关于印发《鲁北盐碱滩涂地风光储输一体化

基地“十四五”开发计划》的通知

鲁发改能源〔2023〕490号

滨州、东营、潍坊市发展改革委，国网山东省电力公司，各牵头开发企业：

鲁北盐碱滩涂地风光储输一体化基地（以下简称鲁北基地）是我省五大清洁能源基地之一，是国家黄河下游绿色能源廊道重要组成部分，加快推进基地开发建设对于调整优化能源结构、助力绿色低碳高质量发展先行区建设具有重要意义。根据省委、省政府工作部署，结合各市优选结果，制定鲁北基地“十四五”开发计划，有关事项通知如下：

一、总体情况

经竞争优选，确定35个项目、1888万千瓦列入鲁北基地“十四五”开发计划。其中，滨州市开发项目14个、总规模860万千瓦（光伏发电620万千瓦、风电240万千瓦）；东营市开发项目8个、总规模420万千瓦，均为光伏发电；潍坊市开发项目13个、总规模608万千瓦（光伏发电565万千瓦、风电43万千瓦）。上述项目纳入我省保障性并网项目名单，原则上2025年底前全部开工、2027年底前建成并网。

二、优化服务管理

省级建立鲁北基地项目台账，明确市、县、企业三级责任人，按月调度项目进展情况。各市能源主管部门要组织电网企业、项目牵头开发企业沟通协商，按照“能并尽并、能并早并”原则，逐个项目明确接入并网时限。要指导牵头开发企业落实各项建设条件，积极协调自然资源、生态环境、海洋等部门做好要素保障，依法依规加快办理各项手续，及时协调解决项目推进中遇到的困难问题，推动项目早开工、早并网。

三、保障接入并网

国网山东省电力公司要加快项目接入系统论证工作，统筹推进电网工程规划建设，优化内部流程，全力提速高地、渤海、弥河、渔盐等500千伏和相关220千伏、110千伏输变电工程建设，大力提高鲁北基地电网接入和消纳能力，推进电网工程与鲁北基地项目同步建设、同步投运。

四、强化协同发展

各牵头开发企业要承担项目开发、建设、运营主体责任，加强与有关方面的对接协调，依法依规、集约高效推进项目建设，项目建成并网前不得擅自转让给其他投资主体。要落实竞争优选承诺事项，按比例配备储能设施，做优做强关键核心配套，在设备、施工、运维等方面加大带动力度，项目建成后产生的绿电、绿证优先满足省内需求。

五、落实安全责任

各企业要全面履行安全生产主体责任，地方要严格落实属地安全管理责任，重点加强设备吊装、线路架设、高空作业等施工过程，以及风电、光伏和新型储能电站运维的安全管理，严防安全生产事故发生。

山东省发展和改革委员会

 山东省能源局

2023年6月27日

5月11日，广东省能源局发布关于2023年公共机构节能降碳工作安排的通知，通知指出，鼓励市场化方式推动分布式光伏、光热项目建设，更大力度推动公共机构开展节能降碳改造。

原文如下：

省直各单位，各地级以上市公共机构节能主管部门：

2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，是实施“十四五”规划承上启下的关键之年。全省公共机构要全面贯彻落实党的二十大精神和习近平生态文明思想，按照国家《“十四五”公共机构节约能源资源工作规划》《深入开展公共机构绿色低碳引领行动促进碳达峰实施方案》《国管局关于2023年公共机构能源资源节约和环境保护工作安排的通知》等政策文件和有关法律法规要求，以及公共机构能源资源节约和生态环境保护重点工作推进会议精神，大力实施全面节约战略，持续优化能源消费结构，严格完成能源资源节约目标，充分发挥公共机构示范引领作用，现将有关事项通知如下：

一、贯彻落实党的二十大精神

党的二十大报告对推动绿色发展、促进人与自然和谐共生作出重大战略部署，为公共机构节能工作指明了前进方向、提供了根本遵循。各地市、各部门要围绕绿色低碳发展主题，结合地区和部门实际，坚持目标牵引、问题导向、创新驱动，要把调查研究作为破解难题推进工作的关键抓手，找准切入点、把握着力点、抓好关键点，全面加强能源资源节约集约利用，广泛形成绿色低碳的生产方式和生活方式，统筹用能结构优化、能源资源利用效率提升、生态环境保护，进一步推动绿美广东生态建设和各级公共机构实现绿色低碳转型，扎扎实实把党中央决策部署和省委省政府工作安排落实到位。

二、大力实施全面节约战略

坚持把能源资源节约集约利用贯穿于公共机构运行全过程、各环节，持续推动公共机构采取能耗监测、用能诊断、节能改造等有效措施实现降耗增效，开展公共机构重点用能单位能源审计工作，引导有条件的公共机构建立能源和碳排放数字化管控平台。强化重点用能领域、单位、部位的节能管理，开展数据中心能耗现状调研及能效提升政策研究工作，配合做好国家绿色数据中心推荐、遴选等工作。推进绿色建筑创建行动，加大节能低碳技术推广应用力度，配合实施《广东省绿色高效制冷行动计划（2023-2025）》，大力推动既有建筑实施围护结构、照明、电梯、供暖、制冷等用能系统设备节能改造，增强低碳、超低能耗、近零能耗建筑示范作用，持续提高绿色建筑比例。

三、积极推进节能降碳示范创建引领行动

按照国家统一部署，进一步开展全国节约型公共机构示范单位创建工作和示范案例申报工作，组织开展首批（300家）公共机构绿色低碳示范单位的申报工作。落实国家对节约型公共机构示范单位建成单位组织复核评价、实施动态管理、实行退出机制等工作要求。持续推进全省节约型机关创建工作，力争省直机关单位完成率达到90%、粤港澳大湾区有关地市完成率达到80%、全省完成率达到75%。开展2020-2022年节约型机关创建情况抽查和“回头看”行动。做好2023年全国节能宣传周等系列宣传活动，借助媒体力量，发挥“互联网+”优势，利用“云”上平台，拓展宣传渠道、创新宣传形式、丰富宣传内容，推介更多的公共机构绿色低碳转型典型经验、工作案例和解决方案等。

四、持续优化能源消费结构

大力推进终端用能电气化，有序推进煤炭消费替代。加大可再生能源利用和热泵、高效储能技术应用力度。宣传贯彻《关于鼓励和支持公共机构采用能源费用托管服务的意见》，推广应用能源费用托管服务等合同能源管理模式，鼓励市场化方式推动分布式光伏、光热项目建设，更大力度推动公共机构开展节能降碳改造。推广《公共机构新能源汽车充换电设施建设运营指南》，鼓励具备条件的公共机构加大试点推广力度，鼓励适度提高新能源汽车配备比例和充电基础设施数量要求。

五、严格落实目标管理

贯彻落实《加强公共机构能源资源消费统计数据治理三年行动方案》，举办公共机构节能网络直播培训，开展能耗统计数据会审，提升数据统计质量和效率，开展年度公共机构能源资源消费情况统计、汇总、分析、通报。做好“十四五”公共机构节约能源资源工作中期评估。按照国家统一部署，有序推进能耗定额管理，逐步推行碳排放总量和强度双控制度。

各地市、各部门要按照《国管局关于2023年公共机构能源资源节约和生态环境保护工作安排的通知》等文件要求，结合实际一并推进节水、反食品浪费、垃圾分类、塑料污染治理等，进一步推动公共机构能源资源节约和生态保护工作走深走实，为绿美广东生态建设贡献公共机构力量。

附件：国管局关于2023年公共机构能源资源节约和生态环境保护工作安排的通知（国管节能〔2023〕5号）

广东省能源局

2023年5月11日

近日，国家能源局新疆监管办发布《新疆电力辅助服务市场运营规则(征求意见稿）》。这是继2020年1月份新疆能监办发布《新疆电力辅助服务市场运营规则》之后的更新版本。

在2020年版政策中，提出鼓励火电企业投资建设储能调峰设施，在计量关口出口内可与机组联合参与调峰，在计量关口出口建设的储能设施，视为深度调峰设施，在深度调峰交易中抵减机组发电出力进行费用计算及补偿，最多可抵减至出力为零，对抵减后出力为负的部分不予补偿。储能调峰设施不影响机组最小运行方式核定。此次征求意见稿较2020年版新增了储能设施有偿调峰服务交易内容。

征求意见稿提出独立储能参与调峰辅助服务市场时，根据自身容量情况申报次日最大充放电功率、可调用时段（调用持续时长不低于1小时）和交易价格，初期申报单段报价，竞价上限0.55元/千瓦时。

新能源配建储能和有剩余充电能力的独立储能因电力保供和电力系统安全原因参与电网调峰时，分别根据消纳自身新能源电量和参与独立储能有偿调峰交易后的剩余充电能力,申报的次日最大剩余充放电功率、可调用时段（调用持续时长不低于1小时），初期对充电电量按照0.35元/千瓦时补偿。

此次征求意见稿的关键内容

市场主体

发电企业：火电、水电、风电、光电等。

经市场准入的新型储能。

市场化电力用户：

参与新疆电力市场化交易的电力用户、售电公司、源网荷储一体化项目。源网荷储一体化项目可将可再生能源发电项目、储能装置、充电桩、蓄冷蓄热装置、工业负荷等可调节资源进行整合，通过降低或增加项目整体用电负荷向系统提供辅助服务。

有偿辅助服务

根据此次发布的征求意见稿，新疆的有偿辅助服务包括：有偿调峰、调频、备用、黑启动等。

发电侧有偿调峰交易

包括实施深度调峰、启停调峰。

有偿调峰日前申报预出清、日内正式出清调用。

实时深度调峰采用“阶梯式”报价方式和价格机制，具体分档及报价上、下限如下。

风、光电站需按实际发电量比例进行调峰辅助服务费用分摊。

火电企业计量关口内建设的储能设施，可与机组联合调峰。最多可抵减机组出出力至零，抵减后出力为负部分不予补偿。

储能设施有偿调峰交易

用电低谷或弃风弃光时充电、其他时段释放电力。

依据电力调度安排时段进行充放电，相应充电电量不承担输配电价和政府基金及附加。

独立储能竞价上限0.55元/kWh，调用时长不低于1小时。

配建储能在满足新能源需求后，富裕能力可由电网调度参与调峰。

因电力保供、电网安全等原因经电力调度机构调度参与调峰的独立储能、配建储能，初期补偿标准0.35元/kWh，调用时长不低于1小时。

储能参与调峰辅助服务费用分摊。因自身原因导致实际调峰电量低于出清调峰电量90%，缺额部分考核。

用户侧有偿调峰

在正常基准负荷基础上增加、减少负荷。

调峰能力不低于10MW，调峰时长不低于1小时。

调频辅助服务

性能优先，按需调用。

独立储能装机容量不低于10MW。

里程申报价格：0-15元/MW。

容量补偿价格：市场初期5元/MW。

排序价格=申报价格/综合性能指标。

里程补偿额=调频里程×出清价格×综合性能指标。

用户参与调频辅助服务费用分摊，分摊比例50%。

备用辅助服务交易

提供方：火电、水电、独立储能。

旋转备用市场初期，申报价格上限0.01元/kWh。

为贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和决策部署，加快推进绿色低碳高质量发展先行区建设，构建助力经济社会全面绿色低碳转型的金融服务体系，制定本行动方案。

一、总体要求

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，完整、准确、全面贯彻新发展理念，锚定“走在前、开新局”，立足基础优势，统筹当前长远，持续完善碳金融基础设施，丰富碳金融产品供给，优化碳金融发展环境，引入低成本、便利化的金融活水支持企业绿色低碳转型，为绿色低碳高质量发展先行区建设注入强大动力。

力争到2023年年底，山东省推进碳金融发展的制度体系初步形成，转型金融标准和激励机制基本建立，重点工业企业碳账户初步建设，碳信贷、碳债券、碳基金等碳金融产品创新取得较大进展。

到2025年年底，碳资产托管、碳保险等碳金融产品破题并不断丰富，碳交易市场参与度有效提升；碳账户应用场景更加多样，初步搭建起集评价、融资、数据分析等于一体的碳金融服务平台；碳债券融资规模达到100亿元以上，绿色贷款增速高于全部贷款增速；碳金融体系基本形成，为绿色低碳高质量发展先行区建设提供有力支撑。

二、重点任务

(一）碳金融基础设施建设行动。

1.制定转型金融标准。编制转型金融支持目录，进一步明确金融支持的领域和范围，引导金融资源支持高碳行业企业向低碳转型和绿色低碳技术研发、成果转化。强化转型金融标准的数字化应用，提高便捷度、精准度、普惠度。（省发展改革委牵头，省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2024年6月底前编制转型金融支持目录）

2.构建“两高”重点企业工业碳账户。依托“两高”行业电子监管平台，畅通全天候全自动全周期碳相关数据采集渠道，建立高耗能、高排放重点企业工业碳账户。对比行业基准值对碳账户数据进行分析，探索将“两高”重点行业企业按照能效碳耗标识为“红、橙、黄、绿”等不同类别，为金融机构针对性开发碳金融产品及防范环境、社会和治理风险提供支撑。（省发展改革委牵头，省生态环境厅、省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2023年年底前启动碳账户建设）

3.拓展工业碳账户多场景应用。引导金融机构依托碳账户将碳排放情况纳入授信审批决策环节，融入贷款定价等信贷管理模型，探索碳效贷、能效信贷、气候债券等产品。探索依托碳账户对发放贷款及债券的项目进行碳效分析，对比贷前贷后的碳减排量、单位贷款碳排放强度等，形成经济科学便捷的信贷碳效益评估体系。（省发展改革委、人民银行济南分行牵头，省生态环境厅、山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2025年年底前实现多场景应用）

4.推进碳普惠体系建设。鼓励金融机构围绕“衣食住行用”等日常行为，积极开发碳金融服务和创新产品；探索建立个人碳账户和多层次碳普惠核证减排量消纳渠道，将个人绿色出行、绿色消费、助力垃圾分类等绿色低碳活动碳减排信息纳入碳账户，形成可兑换的碳积分、授信优惠、差异化保险费率及增值服务等。（省生态环境厅、人民银行济南分行牵头，山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2023年起组织实施并持续推进）

（二）碳金融试点示范行动。

5.开展碳金融区域试点。围绕碳账户、转型金融、区域碳金融中心建设、“零碳银行”、碳资产证券化等，在全省布局一批试点。积极争取全国性金融机构在山东开展碳金融创新试点，高质量推进青岛西海岸新区气候投融资试点建设，积极争取威海市创建国家级绿色金融改革创新试验区。引导各级金融机构支持近零碳试点及示范区建设，吸引各类金融资本和社会资本参与试点项目设计、改造和运营。（省发展改革委、省地方金融监管局、人民银行济南分行牵头，省生态环境厅、山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2023年年底前启动试点遴选，2025年年底前将经验做法在全省复制推广）

6.推进碳金融供给创新。指导银行保险机构将发展战略、风险偏好与践行绿色金融、碳金融相匹配，建立完善与碳金融相匹配的组织架构、制度体系、机制流程。加强银行保险机构总分支联动创新，鼓励有条件的银行机构设立碳金融、绿色金融事业部、专营机构，在资源配置、产品创新、审批权限等方面给予政策倾斜。积极开展环境权益、生态产品价值实现机制、绿色消费信贷等领域金融创新，引导金融机构探索发展碳资产抵押融资、碳资产托管、绿色信贷资产证券化等金融产品，持续提升碳金融专业服务能力。（山东银保监局、人民银行济南分行牵头，省地方金融监管局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2023年年底前组织实施并持续推进）

7.开展碳关税应对试点。主动对接国际标准，聚焦建材、化工、塑料、钢铁、有色等重点领域，依托行业协会和龙头企业，开展本行业本领域的重点产品全生命周期碳足迹核算，进行碳关税压力测试。加强国际市场碳关税影响分析，针对碳关税影响及应对方法进行专项辅导培训，引导企业提高碳管理能力，用好贸易救济规则，提前布局积极应对。（省发展改革委、省生态环境厅牵头，省财政厅、省商务厅、省地方金融监管局等依照职责分工落实；2024年开始试点，2025年年底前推广应用）

（三）碳交易推进行动。

8.积极参与全国碳交易市场。指导相关行业重点排放单位编制碳排放报告，开展碳排放报告核查，确定纳入碳排放权交易市场的重点排放单位名录，做到应纳尽纳。强化碳减排目标约束机制，按照国家部署，开展碳排放权交易市场配额分配，引导重点排放单位做好配额清缴履约工作，做到应履尽履。（省生态环境厅牵头，省发展改革委配合；2023年起组织实施并持续推进）

9.培育区域环境权益交易服务市场。围绕碳排放权、排污权、用能权、用水权等环境权益交易，搭建环境权益交易与金融服务体系。支持新能源、碳汇等“零碳”“负碳”产业发展，积极开发碳汇项目和产品。探索研究森林、湿地、海洋、土壤等自然生态系统碳汇计量方法，定期组织开展森林、湿地、海洋、土壤等碳汇本底调查、碳储量评估和潜力分析，建立碳汇补偿机制，推进碳汇权益融资。（省发展改革委、省自然资源厅、省生态环境厅、省农业农村厅、省海洋局等依照职责分工落实；2023年年底前组织实施并持续推进）

10.深化碳交易金融服务。鼓励金融机构探索开展碳资产、核证自愿减排量等抵质押融资业务；引导相关机构为碳交易提供资金存管、清算、结算、碳资产管理、代理开户等服务。（人民银行济南分行牵头，山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2023年年底前组织实施并持续推进）

（四）碳金融支撑行动。

11.探索建立“大数据+信用”碳金融数字服务平台。以信用信息监管为支撑，利用碳账户大数据赋能，引入碳排放核查机构、环境咨询评价机构、金融机构、投资机构、征信机构等，探索建立一体化碳金融大数据平台，共享有关数据，为企业提供银行信贷、资本对接、融资担保、绿色认定、政策申报等金融服务，提升碳金融服务质量和效率。（省发展改革委牵头，省生态环境厅、省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、山东证监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2024年年底前启动建设）

12.建立完善碳金融项目库。统一碳金融项目库认定评价标准，推动符合标准的企业和项目入库，定期向金融机构推送符合碳金融支持方向的项目。引导金融机构建立绿色审批通道，在资源配置、利率定价、信息披露、尽职免责等方面优化管理、强化激励。（省发展改革委、人民银行济南分行牵头，山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2023年起组织实施并持续推进）

13.增强人才智力支撑。发挥齐鲁金融人才工程示范作用，吸引培育更多碳金融人才。培养碳金融领域的高素质人才队伍，支持高等院校开设碳核查、碳交易、碳金融等相关专业，与金融机构、企业合作建立实训基地。成立“双碳”计量技术委员会，提供全面基础性技术保障，提升重点领域碳数据的科学性、全面性、真实性。（省地方金融监管局、省市场监督管理局、省教育厅、省人力资源社会保障厅等依照职责分工落实；2024年年底前组建完成“双碳”计量技术委员会）

（五）社会资本投入行动。

14.构建规模化体系化绿色低碳基金群。积极对接国家低碳转型基金等政府投资基金，发挥新旧动能转换基金等各类绿色发展基金的引领作用，分级分类构建绿色低碳子基金群，撬动更多社会资本投资绿色低碳高质量发展领域。鼓励以基金直投等方式，重点支持新能源开发利用、高碳行业低碳转型、绿色低碳科技创新、碳汇能力巩固提升等项目。（省发展改革委、省财政厅牵头，省地方金融监管局配合；2023年开始组织实施并持续推进）

15.为企业开展碳融资提供增信服务。发挥各级政府性融资担保机构作用，引导政府性融资担保机构加大对符合政策规定的碳金融重点项目的担保增信支持力度。落实政府性融资担保机构代偿风险补偿机制，支持政府性融资担保机构对符合条件的小微企业绿色信贷提供担保服务。（省财政厅、省地方金融监管局牵头；2023年开始组织实施并持续推进）

16.引导各类资本支持碳金融发展。积极支持将符合条件的绿色低碳项目纳入政府债券支持范围。用足用好基础设施领域不动产投资信托基金（REITs），推广生态环境导向的开发模式（EOD）。吸引头部创投机构组建绿色技术投资联盟，引导创业投资、股权投资、保险资金等长期资本，开展对绿色低碳项目的投资。（省发展改革委牵头，省科技厅、省财政厅、省地方金融监管局、山东证监局、山东银保监局、青岛银保监局依照职责分工落实；2024年年底前组建绿色技术投资联盟）

三、保障措施

（一）强化组织协调。

完善碳金融工作协调推进机制，将碳金融工作纳入省碳达峰碳中和工作领导小组研究审议内容。加强业务主管部门、金融管理部门、金融机构等之间的协同联动，强化省、市、县三级协作互动和信息共享，形成工作合力。（省发展改革委牵头，省生态环境厅、省财政厅、省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、山东证监局、青岛银保监局等依照职责分工落实）

（二）强化政策激励。

1.对银行业金融机构碳金融、绿色金融发展情况进行评价，评价结果作为政策工具运用、银保监监管评价、省银行业法人金融机构绿色金融评价、服务实体经济评价的重要依据。（省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实）

2.用好用足国家碳减排支持工具、支持煤炭清洁高效利用专项再贷款等结构性货币政策工具，引导支持金融机构加大对碳减排重点领域及煤炭清洁高效利用、科技创新等绿色转型发展领域的信贷投放。通过信用风险缓释凭证和担保增信等方式，支持绿色低碳企业发债。（人民银行济南分行牵头，省发展改革委、省财政厅、省地方金融监管局、山东证监局等依照职责分工落实）

3.设立山东省碳减排政策工具，支持城商行、农商行等地方法人银行增加绿色低碳领域优惠贷款，人民银行济南分行每年安排100亿元再贷款减碳引导专项额度，省财政按规定给予25BP贴息补助。（人民银行济南分行、省财政厅牵头落实）

4.鼓励保险机构创新森林碳汇、海洋碳汇保险产品，将符合条件的相关保险产品纳入地方优势特色农业保险以奖代补政策范围。鼓励金融机构针对碳金融业务实施差异化激励政策，通过内部资金转移定价优惠、提高风险容忍度、加强绩效奖励等措施，提升基层机构和人员开展业务的积极性。（省财政厅、山东银保监局牵头，人民银行济南分行、青岛银保监局等依照职责分工落实）

5.完善财政涉企资金绿色门槛制度，根据污染防治和节能减排降碳情况，对财政涉企资金实施正负面清单管理，将“两高”行业工业碳账户评价作为财政涉企资金使用的重要参考。（省财政厅、省发展改革委牵头落实）

6.山东省支持经济高质量发展金融产品创新认定优先向碳金融产品倾斜，引导金融机构围绕碳排放权、排污权等研发新产品，省财政对创新性强、效果明显的产品给予奖励。（人民银行济南分行、省财政厅牵头，山东银保监局、省地方金融监管局、青岛银保监局等依照职责分工落实）

7.加快推进生态产品价值实现试点，对集中连片开展生态保护修复达到一定规模和预期目标的经营主体，允许在符合土地管理法律法规和国土空间规划、坚持节约集约用地的前提下，在保护修复区域内利用不超过3%的治理面积作为新增建设用地，依法办理建设用地审批手续，设立建设用地使用权，发展旅游、康养、体育产业以及农林产品初加工和储存。（省发展改革委、省自然资源厅依照职责分工落实）

（三）强化监测评估。对碳金融发展情况开展跟踪监测和调查研究，定期发布碳金融发展报告。建立碳金融协同监管机制，加强风险研判、预防和化解,引导金融机构开展碳金融风险压力测试，合理控制绿色低碳企业和项目的融资杠杆率，防止过度负债、资金空转和“洗绿”等风险。(省发展改革委牵头，省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实)

（四）强化宣传引导。积极运用主流媒体和新媒体推广碳金融政策和标准，宣传推广具有创新性、示范性、引领性的服务模式及产品。举办山东碳金融国际高峰论坛等主题峰会活动，提高山东碳金融国际影响力。推行企业环境、社会责任报告（ESG）发布制度，将绿色低碳高质量发展作为一种思想自觉和行动自觉，努力形成发展碳金融的良好社会环境和广泛共识。（省发展改革委牵头，省生态环境厅、人民银行济南分行、山东银保监局、山东证监局、青岛银保监局等依照职责分工落实）

国家能源局为深入贯彻落实党的二十大精神，加强新形势下电力系统稳定工作，4月24日发布国家能源局综合司关于公开征求《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》意见的通知。

其中提到，要科学安排储能建设，深挖电力负荷侧灵活性。

按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力，更好保障电力系统安全稳定灵活运行，改善新能源出力特性和负荷特性，支撑高比例新能源外送。

有序建设抽水蓄能。有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。

积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。

整合负荷侧需求响应资源。将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制。

完善负荷控制手段。建立完善市场化激励机制，明确各参与主体的市场地位,引导各类市场主体参与负荷控制建设和运营，创新负荷控制技术和方式；加快新型电力负荷管理系统建设，强化负荷分级分类管理和保障，实现负荷精准控制和用户精细化用能管理。

强化负荷控制执行刚性。科学制定负荷控制方案，明确负荷控制的执行条件，对保障电网安全稳定运行的负荷控制措施，电网企业要严格执行，确保系统安全。

原文如下：

国家能源局综合司关于公开征求《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见

（征求意见稿）》意见的通知

电力系统稳定工作是以保障电力系统安全稳定运行为目标，统筹发输供用储各环节的系统性全局性综合性工作，是电力行业管理的重要内容。为深入贯彻落实党的二十大精神，加强新形势下电力系统稳定工作，我局起草了《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（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和建议。请在本公告发布之日起30日内将相关意见和建议传真至010-81929279，或通过电子邮件发至sunhe@nea.gov.cn。

感谢参与和支持！

附件：关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）

国家能源局综合司

2023年4月20日

附件

关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见

（征求意见稿）

为深入贯彻党的二十大精神，全面落实党中央、国务院决策部署，准确把握电力系统技术特性和发展规律，扎实做好新形势下电力系统稳定工作，保障电力安全可靠供应，推动实现碳达峰碳中和目标，提出以下意见。

一、充分认识做好电力系统稳定工作的重要意义

（一）稳定工作是电力系统健康发展的基础。电力系统稳定工作是以保障电力系统安全稳定运行为目标，统筹发输供用储各环节的系统性全局性综合性工作，是电力行业管理的重要内容，是实现电力行业健康发展、确保电力安全可靠供应的基础。在我国电力系统长期发展实践中，稳定工作始终立足我国能源基本国情，遵循电力行业发展客观规律，严格执行《电力系统安全稳定导则》等技术规定，不断筑牢“三道防线”，主动防范和化解各类系统风险，保障了电力系统稳定运行，为经济社会发展提供了坚强支撑。

（二）进一步加强稳定工作是构建新型电力系统的必然要求。未来相当长时间内，电力系统仍将维持以交流电为基础的技术形态，交流电力系统稳定问题将长期存在。随着我国能源电力绿色低碳转型的深入推进，新能源发电装机大幅增长，电力电子设备高比例接入，特高压交直流输电混联运行，电力系统生产结构、运行机理、功能形态等正在发生深刻变化，低惯量、低阻尼、弱电压支撑等问题凸显，电力供需失衡引发频率、电压等稳定问题的风险增加，故障形态及连锁反应路径更加复杂。新型电力系统安全稳定面临更加严峻的挑战，做好稳定工作事关全局、意义重大。

二、总体要求

（三）指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大精神，全面落实“双碳”战略部署和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，牢固树立管电就要管系统、管系统就要管稳定的工作理念，立足我国国情，坚持底线思维、问题导向，坚持系统观念、守正创新，坚持先立后破、稳妥有序，统筹发展和安全，做好新型电力系统稳定工作，为中国式现代化建设提供可靠电力保障，满足人民美好生活用电需要。

（四）总体思路

——夯实稳定物理基础。科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节能力和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功和无功支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。

——强化稳定管理体系。围绕高比例可再生能源、高比例电力电子设备、源网荷储互动环境下的电力系统安全稳定运行，远近结合、科学谋划电力系统转型的发展方向和路径，统筹规划、建设、运行、市场、科研等各项工作，建立适应新型电力系统的稳定管理体系，确保稳定工作要求在新型电力系统全过程、全环节、全方位落实。

——加强科技创新支撑。围绕系统安全稳定技术需求，加强基础理论研究，推进重大技术和装备攻关，加快先进技术示范和推广应用，协同构建适应新型电力系统的稳定技术标准体系，提升自主可控水平，以创新引领新型电力系统建设。

三、夯实新型电力系统稳定基础

（五）完善合理的电源结构。统筹各类电源规模和布局。可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压能力；科学确定电源接入电网电压等级，实现对各级电网的有效支撑；构建多元互补的综合能源供应体系。增强常规电源调节支撑能力。新建煤电机组全部实现灵活性制造，加快存量煤电机组灵活性改造，支持退役火电机组调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进水电站依法合规增容扩机，新建水电机组应具备调相功能；积极安全有序发展核电,适度布局调峰气电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。

（六）构建坚强柔性电网平台。明确网架构建原则。构建分层分区、结构清晰、安全可控、灵活高效的电网网架，合理确定同步电网规模；保证电网结构强度，保持必要的灵活性和冗余度，适应运行方式的灵活调整，具备与特高压直流、新能源规模相适应的抗扰动能力。提高直流送受端稳定水平。直流送端要合理分群，控制同送端、同受端直流输电规模，新增输电通道要避免过于集中；直流受端要优化落点布局，避免落点过于密集；常规直流受端和新能源高占比地区应具备足够的电压支撑能力，短路比等指标要符合要求；积极推动柔性直流技术应用。促进各级电网协调发展。合理控制短路电流水平，适时推动电网解环和电网柔性互联；推动建设分布式智能电网，统一开展稳定管理，实现与大电网的兼容互补和友好互动。

（七）深挖电力负荷侧灵活性。整合负荷侧需求响应资源。将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制。完善负荷控制手段。建立完善市场化激励机制，明确各参与主体的市场地位,引导各类市场主体参与负荷控制建设和运营，创新负荷控制技术和方式；加快新型电力负荷管理系统建设，强化负荷分级分类管理和保障，实现负荷精准控制和用户精细化用能管理。强化负荷控制执行刚性。科学制定负荷控制方案，明确负荷控制的执行条件，对保障电网安全稳定运行的负荷控制措施，电网企业要严格执行，确保系统安全。

（八）科学安排储能建设。按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力，更好保障电力系统安全稳定灵活运行，改善新能源出力特性和负荷特性，支撑高比例新能源外送。有序建设抽水蓄能。有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。

四、加强新型电力系统全过程稳定管理

（九）加强电力系统规划。统筹整体规划。统筹源网荷储整体规划，加强规划方案及过渡期安全稳定和供电充裕性的系统性论证，提高规划阶段电力系统安全稳定计算分析深度和精度；加强新能源消纳和系统调节能力的统筹规划。滚动开展分析。滚动开展供需平衡分析，合理安排支撑性电源和调节性资源建设，保证电力供应和系统调节能力充裕。有序做好衔接。加强规划与运行的衔接，提升规划方案的适应性与安全性；加强一、二次系统的衔接，协调开展安全稳定控制系统的整体方案研究。

（十）加强工程前期设计。深化设计方案。在大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的可行性研究及初步设计工作中，加强工程对系统的影响分析。开展差异化补强设计。针对重点区段开展差异化设计，提升工程可靠性和抵御灾害能力。优化二次系统设计。合理配置继电保护、稳定控制、通信、自动化等二次系统，确保满足相关标准和反事故措施要求。

（十一）加强电力装备管理。紧密围绕电力系统的稳定技术要求开展相关装备研制、系统试验。针对不同应用场景优化直流、新能源等电力电子装备的并网性能。严格把关电力装备入网质量，充分开展试验测试，消除装备质量系统性缺陷。对新研发的首台（套）电力装备，加强科学论证和风险管控。

（十二）加强电力建设管理。强化电力工程建设的施工、质量、进度等全周期管理，实现工程“零缺陷”投运。组织实施与基建工程配套的系统安全稳定控制措施，确保一次设备与相应的二次设备同步建设、同步投运。针对工程建设过渡阶段，开展系统分析校核，落实过渡期安全保障措施。

（十三）加强电力设备运维保障。加强大型电源和主网设备的可靠性管理，持续开展设备隐患排查和状态监测，针对重要输电通道、枢纽变电站、重要发电厂等关键电力设施开展专项运维保障。及时组织设备缺陷及故障原因分析，制定并落实反事故措施，定期核定设备过负荷能力。加强二次系统运维保障，确保二次设备状态和参数与一次系统匹配，防止安全自动装置不正确动作。

（十四）加强调度运行管理。严肃调度纪律。坚持统一调度、分级管理，各并网主体必须服从调度机构统一指挥，调度机构要严格按照相关法律法规和制度标准开展稳定管理工作；统筹安排电力系统运行方式，保证互联电力系统安全稳定控制措施的协同落实；在电力系统发生严重故障等情况下，调度机构应按照有关规定果断采取控制措施。强化协同控制。建立一、二次能源综合管理体系，加强电力电量全网统一平衡协调；提升新能源预测水平，严格开展各类电源涉网性能管理，通过源网荷储协同调度、跨省区输电通道送受端电网协同调度，提高面向高比例可再生能源接入的调度管控能力。优化调度方式。加强调度与市场衔接配合，推动调度生产组织向市场化方式转变；研究推动风光水（火）储一体化项目作为整体优化单元参与电力系统调节和市场交易；建立完善灵活调节性资源调度机制；定期优化有序用电方案、序位表和措施，确保符合最新电力供需形势。

（十五）加强电力市场管理。将提高电力系统安全稳定水平作为电力市场建设的重要目标之一，强化交易合同履约，完善中长期市场连续运营机制，加快建设更能体现灵活调节能力的现货市场。持续完善辅助服务市场，丰富调频、备用、转动惯量等辅助服务交易品种，建立健全基础保障性和系统调节性电源容量补偿机制。推动建立容量市场，激励支撑调节资源建设。完善电力市场交易安全稳定校核制度，强化市场化的电力市场风险应急处置机制，保证各类市场运作场景下电力系统稳定可控。

（十六）加强电力系统应急管理。建立健全应对极端天气和自然灾害的电力预警和应急响应机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化重点区域电力安全保障，合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，推进本地应急保障电源建设，重要用户应根据要求配置自备应急电源，加强移动应急电源统筹调配使用，在重点城市建成坚强局部电网。加强超大、特大城市电力保供分析，确有必要的，保留一部分停机备用煤电机组，应对季节性保供。提升事故后快速恢复和应急处置能力，优化黑启动电源布局，完善各类专项应急预案，定期组织开展大面积停电事件应急演练。

（十七）加强电力监控系统安全防护。实施电力行业网络安全“明目”“赋能”“强基”行动，建立完善电力行业、企业网络安全态势感知和监测预警平台，提升电力行业网络安全攻防和应急能力。打造以仿真验证环境、密码平台和北斗设施为代表的电力行业网络安全共性基础能力支撑平台，加强信息资产、威胁情报管理基础能力，落实关键信息基础设施安全保护要求。深化电力监控系统安全防护体系，前瞻应对新型电力系统新业态新技术带来的网络安全新风险，筑牢电力行业网络安全基石。

五、构建稳定技术支撑体系

（十八）攻关新型电力系统稳定基础理论。研究高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统的稳定机理，掌握电力系统故障暂态过渡过程，加快攻关源荷双侧高度不确定性环境下电力电量平衡理论，突破海量异构资源的广域协调控制理论。深入研究新型储能对电力系统安全稳定支撑作用，加快建立完善各类灵活调节性资源规划设计理论。

（十九）提升系统特性分析能力。推进电力系统多时间尺度仿真能力建设。在电力系统各环节深入开展仿真分析，研究标准化仿真模型，推动新能源发电机组参数开放共享，对高比例电力电子设备接入电网开展电磁暂态仿真校核，建立集中式新能源、新型储能、直流等详细仿真模型，开展含分布式电源的综合负荷模型建模。加强电力系统稳定特性分析。充分考虑运行工况的随机波动性，强化在线安全分析应用，充分利用实际故障和系统性试验开展研究，掌握系统安全稳定边界。

（二十）强化系统运行控制能力。融合先进信息通信技术，汇集一次能源、设备状态、用户侧资源、气象环境等各类信息，构建全网监视、全局分析、协同控制、智能决策、主配一体的调度技术支持系统，提高电力系统运行控制数字化水平，实现调度决策从自动化向智能化转变。提升新能源和配电网的可观、可测、可控能力，实现分布式电源、可控负荷的汇聚管理，同步加强网络安全管理。

（二十一）加强系统故障防御能力。巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”，开发适应高度电力电子化系统的继电保护装置，研究针对宽频振荡等新型稳定问题的防御手段，扩展稳定控制资源池，滚动完善控制策略，加强安全自动装置状态和可用措施量的在线监视，保障电力电子化、配电网有源化环境下稳定控制措施的有效性。研究新能源高占比情形下发生极端天气时的电力系统稳定性措施。加强电力系统故障主动防御，提升全景全频段状态感知水平，实现风险预测、预判、预警和预控。

（二十二）加快重大电工装备研制。研发大容量断路器、大功率高性能电力电子器件、新能源主动支撑、大容量柔性直流输电等提升电力系统稳定水平的电工装备。推动新型储能技术向高安全、高效率、主动支撑方向发展。提高电力工控芯片、基础软件、关键材料和元器件的自主可控水平，强化电力产业链竞争力和抗风险能力。

（二十三）加快先进技术示范和推广应用。紧密围绕电力系统稳定核心技术、重大装备、关键材料和元器件等重点攻关方向，充分调动企业、高校及科研院所等各方面力量，因地制宜开展电力系统稳定先进技术和装备的示范，积累运行经验和数据，及时推广应用成熟适用技术，加快创新成果转化。

（二十四）构建稳定技术标准体系。充分发挥现有稳定技术标准体系作用。建立健全以《电力系统安全稳定导则》《电力系统技术导则》《电网运行准则》为核心的稳定技术标准体系，强化标准在引领技术发展、规范技术要求方面的重要作用。持续完善稳定技术标准体系。完善新能源并网技术标准，提高集中式、分布式新能源频率电压耐受能力和支撑调节能力；建立新型储能、虚拟电厂、分布式智能电网等新型并网主体的涉网技术标准；完善新型电力系统供需平衡、安全稳定分析与控制保护标准体系；开展黑启动及系统恢复、网络安全等电力安全标准研制；引领新形势下电力系统稳定相关国际标准制修订。

六、组织实施保障

（二十五）建立长效机制。完善电力行业稳定工作法规制度体系，强化政策措施的系统性、整体性、协同性。建立健全电力系统稳定工作长效机制，强化规划执行的严肃性，加强统筹协调，一体谋划、一体部署、一体推进重大任务，定期研究解决重点问题与重大运行风险，协调解决保障电力供应和电力系统稳定运行面临的问题。系统谋划灵活调节性资源可持续发展机制。

（二十六）压实各方责任。建立健全由国家发展改革委、国家能源局组织指导，地方能源主管部门、国家能源局派出机构、发电企业、电网企业、电力用户和其他相关市场主体各负其责、发挥合力的电力系统稳定工作责任体系。地方能源主管部门履行好电力规划、电力建设、电力保供的属地责任，会同地方经济运行管理部门加强电力稳定运行工作。发电企业加强燃料供应管理，强化涉网安全管理，提高发电设备运行可靠性。电网企业做好电网建设运维、调度运行等环节的稳定管理，强化电网安全风险管控。电力用户主动参与需求响应，按要求执行负荷管理，践行节约用电、绿色用电。其他相关市场认真落实电力系统稳定工作要求。国家能源局派出机构根据职责依法加强监管，推动相关稳定措施落实到位。

（二十七）加强宣传引导。开展形式多样的政策宣传和解读，凝聚行业共识，引导各方力量树立全网一盘棋的思想，发挥各自优势形成合力。加强电力系统稳定工作人才队伍建设，提升电力系统管理人员和技术人员工作水平。及时总结新型电力系统稳定工作经验，推广典型模式和先进技术。