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国家能源局新闻发布会：2017年度新能源并网运行、放管服改革、清洁取暖规划等情况
2018年1月24日(周三)上午十点，国家能源局在京召开例行新闻发布会，发布2017年度新能源并网运行情况、能源监管投诉举报处理情况，介绍放管服改革情况解读清洁取暖规划等政策。
国家能源局综合司司长兼新闻发言人袁民：各位记者朋友，大家上午好!感谢大家出席国家能源局例行新闻发布会。2017年全社会用电量数据前几天已在能源局网站对外公布，今天的新闻发布会将发布2017年可再生能源并网运行情况和12398能源监管热线投诉举报处理情况，向大家介绍我局“放管服”改革工作成效，解读《北方地区冬季清洁取暖规划(2017—2021)》和《关于推进电力安全生产领域改革发展的实施意见》。
出席今天发布会的有国家能源局另一位新闻发言人、法制和体制改革司司长梁昌新先生，电力司副巡视员郭伟先生，新能源和可再生能源司副司长梁志鹏先生，市场监管司司长向海平先生，电力安全监管司司长童光毅先生，我是国家能源局综合司司长兼新闻发言人袁民。各位司长发布之后，将统一安排回答记者提问。
现在，请梁志鹏副司长介绍2017年可再生能源并网运行情况。
新能源和可再生能源司副司长 梁志鹏：各位新闻界的朋友，大家好!首先感谢大家一直以来对国家能源局新能源司工作的大力支持和对可再生能源行业的高度关注。下面，我向大家介绍一下2017年可再生能源并网运行情况。
一、可再生能源整体情况。
2017年，《政府工作报告》提出抓紧解决机制和技术问题，优先保障清洁能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况。国家发改委、国家能源局发布了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》和《关于促进西南地区水电消纳的通知》。各方面积极采取措施，特别是国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司等采取多种技术和运行管理措施，不断提升系统调节能力，优化电力调度运行，使可再生能源并网运行有较大改善。
一是可再生能源装机规模持续扩大。截至2017年底，我国可再生能源发电装机达到6.5亿千瓦，同比增长14%;其中，水电装机3.41亿千瓦、风电装机1.64亿千瓦、光伏发电装机1.3亿千瓦、生物质发电装机1488万千瓦，分别同比增长2.7%，10.5%，68.7%和22.6%。可再生能源发电装机约占全部电力装机的36.6%，同比上升2.1个百分点，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。
二是可再生能源利用水平不断提高。2017年，国家发改委、国家能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，制定了可再生能源消纳的全方位解决方案。2017年，可再生能源发电量1.7万亿千瓦时，同比增长1500亿千瓦时;可再生能源发电量占全部发电量的26.4%，同比上升0.7个百分点。其中，水电11945亿千瓦时，同比增长1.7%;风电3057亿千瓦时，同比增长26.3%;光伏发电1182亿千瓦时，同比增长78.6%;生物质发电794亿千瓦时，同比增长22.7%。全年弃水电量515亿千瓦时，在来水好于去年的情况下，水能利用率达到96%左右;弃风电量419亿千瓦时，弃风率12%，同比下降5.2个百分点;弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3个百分点。
下面我对几个可再生能源种类再分别说明一下。
水电并网运行情况。2017年，全国水电新增装机约900万千瓦。新增装机较多的省份是四川(458万千瓦)、江苏(150万千瓦)和云南(98万千瓦)，占全部新增装机的78.5%。全国水电发电量11945亿千瓦时，同比增长1.7%。水电平均利用小时数为3579小时，同比降低40小时。
风电并网运行情况。2017年，全国风电新增装机1503万千瓦，继续保持稳步增长势头，中东部和南方地区占比50%，风电开发布局进一步优化，山东、河南、陕西、山西新增装机均超过100万千瓦。到2017年底，全国风电累计装机1.64亿千瓦，其中中东部和南方地区占25.6%，“三北”地区占74.4%。
2017年，全国风电发电量3057亿千瓦时，同比增长26.3%;平均利用小时数1948小时，同比增加203小时;风电平均利用小时数较高的地区中，福建2756小时、云南2484小时、四川2353小时。2017年，全国风电弃风电量同比减少78亿千瓦时，弃风率同比下降5.2个百分点，实现弃风电量和弃风率“双降”。大部分弃风限电严重地区的形势均有所好转，其中甘肃弃风率下降超过10个百分点，吉林、新疆、宁夏、内蒙古、辽宁弃风率下降超过5个百分点，黑龙江弃风率下降接近5个百分点。
光伏发电并网运行情况。受上网电价调整等多重因素影响，2017年光伏发电市场规模快速扩大，新增装机5306万千瓦，其中，光伏电站3362万千瓦，同比增加11%;分布式光伏1944万千瓦，同比增长3.7倍。到12月底，全国光伏发电装机达到1.3亿千瓦，其中，光伏电站10059万千瓦，分布式光伏2966万千瓦。
从新增装机布局看，由西北地区向中东部地区转移的趋势明显。华东地区新增装机1467万千瓦，同比增加1.7倍，占全国的27.7%。华中地区新增装机为1064万千瓦，同比增长70%，占全国的20%。西北地区新增装机622万千瓦，同比下降36%。分布式光伏发展继续提速，浙江、山东、安徽三省分布式光伏新增装机占全国的45.7%。2017年，全国光伏发电量1182亿千瓦时，同比增长78.6%。全国弃光电量73亿千瓦时，弃光率同比下降4.3个百分点，弃光主要集中在新疆和甘肃，其中，新疆(不含兵团)弃光电量28.2亿千瓦时，弃光率22%，同比下降9.3个百分点;甘肃弃光电量18.5亿千瓦时，弃光率20%，同比下降9.8个百分点。
生物质发电并网运行情况。 2017年，生物质发电新增装机274万千瓦，累计装机达到1488万千瓦，同比增长22.6%;全年生物质发电量794亿千瓦时，同比增长22.7%，继续保持稳步增长势头。累计装机排名前四位的省份是山东、浙江、江苏和安徽，分别达到216万千瓦、158万千瓦、145万千瓦和119万千瓦;新增装机较多的省份是山东、浙江、广东和安徽，分别为37万千瓦、36万千瓦、33万千瓦和24万千瓦;年发电量排名前四位的省份是山东、江苏、浙江和安徽，分别为107亿千瓦时、91亿千瓦时、83亿千瓦时和70亿千瓦时。
以上就是2017年可再生能源并网运行情况。借此机会，感谢媒体朋友对可再生能源发展工作的关注和支持，请各位继续关注我国可再生能源发展，反映情况和问题，也欢迎提出意见和建议。谢谢大家!
袁民：谢谢梁志鹏副司长。请向海平司长介绍2017年12398能源监管热线投诉举报处理情况。
市场监管司司长 向海平：女士们、先生们、各位新闻界的朋友们：大家好!首先，向一直以来关注、支持能源监管工作的媒体朋友们，表示衷心的感谢!下面，我就国家能源局12398能源监管热线2017年投诉举报受理及处理情况进行发布。
一、基本情况。
(一)收到有效信息情况。2017年，国家能源局12398能源监管热线共收到有效信息71489件。
按诉求性质分类，投诉6997件，占有效信息的9.79%;举报193件，占有效信息的0.27%;咨询56429件，占有效信息的78.93%;表扬、求助、建议等其他方面7870件，占有效信息的11.01%。按反映渠道分类，12398电话70843件，传真4件，电子邮件568件，其他74件。
(二)分类情况。2017年收到的有效信息中，电力行业类55933件，占78.24%;新能源和可再生能源行业类7435件，占10.40%;石油天然气行业类818件，占1.14%;煤炭行业类39件，占0.05%;其他事项7264件，占10.16%。投诉举报主要集中在电力行业，共6555件，占91.17%。从电力行业业务分类情况看，供电服务方面5657件，占86.30%;电力安全方面386件，占5.89%;成本价格和收费方面295件，占4.50%;市场准入方面48件，占0.73%;项目建设方面12件，占0.18%;电力交易方面5件，占0.08%;规划和政策方面2件，占0.03%;其他方面150件，占2.29%。
二、反映的主要问题。2017年，投诉举报在电力行业主要反映了以下几个方面的问题。
(一)供电服务存在不足。个别供电企业服务观念淡薄，业务水平不高，对群众咨询的事项、反映的问题解释不清楚、处理不恰当;部分供电企业未尽到“一站式”服务和一次性告知义务，拖延办理用电报装、合表分户、新能源发电并网等业务;有的供电企业故障抢修能力不足，故障停电发生后反应迟缓、修复时间长;部分地区受季节性气候、供电设施老旧等因素的影响，低电压、频繁停电问题易发多发。
(二)电费收取不够规范。部分供电企业电价政策宣传不到位，电费收取信息披露不充分，引起用户质疑或者误解;有的供电企业在农网改造过程中向用户筹资筹劳，或者收取不合理的电力设施设备安装服务费;个别供电企业不按规定电价收取临时用电、农灌用电电费，或者估抄、漏抄、错抄表计电量，或者限制用户用电、购电，甚至对用户强制停电;部分村委会、住宅小区物业公司、房屋出租业主代收代缴电费时，加价收费、“搭车”收费等。
(三)电力安全存在隐患。有的供电企业电力设施安装位置不符合电力设施安全标准要求;部分供电企业电力设施设备维护更换不及时，导致设施设备保护层破损、架空线路垂落、电杆倾斜;个别供电企业不按规定张贴安全标识、警示牌等。在新能源和可再生能源领域，主要反映了个别供电企业未规范分布式光伏发电项目费用结算流程、个别业主对分布式光伏发电项目并网发电业务办理流程不熟悉等问题。
三、处理结果。2017年对收到的7190件投诉举报事项，根据国家有关法律法规规定，国家能源局对属于监管职责范围的5943件进行了受理，占投诉举报事项的82.66%;其他不属于能源监管职责范围的，已按照有关规定进行了及时转办。
针对群众反映的投诉举报事项，国家能源局严格依据国家有关法律法规及文件规定进行了处理：一是通过解释说明，澄清事实，消除误解;二是通过协调督促，加快频繁停电、电压低等电能质量问题的解决速度，保障了群众正常生产生活;三是通过责令整改、监管约谈、行政处罚等方式，及时纠正了供电企业违法违规行为，督促其履行普遍服务义务，维护了电力用户的合法权益。
截止到2017年12月31日，全年已办结投诉举报事项5814件，占投诉举报受理量的97.83%，对于尚未办结的事项，将按照规定时限尽快办理完毕。
女士们、先生们、各位新闻界的朋友们，在过去的一年里，12398能源监管热线立足监管职责，紧贴民生需求，认真倾听群众呼声，积极解决百姓难题，充分发挥了民生通道作用，取得了良好的社会效益。但保障和改善民生没有终点，只有新的起点。我们将继续坚持把人民群众的小事当作自己的大事，从人民群众关心的事情做起，从让人民群众满意的事情做起，进一步发挥12398能源监管热线知民情、察民意、纾民怨、解民忧的作用，进一步畅通政府与人民群众的沟通渠道，进一步提高人民群众获得感和幸福感!
袁民：谢谢向海平司长。请梁昌新司长介绍国家能源局“放管服”改革工作成效。
法制和体制改革司司长 梁昌新：各位新闻媒体的朋友们，大家上午好。下面我把能源局关于“放管服”的工作作一下介绍。“放管服”是对简政放权、放管结合、优化服务的简称。
推进简政放权、放管结合、优化服务是党中央的重要决策部署，是深化经济体制改革和行政体制改革的关键举措，是建设服务型政府的重要内容，现将国家能源局推进“放管服”改革相关情况作一介绍。
一、工作完成情况。
一是简政放权，加大取消下放工作力度，提前超额完成工作任务。按照国务院工作部署安排，组织专家对能源局的行政审批事项逐项研究论证，分七批次取消下放了一批含金量高、社会关注度集中的行政审批事项。截至目前，我局实际取消下放行政审批事项共24项、41子项，取消下放行政审批事项比例达到72%，超过国务院审改办提出的50%的比例要求。其中，在取消行政审批事项方面，共取消了20项、24子项，比如电力、煤炭、油气企业发展建设规划和专项发展建设规划审批，规模以上新油气田开发项目核准，电力用户向发电企业直接购电试点，电力市场份额核定，核电厂场内核事故应急计划审批等。
在下放行政审批事项方面，共下放了4项、17子项。比如火电站、热电站、抽水蓄能、风电站、新建炼油及扩建一次炼油及变性燃料乙醇项目、部分电网、水电站、煤矿、电网、煤炭开发项目核准等。在取消非行政许可事项方面，按照国务院有关取消非行政许可事项的标准和要求，全部取消非行政许可审批。在原有的3项非行政许可事项中，取消1项煤矿企业瓦斯防治能力评估;调整为内部审批2项，分别是“省级能源发展规划审批”和“涉及全国布局、总量控制及跨省输送的区域性能源综合发展规划审批”。同时，按照“证照分离”改革要求，取消“电力业务许可证核发”和“承装(修、试)电力设施许可证核发”前的工商营业前置条件，完成“证照分离”改革工作任务。
二是强化事中事后监管，实现对取消下放事项监管的无缝对接。针对取消下放事项，国家能源局积极创新监管方式，先后出台创新能源监督管理机制、强化后续监管、加强核准权限下放后规划建设、推广“双随机、一公开”等14个政策文件，明确事中事后监管的重点任务、监管标准、工作流程和监管措施，防止监管缺失、错位、不到位。推行“一单、两库、一细则”，一单就是所有监管事项的清单，两库就是检查人员库和市场主体库。一细则，是推行“双随机、一公开”的实施细则。在85%以上的市场监管执法事项中实施“双随机、一公开”监管，促进公平公正，同时减少市场主体的负担。
三是优化政务服务，提升人民群众获得感。我们坚持从人民群众需求出发，大力提升机关行政效能和群众办事便利度。将我局全部行政审批事项纳入“一个窗口”集中受理，实现一站式服务，对每一项审批事项都明确服务指南和审查工作细则，实行办理时限承诺制。自2015年2月进驻政务服务大厅，我局共受理144件行政审批事项，所有行政审批事项都严格按照法定时限做到“零超时”。
为发挥网上办理快速便捷的作用，我局大力推进简化优化服务流程，建成行政审批在线办事系统，实现网上审批。推行行政许可标准化，约束自由裁量权，提高行政审批效率。按照国务院简化优化公共服务流程的要求，方便基层群众办事创业，全面清理行政许可类证照、年检和政府指定培训。对工作中要求申请人开具证明的情况进行全面梳理清理，共取消“会计师事务所出具的《承装(修、试)电力设施许可证》申请材料审核报告”等11项不合理证明全部取消。
四是编制国家能源局权责清单，严格规范权力运行。为厘清政府与市场、企业、社会的边界，组织开展权责事项研究，对涉及能源监督管理的法律法规和我局实施的权责事项进行汇总、梳理，经合法性审核后，形成我局权责清单，包括编制规划、标准及技术性规定的制定、行政许可、行政处罚、行政检查、行政备案、行政强制、行政奖励、行政裁决等10大类63项具体权责事项。下一步将按照国务院审改办的统一要求开展权责清单试运行。
五是开展“放管服”改革第三方评估，完善改革成效评估评价机制。委托国家行政学院开展第三方评估工作。通过当面座谈、实地调研、问卷调查等多种方式，对2013年以来我局“放管服”改革措施落实情况进行全面客观评估。从抽样问卷情况看，90%以上单位和公众满意，认为能源局取消下放审批事项“看得见、摸得着”，事中事后监管有所创新，提高了审批效率。
二、取得的成效和存在的问题。
(一)取得的成效。 国家能源局通过深入推进“放管服”改革，取得了初步的成效。一是转变政府职能，提升行政效能。国家能源局取消下放了72%的行政审批事项，把工作精力从以审批为主转到加强事中事后监管、提供优质公共服务上来。二是降低用能成本，优化营商环境。通过改革，市场化交易电量逐年大幅增长，新增配电试点项目已有195个，在交易机构注册售电公司已达2600家。2017年，市场化交易电量达到1.6万亿千瓦时左右，约占全社会用电量的25%左右。压缩用电报装时间，压缩比例超过1/3，有效改善了营商环境，得到企业和用户的认可。三是加强规划引导，支持地方能源发展。加强能源规划政策研究，编制了能源发展“十三五”规划，分行业编制了电力、煤炭、石油、天然气、可再生能源等14个专项发展规划，为地方核准项目提供规划依据，促进地方经济和社会发展。四是降低准入门槛，激发市场活力。清理规范许可类证照、年检和政府指定培训、行业准入资格证等，大大降低了市场准入门槛。比如取消电工进网作业许可证并与相关许可证整合，为326万电工减轻负担，减少多头管理，提高了效率。
(二)存在的问题。虽然“放管服”改革取得了初步成效，但与中央“放管服”改革要求相比，与市场主体期待和人民群众需求相比，国家能源局“放管服”改革还存在一些亟待改进的方面：一是后续监管对接机制不到位，地方政府承接能力不强;二是法律法规“立改废”工作相对滞后，事中事后监管依据不足，监管效能有待提升;三是能源投资项目核准方式创新不够，试点示范类项目有待进一步规范。
三、下一步重点工作。
主要有四个方面：一是规范能源试点示范项目。按照支持改革、规范试点的原则，对我局试点示范类项目进行系统梳理，对保留的试点示范项目，组织有关业务司编制工作规则和实施流程，规范权力运行。
二是实施阳光监管。完善权力运行监督机制，按照国务院审改办统一要求，做好权责清单试行工作。进一步推动“双随机、一公开”监管工作，健全随机抽查系统，完善相关细则，确保监管公平公正。三是指导地方规范审批流程。按照国务院审改办工作要求，加强对地方业务指导，提高地方承接能力;对取消下放的事项，要求地方明晰职责边界，规范审批流程。四是创新能源投资项目核准方式。研究建立对项目公开招标选定业主制度和项目承诺制，条件成熟时，我局适时开展相关试点工作。谢谢大家。
袁民：谢谢梁昌新司长。请郭伟副巡视员解读《北方地区冬季清洁取暖规划(2017—2021)》。
电力司副巡视员 郭伟：各位媒体朋友，上午好。经国务院同意，12月5号，国家发改委、能源局会同财政部、环保部、住建部等10部委联合印发了《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2021年)》(以下简称《规划》)。《规划》共分为6个部分。
第一部分是规划基础。由于我国以煤为主的资源禀赋特点，长期以来，北方地区冬季取暖以燃煤为主。截至2016年底，我国北方地区城乡建筑取暖总面积约206亿平方米，其中燃煤取暖面积约83%，取暖用煤年消耗约4亿吨标煤，其中散烧煤(含低效小锅炉用煤)约2亿吨，主要分布在农村地区。同样1吨煤，散烧煤的大气污染物排放量是清洁集中燃煤的10倍以上，散烧煤取暖已成为我国北方地区冬季雾霾的重要成因之一。通过各种清洁取暖方式全面替代散烧煤，对于解决我国北方特别是京津冀地区冬季大气污染问题具有重要作用。
总的来看，北方地区冬季清洁取暖面积比例非常低(仅占约三分之一)，且发展缓慢，城乡差距十分明显。具体问题包括：缺少统筹规划与管理，部门间协作不足，体制机制与支持政策有待改进，清洁能源供应存在短板且普遍成本较高，技术支撑能力有待提升，商业模式创新不足，建筑节能水平低，取暖消费方式落后等。
第二部分是方向目标。在坚持发展经济的同时，更加关心人民群众的身边事，改善人民群众的生活环境、生活质量。严格按照中央有关精神，强调企业为主、政府推动、居民可承受，宜气则气，宜电则电，尽可能利用清洁能源，加快提高清洁供暖比重。坚持清洁替代，安全发展;坚持因地制宜，居民可承受;坚持全面推进，重点先行;坚持企业为主，政府推动;坚持军民一体，协同推进。
《规划》提出，到2019年，北方地区清洁取暖率达到50%，替代散烧煤(含低效小锅炉用煤，下同)7400万吨。到2021年，北方地区清洁取暖率达到70%，替代散烧煤1.5亿吨。供热系统平均综合能耗降低至15千克标煤/平方米以下。北方城镇地区既有节能居住建筑占比达到80%。力争用5年左右时间，基本实现雾霾严重城市化地区的散煤供暖清洁化。考虑到地区差异，《规划》对京津冀大气污染防治传输通道“2+26”重点城市和其他地区的城市城区、城乡结合部和农村，分别提出了清洁取暖目标。
第三部分是推进策略。清洁取暖方式多样，适用于不同条件和地区，且涉及热源、热网、用户等多个环节，应科学分析，精心比选，全程优化，有序推进。《规划》从“因地制宜选择供暖热源”“全面提升热网系统效率”“有效降低用户取暖能耗”三个方面系统总结了清洁取暖的推进策略。热源方面，全面梳理了天然气、电、地热、生物质、太阳能、工业余热、清洁化燃煤(超低排放)等各种清洁取暖类型，对每种类型的特点、适宜条件、发展路线、关键问题等进行了重点阐述。热网方面，明确有条件的城镇地区优先采用清洁集中供暖，加大供热系统优化升级力度。用户方面，强调了提升建筑用能效率，完善高效供暖末端系统，推广按热计量收费方式。此外，《规划》对热源、热网和用户侧的重点任务也设立了相应的发展目标。
第四部分是保障措施。《规划》从任务分工、资金支持、市场交易与价格机制、能源供应、体制机制改革、技术装备、产业发展、环保监管、舆论宣传等各个环节提出了细化措施。
一是上下联动落实任务分工。按国家-地方-企业三个层面，国家部门做好总体设计，指导推动;地方政府制定实施方案，抓好落实;企业承担供暖主体责任，提供优质服务。
二是多种渠道提供资金支持。精准高效使用中央财政资金，以“2+26”城市为重点开展清洁取暖城市示范，中央财政通过调整现有专项支出结构给予奖补激励。鼓励地方创新体制机制、完善政策措施，拓宽融资渠道，引导企业和社会加大资金投入。
三是完善价格与市场化机制。综合采取完善峰谷价格制度、优化居民阶梯价格政策、扩大市场化交易等支持政策降低取暖用气、电成本。合理确定清洁取暖用热价格，疏导清洁取暖成本矛盾。
四是保障清洁取暖能源供应。从天然气供应、配电网建设、地热资源潜力勘查、生物质原料供应、余热资源需求调查、清洁煤供应、集中供热管线建设与维护、央企业绩考核政策等方面提出全方位保障措施。
五是加快集中供暖方式改革。围绕优化供热运行和建立热力市场，提出改进集中供暖方式，进一步做好供热节能管理，优化区域集中供暖，提高供热市场化程度。
六是加强取暖领域排放监管。大力推进集中燃煤设施超低排放改造，提高排放监管力度。明确生物质锅炉排放标准与监管要求，提高天然气壁挂炉氮氧化物排放要求，严格散烧煤流通监管。
七是推动技术装备创新升级。在清洁供暖科技创新、装备升级、设备质量提升等方面提出细化措施。
八是构建清洁取暖产业体系。建立健全行业标准体系，创新经营模式，提供多元化综合能源服务。
九是做好清洁取暖示范推广。开展“2+26”城市清洁取暖试点。结合雄安新区建设规划，推动雄安新区清洁供暖示范。加强媒体宣传，普及清洁取暖知识，提高全社会对清洁取暖环保价值的认识。
十是加大农村清洁取暖力度。明确农村清洁取暖责任部门，建立管理机制，充分利用生物质、沼气、太阳能、罐装天然气、电等多种清洁能源供暖。对于暂时不能通过清洁供暖替代散烧煤供暖的，重点利用“洁净型煤+环保炉具”“生物质成型燃料+专用炉具”的模式替代散烧煤供暖。
第五部分是评估调整。对规划实施情况监管、评估考核及中期调整等提出了要求。
第六部分是附件。为推进北方地区冬季清洁取暖“煤改气”有序、健康发展，单独编制了《北方重点地区冬季清洁取暖“煤改气”气源保障总体方案》作为附件。
近年来的实践经验已经表明，清洁取暖工作涉及面广、内容复杂，必须因地制宜，统筹考虑。本次发布的《北方地区冬季清洁取暖规划》，从现状和问题分析出发，在方向目标、推进策略、支持政策等方面进行了全面系统的部署。《规划》的出台，将有利于各方面统一思路，协调配合，科学开展工作，对清洁取暖深入、可持续推进具有重要指导意义。
最后，借此机会感谢媒体朋友对北方清洁取暖工作的关心和支持，希望各位继续关心支持北方清洁取暖工作。大家切实努力，保证北方地区温暖过冬。谢谢大家。
袁民：谢谢郭伟副巡视员。请童光毅司长解读《关于推进电力安全生产领域改革发展的实施意见》。
电力安全监管司司长 童光毅：各位新闻界的朋友，大家好。首先感谢各位新闻界的朋友对电力安全监管工作，尤其是对电力安全监管司工作的大力支持和关注。下面按照会议的要求，我对《关于推进电力安全生产领域改革发展的实施意见》予以解读。
2017年11月，国家能源局发布了《关于推进电力安全生产领域改革发展的实施意见》(发改能源〔2017〕1986号，以下简称《实施意见》)。《实施意见》全面落实党中央和国务院关于安全生产工作的一系列重大决策部署，全面总结近年来电力安全生产领域的经验与问题，全面完善电力安全生产体制机制和管理体系，全面提升电力安全生产应急和保障能力，对我国电力安全生产领域的改革发展具有重大意义。
一、完善体制，实现齐抓共管。
2016年底，中共中央国务院发布了《关于推进安全生产领域改革发展的意见》(中发〔2016〕32号)，成为全国安全生产工作的纲领性文件。文件一经发布，国家能源局立即深刻领会贯彻落实文件的各项要求，着手开展电力安全生产领域改革发展规范性文件的制定工作。2017年是能源改革推进年，理顺电力安全监管体制机制尤为重要。尽快理顺体制机制，构建与发展相适应的工作机制，落实属地责任，实现齐抓共管。
《实施意见》首先提出要完善电力安全监管体系，要求逐步理顺电力行业跨区域监管体制，明确行业监管、区域监管与地方监管职责，构建上下联动、相互支撑、无缝对接的电力安全监管体系。明确国家能源局电力行业安全监管职责，强化国家能源局及其派出机构与地方各级政府电力管理等有关部门的协同监管。规范电力事故调查工作，明确对各级政府、各部门和各类事故的调查职责。
在明晰各方职能的同时，《实施意见》着力严格落实电力安全生产责任。明确企业的主体责任，新增企业全员安全生产责任制度，要求健全企业法定代表人和实际控制人同为安全生产第一责任人的责任体系。明确国家能源局的行业安全生产监管责任，不断完善相关法律法规与标准规范体系，做好指导与统筹工作。明确地方安全生产管理责任，要求地方各级政府电力管理等有关部门将安全生产工作作为行业管理的重要内容。
二、创新机制，再造发展新体系。
以创新促改革，以改革促发展。能源革命的纵深推进为电力安全生产提出了更为复杂的挑战，全面建成小康社会的共同目标赋予电力安全生产新的任务。电力安全生产工作需要被置于新的发展环境中综合考量：既要贯彻，又要发展;既要着力改革，又要依法依规;既要创新机制，又要继承传统;既要有政策引导，又要有具体措施。经过对电力安全生产新形势的认真分析与研判，《实施意见》着力在电力安全发展机制上进行创新。
针对电力体制改革和能源结构调整中不断出现的多形式、多业态的新兴市场，《实施意见》提出与改革协同发展的安全机制，以适应改革的需求;针对信息技术与大数据发展新趋势，《实施意见》提出建立电力安全生产科技支撑的新方向，实施“互联网+安全监管”战略，以及以安全生产信息大数据平台为核心的安全信息管理模式，建立电力安全信息共享平台，规范电力事故事件及相关信息的报送工作。
在严肃电力安全生产事故查处方面，要求建立责任处理与职务晋升挂钩机制;在安全生产考核机制方面，研究试行企业领导班子年度及离任专项履职评价考核制度;在电力运行安全管理方面，着重强调加强电力二次系统安全管理;在电力应急管理方面，提出了以情景构建完善应急预案的新要求;在保障电力安全生产投入方面，要求制定落实电力安全生产费用提取标准，实行安全生产费用专款专用。同时，《实施意见》提出强化安全禁令清单，针对电力安全生产过程中存在的突出问题和薄弱环节，进一步规范电力安全生产监督管理;提出安全资信管理新措施，严格对承包商的管理;推进安全责任保险制度，促进企业提高安全生产管理水平;提出重大危险源源头管控措施。
三、聚焦三大板块，提升两大能力。
随着我国电网和电源建设规模不断扩大，特高压输电线路的快速发展以及新能源大规模大范围接入电网，给电力系统安全运行带来更大挑战。新时代对电力安全稳定运行和高效应急处置提出了更高的要求。保障电力行业网络与信息安全的重要性也日益凸显，电力安全生产暴露出的重点难点问题成为《实施意见》突出着力的改革重点。《实施意见》聚焦电力运行安全、建设工程施工安全和网络与信息安全三大专业板块。从电网运行安全管理、电力二次系统安全管理、电力设备安全水平、水电站大坝运行安全管理等方面对电力运行安全提出了具体要求。全过程加强建设施工与安全质量管理，从规划设计、制度建设、技术研究等方面推进网络与信息安全。
《实施意见》着重提出加强电力应急管理和保障能力两大能力建设。重点完善电力应急管理体制，从机构建设、会商制度、联动机制、应急合作、信息资源共享等方面进行部署和加强。强调各级政府要制定出台大面积停电应急预案，健全应对机制。最后感谢各位媒体对电力安全工作的关注和支持，希望各位进一步关注电力安全监管工作，共同营造良好安全环境。谢谢各位。
袁民：谢谢童光毅司长，现在开始提问，请各位记者朋友围绕今天新闻发布会的内容提出问题。提问时请先报一下自己所代表的新闻机构。
中央电视台记者：请问清洁取暖规划的目标是什么?是不是必须“煤改电”或“煤改气”?主要靠财政补贴吗?
郭伟：非常感谢你提出这个问题，提得非常好。规划里面已经提出了清洁取暖率等目标，这里不再重复介绍。关于煤改电、煤改气，清洁取暖并不是简单的一刀切式的煤改电、煤改气，而是对煤炭、天然气、电、可再生能源等多种能源形式统筹谋划，范围也不仅仅局限于热源侧的单方面革新，而是整个供暖体系全面清洁高效升级。因此，清洁取暖工作必须突出一个“宜”字，宜气则气，宜电则电，宜煤则煤，宜可再生则可再生，宜余热则余热，宜集中供暖则管网提效，宜建筑节能则保温改造。即使农村偏远山区等暂时不能通过清洁供暖替代散烧煤供暖的，也要重点利用“洁净型煤+环保炉具”“生物质成型燃料+专用炉具”等模式替代散烧煤。
清洁取暖确实有成本，对此，五年规划提出了多项措施。资金方面，中央财政将充分利用现有可再生能源发展、大气污染防治等资金渠道支持清洁取暖，鼓励各地方创新体制机制，引导企业和社会加大资金投入。这当中我想强调，要严格甄别，就是对技术方案、生态保护、排放标准不合格的项目，不能给予补贴。另外在价格机制上要想办法，综合采取完善峰谷价格机制，居民阶梯价格政策，这两项政策包括电和天然气。扩大市场化交易，降低取暖用气、用电的成本，支持清洁取暖。当然我们也看到，在多数北方地区，如果只是通过财政补贴、行政降价完全覆盖清洁取暖也不现实。
从本质上来看，清洁取暖的内在动力，是政策引导下取暖领域的供给侧结构性改革。政府运用财政、价格政策作为“药引子”，建立良性市场环境，保障基本民生需求，落实重点环保任务;企业发挥各自专业优势，发现市场优化配置资源带来的红利，提高清洁供暖质量;用户建立绿色节约的现代化用能习惯，真正实现“企业为主、政府推动、居民可承受”。完全指望财政补贴、“等靠要”政策将无法做好清洁取暖，各地方必须深入挖掘潜力，勇于改革创新，根据实际情况探索出一套适合自身的清洁取暖模式。
经济日报记者：2017年，弃水弃风弃光问题有所好转，下一步将如何解决可再生能源消纳问题?
梁志鹏：解决弃水弃风弃光是可再生能源发展的一项重要工作。出现弃水弃风弃光问题不是最近一两年的事情，而是有一个发展的过程，实际上也反映了我们能源发展和改革面临的一些问题。
在过去的一年当中，国家发改委、国家能源局做了很多调研和政策研究，试点探索各方面的工作。刚才我在介绍可再生能源发展情况时也提到了，2017年，通过各方面共同努力，使弃水弃风弃光问题有了较大幅度的缓解，但是离可再生能源健康发展的要求还有比较大的差距。这里面既有技术方面的问题，也有基础设施方面的问题，还有管理、市场等方面的问题。我们发布了全国弃水弃风弃光总体情况的数据，但实际上，目前来看弃风主要集中在几个地区：新疆和甘肃的弃风电量和弃风率都比较高;内蒙古弃风率已经降下来比较多，但是因为装机量大，弃风电量还比较高;吉林、黑龙江主要是弃风率比较高。我们统计出的全国数据表现出总弃风率还比较高，但实际上，问题主要集中在这几个局部地区，需要解决这几个重点地区的问题。水电主要是西南水电送出问题。2017年，通过采取各方面措施，取得了比较好的进展。但2017年我们采取的主要是相对能马上见效而且比较容易实施的措施，而今后解决问题的难度会不断加大，还需要我们采取进一步的措施，才能有效解决弃水弃风弃光的问题。
党的十九大报告提出推进绿色发展和生态文明建设，作出了壮大清洁能源产业的重大任务部署，这为我们解决弃水弃风弃光问题指明了方向，提出了新的更高的要求。2018年，我们将主要抓好《解决弃水弃风弃光问题实施方案》的落实，并且研究进一步强化加大清洁能源利用的措施。总的原则是要发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好地发挥政府作用，用改革创新的办法来解决清洁能源消纳的问题。
主要有这样几个方面措施：
一是制定可再生能源中长期发展规划，制定可再生能源发电成本下降的路线图，实行可再生能源电力配额制，结合绿色电力证书交易体系，形成促进可再生能源生产和消费的新机制。在我们发布的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》中也提到了，要实行可再生能源电力配额制，办法会另行发布。目前相关工作正在推进中。
二是结合可再生能源发展“十三五”规划中期评估和调整，优化可再生能源发展的思路、布局和建设时序，加强可再生能源开发与能源、电力等规划的统筹协调。
三是优化电力系统调度运行，制定保障清洁能源优先发电的实施细则，统筹水电流域综合监测和梯级联合优化运行，发挥电力系统的灵活性和大电网的统筹协调作用。
四是加强调峰电源管理，加快调峰电源建设，推进煤电机组灵活性改造，严格规范自备电厂运行管理，提升电力系统的调峰能力，为可再生能源消纳利用创造空间。
五是深入推进电力市场化改革，推动现货电力市场交易试点，开展跨省区的可再生能源电力现货交易，加快推动辅助服务市场建设，以市场化方式促进清洁能源消纳利用。
国家发改委和国家能源局将督促各省(区、市)和电网企业制定年度目标任务，采取多种措施，确保弃水弃风弃光电量和限电的比例逐年下降。特别强调一点，在2018年进一步明显减少弃水弃风弃光电量，到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。
人民网记者：童司长刚才解读了《关于推进电力安全生产领域改革发展的实施意见》，能否再解读一下实施意见的目的是什么?要取得什么样的效果?其中最有效的措施是什么?
童光毅：2016年12月9号，中央正式出台了中发32号文，也就是推进安全生产领域改革发展的意见，这个意见从健全落实安全生产责任制、改革安全监管监察体制、建立安全预防控制体系等方面，提出了加强和改进安全工作的一系列重大改革举措和任务要求。《意见》的出台，充分体现了以习近平同志为核心的党中央对安全生产工作的高度重视和以人民为中心的发展思想，是当前和今后一个时期全国安全生产工作的行动纲领。《意见》要求各行业各领域抓紧出台具体政策措施。《实施意见》就是在这样的背景下出台的。这里面还有另外一个背景，就是在2016年11月24日，电力行业出了一个冷却塔的坍塌事故，死伤73人。正是在这个事故后，我们进行了有效的整改，所以在《意见》中，我们也整合了电力安全生产以及监管工作出现的一些不适应和问题，做了一些整改。
基于这样一个背景，按照全面落实党中央和国务院关于安全生产工作的一系列重大决策部署，全面总结近年来电力安全生产领域的经验与问题，全面完善电力安全生产的体制机制，全面提升电力安全生产应急和保障能力，促进我国电力安全生产领域的改革发展的目的，我们出台了这个《实施意见》。
《实施意见》一共是十个方面五十条的内容，包含290项具体措施。其中最为重要的一点就是提出了要完善电力安全监管体系这样一个思路，构建上下联动、相互支撑、无缝对接的电力安全监管体系，形成齐抓共管的格局。在明确国家能源局的行业安全生产监管责任的同时，要求地方各级政府电力管理等有关部门将安全生产工作作为行业管理的重要内容。也就是说在这个文件之前，电力安全监管体系主要是通过能源局到派出机构到企业，意见出台之后，这个体系由国家能源局到行业，同时也要求地方的电力管理有关部门共同来开展电力安全监管工作，形成齐抓共管的局面。
中国电力报记者：国家能源局如何利用12398能源监管热线接收的投诉举报信息?
向海平：谢谢你的提问。我们始终高度重视12398能源监管热线投诉举报信息的分析处理，同时也十分重视结果的研究运用。目前，着重做了以下四个方面的工作。
一是按照工作机制，及时处理投诉举报事项，及时协调解决涉及人民群众切身利益的问题。12398能源监管热线运行以来，在建章立制上，制定了一整套管理规范和实施细则，明确受理、调查、处理、反馈等闭环管理和责任制考核要求，为投诉举报处理提供制度保障;在形成机制上，建立统一接收、属地分理、依法受理、限时办理、结果反馈、考核评价等工作机制，为妥善处理投诉举报提供机制保障;在抓好落实上，采取网上实时监测办理进度，逐一回访当事人是否满意、定期考核“三率”(办结率、回访率、当事人满意率)指标等措施，确保每件投诉举报事项能够得到及时、合理、高效、准确处理。
二是坚持定期通报，及时公布投诉举报信息统计结果和投诉举报事项处理情况。我们不断加强投诉举报信息的统计分析，归纳共性问题，查找典型问题，将数据分析结果和事项处理情况及时向社会、向媒体公布。2017年，我们向社会公开发布全国通报12篇、区域性通报260篇，有效倒逼有关能源企业改善工作机制，提高服务水平和质量，加强设施建设，并有效提升了12398能源监管热线的社会知晓度。
三是坚持问题导向，针对普遍性和典型问题开展专项监管。我们充分运用监管约谈、监管通报和监管报告等监管措施，针对投诉举报中比较突出的事项及反映问题比较集中的行业和地区，有针对性地开展专项监管工作。
四是根据投诉举报有关线索，严肃查处能源市场主体涉嫌违法违规行为。我们根据掌握的有关线索，对涉嫌存在违法违规行为的能源市场主体及时予以立案调查，严肃处理了一些违法违规行为。2017年，共立案查处能源市场主体违法违规行为144起。
袁民：由于时间关系，今天的新闻发布会就到这里。本场发布会由新华网、国家能源局网站同步直播，通过中国政府网和国家能源局微信号转载发布，感谢大家的关注。 返回
风电行业深度分析：势起风至 未来已来
1. 风电行业分析框架再思考及结论 1.1. 思考：风电行业进入发展新周期 与光伏等其他新能源一样，风电也是靠补贴驱动发展起来的。过去每次调整电价均会引发行业抢装，抢装过后行业需求往往就会萎缩，因此，过去的分析框架只需紧盯电价调整政策即可。但随着抢装效应的逐渐弱化，以前的这套分析框架已经不适用，对此，我们针对风电行业发展现状重新提出一套全新的分析框架，我们认为，首先，电价调整政策依然会影响行业抢装需求，只是模式相比以前出现了变化；其次，影响行业需求的核心要素是限电问题的改善带来利用小时数提升，从而改善企业存量电站的盈利能力，继而增强原业主投资动力，同时吸引新业主投资风电场；最后，分散式风电与海上风电也是推动行业需求增长的重要力量。
1.2. 结论：2018-2020 行业装机复合增速有望达35% 先说结论，基于以上分析框架及以下核心假设条件：1）“红六省”逐步有序放开；2）弃风率不会反弹且稳步下降；3）在电价下调的约束条件下，当前核准未建的项目在 2018-2020 年陆续开工并网；4）分散式风电在政策的推动下，开始贡献可观增量，我们预计 2018-2020 年行业装机分别为 28GW、35GW、44GW，逐年增速预计分别为 56%，26%，25%。
2. 沉寂两年，蓄势待发 2.1. 连续萎缩两年，风电行业需求有望迎来反转 抢装与电价调整新机制使得 2016/2017 年新增装机持续下滑。当前风电采取的是标杆上网电价的补贴模式，由于度电成本短时间内难以快速降低，因此，标杆上网电价的下调对风电运营商来说至关重要，运营商往往会赶在并网节点前抢装，打乱原有装机节奏，比如，2015 年受标杆上网电价下调影响，全年新增吊装 32.97GW，同比增长 66.41%。 2016 年国内风电新增吊装 23.37GW，同比下降 24%，新增并网容量 19.3GW，同比下降 41.46%，吊装与并网同比均大幅下滑，主要有以下三个原因：1）15 年抢装打乱了业主原有装机节奏，透支了 16 年的装机需求；2）15 年抢装带来了弃风限电的进一步恶化，16 年全年弃风率高达 17.1%，利用小时数仅 1,742 小时，抑制了风电运营商投资热情，进而降低了装机需求；3）16 年是我国风电开发建设向中东部和南方转移的突破之年，受中东部和南方地形复杂及南方夏季雨季汛期影响，项目施工难度大。 新增装机已经连续萎缩两年。2016 年底，基于招标量大幅上升以及标杆上网电价在 18 年 1 月 1 日后将再次下调，市场普遍对 2017 年比较乐观。但根据国家能源局数据，2017 年前三季度国内风电并网容量仅 9.7GW，同比下降 3%，大幅低于此前市场预期，尤其是 2017 年 Q1，风电并网容量仅 3.52GW，同比大幅下滑 33.96%。
17 年风电复苏低于预期，我们认为主要是以下三个原因： 1、受 15 年抢装影响，16 年 1 季度存在“补装”，导致 16 年 Q1 基数较高； 2、为着力解决弃风问题，2017 年 2 月，国家能源局发布了《关于发布 2017 年度风电投资检测预警结果的通知》，将内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等弃风限电较为严重的六省划为风电开发建设红色预警区域，同时规定红色预警地区不得核准建设新的风电项目，电网企业不得受理红色预警区域风电项目的新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目）。“红六省”是我国传统风电装机大省，受红色预警机制影响，2017 年前三季度，“红六省”仅新增并网 0.8GW，全国占比仅 8.25%，是 17 年风电复苏进程低于预期主要原因之一。 3、受西北地区弃风限电影响，国内风电开发建设逐渐向中东部和南方转移，而中东部和南方地区由于地形更加复杂，环评更加严格，土地性质变更更加繁琐，导致中东部和南方地区项目施工周期拉长，普遍比北方项目长 6-9 个月，进一步阻碍了国内风电行业的复苏。
风电行业装机需求基本见底，且复苏趋势明确。虽然 2017 年装机数据进一步下滑，但站在当前时点，我们认为，风电行业装机需求基本见底，且复苏趋势明确，主要基于：1）弃风限电持续改善趋势明确，红六省解禁有望逐步放开，从而贡献可观装机增量；2）弃风限电持续改善，改善运营商盈利能力增强投资动力，从而进一步吸引民营资本参与风电投资；3）环保督查及施工周期影响弱化，中东部及南方市场有望快速增长；4）当前核准未建规模庞大，在电价下调的触发条件下将保障行业需求。 事实上，当前行业需求已连续两季复苏。根据能源局数据，2017 年 Q1-Q3，风电并网装机分别为 3.52GW、2.49GW、3.69GW，分别同比增长-33.96%，3.32%、63.27%，风电并网数据已连续两个季度转正，且三季度大幅增长。
2.2. 弃风限电持续改善趋势明确，红六省解禁有望逐步放开
2.2.1. 四大措施助力弃风限电进入改善通道，未来仍将继续改善
分季度来看，弃风率在持续环比改善。虽然从全年来看，2016 年弃风限电问题相比 2015 年进一步恶化，但是分季度来看，我们发现，弃风率在持续环比改善，2016 年 1-4 季度弃风率分别为 25.81%、16.82%、12.70%、12.49%，环比改善的趋势明确。根据国家能源局数据， 2017 年 1 季度弃风率为 16.42%，出现环比季节性小幅上升，但同比仍大幅下滑，2 季度和 3 季度弃风率分别为 11.07%和 8.66%，延续下滑势头。
同时，主要限电地区弃风率也显著下降。2017 年前三季度，新疆、甘肃、内蒙、吉林、黑龙江、宁夏弃风率分别为 29.3%、33%、14%、19%、12%、3%，同比均大幅改善，且目前红六省中仅有新疆和甘肃两地弃风率高于 20%。我们认为弃风限电仍有较大改善空间，随着 2018 年限电问题进一步改善，红六省解禁有望逐步有序放开。
我们认为，弃风限电问题已进入改善通道，未来仍将继续改善。
1）首先是政策频出，多途径整顿弃风。为了解决弃风限电问题，2016 年以来，国家发改委和国家能源局频频出台相应政策，通过开展风电跨省区市场化交易、替代燃煤自备电厂发电、合理安排火电机组深度调峰、开展电力辅助服务市场试点等工作，积极促进风电等新能源消纳。在风电上网方面，明确了各地区保障性风电上网数量以及优先上网政策。在风电机组装机方面，限制了弃风率过高地区新增装机容量的建设。在风电调度方面，提出了发挥特高压跨区消纳的要求。
其中，2016 年 3 月 24 日，国家发改委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，规定在限电地区应执行保障性年利用小时数政策，超出部分可参与市场交易。火电挤占消纳空间导致的可再生能源未达到保障小时数的部分，将由火电企业进行补偿。
2016 年 5 月 27 日，发改委和能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，对可再生能源发电受限地区，根据电网输送和系统消纳能力，核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数，确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电，严禁对保障范围内的电量采取由可再生能源发电项目向煤电等其他电源支付费用的方式来获取发电权。
对于已设定保障收购年利用小时数的省份，除资源条件影响外，未达到最低保障收购年利用小时数要求则不得再新开工建设风电电站项目（含已纳入规划或完成核准的项目）。对于未制定保障性收购要求的地区，全额收购风电发电项目发电量。
2）其次是电力整体供需改善。供给方面，为缓解西北地区限电问题，国家能源局限制西北地区风电和火电新增装机建设；需求方面，2017 年以来，国内用电增速明显回升，2017 年 1-11 月，全国用电量增速 6.59%。电力供需改善进一步促进了风电等新能源的消纳。
3）再次是跨区输电线路陆续投运。弃风限电的根本原因在于能源的供给和需求不匹配以及外送通道建设的滞后。因此，加快特高压输电线路的建设是解决弃风限电问题的重要因素。2006 年我国第一条特高压交流输电线路和第一条特高压直流输电线路开工，十年来我国共建成投运 11 条特高压输电线路。2016 年，全国 11 条特高压线路输送可再生能源电量 1725 亿千瓦时，占全部输送电量的 74%。国家电网公司覆盖区的 9 条特高压线路输送电量 1808亿千瓦时，其中可再生能源电量1198亿千瓦时，占全部输送电量的 66%；南方电网公司覆盖区的2条特高压线路输送电量526亿千瓦时，全部为可再生能源电量。
11 条特高压线路中，三条特高压线路针对风电消纳问题配备了专门供电的风电场。其中，天中直流于 2014 年正式投运，主要针对新疆哈密地区风电消纳问题，2016 年共运输风电 73.4 亿千瓦时，新疆地区全年风电发电量为 220 亿千瓦时，特高压输电占新疆地区风电消纳比例达到 33.36%；灵绍直流对接宁夏风电基地，于 2016 年正式投运，2016 年共运输风电 20.8 亿千瓦时，宁夏地区全年风电发电量为 129 亿千瓦时，特高压输电占宁夏地区风电消纳比例为 16.12%。锡盟-山东线于 2016 年投运，主要对接锡盟南部风电基地，目前还未进行风电输送。 根据此前特高压线路建设相关规划，2016 年还有两条特高压线路已竣工投产，2017 年更是新增 8 条特高压线路竣工投产，这 8 条线路中有 4 条对接了限电地区风电场，投运后将对内蒙古、山西、甘肃的风电消纳问题产生积极影响。
4）最后是风电建设向中东部和南部等消纳能力强的地区转移。风电“十三五”规划提出， “十三五”期间“三北”地区在基本解决弃风问题的基础上，通过促进就地消纳和利用现有通道外送，新增风电并网装机容量 35GW，累计并网容量达到 135GW，相比“十二五”同比增长 35%；中东部及南部地区新增并网容量 42GW，累计并网装机容量达到 70GW，同比增长 150%。从 2017 年前三季度各省市新增并网容量来看，弃风限电严重的新疆（0.3GW）、甘肃（0）、宁夏（0）等地势头得到有效遏制，风电新增并网容量较多的地区为青海、山东、河南、河北等消纳能力较强的省份。
另外，2017 年新增核准规划更是体现出装机重心南移的趋势，华东和中南地区将是开发建设的重点。规划华东地区新增装机 8.23GW，占总体规划比例 26.85%，中南地区新增装机 11.98GW，占总体规划比例达到 39.09%，也就是说超过一半的新增装机集中在消纳能力强的中东部和南方地区。 2.2.2. 融资能力和偿债能力增强，提升运营商投资动力 根据我们产业链调研了解到，限制风电运营商投资的主要还是融资能力（资产负债结构）和偿债能力（利息偿还能力）。 目前风电运营商补贴到位情况良好，一般在两年内都会拿到补贴，另外我们预计第七批补贴目录有望年内下发从而进一步改善补贴回流情况； 其次，运营商可利用风电收费收益权或可再生能源补贴进行资产证券化，缓解资金压力，优化资产负债表和现金流量表，比如金风科技在 2016 年 7 月以装机容量合计 247.5MW 风电场的电费收益权作为基础资产发行了 12.75 亿元的 ABS 产品；2017 年 11 月，中国华能发行了我国首单以可再生能源电费补贴款为基础资产的 ABS 产品，项目注册金额 50 亿元，首期发行规模为 5.3 亿元。 此外，随着弃风限电的持续改善，运营商存量电站的盈利能力增强，将进一步降低资产负债率，优化现金流，从而提高运营商的投资动力。
2.2.3. 投资主体多元化，民营资本市场份额持续增长 行业集中度下滑，投资主体多元化。由于风电一般单个项目规模较大，对资金规模及融资能力要求较高，国内风电开发主体为以五大发电集团（国电、华电、华能、大唐、国电投）为主的央企。2016 年，中国风电有新增装机的开发商企业超过 100 家，前十家装机容量超过 1300 万千瓦，占比达到 58.8%，累计装机前十家的开发企业装机容量超过 1 亿千瓦，占比达到 69.4%。但随着风电行业的快速发展以及风电运营具备较好的经济性，参与风电投资的企业越来越多，2016 年前十大开发企业市场份额同比下降 6.6%，且在 2016 年新增装机容量的前十名中，民营企业数量从 2015 年的 1 家（天润）增长至 2 家（天润、新天绿色）。
另外，从历年新增装机的市场占有率来看，从 2008 年到 2016 年，国企的市场占有率持续下降，而民企的市场占有率持续提升，从 4%增长到 20%左右。
可以预见的是，随着限电问题的持续改善，风电运营的高收益水平将吸引越来越多的民营资本参与风电市场投资，从而给市场注入新的活力。 2.3. 施工周期影响弱化，中东部及南方市场有望快速增长
由于行业没有施工周期相关的统计数据，我们很难通过量化角度来分析，但据我们产业链调研了解到，17 年施工周期拉长除了地形更加复杂、环评更加严格、土地性质变更更加繁琐等客观因素外，也有项目施工经验不足的影响。实际上，国内风电开发建设从 2016 年起就逐步向中东部和南方地区转移，经过两年的开工建设，施工经验相比之前也更加成熟。另外，对中东部和南方地区 2016 年以来的并网数据进行统计，我们发现，除 2016Q1 补装基数较高导致 2017Q1 并网数据大幅下滑，2017 年二季度以来，中东部和南方地区的风电并网稳步向上，进度明显加快，其实，这也从另外一个角度验证了我们对施工周期影响弱化的判断。随着施工周期影响的弱化，我们预计中东部和南方地区将迎来快速增长。
2.4. “价”保障装机动力，“量”保障装机空间
2016 年 12 月底国家发改委提出下调陆上风电上网电价，2018 年 1 月 1 日之后，一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为每千瓦时 0.40 元、0.45 元、0.49 元、 0.57 元，较当前上网电价下调幅度分别为 14.89%，10%，9.26%，5%。另外，此次电价下调的触发条件由原来的并网变更为核准+两年内开工。
另外，截至 2016 年，我国风电机组累计核准容量共计 252.98GW，而风电累计装机容量共计 169.04GW，这意味着仍有 83.94GW 项目核准未建，叠加 2017 年 7 月 28 日国家能源局公布 2017 年新增核准的项目 30.65GW，核准未建项目合计达 114.59GW，且均位于非限电地区。根据最新的电价下调触发条件，上述 114.59GW 的项目需要在 2019 年底前开工建设，以获得 0.47-0.60 元/千瓦时的上网电价，否则上网电价将被调整为 0.40-0.57 元/千瓦时。若扣除 2017 年新增装机 18GW，则有 96.59GW 项目将集中在 2018-2019 两年内开工，按照目前项目政策施工进度，这些项目有望在 2020 年底前全部完成并网。
2016 年，全国风电新增公开招标 28.3GW，同比增长 51.34%，招标量创历史纪录；2017 年前三季度，全国风电新增公开招标 21.3GW，同比下降 11.7%，招标量维持在高位水平。从历史数据来看，招标通常领先实际并网数据一年左右，12/15 年招标下滑对应 13/16 年并网容量下滑，13/14 年招标增长对应 14/15 年并网容量增长。然而，16 年招标大幅上升却对应 17 年并网容量同比下滑，其中主要原因在于风电开发建设区域结构的改变及标杆电价下调触发条件的改变。
较高的风电运营收益率是推动行业发展的核心驱动因素，同时也是风电招标量维持高位的根本原因。影响风电运营内部收益率的核心因素是利用小时数和标杆上网电价。我们以三类资源区为例，按照我们的假设，在风电利用小时数为 1900 小时，标杆上网电价为 0.54 元/kwh 的情况下，风电运营收益率在 15%左右。
另外，通过敏感性分析，我们发现 IRR 与利用小时数和标杆上网电价均呈现正相关关系，且利用小时数提升和标杆电价下调对 IRR 影响均较大。
综上，无论是从投资回报的吸引力，还是从限电改善带来利用小时数提升叠加电价下调政策的驱动力来看，上述 96.59GW 核准未建的项目均可支撑 2018-2020 年的并网增量。 3. 大有可为，分散式风电有望加速推进 3.1. 进入“十三五”，国家加大了对分散式风电的支持和引导力度 分散式接入风电项目是指位于负荷中心附近，不以大规模远距离输送电力为目的，所产生的电力就近接入当地电网进行消纳的风电项目。同时应满足接入电压等级为 35kv 及以下电压等级、充分利用电网现有变电站和配电系统设施、在单个电网接入点接入的风电容量上限要不影响电网安全运行等要求。 分散式风电并不新鲜，其实早在 2009 年，我国就提出了分散式风电的概念。2010 年开始着手进行相关研究，2011 年出台了相关产业政策，分散式风电市场由此启动。但由于种种原因，此后分散式风电并未发展起来： 1）政策支持力度不够尤其未能得到地方政府支持，同时审批环节较为繁琐； 2）分散式接入风电项目容量较小，单位开发成本较高； 3）没有完善的分散式风电技术标准体系和管理规范来指导分散式风电的整体开发工作； 4）早期国内风电投资主体单一，绝大部分是国有资本，对投资少、规模小的分散式接入风电投资积极性不足。进入“十三五”以来，国家明显加大了对分散式风电的支持和引导力度。2016 年底出台的《电力发展“十三五”规划》、《风电发展“十三五”规划》以及《可再生能源发展“十三五” 规划》中均提出要扶持并加快分散式风电的开发建设。2017 年以来，政府对分散式风电的扶持进一步升级，提出分散式接入风电项目不受年度指导规模的限制、规划建设标准及加强规划管理、推进分散式风电市场化交易试点等。
同时地方政府也纷纷响应，目前河南、新疆、内蒙等地均出台相关文件，加快分散式风电的开发建设。其中，河南省更是下发了《关于下达“十三五”分散式风电开发方案的通知》，公示了 124 个项目共计 210.7 万千瓦的开发规模。
国家大力发展分散式风电同时地方政府积极响应，我们认为背后的原因在于：1）分散式风电靠近负荷中心，易于就近消纳，对缓解目前严峻的弃风限电问题具有重要作用；2）三北地区由于弃风限电严重，目前基本上已不再下发核准计划和新建风电项目，部分区域为获取建设指标，采用分散式风电的名义新建风电项目，如新疆和内蒙；3）风电开发建设转向中东部和南方地区，这些地区消纳能力较强，但相对于三北地区的建设和资源条件还有较大差、距，在这种情况下，分散式风电就成了重要选择。 3.2. 分散式风电优势明显，未来大有可为 相对于集中式风电，分散式风电有诸多明显优势：1）分散式风电项目不占用国家核准计划指标，由各省自行建设；2）分散式风电项目一般不新建升压站，距离接入站较近，能节省输配电设备费用；3）可以有效降低电能损耗，改善电网末端的电能质量；4）分散式风电项目装机容量较小，占地面积小，建设周期短，选址灵活。 我们认为，作为国家能源规划的重要一环，十三五期间，分散式风电将大有可为，发展空间广阔，在政策的扶持与引导下有望加速推进。
首先，分散式风电靠近负荷中心，易于就近消纳，符合国家十三五期间以就近消纳为主的风电布局原则。可以预见的是，国家层面对于支持分散式风电开发建设的政策以及地方政府对分散式风电的规划将会陆续推出，分散式风电将迎来黄金发展期。
其次，我国低风速区开发潜力巨大，为分散式风电发展提供了广阔的发展空间。根据国家气候中心 2017 年最新数据，80m 高度全国风能资源可利用面积从 173 万 km2增加到 234 万 km2，技术开发量从 3500GW 增加到 4200GW；中东南部 19 省（区、市）可开发利用面积从 27 万 km2增加到 87 万 km2，低风速资源技术开发量由 300GW 增长到 1000GW。
再次，随着技术进步，我国风电机组单机功率在不断增大，2016 年我国新增装机的风电机组平均功率达到 1955kW，与 2015 年相比，增长 6.4%。我国陆上风电场的主流机型由 1.5MW 向 2~2.5MW 风电机组发展。
与此同时，风轮直径也出现加大的趋势，轮毂高度也在不断增加。1.5MW 的风轮直径从 66m 增长到 121m，2.0MW 的风轮直径从 72m 增长到 122 米。在全国吊装的风电机组中，轮毂中心高度范围在 65m～120m，2016 年最大值 120m 比 2015 年增长 20m，2017 年已经出现 140m。虽然分散式风电单位开发成本更高，但技术的进步带来发电效率的提升使得位于低风速区的分散式项目目前也具备较好的经济性。
最后，风电项目具备较好的经济性，吸引越来越多的民营资本参与到风电项目的开发。从历年新增装机的市场占有率来看，从 2008 年到 2016 年，国企的市场占有率持续下降，而民企的市场占有率明显提升，从 4%增长到 20%左右。由于单个项目体量小，投资少，分散式风电成为民营资本投资风电项目的首选。另外，据我们产业链调研了解到，目前由于弃风限电较为严峻，国有资本对消纳能力强的分散式风电项目也表现出极大地兴趣。 返回
工信部：2017年我国光伏产业运行情况
一、总体运行情况
2017年，受国内光伏分布式市场加速扩大和国外新兴市场快速崛起双重因素影响，我国光伏产业持续健康发展，产业规模稳步增长、技术水平明显提升、生产成本显著下降、企业效益持续向好、对外贸易保持平稳。
（一）产业规模稳步增长。2017年我国多晶硅产量24.2万吨，同比增长24.7%；硅片产量87GW，同比增长34.3%；电池片产量68GW，同比增长33.3%；组件产量76GW，同比增长31.7%。产业链各环节生产规模全球占比均超过50%，继续保持全球首位。
（二）技术水平不断提升。P型单晶及多晶电池技术持续改进，常规产线平均转换效率分别达到20.5%和18.8%，采用钝化发射极背面接触技术（PERC）和黑硅技术的先进生产线则分别达到21.3%和19.2%。多晶硅生产工艺进一步优化，行业平均综合电耗已降至70KWh/kg以下。
（三）生产成本显著下降。在技术进步及生产自动化、智能化改造的共同推动下，我国领先企业多晶硅生产成本降至6万元/吨，组件生产成本降至2元/瓦以下，光伏发电系统投资成本降至5元/瓦左右，度电成本降至0.5-0.7元/千瓦时。
四）企业效益持续向好。受惠于市场规模扩大，企业出货量大幅提高，同时由于技术工艺进步带动生产成本下降，我国光伏企业盈利水平明显提升，上游硅料、硅片、原辅材、以及下游逆变器、电站等环节毛利率最高分别达到45.8%、37.34%、21.8%、33.54%和50%。
（五）对外贸易保持平稳。2017年1-11月，我国光伏产品出口总额为131.1亿美元，同比增长1.4%；多晶硅进口量14.4万吨，同比增长17.3%。受全球光伏市场继续扩大影响，我国光伏产品出口量快速增长，但产品出口价格持续下滑，墨西哥、巴西、印度等新兴市场增速提升，其中对印度出口跃居第一位。
二、面临的形势和困难
（一）产能持续释放，市场供需压力加大。从供给侧来看，各环节新增及技改产能在2018年逐步释放，从需求侧来看，国际国内新增市场规模增速将会放缓。此消彼长将导致2018年我国光伏市场供需失衡，上下游各环节产品价格将进一步下探，企业将会承受较大压力。
（一）产品结构单一，产业技术创新薄弱。我国光伏产品以晶体硅电池为主，且主要集中在常规电池环节，产品结构相对单一，在异质结（SHJ）等高效电池和产品可靠性方面与国外相比仍存差距，基础研究亟待提升。此外，我国在光伏高端电池工艺及装备、材料方面仍有不足，包括黑硅、PERC、N型技术等所需的关键设备仍依赖进口，智能化工厂系统集成能力仍有待提升。
（三）弃光限电严重，东西部供需矛盾突出。东、中、西部协同消纳市场没有形成，省间交易存在壁垒，输电通道建设滞后于光伏等新能源发展，加上现有电网调峰能力及灵活性不足、西北本地消纳能力有限，造成西北部地区弃光限电严重，东西部供需不均衡。
（四）光伏补贴拖欠，影响产业链正常运行。光伏市场规模快速扩大和可再生能源附加征收不足，补贴资金缺口明显，多数光伏发电项目难以及时获得补贴，增加了全产业链资金成本，特别是光伏企业以民营企业居多且业务单一，融资能力较弱，市场波动易导致行业风险快速集聚。
（五）受贸易保护影响，光伏“走出去”前景不容乐观。近年来我国光伏产业发展快速，使得其成为部分国家贸易保护的主要产品。新一轮贸易调查更加关注中国企业，贸易摩擦频发，阻碍了我国光伏“走出去”的步伐，导致全球光伏应用成本快速上升，不利于推动全球光伏应用。
三、重点工作
随着全球能源短缺和环境污染问题凸显，光伏产业已成为各国普遍关注和重点发展的新兴产业。为进一步规范我国光伏产业发展、推动产业转型升级，促进我国光伏产业迈向全球价值链中高端，下一步我们将重点做好如下工作：
一是发布智能光伏产业行动计划。深入实施《中国制造2025》，发布《智能光伏产业发展行动计划（2018-2020年）》。推动光伏产业智能化升级，鼓励大数据、NB-IOT等信息技术在光伏领域应用；推动互联网、大数据、人工智能与光伏产业深度融合。探索推进在建筑、水利、农业、扶贫等领域应用示范建设。合力推动智能光伏产业发展，积极培育世界级先进制造业集群。
二是加强行业规范管理。继续实施《光伏制造行业规范条件》，组织开展相关申报工作，对已进入规范条件的企业进行抽检，继续动态调整规范条件公告名单，推动行业规范与相关政策加强协同联动，有效规范行业发展秩序。
三是完善公共服务平台建设。面向产业发展需求，完善标准、检测等公共服务平台建设，发挥平台作用，为行业发展提供数据支撑。指导相关单位抓紧实施工业强基工程等项目。加快推进《太阳能光伏产业综合标准化技术体系》实施，提升产业配套能力。
四是坚持“引进来”与“走出去”相结合。贯彻“一带一路”倡议，整体谋划产业链布局，增强我们引领商品、资本、信息等全球流动的能力，利用好国际国内两个市场、两种资源，突出技术、品牌、市场，更深更广融入全球供给体系，鼓励企业适时适度开展海外建厂和拓展海外业务，配合相关部门做好贸易纠纷应对工作。 返回
艾思玛新能源荣登2017年度全球顶级光伏电站运维服务商宝座
2018年1月11日，GTM Research发布了最新的 “Global Solar PV O&M 2017–2022（全球太阳能光伏运维展望2017–2022）”报告，该报告对全球各家光伏电站运维服务供应商进行了评比。SMA从中脱颖而出，被评为2017年度全球顶级光伏电站运维服务商。在过去的一年中，SMA集团在运维服务领域高歌猛进，不断做大、做强，取得了令人瞩目的成就。值得一提的是，自2016年以来，SMA在多项排名上始终保持着稳步上升趋势。
据报告所述，在逆变器制造领域，SMA的运维服务排名占据北美地区第一位、全球第二位的佳绩；与去年相比，世界排名上升一位。
纵观整个市场，SMA是全球第七大运维服务商。在工业市场（1到5MW项目规模），SMA排名第四，而在公用事业市场（5MW以上项目规模）则排名第五，与2016年排名第八相比，略有上升。在北美地区和美国市场，SMA是第六大运维服务商，并且在公用事业市场排名第五。
“2017年，我们再次从全球运维服务商的激烈竞争中脱颖而出，不仅巩固了自身的优势地位，而且成功迈上了一个新台阶，”SMA首席执行官Pierre-Pascal Urbon说道。“论经验、论技术、论本地重点光伏市场占有率，SMA都要更胜竞争对手一筹。我们的全厂式、一条龙服务理念涵盖光伏电站从设备性能监控到运营管理的各个环节，为业界树立了标杆。公司可为全球各地的客户量身定做运维服务，助其提升优化电站性能，从而保障客户的投资收益。”
2017年，SMA斩获多个运维大单，其中包括智利两座总装机容量180MW的光伏电站大单，以及同美国公司Cypress Creek签订的十年主服务合同。全球范围内，SMA服务团队旗下通过运营和维护模式管理的太阳能资产达2.5GW。设备性能的监控工作由位于加利福尼亚和德国的SMA太阳能设备性能监控中心负责。
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易事特入选首批东莞市认可的光伏项目施工企业
日前，东莞市发改局发布《关于通报东莞市分布式光伏项目施工企业名单的函》，易事特位列首批19家企业名单中！
易事特的产品、工程、服务质量再次得到肯定！
该文指出，东莞市发改局根据诚信经营、施工质量等确定施工企业名单，施工名单采取动态管理。
据业界预测，3到5年内，我国分布式光伏市场将呈现持续爆发状态。2018年，居民分布式光伏将成为一支主力军。
为何分布式光伏发电如此之热？它有什么优势？
分布式光伏发电最大的优势就是只要太阳光照好的地方都可以用，不仅在农村的山间、田野，在城市里的工业厂房、机关、学校、医院、车站、居民楼等闲置的楼顶上，都可以安装太阳能电池板，每个建筑物都可以变成一个小的“发电站”。
分布式光伏的特点：
◆输出发电量相对较小
◆无噪音，无污染
◆能够在一定程度上缓解局地的用电紧张状况
◆发电量可自发自用，也可卖给电网
2018年国家光伏发电项目价格政策已出台。以2017年12月31日并网为时间节点，只要并网在此之后，“自发自用、余电上网”型分布式，一律执行0.37元/度的补贴，“全额上网”型分布式一律执行当地普通电站价格。
因此，分布式光伏发电可获得可观的经济效益。
补贴赚钱：国家补贴0.37元/度+省级补贴+市级补贴（各地略有不同），自己用和拿去卖都有补贴。
节省电费：自己发电自己用，不用交电费，等于是赚钱了。
卖电赚钱：用不完的电卖给国家，卖电价格按照当地燃煤脱硫机组标杆电价（各地有所不同）。
分布式光伏迎来重大利好！
据媒体报道，在1月23日召开的“2018年中国户用光伏品牌大会”上，中国电科院新能源研究中心分布式新能源研究室主任何国庆出席会议并作演讲，并提出：在2016年3月31日实施的新国标《分布式电源接入标准》（Q/GDW1480-2015）中，该要求已被取消。目前实施的新标准中无对接入容量限制的要求。然而，由于户用光伏的管理权限在地市级，甚至县级，因此对国家电网的新标准理解不到位，所以才继续执行了老标准。
新国标的“基本要求”中，并未提及对分布式光伏项目接入容量的限制。
另外，据何国庆主任介绍，在新起草完成，即将颁布的新国标《户用分布式光伏发电并网接口技术规范》（GB/T33342-2016）中，也删除了“不高于接入变压器容量25%”的规定。
因此，在办理户用分布式光伏项目当中，如果再遇到25%的要求，可以跟当地的电网公司进行进一步的沟通，告知他们旧标准已经废除，新标准中并无相关规定。
期待该政策在实际办理手续中，得以广泛应用，助力分布式光伏健康、稳步、可持续发展。 返回
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