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《重磅政策| 国家能源局征求意见：2021-2030年各省风光消纳责任权重来了！确保完成2030年非化石能源比重目标！》

  • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2021-02-17

  • 日前，国家能源局下发《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022—2030年预期目标建议的函》，以确保完成2030年非化石能源占一次能源消费的比重目标。
    根据文件，2030年全国统一可再生能源电力消纳责任权重为40%，其中非水电电力消纳责任权重为25.9%。非化石能源消费比重2021年按16.6%考虑，2030年按26%考虑；一次能源消费总量，2021年为51.2吨标准煤，2030年为60亿吨标准煤；全社会用电量，2021年为8万亿千瓦时，2030年为11万亿千瓦时。
    文件测算，2030年全国统一可再生能源电力消纳责任权重为40%，各地2021年实际完成情况与40%的差值，将被平价到9年，为各地每一年需要提升的百分点。
    文件强调，实现双消纳双考核，压实风电太阳能发电发展责任，对各省级行政区域分别设置总量和非水电两类消纳责任权重，且两类权重均应逐年提高至少不降低。坚持责任共担，逐步统一全国各地可再生能源电力消纳责任权重，到2030年全国各省级行政区域实现同等可再生能源电力消纳责任权重，公平承担可再生能源发展和消纳责任。

  • 原文来源：https://www.in-en.com/article/html/energy-2301164.shtml
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  • 《国家能源局就《天然气利用政策》公开征求意见》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-10-07
    • 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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  • 《国家能源局就2021年风电、光伏开发建设征求意见：年度新增规模将由各省自主确定》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2021-03-10
    • 日前，国家能源局印发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》。征求意见稿明确，2021年，全国风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到约11%。 根据征求意见稿，国家层面将不再下发2021年新增风电、光伏开发建设规模，各省级能源主管部门依据本区域非水电消纳责任权重，合理确定本地区2021年风电、光伏发电项目年度新增并网规模和新增核准（备案）规模。具体而言，各省级能源主管部门应按照国家明确的本地消纳责任权重，测算确定2021、2022年年度保障性并网规模；组织2021年拟并网的存量项目纳入2021年度保障性并网规模；根据2021年度保障存量项目并网后剩余保障性并网规模和2022年度保障性并网规模，按照前述原则编制竞争性配置方案，组织开展保障性并网竞争性配置，确定纳入2021、2022年度保障性并网规模的新增项目。同时，组织超出保障性并网规模且仍有并网意愿的新增项目通过市场化方式落实新增并网消纳条件。在此基础上，编制年度项目开发建设方案，有序组织项目开发建设，并协调电网企业保障项目并网接入。保障性并网竞争性配置及市场化并网工作应由省级能源主管部门组织，不得下放地方。 征求意见稿同时指出，国家将建立保障性并网、市场化并网等并网消纳多元保障机制。 保障性并网指各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机由电网企业保障并网。市场化并网指超出保障性消纳规模仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，在落实抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等新增并网消纳条件后，由电网企业保障并网。 纳入保障性并网规模的项目由各省级能源主管部门以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展竞争性配置。优先鼓励保障性并网规模与减补金额相挂钩，原则上各省应有不少于1/3的保障性并网规模定向用于存在欠补的企业以减补获得保障性并网资格。
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