求助能源计量评定工作

24 条回复

huangliabc 2009-06-30 21:41: 你们有能源计量评定模试的，请传来看一看

huangliabc 2009-06-30 21:36: 我和你一样

chinagaow 2009-01-28 11:03: 楼主，请您使用搜索功能即可？希望可以找到您的资料！◎

反思 2009-01-28 00:23: 楼上的太有才了，掌握这么多资料。

杨建文 2008-06-24 10:20: ２楼提供的已经很全面了

jcgscbj 2008-05-08 20:12: 本规划主要阐明国家能源战略，明确能源发展目标、开发布局、改革方向和节能环保重点，是未来五年我国能源发展的总体蓝图和行动纲领。有关方面要按照规划要求，结合具体实际，积极开展工作，努力完成规划确定的各项任务。

第一章能源形势

一、能源发展的新起点

“十五”时期，我国能源发展成就显著，基本满足了国民经济和社会发展的需要，为“十一五”及更长时期的发展奠定了坚实基础。面向未来，我国能源工业站在新的历史起点上。

（一）能源生产快速增长，供需矛盾趋于缓和2005 年，我国一次能源生产总量20.6 亿吨标准煤，消费总量22.5 亿吨标准煤，分别占全球的13.7%和14.8%，是世界第二能源生产和消费大国。煤炭产量突破22 亿吨，发挥了重要的支撑作用。石油天然气产量稳步增长，西气东输工程顺利建成，塔里木
、准噶尔、鄂尔多斯等西部油气田开发取得重要进展。发电装机容量超过5 亿千瓦，实现了跨越式发展，电力供应紧张状况明显缓和。

（二）结构调整力度加大，“上大压小”取得成效大型煤炭基地建设、中小煤矿联合改造、落后小煤矿关闭淘汰稳步实施。大型电站建设步伐加快，火电“上大压小”继续推进。西电东送等重点输电工程进展顺利，农网改造基本完成，六大电网联网加强。新能源和可再生能源发展加快。风电装机容量达到126 万千瓦，太阳能光伏发电装机容量约7 万千瓦，太阳能热水器集热面积8000 多万平方米、居世界第一位。生物质燃料乙醇年生产能力102 万吨，煤炭液化和煤制醇醚、烯烃等煤基多联产示范工程稳步推进。

（三）技术创新取得进步，装备水平明显提高煤炭工业已具备装备千万吨级露天煤矿和日产万吨矿井工作面的能力，建成了一批具有世界先进水平的大型煤矿。石油天然气复杂区块勘探开发、提高油田采收率等技术跨入国际领先行列。三峡工程顺利投产，标志着我国水电技术达到国际先进水平；一批大型火电机组投入运行；形成了比较完备的500 千伏和330千伏主网架，750 千伏示范工程建成投运，±800 千伏直流和1000千伏交流试验示范工程开始启动。

（四）体制改革步伐加快，市场机制逐步完善煤炭企业战略性重组步伐加快，产业集中度提高。煤炭上下游产业融合趋势明显，一批产权多元化，煤电、煤钢、煤焦化一体化的综合能源企业正在发展壮大。煤炭市场价格机制趋于完善，区域煤炭交易市场发展态势良好。石油天然气产业形成了几个上下游、内外贸一体化的大型企业集团。国家战略石油储备建设取得进展。电力体制改革稳步推进，厂网分开基本完成，电力市场建设开始起步。

（五）能源效率有所提高，环境保护得到加强2005 年，全国煤矿平均矿井回采率比2000 年提高了约10个百分点。在难采储量不断增加的情况下，原油采收率仍然保持在较高水平。火电供电标准煤耗从2000 年的392 克/千瓦时下降到2005 年的370 克/千瓦时；烟尘排放总量比1980 年减少32%；部分水资源缺乏地区实现了废水“零排放”；单位电量二氧化硫排放比1990 年减少了40%。

二、面临的主要问题和挑战

“十一五”是全面建设小康社会的关键时期，新时期新阶段能源发展既有新的机遇，也面临更为严峻的挑战。

（一）消费需求不断增长，资源约束日益加剧

我国能源资源总量比较丰富，但人均占有量较低，特别是石油、天然气人均资源量仅为世界平均水平的7.7%和7.1%。随着国民经济平稳较快发展，城乡居民消费结构升级，能源消费将继续保持增长趋势，资源约束矛盾更加突出。

（二）结构矛盾比较突出，可持续发展面临挑战目前，煤炭消费占我国一次能源消费的69%，比世界平均水平高42 个百分点。以煤为主的能源消费结构和比较粗放的经济增长方式，带来了许多环境和社会问题，经济社会可持续发展受到严峻挑战。

（三）国际市场剧烈波动，安全隐患不断增加最近几年，国际石油价格大幅震荡、不断攀升，给我国经济社会发展带来多方面的影响。我国战略石油储备体系建设刚刚起步，应对供应中断能力较弱；影响天然气电力安全供应的因素趋多；煤矿安全生产形势不容乐观，维护能源安全任务艰巨。（四）能源效率亟待提高，节能降耗任务艰巨与国际先进水平比较，我国能源效率还有很大差距。“十一五”规划纲要提出了2010 年单位GDP 能耗降低20%左右的目标。一方面，从我国产业结构调整和技术管理水平提高潜力看，经过努力，实现上述目标是可能的。另一方面，我国尚处在工业化、城镇化加快发展的历史阶段，高耗能产业在经济增长中仍将占有较大比重，转变能源生产和消费模式，提高能源效率，减少能源消耗，是一项长期而艰巨的任务。

（五）科技水平相对落后，自主创新任重道远科技发展是解决能源问题的根本途径。与世界先进国家比较，我国在能源高新技术和前沿技术领域还有相当差距，能源科技自主创新任重道远。

（六）体制约束依然严重，各项改革有待深化煤炭企业社会负担沉重，竞争力不强。完善原油、成品油和天然气市场体系，还有大量需要解决的问题。电力体制改革方案确定的各项改革措施有待进一步落实。

（七）农村能源问题突出，滞后面貌亟待改观农村能源存在的主要问题，一是生活用能商品化程度偏低。二是地区发展不平衡，西部农村普遍存在能源不足问题，东中部山区和贫困地区用能状况也需要进一步改善，全国尚有1000 多万无电人口。加快农村能源建设，改善农村居民生产生活用能条件，是建设社会主义新农村的必然要求。

第二章方针和目标

一、指导方针

以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，用科学发展观和构建社会主义和谐社会两大战略思想统领能源工作，贯彻落实节约优先、立足国内、多元发展、保护环境，加强国际互利合作的能源战略，努力构筑稳定、经济、清洁的能源体系，以能源的可持续发展支持我国经济社会可持续发展。

二、发展目标

（一）消费总量与结构

2010 年，我国一次能源消费总量控制目标为27 亿吨标准煤左右，年均增长4%。煤炭、石油、天然气、核电、水电、其他可再生能源分别占一次能源消费总量的66.1%、20.5%、5.3%、0.9%、6.8%和0.4%。与2005 年相比，煤炭、石油比重分别下降3.0 和0.5 个百分点，天然气、核电、水电和其他可再生能源分别增加2.5、0.1、0.6 和0.3 个百分点。

（二）生产总量与结构

2010 年，一次能源生产目标为24.46 亿吨标准煤，年均增长3.5%。煤炭、石油、天然气、核电、水电、其他可再生能源分别占74.7%、11.3%、5.0%、1.0%、7.5%和0.5%。与2005 年相比，煤炭、石油比重分别下降1.8 和1.3 个百分点，天然气、核电、水电和其他可再生能源分别增加1.8、0.1、0.8 和0.4 个百分点。

第三章建设重点

根据资源条件，按照“优化结构、区域协调、产销平衡、留有余地”的原则，“十一五”时期我国能源建设的总体安排是：有序发展煤炭；加快开发石油天然气；在保护环境和做好移民工作的前提下积极开发水电，优化发展火电，推进核电建设；大力发展可再生能源。适度加快“三西”煤炭、中西部和海域油气、西南水电资源的勘探开发，增加能源基地输出能力；优化开发东部煤炭和陆上油气资源，稳定生产能力，缓解能源运输压力。重点建设五大能源工程。

一、能源基地建设工程

（一）有序开发煤炭基地

加快开发神东、陕北、黄陇（含华亭）、晋北、晋东、宁东6个大型优质动力煤炭基地，以建设特大型现代化煤矿为主，扩大生产规模。实施晋中炼焦煤基地保护性开发，建设大型煤矿，整合中小型煤矿，保持合理开发强度。做好鲁西、冀中、河南3 个煤炭基地老矿区生产接续，稳定生产规模。推进两淮煤炭基地建设与改造，适度提高煤炭供应能力。促进蒙东（东北）煤炭基地开发，优先建设内蒙古东部大型现代化露天煤矿。配合西电东送工程，适度加快云贵煤炭基地开发。

（二）加快建设油气基地

按照“挖潜东部、发展西部、加快海域、开拓南方”的原则，通过地质理论创新、新技术应用和加大投入力度等措施，使2010年，全国原油、天然气产量分别达到1.93 亿吨和920 亿立方米。

（三）积极开发水电基地

按照流域梯级滚动开发方式，建设大型水电基地。重点开发黄河上游、长江中上游及其干支流、澜沧江、红水河和乌江等流域。在水能资源丰富但地处偏远的地区，因地制宜开发中小型水电站。

（四）优化建设煤电基地

按照“西电东送、水火调剂、强化支撑、保障安全”的原则，优化建设山西、陕西、内蒙古、贵州、云南东部等煤炭富集地区煤电基地，实施“西电东送”。合理布局河南、宁夏坑口电站，促进区域内水火调剂。加快安徽两淮坑口电站建设，实施“皖电东送”。东中部地区重点建设港口、路口、负荷中心电站以及有利于增强输电能力的电站，提高电网运行稳定性和安全性。

（五）加快建设核电基地

“十一五”期间，建成田湾一期、广东岭澳二期工程，开工浙江三门、广东阳江等核电项目，做好一批核电站前期工作。积极支持高温气冷堆核电示范工程。

二、能源储运工程

（一）煤炭运输通道和港口

“十一五”期间，随着煤炭产销量的增长，我国“北煤南运、西煤东调”格局将更加明显。要充分挖掘既有铁路和港口设施潜力，重点抓好“三西”煤炭外运通道、北方沿海煤炭装船码头扩能改造，规划建设“西煤东运”新通道。进一步强化华东、东南、华南地区煤炭接卸码头和中转基地建设，发挥长江和京杭运河作用，加强西北、西南和华中煤炭运输能力建设。

（二）油气输送管网

“十一五”期间，按照“西部油气东输、东北油气南送、海上油气登陆”的格局，加强骨干油气管线建设，增加必要的复线和重点联络线，加快中转枢纽和战略储备设施建设，逐步形成全国油气骨干管网和重点区域网络。

（三）电网设施

一是按照重点输送水电，适度输送煤电的原则，继续推进“西电东送”三大通道建设。二是加强区域电网建设，推进大区电网互联，到2010 年，除西藏、新疆、台湾等地区外，初步实现全国联网。三是推进城乡电网建设与改造，形成安全可靠的配电网络。四是促进二次系统与一次系统协调发展。

三、石油替代工程

按照“发挥资源优势、依靠科技进步、积极稳妥推进”的原则，加快发展煤基、生物质基液体燃料和煤化工技术，统筹规划，有序建设重点示范工程。为“十二五”及更长时期石油替代产业发展奠定基础。

四、可再生能源产业化工程

“十一五”期间，重点发展资源潜力大、技术基本成熟的风力发电、生物质发电、生物质成型燃料、太阳能利用等可再生能源，以规模化建设带动产业化发展。

五、新农村能源工程

按照“因地制宜，多元发展”的原则，在继续加快小型水电和农网建设的同时，大力发展适宜村镇、农户使用的风电、生物质能、太阳能等可再生能源。到2010 年，村镇小型风机使用量达到30 万台，总容量7.5 万千瓦；户用沼气4000 万户，规模化养殖场沼气工程达到4700 处，全国农村沼气产量达到160 亿立方米；农村太阳能热水器保有量达到5000 万平方米，太阳灶保有量达到100 万台。

第四章节能和环保

实现能源节约和环境保护目标，必须依靠全社会的共同努力，发挥科技基础作用，走转变经济增长方式，提高经济增长质量和效益的道路。在落实直接节能与环境保护措施的同时，大力发展循环经济，加快培育高科技产业，扩大现代服务业在国民经济中的比重，通过优化经济结构，提升间接节能和环保贡献率。

一、主要目标

（一）总体指标

2010 年，万元GDP（2005 年不变价，下同）能耗由2005 年的1.22 吨标准煤下降到0.98 吨标准煤左右。“十一五”期间年均节能率4.4%，相应减少排放二氧化硫840 万吨、二氧化碳（碳计）3.6亿吨。

（二）主要耗能产品（工作量）和耗能设备指标2010 年，重点耗能行业环保状况和主要产品（工作量）单位能耗指标总体达到或接近本世纪初国际先进水平。主要耗能设备能源效率达到20 世纪90 年代中期国际先进水平，部分汽车、家用电器能源效率达到国际先进水平。

（三）能源行业指标

2010 年，全国煤矿平均矿井回采率达到50%，提高4 个百分点；煤矸石、矿井水利用率均达到70%，分别提高27 和26个百分点；矿井水排放达标率100%，提高20 个百分点；洗煤废水闭路循环率提高到90%，增加5 个百分点。原油采收率保持在32%左右。火电供电标准煤耗每千瓦时355 克，下降15 克；厂用电率4.5%，下降1.4 个百分点；线损率7%，下降0.18 个百分点；电厂二氧化硫排放总量减少10%以上。

二、主要领域

“十一五”期间，按照“全面推进、突出重点”的原则，着力抓好重点工业、交通运输、建筑、商业和民用领域的节能环保工作。组织实施燃煤工业锅炉（窑炉）改造、区域热电联产、余热余压利用、节约和替代石油、电机系统节能、能量系统优化、建筑节能、绿色照明、政府机构节能、节能监测和技术服务体系建设等十大工程，达到节能5.6 亿吨标准煤，环境和经济效益显著的目标。

三、能源行业重点

（一）煤炭工业

逐步淘汰技术落后、效率低、资源浪费和污染严重的小煤矿，采用高效、环保的新工艺、新设备和新材料改造现有煤矿和选煤厂，建设大型现代化煤矿。到2010 年，使煤炭资源平均矿井回采率由2005 年的46%提高到50%；小型煤矿数量由2.2 万处降低到1 万处左右，污染源点大幅度减少；地下水渗漏、地表沉陷等问题得到有效缓解。

按照循环经济发展思路，大力推进煤炭领域资源综合利用。到2010 年，使煤矸石利用量由2005 年的1.5 亿吨增加到3.9 亿吨，利用率提高27 个百分点；矿井水利用量由11 亿立方米增加到36 亿立方米，利用率提高26 个百分点；矿井水达标排放率由80%提高到100%；煤矿瓦斯利用量由10 亿立方米增加到87 亿立方米。

切实加强煤炭矿区生态环境保护工作。制订专项规划，研究建立矿区生态环境恢复补偿机制，加大资金投入。到2010 年，使矿区土地复垦面积由0.9 万公顷增加到2.2 万公顷，水土流失治理面积由1.1 万公顷增加到2.6 万公顷，生态环境恶化的趋势得到遏制。

（二）石油天然气工业

加强项目开发的节能环保评估和审查，大力推广提高采收率技术、采油系统优化配置技术、稠油热采配套节能技术、注水系统优化运行技术、油气密闭集输综合节能技术和油田伴生气回收利用技术，严禁在没有伴生气、凝析油回收配套条件下开采油气田。到2010 年，使全国原油采收率保持在32%左右；油气田开发综合能耗，特别是油气自用率进一步降低；基本解决天然气放空、废水排放造成的环境污染问题。

作好石油节约和替代工作。以洁净煤、石油焦、天然气替代燃料油（轻油）；淘汰燃油小机组；实施机动车燃油经济性标准及相关配套政策；实施清洁汽车行动计划，发展混合动力汽车，在城市公交车、出租车等行业推广燃气汽车。

（三）电力工业

大力发展60 万千瓦及以上超（超）临界机组、大型联合循环机组。采用高效洁净发电技术改造现役火电机组，实施“上大压小”和小机组淘汰退役。推进热电联产、热电冷联产和热电煤气多联供。在工业热负荷为主的地区，因地制宜建设以热力为主的背压机组；在采暖负荷集中或发展潜力较大的地区，建设30 万千瓦等级高效环保热电联产机组；在中小城市建设以循环流化床技术为主的热电煤气三联供，以洁净能源作燃料的分布式热电联产和热电冷联供，将分散式供热燃煤小锅炉改造为集中供热。到2010年，使火电供电标准煤耗由2005 年的每千瓦时370 克下降到355克，厂用电率由5.9%下降到4.5%；城市集中供热普及率由30%提高到40%，新增供暖热电联产机组超过4000 万千瓦，年节能3500 万吨标准煤以上，为改善城市空气质量作出贡献。水电建设要更加重视生态环境保护问题。新建火电机组必须同步安装高效除尘设施；加快现役电厂除尘器改造，提高可靠性、稳定性和除尘效率。通过使用低硫燃料、装设脱硫设备等综合措施，严格控制电厂二氧化硫排放。推广低氮燃烧技术，扩大烟气脱氮试点范围，鼓励火电厂减少氮氧化物排放。到2010 年，使火电厂每千瓦时烟尘排放量控制在1.2 克、二氧化硫排放量下降到2.7 克，电厂废水排放达标率实现100%。采用先进输、变、配电技术和设备，逐步淘汰能耗高的老旧设备；加强跨区联网，推广应用电网经济运行技术；采取有效措施，减轻电磁场对环境的影响。到2010 年，使电网线损率下降到7%左右。

第五章科技进步

贯彻落实“自主创新，重点跨越，支撑发展，引领未来”的科技发展指导方针，建立和完善以企业为主体、市场为导向、产学研相结合的能源科技创新体系。优先发展先进适用技术，提升能源工业技术水平；加强前沿技术研发，为未来能源发展奠定基础。

一、优先发展先进适用技术

二、加强能源前沿技术研究

第六章保障措施

一、增加勘查投入，提高资源保障程度

落实《国务院关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》，完善资源有偿使用制度，增加基础地质勘探投入，提高煤炭资源保障程度。

制定油气资源勘探开发投入激励政策，鼓励尾矿和难动用储量开发利用，逐步建立完善油气区块矿权招标制度和退出机制。增加对水能、风能、生物质能等资源调查的投入，为加快新能源和可再生能源开发利用奠定资源基础。

二、发挥规划调控作用，规范开发建设秩序

建立和完善能源规划调整与公开发布制度。滚动修订各类能源规划，公开发布实施，规范政府监管和企业行为，接受社会公众监督。地方和部门组织制定的相关规划，必须与国家能源发展规划衔接一致。

严格建设项目核准和备案制度。不符合国家能源规划要求的建设项目，国土、环保等部门不予办理相关审核、许可手续，金融机构不予贷款。进一步完善项目核准备案制度，形成更加科学、规范、透明的管理办法。

三、加快法规建设，改进行业管理

修订《煤炭法》、《电力法》、《节约能源法》，制定《能源法》、《石油天然气法》和《国家石油储备管理条例》等法规，尽快完善与社会主义市场经济体制相适应的能源法律法规体系。

健全煤炭行业准入制度，规范煤炭资源勘查开发和生产经营活动。实施煤炭资源整合，推进企业重组，淘汰落后小煤矿。引导企业增加投入，加快瓦斯抽采利用和安全改造，提高装备水平，改善安全生产条件。

加强石油天然气行业监管，完善市场准入制度。制定天然气利用政策，强化需求侧管理，保障供气安全。完善电力市场监管体系和运行规则，创造公平竞争的市场环境。引导电网和发电企业加强管理、节能降耗、降低成本、改进服务，为全社会提供稳定可靠、价格合理、质量优良的电力供应。

四、深化体制改革，完善价格体系

继续推动煤炭企业完善现代企业制度，减轻企业办社会负担，增强竞争力。完善流通体制，建立现代煤炭交易市场。逐步理顺成品油价格，加大天然气价格调整力度，引导油气资源合理使用，促进资源节约与开发。

按照国务院确定的电力体制改革方案，巩固厂网分开成果，加快电网企业主辅分离步伐，推进区域电力市场建设，继续开展大用户与发电企业直接交易试点，稳步实施输配分开。深化电价体制改革。完善输配电价，加快推进竞价上网，建立与用电质量要求、用电性质和发电上网电价挂钩的分类售电电价机制。制定可再生能源发电配额制度，完善可再生能源发电电价优惠政策，施行有利于生产和使用可再生能源的税收政策。

五、强化资源节约，保护生态环境

提高能源矿产资源回采率。实行与回采率挂钩的资源税费计征办法，完善监管制度，促进企业加强管理、增加投入、改进工艺装备，提高能源资源利用率。

发展循环经济。鼓励企业充分利用劣质煤、煤炭洗选加工副产品、煤矿瓦斯、矿井水等资源，因地制宜发展综合利用产业。完善热电联产产业政策，鼓励大中型城市和热负荷相对集中的工业园区，实行热电联产、集中供热，逐步淘汰分散供热锅炉，提高综合能效，保护生态环境。

建立煤炭矿区生态环境恢复补偿机制。制定煤炭清洁生产标准，明确企业和政府责任，加大生态环境保护和治理投入。改革电力调度方式。实行节能、环保、经济、公平的发电调度制度，激励企业加快发展高效清洁机组，淘汰和改造低效率、高能耗、高排放的现役机组，促进电力行业整体能效和环保水平的提高。

六、扩大对外开放，加强国际合作

以引进先进技术和管理为主要目标，适时修订《外商投资产业指导目录》，完善能源对外开放政策。按照平等互利、合作双赢的原则加强能源国际合作。

七、建立应急体系，提高安全保障

加快政府石油储备建设，适时建立企业义务储备，鼓励发展商业石油储备，逐步完善石油储备体系。以应对大规模电网事故和石油天然气供应中断为核心，建立完善能源安全预警制度和应急机制。

jcgscbj 2008-05-08 20:08: 关于“十一五”深化电力
体制改革的实施意见
电力体制改革工作小组

电力工业是国民经济和社会发展的重要基础产业。“十五”期间，我国电力体制改革取得重大进展，政企分开、厂网分开基本实现，发电领域竞争态势已经形成，电力企业活力得到增强，电价改革不断深入，区域电力市场开始建立，电力法制建设进一步加强，电力监管体制建设取得进展。在推进电力体制改革过程中确保了安全生产和电力正常运行，保持了干部职工队伍的基本稳定，电力工业快速发展，有力地支持了国民经济和社会的发展。但是，电力体制改革所取得的成果只是阶段性的，改革任务尚未全部完成，又出现了一些新情况和新问题。“十一五”期间，要抓住电力供需矛盾缓解的有利时机，坚持从中国实际出发，借鉴国际成功改革经验，巩固已有改革成果，把电力体制改革继续推向深入，促进电力工业持续健康发展，确保人民群众得到质优价廉的电力服务。为了进一步统一思想，明确下一阶段的改革任务，现就“十一五”期间深化电力体制改革提出以下意见：

一、“十一五”深化电力体制改革的总体思路和基本原则

（一）总体思路。
“十一五”期间深化电力体制改革要针对解决电源结构不合理、电网建设相对滞后、市场在电力资源配置中的基础性作用发挥不够等突出问题，全面贯彻落实科学发展观，着力转变电力工业增长方式，按照《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发〔2002〕5号）确定的改革方向和总体目标，巩固厂网分开，逐步推进主辅分离，改进发电调度方式，加快电力市场建设，创造条件稳步实行输配分开试点和深化农村电力体制改革试点，积极培育市场主体，全面推进电价改革，加快政府职能转变，初步形成政府宏观调控和有效监管下的公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。

（二）基本原则。

1.坚持以改革促发展。促进电力工业的全面、协调和可持续发展是电力体制改革的出发点和立足点。要从实施国家能源战略出发，通过体制和机制创新，转变电力工业增长方式，优化电源结构，加快电网建设，提高发展质量，促进电力行业稳定、健康、协调发展和安全运行，为经济社会又好又快发展提供可靠的电力保障。

2.坚持市场化改革方向。从我国国情出发，坚定不移地推进电力市场化改革，进一步打破垄断，建立和完善与社会主义市场经济相适应的电力管理体制、电价形成机制和法律法规体系，在政府宏观调控和有效监管下，更大程度地发挥市场配置资源的基础性作用。

3.坚持整体规划、分步实施、重点突破。客观认识电力体制改革的有利条件和不利因素，做好改革的整体规划和统筹，明确实施步骤。要抓住改革中的主要矛盾，强化各项改革措施的配套衔接，实施重点突破，积极推进重点领域的改革。

4.正确处理改革、发展、安全和稳定的关系。改革的目的是为了更好地发展，安全和稳定是做好电力体制改革工作的前提。要切实抓好电力安全生产，完善应急预案，及时排除隐患，保证电力安全可靠供应。要深入开展调查研究，对情况复杂、难度较大的改革，要先行试点，逐步推开，确保电力职工队伍稳定，为改革创造有利条件。

二、“十一五”深化电力体制改革的主要任务

（一）抓紧处理厂网分开遗留问题，逐步推进电网企业主辅分离改革。巩固厂网分开成果，抓紧完成厂网资产划转移交，解决相关遗留问题，防止产生新的厂网不分。规范发电送出工程建设，理顺发电企业与电网企业经营关系，营造公平竞争的市场环境。要稳步实施电网企业主辅分离改革工作，逐步实现辅助性业务单位与电网企业脱钩，积极推进电网和“三产”、多种经营企业的分离工作。妥善解决电网企业职工持有发电企业股权问题。有关部门要抓紧处置预留和暂留电网的发电资产，加强对资产处置工作的监督管理，确保国有资产变现工作依法合规运作，资金合理安排使用。

（二）加快电力市场建设，优化调度方式，着力构建符合国情、开放有序的电力市场体系。认真总结区域电力市场建设试点经验，因地制宜，加快区域电力市场平台建设。完善市场运营规则和监管办法，处理好电源、调度、售电之间的关系，逐步实现发电企业竞价上网，推进大用户与发电企业直接交易，逐步建立公平竞争的市场机制。加强区域网架建设和跨区联网，进一步推动跨省、跨区电能交易，规范交易秩序。抓紧研究调度与交易机构关系问题，按照有利于公平竞争的要求完善交易与调度机构组织体制。优先调度可再生能源、核电等清洁能源发电，鼓励高效、环保机组多发电，充分发挥市场机制作用，尽快建立并实施节能、环保、经济的发电调度方式。

（三）继续深化电力企业改革，培育合格的市场主体。继续深化电力企业改革，尽快形成适应市场要求的企业发展机制和经营机制。电力企业要按照《中华人民共和国公司法》的要求，加快现代企业制度建设，完善法人治理结构，强化风险意识，改革和调整分配制度。加快国有电力企业股份制改革，支持国有发电企业整体或主营业务上市、引入战略投资者，实现产权多元化。深化电网企业改革，多方筹集电网发展资金，加大电网建设力度，处理好电源建设与电网建设的关系，促进城乡电网协调发展。

（四）继续深化电价改革，逐步理顺电价机制。要按照《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发〔2003〕62号）及相关规定，稳步推进各项电价改革。结合区域电力市场建设，尽快建立与发电环节竞争相适应的上网电价形成机制，初步建立有利于促进电网健康发展的输、配电价格机制，销售电价要反映资源状况和电力供求关系并逐步与上网电价实现联动。实行有利于节能、环保的电价政策，全面实施激励清洁能源发展的电价机制，大力推行需求侧电价管理制度，研究制定发电排放的环保折价标准。在实现发电企业竞价上网前，继续实行煤电价格联动。

（五）研究制定输配分开方案，稳步开展试点。着眼于改变单一电力购买方的市场格局，培育多家市场购电主体，按照电力市场要求，先对输配电业务实行内部财务独立核算，为研究制定输配分开方案，创造条件，积累经验。要在充分调研和论证的基础上提出输配分开改革试点方案，稳步进行。

（六）稳步推进农村电力体制改革，促进农村电力发展。按照构建社会主义和谐社会、建设社会主义新农村的要求，坚持从实际出发，因地制宜，开展深化农村电力体制改革试点。要在明晰县级供电企业产权关系的基础上，改变企业代管状态，规范县级供电企业改制、改组工作，培育独立的购售电主体。鼓励各类投资者投资农村电网，参与供电企业改制、改组。制定、实施农村电力社会普遍服务政策，解决农网改造遗留问题，实现城乡电网同网同价，切实解决贫困地区用电问题。

（七）做好电力法律法规修订相关工作，加快电力法制建设。有关部门要加强沟通协调，做好《中华人民共和国电力法》修订的相关工作，加快《电网调度管理条例》、《电力供应与使用条例》及《电力设施保护条例》等法规的修订。根据电力发展和改革的需要，研究制订包括电力建设管理、电网送出工程等方面的法规规定，推进与电力市场体系相适应的电力法律法规体系建设。

（八）进一步转变政府职能，完善核准制度，健全监管体制。加快政府职能转变，完善行业规划和产业政策，优化电源结构，落实环保政策，促进电源与电网，输电与配电协调发展。继续推进电力投资体制改革，完善规划指导下的电力项目核准制度和优选机制，规范准入、鼓励竞争。处理好发挥市场在电力资源配置中的基础性作用与加强和改善市场监管的关系，逐步健全电力市场监管体系，依法实施有效监管。加强和完善行业协会自律、协调、监督、服务的功能，充分发挥其在政府、用户、电力企业之间的桥梁和纽带作用。

三、强化改革工作的组织领导

电力工作直接关系经济发展、社会稳定和群众生活，要切实加强对电力体制改革工作的组织领导，确保深化电力体制改革各项工作规范有序、分步实施，稳妥推进。围绕深化电力体制改革的总体思路、基本原则和主要任务，“十一五”期间前两年，集中精力处理厂网分开遗留问题，巩固厂网分开成果，稳步实施主辅分离改革，推进区域电力市场平台建设和大用户与发电企业直接交易，推进电价改革，对输配电业务实行内部财务独立核算，开展输配分开和农村电力体制改革研究。“十一五”期间后三年，进一步完善区域电力市场，落实电价改革方案，适时开展输配分开改革试点和深化农村电力体制改革试点等工作。

电力体制改革工作小组各成员单位要按照国务院的总体部署，在工作小组的统一领导下，明确职责分工，加强协调配合，精心组织、缜密安排，积极稳妥地推进改革工作。要充分发挥工作小组办公室作用，充实必要的人员力量，强化改革的具体组织实施和协调。地方人民政府、国务院有关部门和电力企业要积极配合，做好相关工作，确保电力安全可靠供应和电力职工队伍稳定，共同把“十一五”期间深化电力体制改革的各项任务落到实处。

jcgscbj 2008-05-08 20:05: 国务院办公厅转发电力体制改革工作小组
关于“十一五”深化电力体制改革
实施意见的通知
国办发〔2007〕19号

各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：

电力体制改革工作小组《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》已经国务院同意，现转发给你们，请认真贯彻执行。

国务院办公厅

二○○七年四月六日

jcgscbj 2008-05-08 20:01: 各省、自治区、直辖市发展改革委、经贸委、物价局，各区域电监局、城市电监办，国家电网公司、南方电网公司：

2006年9月，国务院办公厅转发《国家发展改革委关于完善差别电价政策的意见》（国办发77号），规定对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼8个高耗能行业实行差别电价政策，明确了对上述行业中淘汰类和限制类企业用电实行加价的时间和标准，同时规定各地一律不得自行对高耗能企业实行优惠电价，已经实行优惠电价的要立即停止执行。但各地贯彻落实差别电价政策工作进展很不平衡。河北、天津、山西、辽宁、吉林、山东、上海、浙江、江苏、福建、湖南、四川、广西、贵州、海南15个省
（区、市）转发了国务院办公厅文件，甄别并公布了执行差别电价的企业名单和加价标准，贯彻执行情况较好；北京、甘肃、湖北、河南、安徽、广东、云南等7个省（市）虽已转发国务院办公厅文件，但未具体明确执行差别电价的企业名单；内蒙古、黑龙江、陕西、宁夏、青海、新疆、重庆、江西8个省（区、市）既未转发国务院办公厅文件，也未对高耗能企业进行甄别。吉林、黑龙江、内蒙古、陕西、青海、甘肃、宁夏、湖北、四川、重庆、福建、贵州、江苏、海南等14个省（区、市）还以实行发供电联动、协议供电、大用户用电直供、竞价上网等名义自行出台了对高耗能企业的优惠电价措施。为确保国务院确定的差别电价政策的贯彻落实，现通知如下：

一、提高认识

对高耗能企业实行差别电价和禁止实行优惠电价，是加强和改善宏观调控、促进节能降耗和产业结构调整的重要措施。部分省份贯彻落实差别电价政策不到位，甚至自行出台对高耗能企业电价优惠措施的行为，不符合落实科学发展观和构建和谐社会的要求，严重干扰了国家宏观调控政策的实施。各地要进一步统一思想，切实做到令行禁止，坚决落实国家关于抑制高耗能行业盲目发展的价格措施，保持国民经济又好又快平稳发展。

二、自查自纠

各地要对照国办发77号文件要求，立即开展自查自纠。凡是自行对高耗能企业实行优惠电价措施的，应立即停止执行；凡是没有按照国办发77号文件规定的范围和加价标准对高耗能行业实行差别电价政策的，必须于2007年4月底前贯彻落实到位。各地要按照国家电监会、国家发展改革委《关于印发〈电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法〉的通知》（电监输电17号）有关规定，对大用户直购电试点情况进行清理，凡是未经国家电监会、国家发展改革委批准自行实施大用户直购电的，要立即停止执行。各地自查自纠情况于4月底前上报国家发展改革委和国家电监会。

三、坚决制止违规行为

对于未贯彻落实差别电价政策或继续对高耗能企业实行优惠电价措施的，国家发展改革委和国家电监会将报请国务院通报批评，并追究有关负责人责任。国家发展改革委将根据差别电价落实情况调整各地电力规划，调减电力建设规模和相应的电力项目。调出规划的电力项目不予办理核准手续；国家电监会、国家发展改革委将停止在该地区开展大用户直接向发电企业购电试点工作。

四、电网企业要严格执行国家电价政策

国家电网公司、南方电网公司要每月初向国家发展改革委和国家电监会报告各地执行差别电价政策和纠正优惠电价措施的情况，并要求所属省级电网公司严格按照省级政府有关部门确定的企业名单执行差别电价政策，拒绝执行地方政府违反国家规定自行出台的对高耗能企业的优惠电价措施。对未贯彻执行差别电价政策或继续执行地方政府自行出台的优惠电价措施的电网企业，将依照《价格法》予以严肃查处，追究有关负责人责任，并相应降低该地区的输配电价水平。

五、加强监督检查

国家发展改革委、国家电监会将于2007年5月份派出工作组，对各地贯彻落实差别电价政策和纠正优惠电价措施情况进行督查，并将督查情况上报国务院。

国家发展改革委

国家电监会
二〇〇七年四月九日

jcgscbj 2008-05-08 19:57: 国家电力监管委员会、国家安全生产监督管理总局、国家煤矿安全监察局近日联合发出《关于加强煤矿供用电安全工作的意见》（以下简称《意见》），提出了加快煤矿供用电电网规划与建设、严禁向非法煤矿供电等七项措施。

2006年12月，按照《关于加强煤矿企业供用电安全管理工作的紧急通知》要求，电监会、安全监管总局、煤矿安全监察局联合对山西、内蒙古、辽宁、黑龙江、河南、贵州、河北等省区16个电力公司及所属企业的煤矿供电情况进行了安全专项检查，实地检查了鄂尔多斯、临汾、本溪、峰峰、邯郸等矿区27座煤矿的用电情况。

检查发现，煤矿供用电安全方面存在的问题主要有：农村电网向煤矿供电的安全问题突出；电力企业供电管理、煤矿企
业用电管理、供用电应急管理及电力设施保护工作等有待加强；已公告关闭矿井的停供电程序需进一步规范。

国务院领导同志对专项检查反映出的问题高度重视，作出重要批示，提出明确要求：对非法煤矿和公告关闭煤矿要严令禁止供电；重点研究解决农村电网建设标准低，不具备对一级负荷连续可靠供电的问题；加强供用电安全管理，煤矿一旦停电，必须迅速撤离工作人员，瓦斯浓度合格方可恢复供电。

《意见》就进一步加强煤矿供用电安全工作提出七项具体措施：

一是加快煤矿供用电电网规划与建设。各级政府应积极组织电力企业加快煤矿供用电电网的统一规划和建设，积极推进煤矿双电源、双回路供电的建设和改造工作；重视解决农村电网向煤矿供电的安全问题，使向合法煤矿供电的相关农村电网逐步具备对一级负荷供电的能力。

二是严禁向非法煤矿供电。各电力企业应在各级政府的统一部署和领导下，及时对政府部门公告关闭矿井停止供电；地方政府应当组织煤炭行业管理、电力监管和煤矿安全监管等部门，加大对非法转供电的整治和打击力度。

三是加强供电企业安全管理。各级供电企业应规范供用电合同，把合法煤矿企业列为一级负荷，不将煤矿用户列入计划限电拉闸序位表；严格执行煤矿用户停送电管理制度，定期检查煤矿供电状况；允许用户自由选择基本电价按变压器容量或按最大需量计费。

四是强化煤矿企业用电安全管理。煤矿企业要落实安全生产责任制和矿井停送电制度；应双回路向井下供电，主变压器采用一台运行一台热备用方式；按照有关规定，配置满足保安负荷容量的应急备用电源；对自供区电网和矿区用电系统进行全面的技术改造。

五是严格落实煤矿供用电应急措施。各级政府有关部门、电力企业和煤矿企业应制定和完善供用电应急预案，建立应急联动的协调机制，开展应急预案联合演练工作；煤矿企业严格落实停电时的应急措施，一旦停电必须迅速撤出人员，按规定检查、排放瓦斯合格后，方可恢复供电。

六加强供用电设施保护。各级政府有关部门应进一步加强供用电设施的保护工作，及时协调解决线路走廊的安全隐患问题，加大对盗窃破坏电力设施的打击力度；各级电网企业和煤矿企业应加强电力设施的巡查，积极推广应用电力设施安全防护的新技术和新成果。

七是加大煤矿供用电安全监管监察力度。地方各级安全监管、电力监管、煤炭行业管理和煤矿安全监管部门应协调解决自供区电网与电力主网联系薄弱、结构不合理等问题，督促企业认真落实煤矿供用电安全责任制；对当前煤矿供用电管理存在的突出问题进行跟踪督察和日常监管检查。

24 条回复

 回复

 今日话题

 最新文章

 热门话题

关于仪器网

仪器信息网

仪器计量技术

服务条款

官方客服