《上海市政府办公厅印发《上海市盐业体制改革实施方案》》

  • 来源专题:北京市经济和信息化委员会监测服务平台
  • 编译者: zhangmin
  • 发布时间:2018-01-03
  • 上海市人民政府办公厅关于印发《上海市盐业体制改革实施方案》的通知

    各区、县人民政府,市政府各委、办、局:

    现将《上海市盐业体制改革实施方案》印发给你们,请认真按照执行。

      上海市人民政府办公厅

    2016年12月28日

    上海市盐业体制改革实施方案

    为落实党中央、国务院推进盐业体制改革的决策部署,抓紧上海市盐业体制改革,实现盐业资源有效配置,进一步释放市场活力,促进行业健康可持续发展,根据《国务院关于印发盐业体制改革方案的通知》(国发〔2016〕25号)要求,结合实际,制定本方案。

    一、明确指导思想和基本原则

    (一)指导思想

    全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神,认真落实创新、协调、绿色、开放、共享发展理念,以确保食盐质量安全和供应安全为核心,在坚持食盐专营制度基础上,推进盐行业的供给侧结构性改革,坚持依法治盐,创新管理方式,健全食盐储备,严格市场监管,建立公平竞争、监管到位的市场环境,逐步形成符合上海实际的盐业管理体制。

    (二)基本原则

    1.突出食盐安全。完善食盐监管机制,加强企业规范条件和信用体系建设,健全食盐储备体系,拓宽碘盐供应渠道,保障食盐质量,实现科学补碘。

    2.释放市场活力。取消食盐产销区域限制,改革食盐定价机制和工业盐管理,鼓励企业自主经营、产销一体,通过兼并重组等方式不断做优做强,为行业健康发展提供动力。

    3.注重统筹兼顾。把确保用盐安全和激发市场活力有机结合,统筹协调各项改革措施,建立沟通协调机制,加强工作指导和效果评估,确保改革稳妥推进。

    4.坚持依法治盐。完善法规政策和治理措施,加快建设标准体系,实施政企分开,建立健全监管制度,明确各方管理职责,创新管理方式,实施依法治理。

    二、完善盐业管理,保障食盐安全,释放市场活力

    (三)完善食盐管理体制

    市经济信息化委是本市盐业主管机构,承担盐行业管理职能,管理食盐专营工作,保证本市盐行业发展和市场稳定。

    实施市盐务局与盐业公司政企分开,剥离盐业公司承担的行政管理职能,创造条件将食盐质量安全管理与监督职能移交食品药品监管部门。各有关部门各司其职、密切协作,依法配合食盐安全监管,做好食盐安全工作。(市经济信息化委、市食品药品监管局、市编办牵头,市政府法制办、市财政局、市卫生计生委、市发展改革委、市工商局、市质量技监局、市盐务局配合)

    (四)完善盐业制度体系

    按照有关法律法规,对本市现行盐业管理制度规范进行清理,按照程序提出修改建议,推动健全制度体系,促进盐业健康发展。在新的相关法规政策生效前,依照相关法规政策、国务院印发的《盐业体制改革方案》和相关标准,加强食盐监管工作,防止出现监管“空档期”。(市经济信息化委、市政府法制办牵头,市发展改革委、市卫生计生委、市食品药品监管局、市盐务局配合)

    (五)完善食盐生产和批发的审批

    不再核准新增食盐定点生产企业(含多品种盐生产企业)。全市以现有3家生产企业为基数,确保企业数量只减不增。鼓励食盐生产与批发企业产销一体。鼓励社会资本进入食盐生产领域,与现有定点生产企业进行合作。

    坚持食盐批发专营制度,以现有食盐定点生产企业和食盐批发企业为基数,不再核准新增食盐批发企业。鼓励食盐批发企业与定点生产企业兼并重组,其他各类商品流通企业不得从事食盐批发。鼓励国有食盐批发企业在保持国有控股基础上,通过投资入股、联合投资、企业重组等方式引入社会资本,开展战略合作和资源整合。

    从2017年1月1日起,现有食盐定点生产企业许可证和食盐批发企业许可证不再重新核发,其有效期延至2018年12月31日。从2018年1月1日起,现有食盐定点生产企业和批发企业可依照新的规定申请许可,根据许可范围,从事相应的经营活动。市经济信息化委依照新的规范条件,对本市食盐生产、批发企业资质重新进行审核后报工业和信息化部备案,并在指定网站公示,接受社会监督。(市经济信息化委负责)

    (六)食盐生产批发突破区域限制

    国内食盐定点生产企业持有省级食盐批发许可,经市经济信息化委备案,允许进入本市流通和销售。支持本市省级食盐批发企业开展跨省经营,鼓励食盐企业依托现有营销网络,大力发展电子商务、连锁经营、物流配送等现代流通方式,开展综合性商品流通业务。(市经济信息化委牵头,市发展改革委、市商务委、市工商局、市盐务局配合)

    (七)改革食盐政府市场定价机制

    放开食盐出厂、批发和零售价格,由企业根据生产经营成本、食盐品质、市场供求状况等因素自主确定。本市各级价格管理部门加强对食盐零售价格的市场监测,配合市经济信息化委采取措施,保持价格基本稳定,特殊情况下可依法采取价格干预或其他紧急措施,防止本市普通食盐价格异常波动。(市物价局牵头,市经济信息化委、市盐务局配合)

    (八)完善食盐储备体系及应急联动机制

    建立由政府储备和企业社会责任储备组成的全社会食盐储备体系,确保自然灾害和突发事件发生时食盐的安全供应。

    将本市政府储备纳入市级重要商品储备体系,由市级重要商品储备管理领导小组管理和运行。食盐储备量按照不低于全市1个月食盐消费量的标准,以政府购买服务的方式,委托具有储备能力的食盐经营企业承储。市级财政在年度预算中安排资金,给予相关费用补贴。补贴资金纳入市级审计,接受社会监督。(市发展改革委牵头,市商务委、市经济信息化委、市财政局、市盐务局配合)

    完善企业食盐储备制度,本市食盐生产、批发企业按照上一年在本市销售的月平均量(由市经济信息化委每年核准发布一次)确定最低库存。市经济信息化委对实际库存情况进行监督检查。外省市在沪经营的食盐批发企业参照本市食盐批发企业库存管理模式设置最低库存,承担相应的企业储备责任。(市经济信息化委牵头,市发展改革委、市财政局、市盐务局配合)

    市经济信息化委会同有关部门负责本市食盐供应紧急突发事件的协调处置工作。紧急突发情况下,按照应急预案规定,采取投放政府储备、调运企业社会责任储备等方式,确保食盐市场稳定。(市经济信息化委牵头,市发展改革委、市商务委、市财政局、市食品药品监管局、市盐务局配合)

    (九)加强科学补碘工作

    充分发挥食盐生产、批发企业的保障供应作用,有效拓宽碘盐供应渠道,确保合格碘盐覆盖率在90%以上,并满足特定人群非碘盐消费需求。搞好科学补碘宣传教育,以孕妇和儿童为重点,提高群众的科学补碘意识。市卫生计生委制定本市食盐加碘标准,组织开展碘缺乏病监测,公布区域人群碘营养状况,做好动态监控。(市卫生计生委、市经济信息化委牵头,市食品药品监管局、市盐务局配合)

    (十)加强工业盐运销管理

    市经济信息化委督促本市工业盐生产企业建立、保存完整的生产和销售记录,严格防止工业盐流入食盐市场。

    质量技监部门加强工业盐生产企业产品质量监管,督促企业提高产品质量,依法查处不合格产品。工商部门依法查处虚假广告和侵权假冒行为。(市经济信息化委牵头,市质量技监局、市食品药品监管局、市公安局、市工商局配合)

    (十一)加强食盐行业信用管理

    市经济信息化委会同有关部门、行业协会按照《食盐定点生产企业和食盐批发企业信用管理办法》,建立全市食盐定点生产企业、食盐批发企业及其负责人和高管人员信用记录,并纳入国家统一的社会信用体系。对拟进入食盐生产、批发领域的社会资本,在准入前公示有关信息,并每年定期公示所有企业及其负责人的有关信息。对有违法失信行为的企业和个人,有关部门加大监管力度,依法实施联合惩戒,对行为后果严重且影响食盐安全的,依法采取行业禁入和退出等措施。政企联动、以企为主,加快推进全市食盐电子追溯体系,实现食盐来源可追溯、流向可查询、风险可防范、责任可追究。建立本市盐业协会,发挥协调沟通和行业自律的作用。(市经济信息化委、市发展改革委牵头,市公安局、市食品药品监管局、市工商局、市质量技监局配合)

    三、强化组织领导,稳步推进改革

    (十二)加强组织领导

    成立由市政府领导牵头,市经济信息化委、市发展改革委、市商务委、市卫生计生委、市政府法制办、市编办、市公安局、市食品药品监管局、市工商局、市质量技监局、市财政局、市盐务局等相关部门组成的市盐业体制改革领导小组(以下简称“领导小组”),全面统筹协调解决改革中的重点和难点问题。领导小组下设工作小组,落实盐业体制改革的各项工作,确保本市盐业体制改革如期顺利完成。

    (十三)平稳推进改革

    改革过程中,为保持本市食盐市场稳定有序,过渡期内,市经济信息化委会同有关部门负责本市食盐定点生产企业申领食盐批发许可证工作及相关备案管理、推动盐业政企分开、做好本市食盐储备等工作;市食品药品监管局会同有关部门研究做好市盐务局市场监管职能的划转与盐政执法衔接工作;各有关部门按照本实施方案确定的改革方向和主要原则,结合实际抓紧制定配套政策措施,细化深化监管责任,建立协作联动机制,形成监督管理合力。对改革中出现的新问题,及时研究提出解决办法,确保食盐安全和市场稳定,如有重大问题,及时向市政府报告。

    (十四)各有关部门加强联合执法,确保过渡期内食盐安全

    按照“依法治理、标本兼治”的要求,加强食盐生产、流通、使用全过程安全管理,依法严厉打击生产、销售、使用假冒伪劣食盐以及食盐中掺杂掺假等违法行为,切实消除食盐安全的风险和隐患,有效规范和净化本市食盐市场。新的食盐监管体制没有建成并有效开展工作之前,由市经济信息化委、市食品药品监管局、市工商局、市公安局、市盐务局等监督管理部门密切协作,联合执法,依法加强食盐安全监管,严厉处罚违法违规企业。(市经济信息化委、市食品药品监管局牵头,市发展改革委、市公安局、市卫生计生委、市工商局、市质量技监局、市盐务局配合)

    (十五)加强盐业改革宣传引导

    市经济信息化委、市发展改革委等部门加大宣传力度,搞好改革内容的解读,消除模糊认识和片面理解,正确引导社会舆论,确保盐业体制改革平稳有序推进,确保食盐安全和市场稳定。利用多种方式和渠道,加强食盐安全的宣传,普及食盐安全知识,提高全社会的食盐安全意识,广泛动员社会力量参与食盐安全监督。(市经济信息化委、市发展改革委牵头,本市各有关单位配合)

    本方案自印发之日起实施,并设置过渡期分步推进。自本方案印发之日起至2018年12月31日为改革过渡期。2017年1月1日后,放开所有盐产品价格,取消食盐准运证。2018年12月31日前,完成盐业体制改革任务,并总结全市盐业体制改革情况。

  • 原文来源:http://www.sheitc.gov.cn/bsxgzcwj/675989.htm
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    • 10月17日,上海市发展和改革委员会印发《上海市绿色电力交易实施方案》(以下简称《方案》)的通知。 《方案》指出,2024年9月起,新并网发电的I、II类绿电企业需自建或购买储能调峰能力、或者参与本市调峰调频市场,承担相关调峰调频责任。存量新能源原则上给予3年豁免期,后续适时予以调整。 原文如下: 关于印发《上海市绿色电力交易实施方案》的通知 各区发展改革委,国网上海市电力公司,上海市电力交易中心,有关发电企业、电力用户、售电企业: 为加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制,满足电力用户购买绿色电力需求,我们制定了《上海市绿色电力交易实施方案》,现印发给你们,请遵照执行。 上海市发展和改革委员会 上海市经济和信息化委员会 国家能源局华东监管局 2024年10月15日 上海市绿色电力交易实施方案 为加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制,推进上海绿色电力交易工作有序开展,按照《上海市促进绿色电力消费加快能源低碳转型实施意见》(沪发改能源〔2024〕91号)要求,根据《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号)、《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》(发改办体改〔2022〕821号)、《关于享受中央政府补贴的绿色项目参与绿电交易有关事项的通知》(发改体改〔2023〕75号)和《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则(2024年修订稿)》以及本市相关政策规则,结合工作实际,制定本方案。 一、经营主体 上海市绿色电力交易的经营主体包括发电企业、电力用户、售电企业等。电网企业负责收集汇总电力用户、售电企业的省间绿色电力交易意向信息,可通过代理挂牌交易等方式提交北京电力交易中心。 (一)发电企业 本市参与绿色电力交易的发电企业主要为满足政策规则和本方案要求的集中式风电、集中式光伏发电、集中式生物质发电等可再生能源发电企业,符合基本条件并且完成市场注册的分布式(或分散式)风电、分布式光伏发电等也可参与绿色电力交易。具体范围以我市绿色电力交易发电企业自愿入市名单为准,于完成市场注册次月(自愿入市名单若有规定月份,则从其规定)注册入市生效,自动进入电力市场成为直接参与市场交易的经营主体。原则上以绿证核发项目单位作为参与绿色电力交易的交易单元和结算单元,根据补贴等因素分为I、II两类绿电企业。 绿色电力交易发电企业原则上必须具备参与电力直接交易资格,进入电力市场的全部上网(或落地,下同)电力电量(包括带补贴电力电量和非补贴电力电量,下同)作为入市电力电量,不再由电网企业按照原收购价格保障收购,根据政策规则参与中长期交易和现货交易。其中,中长期交易包括绿色电力交易(属于场外溯源交易模式,下同)和普通电力交易(包括场外溯源交易模式和场内融合交易模式,下同)。 I类绿电企业:已建档立卡且不享受国家可再生能源补贴的平价发电企业。补贴已到期或已满额的发电企业、自愿放弃整个项目后续全部补贴的发电企业由电力交易机构向政府有关部门报备后于次月生效。 II类绿电企业:已建档立卡的带补贴发电企业或低价发电企业。包括享受国家可再生能源补贴的发电企业、通过竞争配置形成的低价发电企业,以及原保障收购电量执行国家电价政策的低价发电企业等。 (二)电力用户 本市参与绿色电力交易的电力用户为在电力交易平台完成市场注册,并具有绿色电力消费需求、愿意承担绿色电力环境价值(以下简称“环境价值”)的市场用户。批发用户可自主参与省间和市内绿色电力交易;零售用户原则上通过当前绑定售电企业参与省间和市内绿色电力交易。 (三)售电企业 本市参与绿色电力交易的售电企业应在上海电力交易平台完成市场注册(含外地推送至上海开展业务,下同),并且持续满足注册条件。在参与每笔绿色电力交易等场外溯源交易前,售电企业必须已与在该笔交易周期内有相关溯源消费需求的电力用户完成零售服务绑定,所签订零售合同的绑定期限必须涉及全部或部分该笔交易周期;在达成该笔绿色电力交易等场外溯源交易后,售电企业在合约执行期内的每月必须根据政策规则及时完成零售侧合约分配,原则上不得超出上述原绑定用户范围和原绑定期限(以及后续绑定期限,下同)范围,并且必须征得并按照相关原绑定用户同意或委托、在其同意或委托的期限和电量等范围内进行分配;在关闭零售侧合约分配后,相关用户有异议或不符合规定的该笔分配电量全部作为无效处理,视作售电企业的未分配合约余量,售电企业必须承担相应责任和后果以及给相关各方造成的损失。之后政策规则若有新规的从其规定。 二、交易标的 上海市绿色电力交易的交易标的为绿色电力交易发电企业的上网电量(或落地电量,下同),相关电力交易平台具备条件后适时开展绿色电力交易合同(即合约,下同)转让和回购交易等,实现经营主体之间的绿色电力交易合同调整。 三、交易周期 上海市绿色电力交易等场外溯源交易属于中长期交易,按照“多年和年度交易为主,多月、月度和月内交易为补充”的原则开展;在符合政策规则的前提下,鼓励相关发电企业与符合条件的电力用户(以下简称“发用双方”)签订批发侧PPA购电协议后在相关电力交易平台进行长周期的多年交易。同一交易周期内,绿色电力交易等场外溯源交易优先组织安排。 四、交易方式 上海市绿色电力交易可分为省间绿色电力交易和市内绿色电力交易。本方案所指的省间绿色电力交易是指电力用户、售电企业从相关市外可再生能源发电企业购买绿色电力电量(落地侧,下同)的市场交易活动;市内绿色电力交易是指电力用户、售电企业通过可溯源的电力直接交易从I、II类绿电企业购买绿色电力电量(上网侧或落地侧,下同)的市场交易活动。 经营主体根据政策规则和本方案,在“e-交易”软件和上海电力交易平台进行可溯源的绿色电力交易等场外溯源交易;相关经营主体和电力电量,必须参与中长期交易和现货交易,并根据政策规则和本方案进行电费结算。 在批发侧达成绿色电力交易等场外溯源交易后,批发侧相关经营主体签订发电企业与批发用户或售电企业一一对应的每笔场外溯源合约(仅指批发侧,包括合约双方、发用身份、购售角色、合约执行期、分月分时段合约电量、分月分时段电能量价格、分月绿证价格、合约双方各自的分月绿证偏差补偿价格等。下同),其中交易和结算时段按照批发侧规定执行。在符合政策规则的前提下,零售用户若通过与发电企业签订批发侧PPA购电协议并且于合约执行期首月参与零售市场的方式、或者通过自主参与以及其他方式(含参与2021年全国绿色电力交易试点、或者与发电企业签订批发侧PPA购电协议并且于合约执行期首月参与批发市场等情况,下同),在批发侧与发电企业达成绿色电力交易等场外溯源交易;则在合约执行期涉及当前绑定期限的月份范围内,视作该零售用户的当前绑定售电企业与该发电企业在批发侧签订交易结果相同且定向等量分配的该笔场外溯源合约。 在批发侧达成绿色电力交易等场外溯源交易后,售电企业的每笔场外溯源合约必须根据政策规则及时完成零售侧合约分配,将批发侧分月分时段合约电量分配至相关绑定用户,形成零售侧分月分时段合约电量;原则上批发侧分月分时段合约电量不得出现未分配合约余量。原则上在每月28日末,售电企业的当月场外溯源合约必须关闭零售侧合约分配,同时锁定零售侧分时段合约电量,之后在批发侧不得签订或调整当月场外溯源合约。在符合政策规则的前提下,零售用户若通过与发电企业签订批发侧PPA购电协议并且于合约执行期首月参与零售市场的方式、或者通过自主参与以及其他方式,在批发侧与发电企业达成绿色电力交易等场外溯源交易;则每月的零售侧合约分配视作当前绑定售电企业已征得并按照该零售用户同意或委托并且进行定向等量分配,该零售用户的零售侧分月分时段合约电量按照批发侧分月分时段合约电量确定,不涉及其他零售用户并且不产生未分配合约余量,该零售用户的零售侧相关结算价格根据与当前绑定售电企业签订的零售合同等确定。 (一)省间绿色电力交易 目前情况下,省间绿色电力交易通过电力交易平台聚合的方式开展;交易方式主要包括双边协商交易和集中交易(含集中竞价交易、挂牌交易,下同)。 国网上海市电力公司会同上海电力交易中心,收集汇总批发用户、售电企业在相关电力交易平台提交的省间绿色电力交易意向或需求信息,进行确认后,提交至北京电力交易中心。北京电力交易中心根据上述意向或需求信息,结合省间通道输送能力、送端省送出能力及本市受入能力等,通过本市和省间二次代理挂牌交易、省间单通道或多通道的绿色电力集中竞价交易、省间绿色电力挂牌交易等方式有序开展省间绿色电力交易。 (二)市内绿色电力交易 目前情况下,市内绿色电力交易等市内场外溯源交易为I、II类绿电企业与电力用户、售电企业在相关电力交易平台通过可溯源的双边协商交易方式进行的电力直接交易。条件成熟后,市内绿色电力交易等市内场外溯源交易还可通过滚动撮合交易等多种可溯源的交易方式开展。 I、II类绿电企业的全部入市电力电量均可参与市内绿色电力交易;也可参与市内普通电力交易中的场外溯源交易(此时绿证价格和绿证偏差补偿价格等均为0,下同),对应绿证可同时参与绿证交易。对于场外溯源交易,政府主管部门可视情况有针对性地设定偏差考核价格和考核方式、超用超发电价等,相关参数可在发布相关政府文件时予以公布,必要时还可采取中长期市场保障措施等;目前情况下,经营主体的偏差处理及考核方式等按照现行政策规则执行,其中市内I、II类绿电企业(含分布式发电主体)的超发电价(仅指电能量价格,下同)暂按本市燃煤发电基准价执行。 本市若开展分布式可再生能源交易(包括就近交易和聚合交易,均属于市内绿色电力交易。下同),根据政策规则和相关政府文件执行,具体方式可参照本方案相关规定。分布式发电主体在提出市场注册申请时,原则上应提交获得国家核发当年或上年绿证的相关证明材料;售电企业若代理绑定用户参与分布式可再生能源就近交易,相关交易电量必须定向分配并优先结算(就近交易在绿色电力交易中为单独优先级且优先级最高,下同)至相关绑定用户,在必要时可单独开展穿透分配。之后政策规则若有新规的从其规定。 五、交易价格 绿色电力交易价格根据市场供需关系形成,应明确电能量价格和绿证价格(≥0,下同),两者之和为绿色电力交易相关综合价格(包括申报综合价格、成交或合约综合价格、结算综合价格等,下同)。在国家有明确规定或市场运行出现重大异常的情况下,可合理设定电能量价格和绿证价格的上、下限。 (一)电能量价格和绿证价格 I类绿电企业、II类绿电企业中低价发电企业参与绿色电力交易的电能量价格和绿证价格原则上由合约双方自主协商确定或根据政策规则直接确定;在国家有明确规定或市场运行出现重大异常的情况下,相关价格的上、下限可由政府主管部门根据本市燃煤发电基准价和浮动范围等设定,经市场管理委员会征求意见并上会通报后,在发布相关政府文件时予以公布。II类绿电企业中带补贴发电企业参与绿色电力交易时的绿证价格原则上按照绿色电力交易相关综合价格与本市燃煤发电基准价的差值确定(若为负则视作为0,下同)。I、II类绿电企业的绿证价格收益(即发电企业的绿证价格费用,下同)原则上按照参与绿色电力交易时的绿证价格与相关绿证结算电量(即绿电交易结算电量,下同)的乘积确定;带补贴发电企业参与绿色电力交易时,对应带补贴电量产生的该部分收益即溢价收益。 (二)绿电企业收益分配 1.I类绿电企业 参与市场交易的电能量价格、绿证价格等以及全部入市电力电量经市场规则结算等产生的相关损益均归发电企业。 2.II类绿电企业 带补贴发电企业:参与绿色电力交易时,对应带补贴电量产生的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有;参与普通电力交易时,对应带补贴电量产生的绿证交易收益(若有,下同)以及电能量价格高于本市燃煤发电基准价部分产生的差价收益(原则上按照差价与相关电能结算电量或合约电量的乘积确定,下同)等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有;若有超额部分根据国家政策规则执行。除上述以外,其他参与市场交易的电能量价格、绿证价格等、以及全部入市电力电量经市场规则结算等产生的相关损益均归发电企业。 竞配低价发电企业:竞争配置价格低于本市燃煤发电基准价部分产生的差价收益(原则上按照差价与相关实际上网电量的乘积确定,下同)按一定比例统筹由电网企业专账管理,用于保持本市工商业用户电价稳定。本市电力现货市场开展长周期结算试运行之前,差价收益统筹比例暂按95%执行;本市电力现货市场开展长周期结算试运行后,差价收益统筹比例根据现货市场运行情况另行明确。除上述以外,其他参与市场交易的电能量价格、绿证价格等、以及全部入市电力电量经市场规则结算等产生的相关损益均归发电企业。 (三)自建或购买储能调峰能力 2024年9月起,新并网发电的I、II类绿电企业需自建或购买储能调峰能力、或者参与本市调峰调频市场,承担相关调峰调频责任。存量新能源原则上给予3年豁免期,后续适时予以调整。 六、交易结算 绿色电力交易合同等场外溯源合约可通过电子方式签订,以“市场交易承诺书—市场交易公告—市场交易结果”构成电子合同三要素,电子合同与纸质合同具备同等效力。绿色电力交易合同等场外溯源合约根据政策规则和本方案优先执行、优先结算。 绿色电力交易等场外溯源交易的结算分为电能量结算和绿证结算(仅指绿色电力交易,下同),电网企业根据相关表计TMR和抄表数据经过必要的修正与拟合后,提交电力交易机构开展月度结算(电力交易机构会同电网企业还可视情况开展多月、季度、年度结算或清算,下同)。在电能量结算中,必须先将经营主体按照时段进行电能电量清分、形成精确到千瓦时的电能结算电量,之后再视情况针对经营主体每个时段的电能结算电量和相关电能量价格及偏差考核价格等进行结算(电力现货市场结算试运行后必须根据中长期和现货市场规则等进行电能量结算,批发用户和售电企业的相关电能电量清分可仅用于溯源对应和绿证结算等;电力零售市场仍执行批零两侧穿透结算方式期间,必须根据原耦合穿透方式进行电能量结算。下同);电能电量清分按照优先级从高到低的顺序依次为:绿色电力交易中的场外溯源合约(其中分布式可再生能源就近交易为单独优先级且优先级最高,下同)、普通电力交易中的场外溯源合约、普通电力交易中的场内融合合约,同一优先级内的场外溯源合约根据等比例原则进行电能电量清分。在绿证结算中,必须先将经营主体基于全月的电能结算电量按照全月进行绿证电量清分、形成精确到兆瓦时(采取去尾法取整数,在合约执行期内尾差滚动到次月核算;具体可参照北京电力交易中心相关办法执行。下同)的绿证结算电量,之后再针对经营主体全月的绿证结算电量和相关绿证价格及绿证偏差补偿价格等进行结算。为确保发用双方和批零两侧等各类清分和结算电量在必要时耦合一致,相关电力交易平台可视情况根据四舍五入和高比例优先调整等原则处理各类尾数或尾差。 电能量结算:发用双方必须单方各自按照时段进行解耦清分、解耦结算。对于同一优先级内每笔场外溯源合约按照批发侧规定的每个交易和结算时段,发电企业在该时段的批发侧分时段电能结算电量,系将该时段的当前清分剩余分时段实际上网电量与该优先级内所有相关场外溯源合约在该时段的批发侧分时段合约电量之和对比取小后,再将较小值根据该优先级内所有相关场外溯源合约在该时段的批发侧分时段合约电量比例拆分确定;批发用户(或零售用户)在该时段的批发侧(或零售侧)分时段电能结算电量,系将该时段的当前清分剩余分时段实际用电量与该优先级内所有相关场外溯源合约在该时段的批发侧(或零售侧)分时段合约电量之和对比取小后,再将较小值根据该优先级内所有相关场外溯源合约在该时段的批发侧(或零售侧)分时段合约电量比例拆分确定;售电企业在该时段的批发侧分时段电能结算电量,系将所有相关绑定用户在该时段的零售侧分时段电能结算电量加总确定。若售电企业当月场外溯源合约的批发侧分时段合约电量在关闭零售侧合约分配后仍出现未分配合约余量,则对于该笔场外溯源合约按照批发侧规定的每个交易和结算时段,该售电企业当月在零售侧视作特殊零售用户,批发侧分时段合约电量的未分配合约余量视作零售侧分时段合约电量,分时段实际用电量和零售侧分时段电能结算电量均视作为0。 绿证结算:发用双方必须双方相互按照全月进行耦合清分、耦合结算。对于绿色电力交易的每笔场外溯源合约,发电企业对应批发用户(或售电企业)、批发用户对应发电企业的批发侧全月合约电量或批发侧全月电能结算电量,系将所有时段的批发侧分时段合约电量或批发侧分时段电能结算电量加总确定;零售用户(含售电企业当月由于出现未分配合约余量在零售侧视作特殊零售用户的情况,下同)对应发电企业的零售侧全月合约电量或零售侧全月电能结算电量,系将所有时段的零售侧分时段合约电量或零售侧分时段电能结算电量加总确定;发电企业对应零售用户的零售侧全月合约电量,系按照零售用户对应发电企业的零售侧全月合约电量确定;发电企业对应零售用户的零售侧全月电能结算电量,系将发电企业对应售电企业的批发侧全月电能结算电量,根据发电企业对应零售用户的零售侧全月合约电量比例拆分确定。对于绿色电力交易的每笔场外溯源合约,发电企业与对应批发用户(或零售用户)的绿证价格费用必须双方相互耦合一致,系按照发用双方共同的绿证价格与相关绿证结算电量的乘积确定,由批发用户(或零售用户)向发电企业支付绿证价格费用;发用双方共同的绿证结算电量,系将发用双方相互对应的批发侧(或零售侧)全月电能结算电量对比取小后,再将较小值精确到兆瓦时确定。对于绿色电力交易的每笔场外溯源合约,发电企业与对应批发用户(或零售用户)的绿证偏差补偿费用(以下简称“绿证补偿费用”)必须单方各自计算确定,系按照发用双方各自的绿证偏差补偿价格与相关绿证偏差量的乘积确定,由确需承担责任的违约方向合约对方支付绿证补偿费用;发用双方各自的绿证偏差量,系按照各自的批发侧(或零售侧)全月合约电量(采取去尾法精确到兆瓦时)与批发侧(或零售侧)全月电能结算电量(采取去尾法精确到兆瓦时)的差值确定。省间绿色电力交易的绿证补偿费用,由北京电力交易中心确定结算启动时间、结算相关价格和方式等。 未分配合约余量:若售电企业当月场外溯源合约的批发侧分时段合约电量在关闭零售侧合约分配后仍出现未分配合约余量,则对于该笔场外溯源合约按照批发侧规定的每个交易和结算时段,该售电企业当月在零售侧视作特殊零售用户进行相关清分和结算:一是在电能量结算中必须承担偏差考核费用,按照每个时段的未分配合约余量与相关偏差考核价格的乘积确定,偏差考核价格系按照当月该时段市内月度集中竞价交易加权平均价格(仅指电能量价格,下同)与该时段合约电能量价格的差值的绝对值确定,该笔费用单独支付并纳入本市直接交易偏差考核统一账户(本市电力现货市场开展连续结算试运行前)或本市电力现货市场双轨制不平衡资金(本市电力现货市场开展连续结算试运行后);二是在绿证结算中必须承担绿证补偿费用,包括向发电企业支付费用和从发电企业收取费用。 对于售电企业在绿色电力交易等场外溯源交易中超出相关绑定用户实际用电量的超买行为等,上海电力交易中心可根据需要向政府主管部门和华东能源监管局报告,并且可视情况采取公开通报或风险警示等措施;对于在关闭零售侧合约分配后仍出现未分配合约余量的售电企业、未征得或未按照相关绑定用户同意或委托完成零售侧合约分配的售电企业,售电企业必须承担相应责任和后果以及给相关各方造成的损失。针对包括但不限于上述相关情况,上海电力交易中心在征得政府主管部门和华东能源监管局同意或授权后,可视情况采取信用评价和风险防控等其他必要措施。 上海电力交易中心会同相关电力交易机构向发电企业、电力用户、售电企业等经营主体出具绿色电力交易结算凭证等。已建档立卡并核发绿证的发电企业参与的绿色电力交易,对应绿证由北京电力交易中心进行核发与划转。 鼓励享受国家可再生能源补贴的可再生能源发电企业积极参与绿色电力交易。绿电交易结算电量占上网电量比例超过50%且不低于本市平均水平的,由电网企业核验后可优先兑付国家可再生能源补贴;参与绿色电力交易时对应带补贴电量产生的溢价收益、参与普通电力交易时对应带补贴电量产生的绿证交易收益以及电能量价格高于本市燃煤发电基准价部分产生的差价收益,在国家可再生能源补贴发放时等额扣减。 七、消费核算 经营主体在“e-交易”软件和上海电力交易平台设立绿色电力消费核算及标识账户,依托区块链技术全面记录绿色电力生产、交易、消费等各个环节信息,用于绿色电力全生命周期可信溯源。依据《北京电力交易中心绿色电力消费核算办法》,对通过绿色电力交易、绿证交易、自发自用可再生能源电力等方式消费绿色电力、获得环境权益进行的汇总和计算,获取具有绿色电力消费明细数据的绿色电力消费核算清单。 绿色电力消费标识根据政策规则和绿电消费标识国际标准等,对经营主体在一定时间段内(目前情况下以年度为主,条件成熟后可调整为季度、月度)消费绿色电力的水平开展评价,核发绿色电力消费标识,相关标识可张贴至产品侧,提供区块链可信扫码溯源认证。 上海电力交易中心可依据绿色电力消费核算及标识评价结果,适时开展本市区县、产业园区、行业等绿色电力消费情况的数据汇总、统计、排名。 八、工作分工 市发展改革委会同市经济信息化委负责本市绿色电力交易总体工作。市发展改革委发布绿色电力交易发电企业自愿入市名单,在国家有明确规定或市场运行出现重大异常的情况下设定绿电市场交易限价等参数条件,根据需要制定购买调峰能力等要求。市经济信息化委组织相关企业积极参与绿色电力交易等场外溯源交易。各区发展改革、经济信息管理部门负责做好属地组织工作,原则上电力建设进度滞后、供电紧张区域,绿色电力消费以绿证交易为主。 国网上海市电力公司应深入开展绿证宣传及推广工作,努力营造可再生能源电力消费氛围,鼓励各用能单位主动承担可再生能源电力消费社会责任。为相关经营主体提供公平的报装、计量、抄表、收费等供电服务。在确保电网安全的前提下,合理安排运行方式,保障绿色电力交易等场外溯源交易计划的执行。根据电力用户、售电企业需求提供绿色电力咨询、绿色电力需求收集、政策宣传等服务。 上海电力交易中心会同相关电力交易机构,根据政策规则和本方案完善技术平台功能,组织开展绿色电力交易等场外溯源交易。 经营主体根据政策规则和本方案进行绿色电力交易等场外溯源交易,签订和履行绿色电力交易合同等场外溯源合约,及时完成电能量费用和绿证费用(包括绿证价格费用和绿证补偿费用,下同)等相关电费结算和收付。 I、II类绿电企业或项目业主应按照《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》(发改能源〔2023〕1044号)要求,及时建档立卡,配合电网企业和电力交易机构提供绿证核发相关信息。 九、附则 1.本方案未尽事宜根据相关的法律法规、政策规则、政府文件等办理。之后政策规则若有新规的从其规定。 2.本方案自印发之日起实施。后续根据国家可再生能源电力消纳保障机制和本市电力中长期和现货市场开展情况可适时调整。
  • 《《上海市能源发展“十四五”规划》印发!》

    • 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:2022-05-18
    • 日前,上海市人民政府印发《上海市能源发展“十四五”规划》。 十四五”期间,上海能源高质量发展目标是着力推进五个转型。一是能源发展从集中为主向集中和分布式发展并重转型,更好适应能源变革趋势,推动清洁能源加快从补充能源向替代能源转变;二是能源供需从单向平衡向双向互动转型,推进源网荷储协调发展,进一步提高能源利用效率和效益;三是能源结构优化从政策推动向科技与体制推动转型,逐步实现绿色、协调和可持续发展;四是能源资源配置从计划为主向市场为主转型,更好激发企业主体自主创新动力和市场活力;五是能源设施从单一功能向复合功能转型,更多应用数字技术,促进能源服务从提供单一能源产品向综合服务转变。 《规划》提出,大力发展可再生能源,可再生能源向集中与分布式并重转变。实施“光伏+”专项工程,结合土地和屋顶资源,分行业、分领域推进光伏发展,力争光伏新增规模270万千瓦。近海风电重点推进奉贤、南汇和金山三大海域风电开发,探索实施深远海域和陆上分散式风电示范试点,力争新增规模180万千瓦。结合废弃物资源化利用推进生物质发电项目建设,新增规模约40万千瓦。因地制宜推进地热能开发,研究探索潮汐能试点示范。 《规划》还提出,促进重点用能领域绿色低碳转型。结合本市重点区域和重大产业项目开发,实施可再生能源替代行动,新建项目原则上应一体化开发屋顶光伏。 上海市人民政府关于印发《上海市能源发展“十四五”规划》的通知 沪府发〔2022〕4号 各区人民政府,市政府各委、办、局: 现将《上海市能源发展“十四五”规划》印发给你们,请认真按照执行。 上海市人民政府 2022年4月16日 上海市能源发展“十四五”规划 为保障本市经济社会全面协调可持续发展和人民生活水平持续提高的用能需要,进一步促进能源与经济、社会、环境的协调发展,根据《上海市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》,制定本规划。 一、发展基础 “十三五”期间,上海能源以转型发展为主线,以深化改革和科技创新为驱动力,以节能减排和结构调整为突破口,在能源安全保障、结构优化、改革创新和服务民生等方面均取得了明显成效,为“十四五”上海能源高质量发展奠定了较好的基础。 (一)能源建设有序推进,能源产供储销体系逐步完善 “十三五”期间,全市建成一批技术含量高、保障能力强的标志性能源项目。随着淮南-南京-上海1000千伏特高压交流通道和500千伏五角场变电站等重大电网工程建成投运,以“五交四直”市外来电通道和500千伏双环网为支撑的城市主干电网结构更为完善。奉贤、崇明等燃机项目建成投产,闵行燃机项目开工建设,石洞口电厂等容量替代项目启动实施,新增电源全部为清洁能源发电。建成洋山LNG储罐扩建工程、临港-上海化工区天然气管道等一批重点油气项目,形成以“6+1”多气源和C字形城市主干管网为支撑的联供体系,出台《上海市天然气产供储销体系建设方案》,油气应急储备能力有效提升,天然气产供储销体系在国内处于领先水平。 (二)能源需求平稳增长,能源消费结构更加趋于优化 “十三五”前四年全市能源消费总量年均增速为1.7%,略高于“十二五”前四年1%的水平;受新冠肺炎疫情影响,2020年全市能源消费总量下降至1.11亿吨标准煤,比2019年减少600万吨标准煤。其中,天然气消费保持较快增长,“十三五”前四年年均增速5.9%;2020年全市用气量92亿立方米,最高日用量和最大峰谷差均创新高。电力消费增速小幅回升,“十三五”前四年年均增速23%;2020年全市用电量1576亿千瓦时,最高用电负荷和最大峰谷差均创新高。抓住能源供需环境相对宽松、清洁能源供应较为充足的有利时机,大力推进能源结构调整。“十三五”期间,全市煤炭消费占一次能源消费比重从37%下降到31%,天然气占比由10%上升到12%,非化石能源占比由14%上升到18%,均已完成本市能源发展“十三五”规划目标。 (三)能源技术取得突破,能源发展进入调结构新阶段 聚焦前沿领域和关键环节,能源装备研发制造取得重大突破。实现H级燃气轮机国产化总装,高温气冷堆核电站示范工程首台堆内构件通过出厂验收。完成6兆瓦直驱海上风机样机研制,250千瓦集装箱式全钒液流电池储能系统研制成功。完成国内在用的最大吊重能力1000吨绕桩式风电安装船研发制造。在全国率先开展了“阳光贷”金融创新,有效破解分布式光伏“融资难、融资贵”瓶颈。在全国率先开展了奉贤海上风电竞争性配置工作,起到了示范引领作用。对可再生能源、分布式供能扶持政策进行了修订完善,为行业的创新发展创造了良好环境。本地可再生能源装机比重从4.7%进一步提高至9.8%。2020年全市可再生能源消纳量占全社会用电量比重达到35.6%。 (四)能源体制改革提速,能源市场建设步入快车道 以电力和油气体制改革为重点,有序推进能源领域市场化改革。成立市电力体制改革领导小组,印发《上海市电力体制改革工作方案》,制定现货和中长期交易相融合的上海电力市场建设总体方案,统筹推进上海电力体制改革。上海电力交易中心完成股份制改革,上海石化暂供区、外高桥港区2个增量配网试点项目取得较好成效。创新发电与控煤相结合的市场化机制,在全国率先出台《上海市省间清洁购电交易机制实施办法(试行)》。推进分电压等级输配电价核定,完善天然气和燃煤发电上网电价机制。全市工商业电价、气价进行了多轮下调,以减轻企业负担。依托建设上海石油天然气交易中心、上海国际能源交易中心等国家级平台,上海在全国能源市场中的地位不断提高。上海石油天然气交易中心现货交易量居亚洲同类交易场所前列。上海国际能源交易中心上市原油期货,跻身全球原油期货市场前列。 (五)能源服务聚焦民生,能源区域合作迈出坚实步伐 为持续优化营商环境,深入推进能源领域“放管服”改革,连续出台优化电力、燃气接入营商环境改革方案。通过流程再造、告知承诺等改革举措,推动我国“获得电力”指标持续提升,在世界银行发布的《全球营商环境报告2020》中,该项指标排名进一步提升至第12名。燃气接入营商环境也得到较大改善,在全国处于领先水平。能源建设聚焦民生需求,通过政策引导,全市充电桩车桩比达到1.1∶1,为新能源汽车推广营造良好环境。电力架空线入地整治累计竣工规模超260公里。按照每户8千瓦标准,完成315万户居民电能计量表前供电设施扩容改造。中心城区供电可靠性提升到99.994%。崇明农村电网完成新一轮升级改造,“两率一户”在全国率先达标。完成老旧隐患燃气管网改造近300公里,居民住宅老旧立管改造40万户,供气安全性有效提升。落实长三角一体化发展国家战略,推动区域能源合作不断深入发展。如东-崇明天然气管道顺利通气,崇明-南通电力联网加快推进,与浙江共同推进上海LNG站线扩建项目,长三角地区能源互通互联水平不断提高,能源合作发展机制迈上新台阶。 二、发展形势和挑战 (一)发展形势 一方面,能源发展迎来动能转换期,可再生能源将以更快速度发展。从需求侧看,用能需求再电气化、低碳化趋势明显,集成电路等新产业、5G和数据中心等新基建将成为推动上海能源需求增长的新动能。随着能源科技进步,储能和电动汽车的普及将进一步推动能源消费革命。从供给侧看,风电、光伏效率提升和成本降低,可再生能源将逐步平价上网,这将助推能源转型。面对市内可再生能源资源瓶颈,本市低碳发展仍需大规模新增市外来电,新的特高压通道建设迫在眉睫。另一方面,能源安全步入“立破”衔接期,需高度关注能源转型风险。能源安全转型要求“先立后破”,要求兼顾低碳效率和安全。能源低碳转型要求能源供应从化石能源为主转向更多发挥可再生能源作用,未来国内对低碳清洁能源的需求将大幅增加,但低碳新动能培育需要一个过程,这对本市能源保供将产生重大影响。 (二)面临挑战 “十四五”期间,上海能源发展形势紧迫、任务艰巨,如何有效解决和应对能源发展面临的矛盾和挑战,进一步加快建设自主可控的低碳能源安全供应体系,促进能源结构转型升级发展,显得尤为重要。上海能源产供储销体系需要进一步加快转型升级步伐,实现更高质量的发展。一是电力供应仍存在薄弱环节。大规模、长距离、集中输送的直流外来电带来了较大的调峰压力,城市中心仍有老旧输变电设施,部分区域电网仍较为薄弱。30万千瓦及以下老旧煤机效率低、煤耗高,需加快转型升级。二是天然气产供储销体系需加快完善。天然气储备能力有待提高,洋山LNG外输面临单一通道风险。原油、天然气对外依存度较高的能源安全短板将长期存在。三是可再生能源面临资源不足等发展瓶颈。大型可再生能源发电可供开发场址较为有限,分布式光伏发展受到屋顶资源、产权共有等因素制约。四是成品油规划布局需继续优化调整。航空煤油保障体系需加快调整,机场航油储备能力需进一步加强。结合中心城区功能转型,油库布局有待优化调整。 三、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,全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神,深入贯彻习近平生态文明思想,全面落实国家“四个革命、一个合作”能源安全新战略和“碳达峰、碳中和”目标任务,深入践行“人民城市人民建,人民城市为人民”重要理念,以能源高质量发展为主线,从供需两侧加快推动能源新旧动能转换,以科技创新和体制改革为双动力,加快打造与超大城市相适应的安全、清洁、高效、可持续的现代能源体系,为城市的高质量发展、高品质生活提供有力保障。 (二)基本原则 ——安全为本、多元发展。充分利用国际、国内两个市场、两种资源,加强与中西部地区能源合作,进一步推动长三角区域管网互联互通,做到内外并重和多元驱动,适度超前规划布局重点项目,加快补齐调峰储备短板,打造高标准能源产供储销体系。实施电能替代,促进智慧交通与智慧能源的融合,提高能源系统的灵活韧性和抗风险能力。 ——清洁高效、低碳发展。低碳能源快发展和高碳能源低碳利用并重,持续推进能源结构优化。可再生能源坚持大发展、优布局,增量内外并重、风光并举。煤炭坚持控总量、调结构,煤电逐步从主力电源向支撑调峰电源转变。天然气坚持多来源、稳储备,更好发挥进口LNG作用。在优化大电源布局同时,大力推动分布式电源建设,发挥示范引领作用。 ——深化改革、创新发展。坚持需求导向、问题导向、效果导向,持续深化能源市场化改革。以电力和油气改革为重点,加快建设具有国际影响力的能源要素市场。大力推进能源新技术、新模式、新基建发展,促进能源系统高效化、低碳化、数字化、智能化、互动化转型。结合中国(上海)自由贸易试验区临港新片区(以下简称“临港新片区”)、长三角生态绿色一体化发展示范区(以下简称“一体化示范区”)等发展实际,开展区域能源综合创新示范。 ——服务民生、共享发展。进一步加强能源基础设施,尤其是与民生密切相关的能源新基建建设,推进城乡用能服务均等化,推动能源设施和环境的协调发展。进一步对标国际最高标准、最高水平,持续优化电力、燃气接入营商环境,不断提高市民满意度和获得感。 (三)主要目标 “十四五”期间,上海能源高质量发展目标是着力推进五个转型。一是能源发展从集中为主向集中和分布式发展并重转型,更好适应能源变革趋势,推动清洁能源加快从补充能源向替代能源转变;二是能源供需从单向平衡向双向互动转型,推进源网荷储协调发展,进一步提高能源利用效率和效益;三是能源结构优化从政策推动向科技与体制推动转型,逐步实现绿色、协调和可持续发展;四是能源资源配置从计划为主向市场为主转型,更好激发企业主体自主创新动力和市场活力;五是能源设施从单一功能向复合功能转型,更多应用数字技术,促进能源服务从提供单一能源产品向综合服务转变。 1.总量预测。合理控制能源消费总量,到2025年,能源供应能力按照力争1.35亿吨标准煤配置。倡导节约用电、合理用能,2025年全社会用电量预计1850亿千瓦时以上,天然气消费量预计增加到137亿立方米左右。 2.结构优化。到2025年,煤炭消费总量下降5%左右,占一次能源消费比重下降到30%以下;天然气占一次能源消费比重上升到17%左右;非化石能源占一次能源比重力争达到20%左右,可再生能源和本地可再生能源占全社会用电量比重分别力争达到36%左右和8%左右。 3.安全保障。到2025年,力争中心城区和重点区域供电可靠性达到99.996%左右,电力系统备用率保持在10-15%,天然气储备能力达到20天,燃煤电厂电煤储备能力达到15天。 4.节能环保。到2025年,全市火电机组平均供电煤耗低于290克/千瓦时;电网线损率低于4%;天然气产销差率低于3.5%。 5.服务民生。到2025年,人均生活用电量和用气量分别达到1200千瓦时和92立方米。进一步提升电力故障(燃气漏气)报修服务水平,中心城区(内环内)报修到达时间60分钟(45分钟)以内,非中心城区(内环外)90分钟以内。 (四)重大能源设施布局优化 1.加快完善市内“5+X”电源布局。结合吴泾地区转型和上海LNG站线扩建项目,完善“漕泾、临港、外高桥、石洞口、吴泾-闵行-奉贤区域”5大电源基地功能。研究在闵行电厂布局大型燃气发电基地,吴泾-闵行-奉贤区域电源基地将从煤气并重逐步转向全部为气电,加快推进吴泾煤电等容量异地替代。临港电源基地全部为气电,漕泾和石洞口电源基地以清洁煤电为主、气电协同发展,外高桥电源基地全部为清洁煤电。“X”为青浦白鹤、崇明推虾港等分散电源点。 2.推动天然气设施网源协调布局。上海LNG站线扩建项目建成后,配合“7+1”多气源、多通道格局,着力完善天然气主干管网“三大环网”结构。深化论证宝山-崇明越江管道西线方案,推动6兆帕主干管网从C字型向O型转变,研究在宝山沿江地区规划布局LNG储运站,缓解东北部地区天然气管网较为薄弱问题。优化浦东地区2.5兆帕环网,补强市中心1.6兆帕环网,为全市气源均衡供应提供支撑。 3.形成南北互济的油品供应体系。结合高桥地区城市规划和徐汇滨江开发,同步调整全市油品供应体系,上海石化在全市油品供应中将发挥更为重要的作用。航油形成“5+5”供应格局,虹桥国际机场主要通过金虹管道供应,浦东国际机场主要通过五号沟和海滨油库供应,并通过白沪管道(原油改航油)、浦虹机场联络管道提升安全性;云峰航油油库调整到上海石化地区,并与五号沟、海滨、虹桥和浦东国际机场油库成为上海五大航油储备基地。汽柴油供应形成“2+X”供应体系,汽柴油管道运输依靠金闵成品油管道和适时调整功能的原白沪石脑油管道,云峰成品油库调整到石洞口地区,布局若干个成品油库和码头。船用燃料油主要依托洋山申港油库供应。 4.内外并重拓展非化石能源发展布局。市外非化石能源重点是在巩固扩大西南水电基地的同时,积极争取国家协调支持在西北等地区布局大型风光基地、在华东地区研究布局核电基地。市内非化石能源重点围绕风光布局,风电发展海上为主、陆上为辅,近海风电重点开发奉贤、南汇、金山三大海域,深远海风电重点布局在崇明以东海域,陆上风电重点布局在崇明、浦东(含九段沙)、金山等沿江沿海区域,因地制宜推动分散式风电开发;光伏开发集中与分布式并重,集中式光伏重点推动渔光互补、水光互补、农光互补和交通领域光伏发展,主要布局在崇明、青浦、奉贤、金山、松江、嘉定和浦东等区域,支持分布式光伏应建尽建,实施屋顶“光伏+”计划。 四、主要任务 (一)着力构建安全可靠、坚强稳定的能源供给体系 1.统筹兼顾、系统优化,科学实施电源结构调整 一是优化市内煤电结构,煤电向清洁高效灵活兼顾转变。实施现役煤电“三改联动”改造(节能改造、灵活性改造、具备条件的实施供热改造),重点推进吴泾八期2号机、宝钢3号机等高温亚临界改造项目。对有意愿实施等容量替代的吴泾地区、外高桥一厂、石洞口一厂煤电机组,根据城市布局优化和煤机结构升级需要,支持企业开展等容量替代。结合高桥地区产业转型同步关停高桥石化自备电厂。宝钢和上海石化自备电厂加快清洁化改造,按照不超过原规模2/3保留煤机,宝钢1号机关停改备用,其余燃机等方式替代;宝钢、上海石化保留的煤电机组应实施“三改联动”或等容量替代。在老旧机组中择优确定战略备用机组。在西北风光基地合理配建煤电。 二是有序推进市内燃气电厂建设,气电向调峰和适度电量支撑转变。推进重燃重大专项建设,配合上海LNG站线扩建项目再建设约160万千瓦燃机。结合城市重点区域开发,选择冷、热、电负荷较为集中的项目推广天然气分布式供能。到2025年,全市天然气发电机组达到1250万千瓦。 三是大力发展可再生能源,可再生能源向集中与分布式并重转变。实施“光伏+”专项工程,结合土地和屋顶资源,分行业、分领域推进光伏发展,力争光伏新增规模270万千瓦。近海风电重点推进奉贤、南汇和金山三大海域风电开发,探索实施深远海域和陆上分散式风电示范试点,力争新增规模180万千瓦。结合废弃物资源化利用推进生物质发电项目建设,新增规模约40万千瓦。因地制宜推进地热能开发,研究探索潮汐能试点示范。 专栏:“光伏+”专项工程 “光伏+”住宅:新增装机超过10万千瓦。重点结合“平改坡”等工程,在小区住宅屋顶建设分布式光伏发电系统,支持新建住宅小区、低密度住宅建设分布式光伏发电设施。 “光伏+”园区:新增装机超过80万千瓦。以国家级产业园区和市、区两级产业园区为重点,结合园区建筑建设分布式光伏发电设施。 “光伏+”农业:新增装机力争140万千瓦。建设农光互补、渔光互补、菌光互补项目,在横沙岛高标准规划“光伏+”农业,探索建设漂浮式光伏电站。 “光伏+”交通:新增装机超过20万千瓦。结合交通场站、交通枢纽、停车场、音屏障建设分布式光伏发电设施,建设光储充一体化充电站。 “光伏+”校园:新增装机超过10万千瓦。通过在高校、职校、中小学等场所建设分布式光伏发电系统,普及绿色低碳教育理念。 “光伏+”水厂:新增装机超过20万千瓦。重点结合本市已建或新建制水厂、污水厂,在沉淀池、滤池、深度处理池等池体构筑物,建设分布式光伏发电系统。 “光伏+”公共机构:新增装机超过10万千瓦。科技、文化、卫生、体育以及党政机关等公共机构,应率先在具备条件的屋顶建设光伏发电项目。 四是积极争取新增市外来电供应,进一步提高清洁能源消纳水平。根据国家能源战略和特高压通道走廊情况,按照“积极争取、合理配置”的原则,“十四五”期间,争取国家协调支持200万千瓦低碳清洁市外来电。与非化石能源资源丰富的西部等地区加强合作布局大型非化石能源基地,力争“十四五”期间启动建设,为城市能源低碳转型打好基础。 2.对标最优、聚焦重点,有序推进坚强智能电网建设 按照“碳达峰、碳中和”目标任务要求,在尽快形成“双环”(500千伏双环网)“十一射”(7交4直11个市外来电通道)主干网架的同时,谋划新的特高压通道。进一步推动市外来电通道和城市输电网、配电网协调发展,基本建成满足国际大都市高可靠要求、适应可再生能源大比例接入需要,结构坚强、智能互动、运行灵活的城市电网。 一是合理布局新增市外来电通道。为满足西北等地区千万千瓦级风光基地消纳要求,以崇明为落点同步规划外电入沪特高压通道,深入研究特高压过江方案。力争启动葛南直流扩容工程,更大规模消纳西南水电等清洁能源。 二是构筑坚强稳定的500千伏电网。“十四五”期间,新增500千伏变电容量970万千伏安,新增线路长度361公里。建设东西两大通道,东通道即江苏-崇明500千伏线路,同时加快研究推进崇明到市区可再生能源输电大通道建设;西通道即黄渡-泗泾-新余和东吴-黄渡-徐行“双改四”线路改造。配合重燃重大专项,实施远东-亭卫500千伏线路串抗工程,控制短路电流水平。配合外电入沪特高压,重点做好崇明、宝山、嘉定等地区500千伏新增电网设施布局。 三是建设灵活可靠的220千伏电网。“十四五”期间,新增220千伏变电容量744万千伏安,新增线路长度873公里。重点加快“三区一域”(临港新片区、一体化示范区、虹桥国际中央商务区、吴泾转型区域)和五个新城等重点地区电网建设。有序推进老旧变电站升级改造,加强相邻分区之间联络通道建设,提高分区间互转互济能力。 四是打造世界一流的城市配电网。综合运用新一代信息技术,提高配电网的智能化水平。结合重点区域建设,加快“钻石型”配电网推广应用,实施本市电力架空线三年行动计划(2021—2023年),每年实施不少于80公里电力架空线入地,推动电网设施和城市融合发展。“十四五”期间,新增110千伏和35千伏变电容量855万千伏安,新增线路长度2429公里。 专栏:“钻石型”配电网 “钻石型”配电网是指以10千伏开关站为核心节点、双侧电源供电、配置自愈功能的双环网电网结构,以高安全可靠性,兼具经济性和可实施性为目标,具备安全韧性、可靠自愈、经济高效、易于实施等多重优点。“钻石型”配电网由上海在全国率先提出并探索实施,目前已在西虹桥、徐家汇及张江科学城等地区率先试点应用。“十四五”期间,将在本市中心城区、中国(上海)自由贸易试验区、临港新片区和一体化示范区等重点区域推广应用,为上海城市高质量发展提供有力支撑。 3.补齐短板、优化布局,加快天然气产供储销体系建设 按照国家和本市有关要求,通过丰富气源、完善管网和提升储备等方式,构建更加稳定可靠的天然气保障体系。一是加强气源储备能力建设。加快推进上海LNG站线扩建项目,力争2023年起陆续建成码头和输气管道,推动10座储罐相继投运。积极推进中俄东线天然气资源入沪。开展东海天然气送沪路由和登陆点研究,研究在宝山沿江地区规划布局LNG储运站。二是完善天然气主干管网布局。建成五号沟-崇明等主干管网项目,加快推动罗泾-白鹤、白鹤-练塘-金山-化工区复线项目,研究上海主干管网北部成环方案,提高本市天然气管网薄弱区域的输送能力。 专栏:上海LNG站线扩建项目 上海LNG站线扩建项目紧邻上海洋山LNG接收站。项目主要由码头工程、接收站工程和输气管道工程三部分组成。其中,码头工程拟建设15万吨级LNG专用码头1座;接收站工程拟建设10座20万立方米以上储罐和配套设施;输气管道工程连接小洋山岛与上海奉新输气站。项目建成后,将大幅提高上海气源保障和应急储备能力。 4.优化布局、提升储备,建设稳定可靠的油品储运体系 一是加快成品油管道建设,重点推进四大管道工程(金虹航油管道、金闵二线成品油管道、上海石化-白沪管道、海滨-高化航油管道),在临港新片区等重点区域规划预留管道路由。二是提升油库储备能力。加快四大油库扩建(五号沟、海滨和虹桥、浦东国际机场油库)。三是实施设施布局调整。配合云峰油库停用,推动石洞口地区油库扩建;在上海石化地区布局航油储罐,满足航油储备要求。适时调整白沪原油、石脑油管道功能。研究浦东国际机场专用码头就近供油可行性等。 5.规划先行、适度超前,扎实做好重点区域能源保障 一是临港新片区以完善管网设施布局为重点。围绕500千伏远东变电站,按照高可靠性标准完善区域电网。临港新片区将新建220千伏变电站7座,改造220千伏变电站4座,新增110千伏变电站18座。新建2座高-次高压调压站、4座高-中压调压站,建设高标准的高压环网系统,推动区域燃气服务一体化供应,大幅提高区域供电、供气能力。二是一体化示范区以能源网络一体化布局为重点。新建220千伏变电站3座、110千伏变电站12座,利用西气、川气多路气源优化管网布局。在全国率先实现跨省110千伏及以下配电网建设,探索建立一体化的区域电力、燃气信息服务平台,从能源设施末端转为互联互通节点,大幅提升能源供应可靠性和服务水平。 (二)着力构建绿色清洁、低碳高效的能源消费体系 1.进一步推动全社会节约利用能源。把节能贯穿于经济社会发展全过程和各领域。坚持和完善能源消费强度和总量“双控”制度,总量控制更加弹性、灵活适度。加强重点用能单位的节能管理,提高能源利用效率。鼓励重点用能单位积极开展能效对标活动,加强节能技术研发与应用,提升能源管理信息化水平,争当行业能效“领跑者”。通过政策、技术和市场机制等多种手段,按照不低于最大用电负荷5%的标准,加强能源需求侧调节能力建设,提高系统能效。 2.促进重点用能领域绿色低碳转型。结合本市重点区域和重大产业项目开发,实施可再生能源替代行动,新建项目原则上应一体化开发屋顶光伏,加强用户侧分布式供能、热泵等综合能源利用基础设施建设。扩大电能和天然气等清洁能源在交通等重点领域的应用。加强政策引领,优化流程对接,推进LNG加气站和航运LNG加注设施建设。全市岸电泊位达到80个以上,内河码头完成低压岸电设施标准化建设。进一步削减钢铁、化工用煤,煤炭使用进一步向发电领域集中。持续推进工业、建筑、交通、公共机构等重点领域节能,以绿色制造、绿色建筑、绿色交通为抓手,促进节能低碳循环发展。 3.进一步提升能源行业服务民生水平。打造一批能源惠民工程和实事工程,不断提高市民满意度和获得感。电力重点是将崇明农网纳入城网建设范畴,按照每户8千瓦标准完成石化暂供区居民电能计量表前供电设施改造,进一步做好电网规划和农民相对集中居住工作的衔接,推动配电网与充换电设施布局协调发展。燃气重点推动全市居民住宅老旧立管改造、地下隐患管道改造、智慧燃气表具应用。 (三)着力构建技术领先、高端示范的能源创新体系 1.提升能源技术研发和装备制造水平 围绕能源科技短板弱项,提升关键技术自主创新能力。加强国家能源研发创新平台建设和管理,加强首台(套)重大技术装备和新型电力系统示范应用,以示范促研发、以应用带产业,加快成为国际、国内能源科技创新策源地和技术产业高地。 一是聚焦关键技术,提升传统能源装备技术水平。结合国家重燃重大专项和中国科学院国家试验平台建设,加快实现燃气轮机关键材料与部件制造、试验、设计和运维的自主化。完全具备自主三代大型压水堆主设备关键制造能力,突破第四代高温气冷堆、快堆、钍基熔盐堆等堆型的主设备制造技术及核心材料技术。大力推广煤电高温亚临界技术。提升大容量LNG船舶建造水平,加强1500米及以下工作深海油气采油树、管汇等装备自主制造能力,在深海采油水下生产控制系统、水下密封等关键技术方面形成突破。推进国家管网应急救援中心(上海)建设,加强应急救援新技术研究和装备研发,提升油气管道保护水平。 二是发力新能源新赛道,助推能源清洁低碳发展。研制具有自主知识产权的10兆瓦级及以上海上风电机组和关键部件。推进新型高效晶硅电池发展,加快钙钛矿等新一代光伏电池的研发。加强燃料电池系统集成与控制、高压和液态储氢等关键技术攻关,重点建设中日(上海)地方发展合作示范区。支持低成本、高安全和长寿命的储能技术发展,积极研究新型储能技术。探索潮汐能、波浪能等新型能源开发。 2.加快能源领域新基建建设 鼓励5G、云计算等数字技术与能源的深度融合,深挖能源大数据潜力,推进“互联网+”智慧能源发展。加快以充电设施为重点的新终端建设。新建20万个充电设施,建设45个以上出租车充电示范站,支持电动汽车发展。提升充电设施市级平台核心功能,实现全市充电设施互联互通,进一步改善用户充电体验。根据燃料电池产业发展需要,在临港新片区、嘉定、上海化工区等区域布局一批加氢站。 专栏:新型充电基础设施创新试点 新能源汽车新型充电基础设施是推动新基建的重要途径和抓手。上海已建立市级充电设施数据采集与监测平台,实现了公用和专用充电设施平台化管理。“十四五”期间,按照“互联互通、有序可控、安全智能、共建共享”的原则,开展新型充电基础设施创新试点,通过充电设施互联互通破解用户充电难问题,通过智能有序充电缓解电网调峰矛盾,力争形成50万辆车、50万千瓦有序充电能力,实现网、桩、车融合发展。 3.推动能源新模式、新业态发展 积极培育能源领域新动能。结合电力市场建设,促进能源商业模式创新,培育发展能源咨询、设计、生产、运维等一站式综合能源服务模式,提供集冷、热、电等能源品种于一体的综合能源服务。结合能源新基建建设,重点培育新业态发展。一是推进多站融合发展,重点在中心城区建设一批示范站。二是推进阳光金融发展,助力分布式光伏发展。三是因地制宜发展储能设施,大型风光电站按需适时配置储能设施,在工业园区等领域有序发展用户侧储能。 专栏:多站融合 多站融合是基于传统变电站空间资源和供电能力的双重优势,深入挖掘变电站资源价值,融合电动汽车充电站、5G基站、北斗基站等,面向社会和相关行业提供公共服务的新业态。通过“土地融合、建筑融合、通信融合、服务融合”等资源整合和设施共享,有效节约土地资源和工程投资,推动电网传统基础设施与充电设施等新基建相结合,打造互利共赢的能源互联网新模式。 4.布局四大能源创新示范区 一是在临港新片区布局风光气储示范区。重点围绕一核(500万千瓦级临港燃气发电基地)、一带(百万千瓦级海上风电基地)、一区(50万千瓦级分布式发电示范区)布局项目,促进风光气储融合发展,提升区域电源保障能力和绿色低碳发展水平。 二是在一体化示范区布局综合智慧能源示范区。围绕能源互济互保、分布式能源高比例接入、配电网智能化升级等发展需求,结合水乡客厅等重点项目开发,通过能源与信息技术深度融合,实现绿色城乡和清洁能源协调发展、源网荷储协调互动,打造“清洁低碳、安全可靠、智能开放”的能源互联网,有效支撑示范区经济社会清洁化、低碳化发展。 三是在小洋山布局高水平冷能利用示范区。按照“一次规划、分期实施、梯级利用”的原则,推动冷能发电、数据中心、冷链物流仓库等项目建设,科学规划空气分离、低温粉碎等深冷利用项目,进一步提高LNG能源资源综合利用效率。 四是在崇明布局低碳发展示范区。围绕清洁能源推广应用,建设零碳排放示范工程。在崇明开展零碳社区建设,建设若干高标准零碳示范建筑。同时,努力将横沙打造成为零碳岛。 (四)着力构建公平开放、竞争有序的能源市场体系 1.深入推进电力体制改革 借鉴国际电力市场建设经验,按照全国统一电力市场工作部署,结合本市实际,推进以现货为核心的电力市场改革。遵循规模由小到大、交易品种逐渐增加、交易机制逐步完善的市场建设规律,以电力现货全电量竞价与中长期交易为主、电力金融市场为补充,推动建设适应安全、低碳、经济发展导向的现代省级电力市场体系,科学引导电力行业投资,提高资源配置效率,释放电力市场改革红利。积极稳妥做好上海电力交易中心股份制改制、售电侧改革、增量配网等各项改革工作。 2.稳步推进燃气行业改革 按照国家油气体制改革部署,持续优化天然气管网运营机制。在确保天然气供应安全稳定的前提下,积极稳妥推进燃气设施公平开放,完善与管网运营机制相适应的天然气产供储销体系和价格形成机制。 3.加快推进上海国际油气交易中心建设 推动交易品种齐全、期现相互联动、具有国际影响力的油气交易中心建设。通过油气现货优化资源配置,通过油气期货、发布价格指数和开展衍生品交易扩大价格影响力,为提高我国在国际油气市场的话语权和定价权发挥重要作用。 专栏:建设上海国际油气交易中心 发挥上海各类金融市场活跃、临港新片区政策高地两大综合优势,发挥上海石油天然气交易中心、上海国际能源交易中心两大国家级平台龙头作用,加快上海国际油气交易中心建设步伐。一是聚焦保税交易,成为国内外油气交易链的中心节点。二是聚焦对标国际,成为向国内外油气交易商公平开放的交易窗口。三是聚焦产业链发展,促进临港新片区成为国内外油气交易商聚集区。四是聚焦期现联动,两大国家级平台进一步加强业务合作,推动交易品种的互动,实现期货与现货的联动发展。 4.持续推进能源营商环境改革 进一步推进电力、燃气接入营商环境改革,在低压非居用户电力占掘路告知承诺审批改革的基础上,探索告知性备案、负面清单等改革举措。实现燃气接入“310服务”(最多3个环节、1件材料、0跑腿)。优化完善电力、燃气接入收费机制,进一步压缩时间、提高效率、降低成本、提升用户满意度。 5.健全能源安全储备机制 明确各方责任分工,加快补齐储备短板,不断优化储备结构,构建规模合理、责任清晰、响应灵敏、应对有力的能源安全储备体系,做好应对极端天气等情况的能源应急保供预案,提高应急处置和抗灾能力。一是成品油储备形成经营企业储备为主和政府安全应急储备为辅相结合的机制。二是天然气储备要发挥本市“一张网”优势,落实燃气企业主体责任,加快形成“政府3天、城燃企业5%、上游企业5%、国家管网5%”的储备能力,通过气电双调提升用户侧调峰能力。三是煤炭储备要鼓励重点用煤企业深入挖掘潜力,深化与上海周边地区的跨区合作。进一步落实燃煤发电企业电煤储备责任,推动企业加强与上游煤矿、码头和运输环节的协调合作。四是以电力应急储备调峰能力为重点加快提升电力安全风险管控和应急处置能力。按照最大负荷40%标准,配备应急备用调峰能力,推进发电侧调峰电源建设和灵活性改造,建立战略备用机制。优化完善局部电网网架,保障重要用户安全可靠用电,督促重要用户配置自备应急电源。电力企业要建立健全电力监控系统网络安全防护体系,夯实电网安全协同防御能力。 (五)着力构建开放共赢、协同互补的能源合作体系 1.深化长三角能源一体化合作 聚焦长三角区域发展关键问题和薄弱环节,按照合作共赢的原则加快推动区域能源合作发展。积极开展区域能源规划衔接,加快推动上海LNG站线扩建项目、外电入沪特高压等跨省重大工程建设。持续推进沪浙、沪苏天然气联络线等重大项目,进一步完善互联互通、余缺互济合作机制,提高苏浙皖沪三省一市能源应急保障能力。在一体化示范区积极探索区域能源协同发展新模式。 2.拓展能源国际国内合作新格局 统筹国际、国内两个市场,推动能源上下游一体化深度合作。进一步加强与国内能源输出地区的战略合作,鼓励上海能源企业“走出去”,开拓能源供应渠道和储备基地。鼓励上海能源企业以多种方式参与海外清洁能源、油气勘探等能源项目开发,加大能源领域先进技术、关键技术的引进和消化。力争在能源领域打造具有国际影响力的能源科技创新中心、市场交易中心、高端装备制造中心和资源配置中心。 五、保障措施 (一)强化能源统筹管理 发挥市能源工作领导小组作用,加强统筹协调,各成员单位以及各相关业务部门按照职能分工,认真履职尽责、形成工作合力,确保能源保供、控煤、天然气产供储销体系建设、能源体制改革等重点工作落到实处取得实效。 (二)建立完善规划体系 加强综合能源规划管理,统筹煤炭、天然气、光伏、风能、生物质等资源综合利用,以本规划为统领,以国土空间规划、专项规划等为支撑,形成定位清晰、统一衔接的规划体系。充分发挥能源规划对全市能源发展、项目布局和社会投资的战略导向作用,做好重要能源设施规划场址的预留保护。 (三)推进规划落地实施 健全规划评估推进机制,加强规划任务分解落实,综合运用第三方评估等方式,做好规划实施情况的动态监测和评估工作。完善信息沟通交流机制,发挥社会参与和监督的作用,促进规划有效实施。 (四)完善能源治理体系 充分利用信息化平台,提高对能源项目的服务和管理水平。以电力市场信用评价、信用披露和信用联动奖惩机制完善为起点,逐步加强能源行业企业信用管理。建立电力安全风险管控体系,增强电力系统网络安全。强化能源监测预警和应急响应,提升本市能源应急管理能力。 (五)加强人才队伍建设 鼓励企业和高校积极培养和引进能源领域高层次人才和团队。围绕油气资源勘探开发、化石能源清洁高效转化、可再生能源高效利用、核能安全利用、智慧能源、储能技术等领域,建设一批能源创新中心,为上海能源转型升级和创新发展提供人才保障。(来源:中国电力网)