于此前利用率偏低而缩减。而轻稀土矿总量则得到鼓励,这反映了中重稀土库存加大而镨钕需求量增加的基本情况。部委在指标结构调整方面表达了试利用情况而进行细微调整的意图,而不是此前简单将各省市指标按比例下放。 4、稀土开采总量对整个稀土供应的影响力在逐渐变弱。
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    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2022-12-26
    • 国家发改委 国家能源局日前发布关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知,其中提到,确保市场主体高比例签约、强化分时段签约、优化跨省区中长期交易机制、完善市场价格形成机制、建立健全中长期合同灵活调整机制、强化中长期合同履约和监管。 通知指出,坚持电力中长期合同高比例签约,鼓励签订多年中长期合同,推动优先发电计划通过电力中长期合同方式落实,推进电力中长期合同电子化运转。 健全跨省区中长期交易机制。完善跨省区中长期交易机制,进一步缩短交易周期,实现按旬、周定期开市,具备条件的按工作日连续开市。 推动中长期交易连续运营。各地要加强市场模式、交易品种、交易方式等的系统设计,完善年度、月度、月内等多周期协同交易体系,创新交易机制、缩短交易周期、提高交易频次,积极探索推进中长期交易向日延伸,加快推动中长期交易连续运营。2023年各地应做到按周或旬常态化开市,可在电能量交易时同步开展合同转让、回购交易,提高市场主体交易便捷性。 引导市场交易电价充分反映成本变化。充分考虑燃料生产成本和发电企业承受能力,鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价与煤炭、天然气价格挂钩联动条款,引导形成交易电价随煤炭、天然气市场价格变化合理浮动机制,更好保障能源稳定供应。 详情如下: 国家发展改革委 国家能源局关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知 发改运行〔2022〕1861号 各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局,天津市工业和信息化局、内蒙古自治区工业和信息化厅、辽宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市经济和信息化委员会、四川省经济和信息化厅、甘肃省工业和信息化厅,北京市城市管理委员会,国家能源局各派出能源监管机构,中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、华润集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国广核集团有限公司: 为深入贯彻党的二十大精神,落实党中央、国务院决策部署,加强能源产供储销体系建设,规范有序做好电力中长期合同签订履约工作,充分发挥中长期合同压舱石、稳定器作用,保障电力平稳运行,现就2023年电力中长期合同签订履约工作有关事项通知如下: 一、确保市场主体高比例签约 (一)坚持电力中长期合同高比例签约。市场化电力用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%,并通过后续季度、月度、月内合同签订,保障全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的90%。燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%,月度(含月内)及以上合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%。水电和新能源占比较高省份签约比例可适当放宽。对于足额签订电力中长期合同的煤电企业,各地应优先协调给予煤炭和运力保障,支撑电力中长期合同足额履约。 (二)鼓励签订多年中长期合同。各地政府主管部门要积极引导市场主体签订一年期以上的电力中长期合同,对多年期合同予以优先安排、优先组织、优先执行。探索建立多年合约价格调整机制,合同签约价格较实际市场价格偏离较大时,引导市场主体平等协商调整合同执行价格。 (三)推动优先发电计划通过电力中长期合同方式落实。各地要将本地优先发电计划转化为电力中长期合同或差价合约,鼓励高比例签订年度中长期合同或差价合约,明确分月安排及责任落实主体,确保优先发电计划刚性执行。 (四)推进电力中长期合同电子化运转。全面推进中长期合同签订平台化和电子化。在签约形式上,市场主体在参与交易前签订交易承诺书,视为同意在交易平台签订交易电子合同;具备条件的地区,可通过“电子签章”或具有同等法律效力的方式履行电子签约手续。在市场主体已授权的前提下,可通过交易平台自动履行电子签约手续,并形成规范的电子合同制式文本。 二、强化分时段签约 (一)优化时段划分方式。各地政府主管部门要会同电网企业、电力交易机构,根据电源结构变化、近三年电力供需形势及电力现货市场试运行计划,考虑2023年本地区电力供需形势,进一步优化时段划分方式,交易时段数量由3—5段增加至5段以上,结合各地实际用电负荷与新能源出力特性,按需明确划分尖峰、深谷时段。各地要充分考虑电力现货市场试运行安排,做好与现货市场的衔接,约定在现货市场运行期间的负荷曲线形成方式和调整方式。进一步扩大分时段交易范围,2023年分时段签约规模、比例均不得低于上一年度。 (二)完善分时段交易组织方式。采取双边协商、集中交易(包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易)等多种方式灵活组织开展分时段交易,交易周期包含年度、季度(多月)、月度等。鼓励年度、季度(多月)分时段交易以双边协商为主,月度分时段交易以集中竞价为主,电网企业代理购电市场化采购方式按国家相关政策执行。具备条件的省份,进一步将分时段交易逐步细化至月内,实现按旬、周定期开市,现货试点地区应实现按工作日连续开市。 三、优化跨省区中长期交易机制 (一)送受端政府主管部门加强对接。送受端政府主管部门要加强对接,鼓励签订多年、年度送受电协议,明确年度及分月电量规模、分时曲线(或形成方式)和市场价格形成机制。地方政府主管部门指导本地区发电企业、电网企业、交易机构采用市场化方式,落实政府间送受电协议内容。 (二)坚持跨省区中长期合同高比例签约。推动跨省区优先发电计划全部通过中长期交易合同方式落实,对于配套电源等明确送电主体的优先发电计划,年度市场应按照年度计划足额签约。对于未明确送电主体的优先发电计划,年度签约比例不得低于年度送电规模的90%,剩余电量通过月度或者月内中长期交易确定,如交易未达成,可先行安排送电,待价格协商一致后结算或清算。配套电源在优先落实省间送电计划、满足国家明确消纳省份购电需求的基础上,如仍有富余电力,可参与其他市场化交易。 (三)健全跨省区中长期交易机制。完善跨省区中长期交易机制,进一步缩短交易周期,实现按旬、周定期开市,具备条件的按工作日连续开市。通过双边协商、集中交易(包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易)等方式确定送电价格、规模和分时曲线(或形成方式),年度签约时需确定分月电量规模及曲线(或形成方式),进一步拉大峰谷价差。对于跨省跨区煤电(包括跨省区输电通道配套煤电),要严格落实国家煤电上网电价“基准价+上下浮动”市场化价格机制相关要求。 四、完善市场价格形成机制 (一)引导市场交易电价充分反映成本变化。充分考虑燃料生产成本和发电企业承受能力,鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价与煤炭、天然气价格挂钩联动条款,引导形成交易电价随煤炭、天然气市场价格变化合理浮动机制,更好保障能源稳定供应。 (二)合理拉大峰谷价差。各地应结合实际情况,制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制,合理拉大峰谷价差,加强中长期与现货价格机制衔接。在日内平段价格和加权平均交易价格均不超过国家允许的价格浮动范围的前提下,鼓励探索自行约定日内各时段价格。 (三)健全高耗能企业市场交易电价形成机制。基于国家出台的高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平,各地电力主管部门应推动相关职能部门及时出台并动态完善本地区高耗能企业目录清单。高耗能企业交易价格不受燃煤基准价上浮20%限制。高耗能企业与其他企业同场交易的,供应紧张时可优先出清其他企业交易电量。优先推动高耗能用户落实可再生能源消纳责任权重,通过参与绿电交易或购买绿证方式完成消纳责任权重。 (四)完善绿电价格形成机制。鼓励电力用户与新能源企业签订年度及以上的绿电交易合同,为新能源企业锁定较长周期并且稳定的价格水平。绿色电力交易价格根据绿电供需形成,应在对标当地燃煤市场化均价基础上,进一步体现绿色电力的环境价值,在成交价格中分别明确绿色电力的电能量价格和绿色环境价值。落实绿色电力在交易组织、电网调度、交易结算等环节的优先定位,加强绿电交易与绿证交易衔接。 五、建立健全中长期合同灵活调整机制 (一)推动中长期交易连续运营。各地要加强市场模式、交易品种、交易方式等的系统设计,完善年度、月度、月内等多周期协同交易体系,创新交易机制、缩短交易周期、提高交易频次,积极探索推进中长期交易向日延伸,加快推动中长期交易连续运营。2023年各地应做到按周或旬常态化开市,可在电能量交易时同步开展合同转让、回购交易,提高市场主体交易便捷性。 (二)完善新能源合同市场化调整机制。完善与新能源发电特性相适应的中长期交易机制,满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求,鼓励新能源高占比地区探索丰富新能源参与市场交易品种,不断完善新能源中长期合同市场化调整机制,丰富市场主体调整合同偏差手段。 (三)完善偏差电量结算机制。各地应按照“照付不议、偏差结算”原则,加快建立和完善偏差结算机制,引导市场主体按照合同电量安排发用电计划。偏差结算价格机制及偏差资金的分配方式应在市场规则中予以明确并提前向市场主体发布。电力现货市场运行期间,中长期偏差电量按照现货市场规则结算。针对新能源高占比地区可适当放宽分时段偏差电量结算要求,并视市场建设进程逐步收紧。电网企业代理购电用户偏差电量电费按国家相关政策执行。 六、强化中长期合同履约和监管 (一)做好中长期合同调度执行。电力调度机构应根据负荷预测、可再生能源发电等情况合理安排电网运行方式,做好中长期交易合同执行。因电力供需、电网安全、可再生能源消纳等原因需要调整生产计划的,优先通过市场化方式进行。不断完善应急调度机制,在市场化手段用尽的情况下,通过应急调度保障电网安全、电力平衡和清洁能源消纳,由于实施应急调度影响原有中长期合同执行的,根据实际情况进行责任划分。 (二)强化电力中长期合同履约。各地结合本地实际进一步修订完善分时段结算规则和流程,保障分时段合同正常履约。若一定时间内购售双方无法自主协商达成一致,将优先按照有关市场平均价格结算,待协商一致后进行统一清算。对于跨省跨区中长期交易,送受端市场主体签订合同后,需严格按照合同约定的送电规模、曲线、价格执行,政府相关部门不得干预。 (三)推进各级信用中心见证签约。电力交易机构负责归集市场主体签约、履约等市场主体非私有信息并传递至各级信用中心,确保信息传递安全性。国家公共信用信息中心归集北京、广州电力交易中心中长期合同信息,省级信用中心归集省级电力交易中心中长期合同信息,并共享至全国信用信息共享平台,同时纳入诚信履约保障平台开展监管。各级信用中心要建立信用记录,做好风险提示。相关单位要配合各级信用中心完成见证签约流程。 (四)健全市场主体信用评价体系。各地政府主管部门要健全完善市场主体信用评价制度,丰富评价维度和指标,探索信用评价方法,拓展评价结果应用,建立全面、规范的市场主体信用档案。加大对违约行为的追责力度,提高违约成本,促进市场主体诚信履约,持续改善市场信用环境。提升市场监督能力,落实市场主体信用情况定期披露。根据市场主体信用状况开展分级履约监管,对于未完成履约责任,或违法失信行为影响电力安全和市场秩序的市场主体,要依法依规开展失信惩戒。 七、强化保障措施 (一)按时完成中长期合同签订工作。各地要充分考虑市场建设进度及市场主体承受能力,做好组织协调,稳步推动中长期合同签订工作,避免市场价格大幅波动。在时段划分段数、偏差结算机制、交易频次和周期等方面分阶段推进实施,与现货市场建设有效衔接。各地应在12月20日前完成2023年年度中长期合同签订工作,并于年底前向国家发展改革委、国家能源局报送2023年年度中长期合同签订情况。 (二)做好市场信息披露工作。有关各方应严格落实电力市场信息披露相关制度办法,切实做好信息披露工作,保障市场公开透明。进一步加强零售市场信息披露管理工作,采取有效措施提升零售市场透明度。持续完善信息披露制度,提高交易信息披露的完整性、及时性和准确性,加强信息披露跟踪评价、监管通报。 (三)加强市场主体引导和培训。充分尊重市场主体意愿,引导市场主体主动签约、诚信履约。加强政策规则宣贯培训,强化各类主体对电力市场的正确认识和对政策规则的理解,促进电力市场高效运转。 国家发展改革委 国家能源局 2022年12月2日