1、中国确定碳中和时间表，能源发展迎来新时代

2020年中国首次确定碳中和时间表，并确定新时代能源发展目标。2020年9月22日，国家主席习近平在联合国大会上提出，中国将力争2030年前实现碳达峰，争取2060年前实现碳中和。12月21日，国务院发布《新时代的中国能源发展》白皮书，未来将把非化石能源放在优先位置，大力推进低碳能源替代高碳能源、可再生能源替代化石能源。

2、我国风光装机双双破2亿千瓦，保持快速增长

截至2019年底，我国可再生能源发电总装机7.9亿千瓦，其中，风电、光伏装机分别达2.1、2.04亿千瓦。至此，我国风电、光伏发电装机规模双双突破2亿千瓦，均居世界第一。2020年我国风电光伏持续快速发展，截至2020年11月底，风电累计装机2.4亿千瓦，光伏累计装机达到2.3亿千瓦。

3、我国主要油气管道实现并网运营

9月30日，国家管网集团与中国石油、中国石化、中国海油、中国诚通、中国国新、社保基金会、中保投基金、中投国际、丝路基金共同签署的资产交易协议和增资扩股协议正式生效。10月1日，国家管网全面接管原“三桶油”相关油气管道基础设施资产及人员，正式并网运营。

4、《新能源汽车产业发展规划（2021~2035年）》发布

2020年11月2日，国务院办公厅印发《新能源汽车产业发展规划（2021~2035年）》，提出到2025年新能源汽车销量达到新车总量的20%，纯电动乘用车新车平均电耗降至12.0千瓦时/百千米。到2035年，纯电动汽车成为新车主流，公共领域用车全面实现电动化。

5、中核华龙一号全球首堆并网成功

11月27日，华龙一号全球首堆——中核集团福清核电5号机组首次并网成功。作为中国自主研发的第三代核电技术，华龙一号首堆并网成功，对优化我国能源结构意义重大，同时大幅提升中国核电行业竞争力，对我国由核电大国迈向核电强国具有里程碑意义。

6、全国煤炭交易中心正式开业运行

10月28日，全国煤炭交易中心在北京正式开业运行。全国煤炭交易中心是经国务院同意，由发展改革委推动成立的唯一全国性煤炭交易市场。全国煤炭交易中心的开业运行，为国际、国内煤炭市场合作带来了新机遇，对保障国家能源安全，促进经济高质量发展具有十分重大而深远的意义。

7、HL-2M首次放电，我国核聚变发展取得重大突破

2020年12月4日，中国环流器二号M装置（HL-2M）在成都建成并实现首次放电。这表明中国已自主掌握了大型先进托卡马克装置的设计、建造和运行技术，为我国核聚变堆的自主设计与建造打下基础HL-2M这样的托卡马克核聚变装置成功放电，标志着中国在核聚变研究领取得重大突破，在全新一代核电研究领域获得重大进展。

8、我国建成年产6000万吨特大型油气田

2020年12月27日，中国石油长庆油田油气生产当量跨上6000万吨高点，标志着我国首个年产6000万吨级特大型油气田的诞生。在中国原油对外依存度突破70%、天然气对外依存度超过40%的大背景下，中国石油长庆油田油气当量突破6000万吨，无疑对保障国家能源安全具有重大战略意义。

9、史上首现负油价，大幅降低我国天然气进口价格

2020年4月20日，WTI原油报-37美元/桶，全球历史上首次出现负油价。此次负油价是全球原油需求大幅减少、5月期货交割临近及库存爆满等原因导致的。5月起产油国减产生效，国际油价长期维持低位运行，受此影响我国天然气进口价格大幅下降，5月进口LNG平均到岸价格出现5.2美元/百万英热单位低价。

10、世界单体容量最大电网侧储能电站建成

2020年8月，由平高集团投资兴建的世界单体容量最大的电网侧电化学储能电站——江苏昆山储能电站一次性倒送电成功。昆山储能电站采用磷酸铁锂电池方案，以4回35千伏线路接入220千伏昆山变35千伏侧。该电站整体设计技术领先，设备科技含量高，多项高端技术填补国内电网侧空白。

日前，山东省发改委、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室下发《关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知》，就2021年山东电力市场交易有关工作作出安排。

通知指出，山东全省2021年的电力市场化用户用电规模约1900亿千瓦时，鼓励具备条件的集中式新能源发电企业进入电力市场参与交易，签订市场交易合同的新能源企业在电网调峰困难时段优先消纳。电价补贴按照《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426 号）执行。

值得注意的是，山东省能源局在11月连续发布了两批《关于山东省2020年燃煤机组关停》的名单公示，第一批涉及关停燃煤机组容量380万千瓦，第二批涉及关停燃煤机组容量4.2万千瓦，共计3.842GW。

具体文件见下：

关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知

各市发展改革委（能源局），省社会信用中心，国网山东省电力公司，华能山东发电公司、华电集团山东公司、国家能源集团山东公司、大唐山东发电公司、国家电投集团山东分公司、华润电力华东大区、山东核电有限公司，山东电力交易中心，有关企业：

为贯彻国家关于深化电力现货市场建设试点工作的系列精神，落实省委、省政府关于电力市场化改革决策部署要求，按照近期国家发展改革委关于做好2021年电力中长期合同签订工作要求，结合我省工作实际，现就2021年电力市场交易有关工作安排通知如下：

一、市场主体准入

（一）进一步规范电力用户准入条件

按照国家发展改革委明确的发用电计划放开“以发定用”原则，2021年我省电力用户市场准入条件维持2020年标准不变。年内视跨省区优先计划放开情况，在确保市场电量发用平衡的前提下，适时放开经营性用户用电计划。按照国家关于加强和规范自备电厂的有关要求，拥有自备电厂的企业在按规定承担国家依法合规设立的政府性基金和与产业政策相符合的政策性交叉补贴后，方可参与市场交易（包括省内、跨省区交易）。不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》中淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策。2021年，全省电力市场化用户用电规模约1900亿千瓦时。

（二）积极推进地方公用燃煤热电联产机组进入市场

2021年，地方公用燃煤热电联产机组仅安排供暖季“以热定电”优先发电量计划，鼓励具备条件的地方公用热电联产机组自主注册成为市场主体，“以热定电”优先发电量计划外的上网电量直接参与市场交易，按照山东电力市场相关规则执行。机组未参与电力市场前，其“以热定电”优先发电量计划外的上网电量视为政府授权合约，原则上其政府授权合约结算电量不高于其2020年非供暖季实际上网电量。电力现货市场连续结算试运行前，政府授权合约电量按照当季度省内季度中长期交易平均价格结算；电力现货市场连续结算试运行期间，按照当月前七天中长期交易平均价格（含容量电价）结算（如高于省内燃煤机组上网基准电价，按基准电价结算），产生的价差空间每月按照市场发电量占比返还省内市场机组。

（三）有序放开集中式新能源发电机组进入市场

2021年起，鼓励具备条件的集中式新能源发电企业进入电力市场参与交易，签订市场交易合同的新能源企业在电网调峰困难时段优先消纳。参与市场交易的集中式新能源发电企业电价补贴政策，按照《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426 号）执行。电力现货市场连续结算试运行前，新能源发电企业按照自愿原则与售电公司、批发用户签订中长期交易合同；电力现货市场连续结算试运行期间，新能源发电企业按照我省电力现货市场交易规则参与电力现货市场交易。

二、中长期交易安排

为衔接做好现货市场建设试点相关工作，2021年我省最长周期的电力中长期交易按季度（三个月）开展。电力现货市场连续结算试运行前，中长期交易按现行电力中长期交易规则开展，售电公司（批发用户）原则上应签订不低于总用电量（代理电量）80%的中长期合同；现货市场连续结算试运行期间，中长期交易全部约定发用功率一致的交易曲线。季度交易、月度交易、周交易分解到日的交易电量，按分时曲线累加后，形成相应市场主体的中长期电力交易合约，作为结算依据。

按照我省可再生能源电力消纳保障政策有关要求，售电公司、批发用户需承担不低于14%的非水可再生能源电力消纳责任权重。按照2020年全省市场电量规模测算，2021年售电公司、批发用户最低需消纳的非水可再生能源电量约270亿千瓦时（简称“消纳责任电量”）。批发用户按照2020年1-11月实际用电量占全省市场电量的比重承担消纳责任电量，售电公司按照代理交易用户2020年1-11月实际用电量之和占全省市场电量的比重承担消纳责任电量。消纳责任电量视为已成交电量，按省内非水可再生能源上网电价结算。零售用户承担的消纳责任电量由售电公司、用户自行协商确定，在零售合同中予以明确。现货市场连续结算试运行期间，统筹衔接非水可再生能源电力消纳责任权重交易与现货市场交易，具体以现货市场连续结算试运行通知或方案为准。

严格落实国家关于中长期合同签订“六签”工作要求，2021年中长期交易按照联合签约模式开展，鼓励签定电子合同，引入信用监管机构见证签约。中长期交易合同参照《电力中长期交易合同示范文本（征求意见稿）》和《电力中长期交易信息登记协议（征求意见稿）》签订。

三、跨省区电力直接交易

参加银东直流跨省区交易用户，年用电量5亿千瓦时及以上的，跨省区交易电量不得超过2亿千瓦时；年用电量5亿千瓦时以下的，每月跨省区交易电量不得高于当月全部交易电量的40%。跨省区交易电量作为用户省内交易的边界条件，剩余电量参与省内市场交易。用户应据实申报跨省区交易电量，2021年累计2个月跨省区交易电量高于全部用电量40%的用户，取消其次年度的银东直流交易资格；售电公司代理交易用户参加银东直流跨省区交易，2021年累计2个月跨省区交易电量高于全部代理用户实际用电量之和40%的，取消其次年度代理用户参与跨省区交易资格。现货市场连续结算试运行期间，跨省区直接交易电量按照银东直流典型送电曲线进行分解。

四、政府授权合约电量安排

跨省区交、直流通道达成的2021年年度交易电量中的部分电量，打包作为政府授权合约电量。该部分电量由国网山东省电力公司代理省内市场用户购买后，由售电公司、批发用户认购。认购价格为上述电量落地我省加权平均价格，未被认购的政府授权合约电量，按市场化用电量占比分配给售电公司、批发用户。现货市场连续结算试运行期间，政府授权合约电量按照对应的跨省区联络线典型送电曲线进行分解。

五、其他事项

（一）做好交易组织和衔接。国网山东省电力公司、山东电力交易中心要及时发布跨省区电力交易电量、电价和非水可再生能源电力消纳责任权重电量等相关信息，依次按照跨省区送电政府授权合约电量认购交易、省内电力中长期交易时序组织，确保各项交易顺利衔接开展；统筹衔接非水可再生能源电力消纳责任权重电量与绿证交易，根据售电公司和批发用户需要出具消纳非水可再生能源发电量的相关证明；提前研究明确市场注册、交易组织、结果发布等各项工作的时间节点，确保12月15日前组织完成2021年一季度省内电力中长期交易。

（二）持续提高市场服务水平。山东电力交易中心要加强专业队伍和技术支持平台建设，不断提升市场组织能力；健全信息发布机制，完善信息发布内容，实现信息资源共享；加强交易风险防控，对投诉率高、履约行为不规范的售电公司，做好用户交易风险提示工作，公开透明、规范高效地为市场主体提供电力交易服务。

（三）提升现货市场运营能力。国网山东省电力公司要加快优化组织机构设置，加强现货市场专业队伍建设和培训，进一步充实专业力量，明确岗位职责，确保专人专责；做好技术支持系统开发建设、运维管理等工作，为现货市场稳定运行做好人才保障和技术支撑。

（四）严格零售市场管理。与两个及以上售电公司签订并提交代理协议的用户，取消其2021年市场交易资格，计入我省电力市场信用记录。符合准入条件但未在规定时间内注册的企业，年内可随时进行自主注册，经国网山东省电力公司、山东电力交易中心审核通过后进入市场参与月度交易。

市场交易工作中，遇到重大问题请及时报告。

山东省发展和改革委员会

山东省能源局

国家能源局山东监管办公室

2020年11月24日

1月19日上午，国家发改委举行1月份新闻发布会，国家发展改革委秘书长赵辰昕、政研室主任袁达、综合司司长严鹏程等3位新闻发言人出席发布会，介绍了2020年经济社会发展总体情况和稳投资、重点改革、新型城镇化、中欧班列等工作进展情况，并就媒体关注的经济运行态势和宏观调控政策、重点改革事项、重大项目建设、能源供应保障、碳达峰碳中和目标实现、强化国家战略科技力量、价格运行情况、促消费政策等问题，回答了记者提问。

其中，针对记者提出的“2020年中央经济工作会议明确将做好碳达峰、碳中和工作确定为2021年八大重点任务之一。国家发改委将如何围绕实现碳达峰、碳中和的中长期目标，制定并实施相关保障措施？”问题，国家发展改革委政研室主任袁达回答道：

中央经济工作会议明确将做好碳达峰、碳中和工作确定为八大重点任务之一，充分体现了党中央对做好这项工作的高度重视。实现碳达峰、碳中和中长期目标，既是我国积极应对气候变化、推动构建人类命运共同体的责任担当，也是我国贯彻新发展理念、推动高质量发展的必然要求。国家发展改革委将坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，抓紧研究出台相关政策措施，积极推动经济绿色低碳转型和可持续发展。

一是大力调整能源结构。推进能源体系清洁低碳发展，稳步推进水电发展，安全发展核电，加快光伏和风电发展，加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，完善清洁能源消纳长效机制，推动低碳能源替代高碳能源、可再生能源替代化石能源。同时，推动能源数字化和智能化发展，加快提升能源产业链智能化水平。

二是加快推动产业结构转型。大力淘汰落后产能、化解过剩产能、优化存量产能，严格控制高耗能行业新增产能，推动钢铁、石化、化工等传统高耗能行业转型升级。积极发展战略性新兴产业，加快推动现代服务业、高新技术产业和先进制造业发展。

三是着力提升能源利用效率。完善能源消费双控制度，严格控制能耗强度，合理控制能源消费总量，建立健全用能预算等管理制度，推动能源资源高效配置、高效利用。继续深入推进工业、建筑、交通、公共机构等重点领域节能，着力提升新基建能效水平。

四是加速低碳技术研发推广。坚持以市场为导向，更大力度推进节能低碳技术研发推广应用，加快推进规模化储能、氢能、碳捕集利用与封存等技术发展，推动数字化信息化技术在节能、清洁能源领域的创新融合。

五是健全低碳发展体制机制。加快完善有利于绿色低碳发展的价格、财税、金融等经济政策，推动合同能源管理、污染第三方治理、环境托管等服务模式创新发展。

六是努力增加生态碳汇。加强森林资源培育，开展国土绿化行动，不断增加森林面积和蓄积量，加强生态保护修复，增强草原、绿地、湖泊、湿地等自然生态系统固碳能力。

2020年是“十三五”收官之年，也是全省能源行业改革发展、全面开创、走在前列、创造辉煌的一年。一年来，我省能源工作紧紧围绕“发展绿色能源，助力动能转换”核心任务，聚焦“六稳”“六保”工作大局，主动担当、积极作为、创新思路、强化举措，狠抓“重点工作攻坚年”任务落实，能源结构调整成效明显，各项工作呈现新特色、新亮点、新实效，交出一份闪亮的新时代能源高质量发展“2020山东答卷”。　

能源结构调整持续优化

针对能源结构偏煤、偏重的实际，我省坚持把“发展绿色能源，助力动能转换”作为核心任务，大力发展可再生能源、核电、外电入鲁、天然气，为能源结构“降压减负”。全省新能源和可再生能源发电装机达到4791万千瓦，同比增长32.2%，占电力总装机的比重突破30%；全年新能源和可再生能源发电量824亿千瓦时，同比增长10.3%，占全社会用电量的11.9%；全年能源基础设施完成投资超过500亿元。

可再生能源规模持续壮大。坚持集散结合、海陆并举，因地制宜推进光伏、风电等可再生能源发展，华能平邑白彦风电场、滨州沾化通汇30万千瓦光伏发电项目建成投运，晴阳新能源滕州农光互补项目、华能德州丁庄水库水面漂浮式光伏电站、泰安抽蓄二期开工建设。全年新增可再生能源发电装机达到1167万千瓦，特别是光伏发电装机达到2272万千瓦，同比增长40.3%，居全国第一；生物质发电装机达到365万千瓦，同比增长24.6%，居全国第一。

核电规划建设稳步推进。海阳核电一期两台机组安全稳定运行并完成首个燃料循环，现已累计发电突破430亿千瓦时；荣成高温气冷堆示范工程全面进入调试阶段，“国和一号”示范工程建设有序推进，全省在运在建核电装机达到570万千瓦。

“外电入鲁”取得新突破。坚持高效利用存量、高质发展增量，相继与宁夏、吉林等送端省区签署购售电协议，山东至河北特高压交流环网工程并网送电，昭沂直流通道配套山能盛鲁电厂2×100万千瓦煤电机组实现双投，吉林白城、松原地区鲁固直流通道300万千瓦配套新能源项目全面启动规划建设，既有通道利用率稳步提高，接纳外电能力达到3500万千瓦，全年接纳省外电量达到1159亿千瓦时；“陇电入鲁”新通道获准纳入国家“十四五”规划，我省能源骨干企业主导的煤电一体化、可再生能源配套电源项目全面开展前期工作。

天然气基础设施加快完善。龙口南山、烟台港西港区LNG接收站开工建设，中石化山东（二期）稳步推进，中石化山东（三期）取得核准，龙口LNG接收站前期工作加快推进，在运在建LNG接收站规模达到1700万吨/年。青宁输气管道、董潍原油管道三期建成投运，山东天然气环网干线、中俄东线山东段相继开工建设，全省长输油气管道总里程达到1.26万公里。围绕补齐天然气调峰短板，加快储气设施建设，累计形成政府储气能力1.82亿立方米，提前完成政府3天储气能力建设任务。

能源安全保障坚强有力

紧紧围绕应对疫情保能源安全、冬季保暖保供等，全力抓好能源稳定可靠供应。

加强煤炭生产储备供应。2020年年初，统筹疫情防控和复工达产，组织大型煤矿恢复生产，全省具备条件的煤矿于2月初全部恢复生产。为保障迎峰度冬煤炭稳定供应，督促煤炭企业在确保安全的前提下，严格落实生产保供计划，供暖季全省煤炭产量稳定在3500万吨左右，全年煤炭产量稳定在1.1亿吨左右。

认真组织电力生产供应。编制电力电量平衡方案，下达优先发电量计划，精心组织省内电源生产，持续扩大省外来电规模，电力供需持续平稳。全年省内机组发电量5781亿千瓦时；接纳省外来电首次突破1100亿千瓦时，同比增长24.2%。

扎实做好天然气供应保障。积极对接三大油气公司，协调争取气源保障，共签订年度供气合同量203.2亿立方米，同比增长15.4%，其中，供暖季合同量96.4亿立方米，同比增长5.8%。截至2020年12月底，三大油气公司已累计供气212.6亿立方米，同比增长13.1%。

能源安全生产深入推进

秉承“管行业必须管安全”，着力抓好行业安全生产源头治理，有效防范化解重大风险。

强化煤矿安全生产。按照“降速、减量、保安全”原则，对41处冲击地压矿井逐矿论证，确定采掘工作面个数和推进速度，严格采深超千米冲击地压矿井“一矿两面三刀”，形成“一矿一策、一面一策”，并根据论证审查意见，核减冲击地压等矿井生产能力，切实降低开采强度。

强化油气管道保护。出台管道保护行政执法、审批、备案“三项制度”，印发首个省级石油天然气管道智能化发展意见，加快推进示范工程建设，国家管网东部原油储运、国家管网山东天然气管道公司已建成智能化管理平台，董东、日京管道建设同步部署管道保护视频监控智能设施，董潍管线高后果区全部实现无人机巡查，全省高后果区管道保护视频监控覆盖率达到30%以上。

强化电力运行保障。完善煤电机组智慧管理服务平台，严格电网运行调度管理，提高机组稳定运行水平。修订山东省大面积停电事件应急预案，组织开展应急演练，增强全网准确、快速处置应急事件能力。2020年夏季，山东电网最高负荷达9022万千瓦，较2019年增加611万千瓦，未发生拉闸限电、有序用电等情况。

能源科技创新活力澎湃

坚持创新是第一动力，大力发展能源新产业、新业态、新模式，加速布局能源新基建，提升创新驱动发展水平。

树立煤矿智能化“山东标杆”。围绕“减人、提效、保安全”，推动煤炭产业与大数据、云计算、5G等新一代信息技术深度融合，大力推进煤矿智能化发展，全省61处煤矿开展了智能化建设，建成智能化采掘工作面183个，占全国的三分之一，作业人员分别控制在16人、9人以内，东滩、鲍店等7处矿井入选国家首批智能化示范煤矿建设名单，各类煤矿全部实现井下人员精确定位。2020年9月份，全国煤矿智能化建设现场推进会在山东召开，对山东工作给予充分肯定，并在全国范围内推广“山东经验”。

开辟核能供暖“新型模式”。依托海阳核电一期工程，建成全国首个核能居民供暖项目，满足了周边近70万平方米居民清洁供暖需求，实现“居民采暖费用不增加、政府财政负担不增长、热力公司收益有增长、核电运行效率有提升”多赢。2020年11月25日，二期工程全面开工建设，计划2021年供暖季前建成投用，实现海阳城区450万平方米核能供热“全覆盖”，打造全国首个“零碳”核能供暖示范城市。

培育氢能产业“典型示范”。出台首个省级氢能产业系统性政府指导文件《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》，充分发挥我省在资源禀赋、技术创新、产业基础和应用场景等方面的特色优势，在汽车、能源、港口、轨道交通、船舶等领域加快布局氢能示范应用，力争通过10年左右的努力，将我省打造成国际知名、国内领先的氢能产业发展高地。截至目前，全省已建成加氢站11座，示范运营燃料电池汽车320余辆，有效拉动投资超百亿元。

打造先进储能“样板工程”。探索“新能源+储能”一体化发展新模式，建成投用全国首个利用电网退运电池建设的独立储能电站，为我省乃至全国加强资源循环利用、探索储能建设新模式开辟了新的路径。

能源领域改革勇破藩篱

用好改革关键一招，加大落后产能淘汰力度，着力优化能源供给质量，增强能源发展的内生动力。

持续深化供给侧结构性改革。着力抓好煤炭、煤电去产能，关退落后煤矿，核减煤矿生产能力，全面完成“十三五”煤炭去产能目标任务；关停淘汰落后燃煤机组，完成国家下达任务的13倍。

深入推动“放管服”改革。大力实施“简化获得电力”专项行动，推动山东办电进入App时代，电力接入行政审批实现“一窗受理”“全程代办”，行政审批时长由1个月-3个月压缩为5天，10千伏用户平均接电时长压缩三分之一，全省实现信息共享和“一链办理”全覆盖，居民“零证办电”、企业“一证办电”。

推进电力体制改革。积极推进电力现货市场建设试点，开展整月连续结算试运行，成为全国首个按零售、现货和中长期完整市场体系开展长周期结算试运行的省份。全省已注册售电公司突破1000家，居全国第一；全年达成市场交易电量超1900亿千瓦时，居国内第二，释放改革政策红利超25亿元。

能源服务工作更加优质

围绕头号项目争取、民生工程推进、助力企业发展，持续加大能源领域服务保障力度。

加快采煤塌陷地综合治理。出台首部省级采煤塌陷地治理专项规划，坚持治理存量、严控增量，创新实施五大区域治理战略，建成济宁都市绿心、少康湖生态治理、章丘山大新校区产业治理等一批示范工程。全省累计治理塌陷地93.2万亩，稳沉治理率达到90.4%，历史遗留治理率达到88.2%，全面完成省政府确定的“双80%”目标任务。

大力推进充电基础设施建设。成立工作运营专班，建立联席会议制度，重点推动充电服务示范居民小区建设，明确既有小区充电桩建设报装流程，将新建小区充电桩建设标准列入土地招拍挂条件，加快信息公共服务平台推广应用。全省建成示范居民小区62个，累计建成充电基础设施6.8万个、高速公路服务区充电站166座。

助力企业纾难解困。针对企业项目融资难问题，积极沟通对接中国邮储银行山东分行、华夏银行济南分行等金融机构，授信能源企业336家，投放贷款超过1000亿元；通过世界银行支持鲁信集团、齐鲁交通集团等省级优质项目9个，投放外币4941万欧元，配套人民币4.67亿元；利用亚行贷款资金支持山能重装集团分布式光伏发电等项目1061万美元。

2021年是“十四五”开局之年，站在新的起点，我省能源工作将紧紧围绕省委、省政府决策部署，全面贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，统筹谋划好“十四五”能源发展，大力实施“四增两减一提升”工程，即聚焦可再生能源、核电、省外来电、天然气“四大板块”做加法，突出煤炭、煤电“两大行业”做减法，大力提升能源创新驱动水平，加大能源结构优化调整力度，加快能源高质量发展，为全省实现“走在前列、全面开创”目标提供坚强保障，以优异成绩庆祝建党100周年！

近日，国家发改委发布《关于进一步推进增量配电业务改革的通知（征求意见稿）》，文中提出:

已纳入省、市级规划的各类配电网，只要没有核准，就属于增量配电业务。

电网企业手上所有已核准、在有效期内但尚未建设的配电项目，都是增量配电项目。

无论是否核准，电网企业所有已纳入规划的未开工项目，都视为增量配电项目。

从文件下达之日，电网未经核准建设的配电项目，不属于存量配电网，所在区域仍然属于增量配电业务。

日前，财政部、国家发展改革委、国家能源局、国务院扶贫办四部委联合下发了《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（光伏扶贫项目）的通知》，将符合条件的光伏扶贫项目列入可再生能源电价附加资金补助目录。

　　根据通知，对列入可再生能源电价附加资金补助目录内的光伏扶贫项目，财政部将优先拨付用于扶贫部分的补贴资金。据光伏头条统计，此次补贴将优先发放光伏扶贫补贴约3.9GW。其中，涉及贫困户81141户，装机规模小计324.2MW；涉及20636个村级电站和集中电站，扶贫容量3.6GW（电站总装机规模约5.2GW）。

有关省、自治区、直辖市财政厅（局），新疆生产建设兵团财政局，国家电网公司，南方电网有限责任公司： 

　　根据《财政部 国家发展改革委国家能源局关于印发<可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法>的通知》（财建〔2012〕102号）和《财政部关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》（财建〔2013〕390号）等文件要求，经国家能源局、国务院扶贫办审核，现将符合条件的光伏扶贫项目列入可再生能源电价附加资金补助目录，并在财政部网站上予以公布。

　　按照国务院要求，为确保光伏扶贫收益及时惠及广大贫困人口，对列入可再生能源电价附加资金补助目录内的光伏扶贫项目，财政部将优先拨付用于扶贫部分的补贴资金。其中，国家电网公司、南方电网有限责任公司经营范围内的光伏扶贫项目，由国家电网公司、南方电网有限责任公司分别负责补贴资金的申请和拨付；地方独立电网企业经营范围内的光伏扶贫项目，由省级财政、价格、能源、扶贫主管部门负责补贴资金的申请和拨付。

　　对于村级电站和集中电站，用于扶贫部分的补贴资金由电网企业或财政部门直接拨付至当地扶贫发电收入结转机构，由扶贫主管部门监督全额拨付至光伏扶贫项目所在村集体。

　　财政部  国家发展改革委   国家能源局  国务院扶贫办

　　2018年3月7日