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能源安全保障四方面发力迎峰度夏五处着手——国家能源局详解今年能源安全保障工作

时间：2023-04-13 阅读量：562

新华社北京4月12日电　题：能源安全保障四方面发力迎峰度夏五处着手——国家能源局详解今年能源安全保障工作　　能源安全事关全局。眼下正值迎峰度夏的准备阶段，今年夏季电力保供是否充足？在全球能源供应紧张的背景下，我国能源安全是否有保障？能源消费结构转型迫在眉睫，目前可再生能源发展遇到哪些瓶颈？　　国家能源局相关负责人在国新办12日举行的“权威部门话开局”系列主题新闻发布会上，回应了上述关切。　　四方面发力保障能源安全　　“当今世界不稳定、不确定、难预料因素增加，不断冲击全球能源供应链产业链稳定。去年以来，在全球能源供应紧张的形势下，我国以能源供给能力和质量的持续提升，实现了能源供应的量价齐稳。”国家能源局局长章建华说。　　未来一段时间，能源消费还将保持刚性增长，新能源安全替代能力还没有完全形成，化石能源还需发挥兜底保障作用，部分能源技术装备尚存短板，极端天气对能源稳定供应的影响日益凸显，给能源安全带来了多重压力。　　下一步，国家能源局将从四个方面着手保障能源安全。一是立足国内，多措并举增加能源供给能力，加强煤炭先进产能建设，加大油气资源勘探开发力度，加大清洁能源供给，加强能源储备能力建设。二是提升能源产业链自主可控水平，加强关键技术攻关，补齐产业链短板。三是推动能源低碳转型，建设新型能源体系，加快调整优化能源结构，使能源消费越来越多由非化石能源保障。四是强化能源安全风险的预测预警，继续制定和实施相关的能源保障预案，确保我国能源供应稳定。　　迎峰度夏五处着手　　“今年预计全国最大电力负荷将超过13.6亿千瓦，较去年有较大的增长。”国家能源局综合司司长梁昌新说，据研判，今年我国电力供应总体有保障，部分省份在高峰时段可能会出现用电紧张，国家能源局将加强统筹协调做好五方面工作。　　一是抓好监测分析预警。做好电力供需形势常态化监测工作，迎峰度夏期间，按照“一省一策”抓好电力保供工作。汛前继续密切监测云南、贵州等地的来水情况及供需形势，充分考虑汛期来水的不确定性，提早准备迎峰度夏电力保供工作。　　二是加大支撑性电源和输电通道建设投产。按照“适度超前、留有裕度”原则，督促各类电源迎峰度夏前投产发挥保供作用。其中，支撑性电源不少于1700万千瓦。持续优化区域主网架结构，增强应急保障能力。　　三是确保电煤充足供应。重点保障电煤供应的量、质和价。督促指导地方加快建设煤矿手续的办理，推动已核准项目尽快开工建设，在建煤矿进一步优化工期安排，尽快投产达产。督促各省份密切跟踪电煤中长期合同协议保质保量签订和履约情况，积极做好督促落实和协调工作。　　四是全力做好机组稳发满发工作。督促发电企业落实电煤、燃气的稳定供应，保质保量签订电煤和燃气的中长期合同协议，并加大力度监管履约情况。督促发电企业强化生产运行和设备的运维管理，坚决服从调度指令，确保发电机组顶得上、发得出、稳得住。　　五是科学做好负荷管理工作。督促地方引导社会支持、理解、参与需求侧响应，进一步提升需求侧响应能力，有效消解高峰时段压力，督促地方进一步优化有序用电方案并精准细化执行。　　可再生能源发展面临三个挑战　　经过多年发展，我国已成为全球最大的可再生能源生产和消费国。当前，可再生能源发展还面临三方面挑战。　　国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军介绍，第一个挑战体现在并网消纳方面，随着新能源快速发展，传统电力系统在规划建设、调度运行等方面已不能适应新能源大规模高比例发展要求，在局部地区新能源并网消纳压力比较大。　　“要素保障是第二个挑战。”李创军说，新能源发展土地需求大，要实现可再生能源大规模发展，需要在用地用海、生态环保等方面进一步与相关部门加大政策衔接协调力度。　　第三个挑战是消费利用。为积极适应能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变的新要求，需要进一步引导全社会消费利用可再生能源的主动性。　　针对上述挑战，国家能源局将加快新型电力系统建设。统筹电力系统的安全稳定运行，提升电力系统调节能力和灵活性。完善绿色电力证书交易制度，抓紧出台可再生能源绿证全覆盖、促进可再生能源电力消费的相关政策，明确绿证的权威性、通用性、唯一性和主导性，扩大绿证核发和交易范围，推动绿证核发全覆盖。

聚焦 | 国家能源局回应一批热点问题

时间：2023-04-13 阅读量：718

4月12日，国务院新闻办公室举行“权威部门话开局”系列主题新闻发布会，国家能源局局长章建华介绍“全面落实党的二十大精神深入推进能源高质量发展”有关情况，并答记者问。章建华表示，能源行业将聚焦能源安全保障、清洁低碳转型、科技自立自强、体制机制创新、加强国际合作等5个方面，全面推进能源高质量发展。一、全力提升能源安全保障水平。始终把保障国家能源安全作为最重要的使命任务，立足我国资源禀赋，坚持先立后破。一方面，增强化石能源兜底保障能力，发挥好煤炭“压舱石”作用，加大油气勘探开发和增储上产，确保国内原油产量长期稳定在2亿吨水平，天然气自给率不低于50%。强化煤电支撑性调节性作用。另一方面，提升非化石能源安全可靠替代能力，形成风、光、水、生、核、氢等多元化清洁能源供应体系。推进煤电灵活性改造，加快抽水蓄能、调峰气电、新型储能建设，加强配电网改造升级，支撑高比例新能源接入，全力推进碳中和碳达峰工作。同时，健全能源安全监测预警体系，建立能源安全责任机制，加强大电网安全风险管控，提升安全风险防范和应急管控能力，全力做好迎峰度夏、迎峰度冬、北方地区冬季清洁取暖、乡村用能、充电基础设施建设等民生工作。二、加快推进能源消费方式变革。重点是实现“三个转变”。一是能源结构转变，力争未来五年，非化石能源消费比重年均增长1个百分点；到2035年，新增电量80%来自非化石能源发电；本世纪中叶，非化石能源成为主体能源。二是能源系统和形态转变，加快规划建设新型能源体系，构建新型电力系统，推进重点领域电能替代，引导大数据中心、工业可中断负荷等参与电力系统调节，因地制宜发展可再生能源非电利用。三是能源空间布局转变，新建输电通道可再生能源比例原则上不低于50%，加快发展分布式能源、沿海核电、海上风电，实现能源“从远方来”与“从身边来”协同发展。三、加快推动能源科技自立自强。坚持创新驱动发展，通过“揭榜挂帅”“赛马”等机制，积极培育核心产业链和关键环节，持续提升自主创新能力和重大技术装备自主可控水平，不断提高能源产业链供应链韧性和安全水平。推动能源创新链、产业链、资金链、人才链、数据链深度融合，推进能源数字化智能化发展，实现能源产业价值链向高端化、现代化迈进。四、健全释放能源体制机制活力。以法制为基础，加快推进能源法制定以及电力法、煤炭法、可再生能源法修订。以改革为动力，建立适应新型电力系统的统一电力市场体系，充分发挥市场在资源配置中的决定作用，破解新业态新模式在系统接入、市场交易等方面的壁垒。以监管为抓手，营造公平竞争的市场环境，进一步保护和激发能源市场主体活力。以政策为保障，有序衔接绿证市场、碳市场、电力市场，促进能源产业链上下游协调协同。五、积极开创能源国际合作新局面。今年是共建“一带一路”倡议提出十周年，能源合作是共建“一带一路”的重点领域。我们将坚定奉行互利共赢的开放战略，深入推进与重点能源资源国的互利合作，加强与发展中国家能源绿色低碳合作，巩固拓展能源贸易合作渠道，优化境外合作布局，加强投资开发、工程建设、装备制造、咨询设计和金融服务等各环节联动，深度参与全球能源治理，以中国的新发展，为世界提供新机遇。答记者问重点内容整理如下：记者：近两年，我国曾出现了区域性的能源供应不平衡的情况，马上夏季就到了，请问对今年夏季用电高峰的能源保供工作有什么安排？谢谢。国家能源局综合司司长、新闻发言人梁昌新:谢谢记者的提问。一直以来，国家能源局不折不扣落实党中央、国务院关于能源安全和电力保供的重要工作部署，会同地方和企业扎实做好电力的保供工作，特别是去年，有效应对了夏季高温干旱灾害和来水极度偏枯的挑战，预计今年全国最大电力负荷可能超过13.6亿千瓦，较去年有较大的增长。据研判，今年我国全国电力供应总体有保障，部分省份在高峰时段可能会出现用电紧张。我们将加强统筹协调，全力做好以下五方面的工作：一是抓好监测分析预警。做好电力供需形势常态化的监测工作，迎峰度夏期间，按照“一省一策”抓好电力保供工作。汛前继续密切监测云南、贵州等地的来水情况及供需形势，充分考虑汛期来水的不确定性，提早准备迎峰度夏电力保供工作。二是加大支撑性电源和输电通道建设投产。按照“适度超前、留有裕度”原则，督促各类电源迎峰度夏前投产发挥保供作用。其中，支撑性电源不少于1700万千瓦。持续优化区域主网架结构，增强应急保障能力。三是确保电煤充足供应。重点保障电煤供应的量、质和价。督促指导地方加快建设煤矿手续的办理，推动已核准项目尽快开工建设，在建煤矿进一步优化工期安排，尽快投产达产。督促各省密切跟踪电煤长协保质保量签订和履约情况，积极做好督促落实和协调工作。四是全力做好机组稳发满发工作。督促发电企业落实电煤、燃气的稳定供应，保质保量签订电煤和燃气的中长协，并加大力度监管履约情况。督促发电企业强化生产运行和设备的运维管理，坚决服从调度指令，确保发电机组顶得上、发得出、稳得住。五是科学做好负荷管理工作。督促地方引导社会支持、理解、参与需求侧响应，进一步提升需求侧响应能力，有效消解高峰时段压力，督促地方进一步优化有序用电方案并精准细化执行。谢谢。记者：去年初，国家发改委、国家能源局发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，请问一年来取得了哪些进展？下一步工作的重点是什么？国家能源局综合司司长、新闻发言人梁昌新:谢谢记者的提问。一年来，电力市场建设稳步有序推进，市场化交易电量比重进一步提升，市场在资源优化配置中作用明显增强。一是多层次电力市场体系更加健全。目前，省（区、市）市场化交易持续深化，跨省跨区市场化交易稳步推进，省间中长期交易常态化运行、省间现货交易长周期试运行，南方区域电力市场已开展调电试运行。2022年市场化交易电量已达全社会用电量的60%。二是电力市场化交易机制更加完善。中长期和辅助服务市场实现全覆盖，山西等6个现货试点地区进入长周期不间断结算试运行。在电力交易机构注册的各类市场主体数量超过60万家，煤电、气电、核电、可再生能源发电有序参与市场。市场机制发挥了优化配置资源、促进可再生能源消纳和保障电力供应的作用。下一步，以适应新型能源体系、加快新型电力系统建设为导向，加快建设全国统一电力市场体系。一是健全多层次统一电力市场体系，稳步推进省（区、市）和区域电力市场建设，提升跨省跨区交易市场化程度，加强市场间衔接。二是加强电力交易品种间的衔接，持续完善中长期市场和辅助服务市场，积极稳妥推进现货市场建设。三是培育多元化市场主体，完善新能源和新型市场主体参与电力市场相关机制。谢谢。记者：经过多年的发展，中国已成为全球最大的可再生能源的生产和消费国。请问，当前我国可再生能源发展面临最主要的挑战是什么？将如何应对？国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军:谢谢记者的提问。近年来，全国能源行业深入贯彻落实习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略，锚定碳达峰碳中和目标，统筹发展和安全，大力推动能源绿色低碳转型，我国可再生能源发展实现了新突破，进入了大规模高质量跃升发展的新阶段。当前，可再生能源发展主要面临的挑战有以下几个方面：一是在并网消纳方面，随着新能源快速发展，传统电力系统在规划建设、调度运行等方面已不能适应新能源大规模高比例发展要求，在局部地区新能源并网消纳压力比较大。二是在要素保障方面，新能源发展土地需求大，要实现可再生能源大规模发展，需要在用地用海、生态环保等方面进一步与相关部门加大政策衔接协调力度。三是在消费利用方面，为积极适应能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变的新要求，需要进一步引导全社会消费利用可再生能源的主动性。针对上述挑战，我们将深入贯彻落实党的二十大精神，统筹发展和安全，加快规划建设新型能源体系，重点要做好以下三方面的工作：一是加快新型电力系统建设。统筹电力系统的安全稳定运行，电力可靠供应与新能源消纳利用，全面提升电力系统调节能力和灵活性，保障新能源“发得出、供得上、用得好”。二是统筹能源安全与粮食安全。加大新能源项目复合用地用海相关政策研究，促进新能源复合项目发展和高效节约用地，保障重大项目落地实施。三是推动形成绿色低碳的生产方式和生活方式。完善绿色电力证书制度，抓紧出台可再生能源绿色电力证书全覆盖，促进可再生能源电力消费的相关政策，明确绿证的权威性、通用性、唯一性和主导性，扩大绿证核发和交易范围，推动绿证核发全覆盖，在全社会营造可再生能源电力消费氛围，鼓励社会各用能单位主动承担可再生能源电力消费的社会责任，推动经济社会绿色低碳转型和高质量发展。谢谢。记者：党中央、国务院印发的《数字中国建设整体布局规划》提出，推动数字技术和实体经济深度融合，在农业、工业、金融、教育、医疗、交通、能源等重点领域，加快数字技术创新应用。请问，数字技术与能源融合发展的目标与任务举措有哪些？国家能源局能源节约和科技装备司司长刘德顺:谢谢这位记者提问。能源是经济社会发展的基础支撑，在数字技术加速创新并日益融入经济社会发展各领域全过程的大背景下，能源产业与数字技术融合发展是新时代推动我国能源产业基础高级化、产业链现代化的重要引擎，对提升能源产业核心竞争力、支撑能源高质量发展、积极稳妥推进碳达峰碳中和具有重要意义。“十四五”及未来一段时期是加快数字技术与能源产业融合发展的重要机遇期。但总体上看，现阶段能源产业仍处于数字化智能化转型初期，亟需进一步加强统筹引导转型发展相关工作。为落实你前面所提到的《数字中国建设整体布局规划》这个决策部署，加快数字技术在能源领域的创新应用，国家能源局近日印发《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》，目标是推动数字技术真正融入能源产、运、储、销、用各环节，构筑能源系统各环节数字化智能化创新应用体系，推动能源系统运行和管理模式向全面标准化、深度数字化和高度智能化加速转变，带动能源系统新能源比例的提升和全要素生产率的提高，实现能源发展的质量变革、效率变革和动力变革，支撑能源行业提质增效和碳排放“双控”。《若干意见》以“需求牵引、数字赋能、协同高效、融合创新”为基本原则，从加快行业转型升级、推进应用试点示范、推动共性技术突破、健全发展支撑体系，以及加大组织保障力度等方面提出了多项举措，围绕智能电厂、智能电网、智能煤矿、智能油气田、综合能源服务等多元化典型应用场景，促进创新成果的工程化、产业化，全方位、全角度、全链条培育数字技术与能源产业融合发展的新优势。谢谢。

煤电机组“延迟退休”还有难点

时间：2023-04-10 阅读量：594

大型煤电机组存在材料老化、安全隐患多等问题，煤电机组延寿有点难。　　国家发改委等九部门日前联合印发的《关于统筹节能降碳和回收利用加快重点领域产品设备更新改造的指导意见》明确指出，在确保安全的基础上，稳妥推进超期服役煤电机组锅炉的延寿提效改造。　　记者梳理发现，近年我国多台煤电机组获准延寿。从资产背景和分布地区看，这些机组基本归属五大发电集团，且大多分布在山东、四川、湖南、黑龙江、江苏等地。　　在保障我国电力供应安全的背景下，挖掘存量煤电机组资源有何条件?煤电机组延寿面临哪些难题?记者由此采访了多位业内人士。　　机组延寿有条件有需求　　据了解，我国煤电机组大多集中在2000年后建成投运。按照煤电机组30年设计寿命计算，华北电力大学教授袁家海告诉中国能源报记者，中国煤电机组运行过程中基本每五年会进行一次技术改造。“机组在技改中进行了升级，所以很多服役满30年的机组，实际上仍然具备良好的可靠性水平。”　　“电力系统也需要煤电机组延寿。近年来，全国范围内发生的限电事件表明，我国电力系统的可靠容量和有效装机十分缺乏，而机组延寿可以为其提供可靠性。”袁家海进一步指出。　　一组公开数据显示，发达国家50%的煤电机组平均服役年限在40年左右，有的服役年限甚至超过60年，而我国在役煤电机组平均服役年限仅为12年，运行超过30年的机组占比不足1.1%。　　一位火电行业研究人士分析称，目前国内有相当一部分煤电存量资产已接近20-30年的服役期限。“当服役期限到期后，若不进行延寿并延长相关的发电许可证，这部分煤电资产的处置就成了问题。”　　“到2030年，我国约有10%的煤电机组达到设计寿命，若这些机组全部关停，会造成存量资源的大量浪费，也无法充分挖掘机组的价值潜力。若要继续延寿运行，怎么延、延多久、企业是否有积极性?都是问题。”该人士说。　　中电联2021年发布的《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》报告指出，从社会效益方面看，若将煤电机组设计寿命延长10年，近10年内，我国满足延寿条件的机组规模约3300万千瓦，可节省新建煤电项目增加的全社会投资1100亿元。　　经济性安全性不容忽视　　我国存量煤电机组规模转型发展至关重要。业内专家均认为，到期机组的关停和延寿策略对确保电力系统安全、实现“双碳”目标具有重要意义。　　上述火电行业研究人士告诉中国能源报记者，目前国内煤电机组的延寿标准尚不明确和完善。“一般情况下，机组由一些第三方机构鉴定和评估，主要涉及四大管道、汽轮机、发电机和锅炉的寿命。可问题是，机组延寿缺乏统一标准，各地延寿时长也不尽统一。”　　业内人士称，目前电力系统中的煤电延寿机组分为正常发电机组和应急备用机组。“江苏、浙江等地的延寿机组基本在电力系统中充当常规机组，但长远看，大部分延寿机组或将作为战略备用机组，在电力系统短时供电不足或存在基础性电力短缺风险时出力，这符合煤电机组未来保供和落实‘双碳’目标的双重需求。”袁家海说。　　对应急备用的延寿机组而言，经济性是关键。西安热工研究院有限公司电站材料部寿命管理技术研究所所长崔雄华指出，这部分机组每年的运营时间会打折扣，因此其发电电价的补贴及人力、资金的运维投入需要相应的政策疏导。　　“比如，机组平时长期不开，是否需要化学防腐以保证性能?是否还要配备专业运行人员?电厂是否需要日常维持煤炭供应和用水?这都需要明确延寿机组的运营管理模式、核查人员及运营费用。”袁家海补充道。　　另外，延寿机组还应关注安全环保问题。“延寿机组经设备评估后，需要更换存在安全风险的设备，并定期检测运行状态，而且环保和能耗水平也有硬性要求。”上述火电研究人士说。　　顶层设计亟待补位　　基于上述分析，业内人士一致认为，我国煤电延寿机组的确缺失顶层设计。　　据中国能源报记者了解，国家能源局2015年发布的《亚临界煤电机组改造、延寿与退役暂行规定》曾明确规定，运行期满30年或20万小时的亚临界煤电机组，经延寿改造、安全评估后，30万、60万千瓦级机组一般可延长10—15年服役期限。但是，国家能源局综合司2022年11月发布的《关于公开征求拟废止部分规范性文件意见的通知》又明确，拟废止上述《规定》。　　“目前新标准尚未出台，大型发电集团都有一些运行近30年的老机组，这些机组存在材料老化、安全隐患多等问题。”清华大学能源与动力工程系研究员黄中举例，如亚临界锅炉汽包焊缝存在的超标缺陷、汽轮机大轴和键槽部位存在的裂纹类缺陷、高温集箱接管座部位存在的蠕变疲劳类裂纹缺陷、高压汽缸的表面裂纹、内部铸造缺陷等。　　“随着时间推移，老机组数量逐年增加。为保障这类机组安全运行，最大限度发挥其潜力，评估、延寿改造就成了一项迫切任务，需要制订全面、系统、规范化和整体定量化的评估方法和延寿准则。”黄中建议。　　另外，作为应急备用的延寿机组也亟需成本疏导机制。“由于这类机组不参与电力市场和电力系统的电量平衡，可能需要电网给予容量电价补贴。”上述火电行业研究人士说，“状态较好的机组应尽量定位成正常发电机组，以保证延寿的经济性，这样企业才会更有运营动力。”　　

中国式能源现代化的内涵与实现路径思考

时间：2023-04-10 阅读量：582

为实现我国第二个百年奋斗目标，党的二十大报告明确提出要“以中国式现代化全面推进中华民族伟大复兴”，2023年政府工作报告进一步指出“扎实推进中国式现代化”。能源电力作为建设现代化国家的重要物质基础，是中国式现代化的先行官，其在支撑经济高质量发展、推动可持续发展、维护国家安全等方面均具有重要作用。因此，为助力中国式现代化的建设，有必要结合我国基本国情与资源禀赋的特点，贯彻党的二十大报告对新时代能源发展所作出的系统全面部署，探索具有中国特色的中国式能源现代化发展之路。中国能源发展的特殊性依据中国式现代化的内涵要求，中国式能源现代化应既有各国能源现代化的共同特征，更有基于自己国情的中国特色，因此对比发达国家，深入分析明确我国在能源资源禀赋、能源发展方式等方面的特殊性，是建设中国式能源现代化的基础。一是发展理念的特殊性。我国能源发展始终坚持“以人民为中心”的理念，保障和改善民生用能是能源发展的优先目标。不断满足人民群众日益增长的美好生活需要不仅要求加强能源民生基础设施和公共服务能力建设，提高能源普遍服务水平，还要求灵活满足用户各种用能需求，提升能源优质服务水平。同时，在极端天气、自然灾害等情况下，必须优先保障民生用能，坚决防范出现资本主义市场经济下民众“用不上、用不起”能源的危急情况。二是资源禀赋的特殊性。我国能源资源禀赋具有“富煤、贫油、少气”的特点，短期内煤炭的“压舱石”地位很难改变。同时，我国能源中心与负荷中心呈逆向分布，能源资源分布的巨大不均衡问题使得北煤南运、西气东输、西电东送等大规模、远距离能源输送成为中国特有的现象，不仅对我国跨省区能源输送能力提出更高要求，甚至对整个经济运行亦带来巨大持续性的压力。三是转型路径的特殊性。2022年我国一次能源消费结构中煤炭占比为56%，从世界能源发展历程来看，我国能源发展仍处在的煤炭时代。纵观西方发达国家的能源转型历程，普遍经历了由煤炭到油气再到可再生能源的升级顺序，但我国能源资源禀赋及能源安全要求决定了我国不会重复西方发达国家的能源转型路径，而是将从以煤炭消费为主直接向以可再生能源+电力为主转变，这也将为我国能源发展带来系统调节性资源不足等一系列挑战。中国式能源现代化的内涵与建设要求中国式能源现代化是当前立足新发展阶段、贯彻新发展理念、构建新发展格局，为确保圆满完成“中国式现代化”目标而提出的能源高质量发展新道路。具体而言，中国式能源现代化建设要求立足于我国能源资源禀赋，以保障能源安全和经济社会发展需求为基本前提，以新型能源体系为重要依托，以清洁低碳转型为主导方向，以科技创新为驱动力，旨在更好服务社会主义现代化强国建设、更好满足人民群众对美好生活用能的需要、更好推动建设清洁美丽世界。第一，能源安全可靠保障能源安全作为国家安全的重要组成部分，是保障国民社会可持续发展的命脉，也是促进经济高质量发展的“工业粮食”。当前我国能源自给率保持在80%以上，但受资源储量限制，石油和天然气对外依存度仍然较高，同时由可再生能源快速发展引起的局部性、周期性紧缺风险也逐步凸显。因此，中国式能源现代化不仅要求立足国内、多元供应，不断强化能源供给能力建设，不断推进能源资源进口多元化，提高能源自给率，把能源安全的“饭碗”端在自己手上，还需关注极端天气下清洁能源可能带来的能源保供问题。此外，在国际能源复杂严峻的能源形式下，还需缓解国际市场传导冲击，稳定国内能源价格，以保障经济平稳运行与满足民生需求。第二，能源发展方式绿色低碳党的二十大报告指出，积极稳妥推进碳达峰碳中和，2023年政府工作报告也对推动发展方式绿色转型作出工作部署。能源领域是实现“双碳”目标的主战场，近年来我国能源结构持续优化，可再生能源发电装机规模稳居世界第一，非化石能源消费比重达到17.5%，但是产业结构偏重、能源结构偏煤、能源效率偏低的问题依然存在。因此，中国式能源现代化要求供给侧与需求侧共同发力推动能源发展方式绿色低碳转型：供给侧优先发展非化石能源，清洁高效开发利用化石能源，实现新旧能源互为支撑、有序替代，建设多能互补、多轮驱动的清洁能源供应体系；需求侧坚持节约优先，推动终端用能清洁化与低碳化，提高能源利用效率，实现碳排放总量控制与碳排放强度降低。第三，能源产业创新升级党的二十大报告提出深入实施创新驱动发展战略，强调坚持创新在我国现代化建设布局中的核心地位，要求加快实现高水平科技自立自强。近年来，我国能源科技创新能力显著提升，新能源和电力装备制造能力全球领先，各类新技术、新模式、新业态蓬勃兴起，但仍需推动能源产业基础高级化、产业链现代化，进一步激发能源创新发展新动能。因此，以创新驱动中国式能源现代化建设，一方面，要求加快能源科技自主创新步伐，增强能源科技创新能力，通过技术进步解决能源现代化建设中面临的“不可能三角”困境，另一方面，要求以科技创新引领现代化能源产业升级发展，进一步巩固优势产业的领先地位，将新能源产业、高端装备制造也等培养为新的经济增长点，为经济增长提供新引擎。中国式能源现代化的实现路径在中国式能源现代化的建设要求下，未来我国能源发展将呈现“清洁化、综合化、智能化、准中心化”的趋势。从实际国情出发，为统筹协调好发展与安全、清洁转型与能源保供、存量与增量的关系，坚持践行“四个革命、一个合作”的能源安全新战略、遵循“横向多能互补，纵向源网荷储协调”的发展思路是中国能源实现现代化发展的“必由之路”。（一）建设低碳与安全并重的能源供应体系强化“传统能源稳存量保安全、清洁能源优增量调结构”的发展观念，推进化石能源清洁高效利用的同时，优先发展非化石能源，逐步实现能源供给侧全面绿色低碳转型。一是发挥煤炭的“压舱石”作用。充分发挥好煤炭的主体能源、兜底保障作用，以及煤电的支撑性、调节性电源作用，推进煤炭安全智能绿色开发利用、煤电机组节能降碳改造及灵活性改造，科学设计煤电与新能源发电协同互补新模式，以清洁高效先进节能的煤电支持新能源大基地、大规模开发利用，保证能源系统供应侧的安全、经济、高效运行。二是集中式与分布式并举推动可再生能源高质量发展。推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地、海上风电基地以及全国主要流域水风光一体化基地规划建设，鼓励大型基地依托电制氢、清洁供暖等开展综合能源系统实践，促进可再生能源的就地消纳。三是打造稳定可靠的能源储运调峰体系。统筹规划跨区域油气管网、主干电网、交通网络等基础设施，增强能源跨区调配能力，完善能源储备基地的季节性调控策略，发挥能源储备基地“急时保供给，平时稳价格”的作用价值。（二）推进能源消费方式清洁低碳转型以主要用能行业消费结构转型为牵引，加快提高终端能源消费清洁化、低碳化水平，挖掘需求侧用能灵活性，与供应侧协调配合，实现能源清洁低碳高效利用。一是实行碳排放总量与强度“双控”制度。推动能源消耗总量和强度调控逐步转向碳排放总量和强度“双控”制度，深入调研分析各行业、各区域的减排降耗痛点与潜力，合理设置碳排放总量和强度“双控”目标，重点加强工业、建筑、交通等高碳排放行业的减排力度，加快形成减污降碳的激励约束机制，引导终端用能加强清洁替代与能效提升，促进产业转型升级。二是推广综合能源服务与智慧能源管理。鼓励依托用户侧综合能源系统建设开展综合能源服务与智慧能源管理，一方面，推动传统的“物理能源”消费理念向“能源、信息、服务”综合消费理念转型，有效发掘需求侧消纳绿色电力、节能增效管理以及购买绿色证书等多样化需求，提升可再生能源在消费端的结构占比；另一方面，通过“云大物移智链边”等信息技术在用能监测、分析与管理方面的融合应用，提高电、热、水、气互补利用和梯级利用水平，在提升用能效率的同时显著压缩用能成本。（三）提升能源产业技术创新能力坚持原始创新、集成创新、开放创新一体设计，加快能源科技自主创新步伐，推进能源领域关键技术突破和产业链协同技术进步，提升能源产业链现代化水平。一是精益谋划能源技术中长期发展路径。开展能源技术水平评价与预测，厘清世界能源技术发展阶段、分布格局，准确把握引发产业技术变革的发展方向，对符合能源现代化趋势、符合中国实际的技术给予长远谋划和布局，提出能源技术创新的重点方向和技术路线图。在此基础上，提前布局一批影响未来发展潜力的先导性产业和颠覆性产业，抢占全球产业创新制高点。二是推进核心技术攻关与关键设备国产化。对于关键装备、核心部件等“卡脖子”技术，可参照军工项目的管理方式，进一步强化定点定向的扶持指导，力争尽快取得突破。对于氢能、新型储能等基本具备产业化应用条件的技术设备，适时采用政府或央企采购等方式促进产品的应用和迭代，加快市场化推广进程。对于先进核能、新型非常规能源等前瞻性颠覆性技术，可超前布局高校学科，加快夯实理论基础，力争率先具备向工程应用领域延伸发展的条件。三是以新技术突破加速带动产业变革。把握当前新科技革命与产业革命交汇点的历史机遇，着力推动云计算、物联网、大数据、人工智能、区块链等现代信息技术与能源清洁高效利用技术的融合创新，依托“互联网+智慧能源”建设，探索能源生产消费新模式与新业态，提高科技成果转化和产业化水平，把能源技术及其关联产业培育成带动产业升级的新增长点。（四）构建有效竞争的现代化能源市场体系充分发挥市发挥市场在资源配置中的决定性作用，建设统一开放、竞争有序的能源市场体系，实现有效市场和有为政府的更好结合，提高能源资源配置效率和公平性。一是建设全国统一的能源市场。根据不同能源品种特点，搭建煤炭、电力、石油和天然气交易平台，积极推进全国碳排放权交易市场建设。一方面，市场机制需体现包括能量价值、可靠性价值、灵活性价值和绿色价值等在内的能源多维价值，构建完整的能源市场体系，做好多类型能源市场、多时间尺度能源市场间的衔接。另一方面，全国统一能源市场应致力于打破能源跨省区交易壁垒，促进能源在更大范围内畅通流动，降低能源供需错配风险和市场交易成本。二是完善主要由市场决定的能源价格机制。按照“管住中间、放开两头”的总体思路，稳步有序放开竞争性环节价格，科学核定自然垄断环节价格。针对竞争性环节，分步推动实现公益性以外的发售电价格由市场形成，健立健全新型储能价格机制，完善成品油价格形成机制，稳步推进天然气价格市场化改革。针对自然垄断环节，按照“准许成本+合理收益”原则，合理制定电网、天然气管网输配价格，强化价格监管与成本监审。（五）全方位加强能源国际合作遵循互利共赢原则深化国际能源合作，以共建“一带一路”为引领，“引进来”与“走出去”同步发力，积极参与全球能源治理，开拓开放共赢的能源国际合作新局面。一是深化国际合作保障能源供应。在深入推进与重点能源资源国互利合作、维护进口通道安全与稳定的基础上，拓展能源进口新渠道，加快拓展中亚、东北亚、俄罗斯市场，近期可重点加强与俄罗斯的能源贸易谈判，中远期应持续拓展与“一带一路”沿线国家能源贸易往来，逐步改变我国能源进口过于集中的被动局面。二是加强能源基础设施互联互通。积极推动中俄、中国－中亚、中缅油气管道建设及“一带一路”沿线跨国电力联网，建设更加紧密的能源互联互通伙伴关系，在更大范围内促进能源资源优化配置，为能源资源互补协作和互惠贸易创造条件。三是能源绿色合作助力能源产业“走出去”。能源海外投资聚焦可再生能源开发利用，利用好国际市场，巩固和拓展与相关国家绿色发展战略对接，广泛开展能源绿色合作，发挥我国新能源能源产业优势，推动新能源、特高压等技术装备“走出去”，创造新的经济增长点，实现能源产业高质量发展。

当频繁启停成为常态：新型电力系统下煤电的困境与隐忧

时间：2023-04-10 阅读量：586

近期，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，明确提出新型电力系统需要具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大基本特征，其中安全高效是基本前提。我国以煤为主的能源资源禀赋决定了较长时间内煤电仍将是电力系统中的基础保障型电源，是我国电力安全保障的“压舱石”。然而随着新能源高比例大规模发展，其间歇性、随机性、波动性特点对系统调节能力提出了巨大需求，近年来煤电开始承担起更多的灵活调节责任。身兼保供“压舱石”与灵活调节资源双重身份，煤电面临的风险和挑战已初步显现。隐患初现：煤机启停频次迅速攀升近日，某现货试点省份拟对现货市场中燃煤发电机组启动费用申报上限进行调整，引发广泛关注，而大量的机组启停无疑是市场参数调整的诱因。笔者对该省披露的市场公开信息中机组状态数据进行统计，仅2023年一季度的3个月里，市场化煤机的启动次数就多达550次，其中包括约130次的机组日内启停。根据该省某发电企业提供的信息，近两年来其所管理的燃煤机组启动次数大幅攀升，年平均启动次数由2020年的5次左右，提高到了2022年的近14次。经多方调查考证，国内大部分燃煤机组自服役以来，每年的平均启停次数大概在3-5次，超过6次的占比就已经很小，超过10次的更是凤毛麟角。近14次的年平均启停次数已经是史无前例的，而随着新能源渗透率进一步提升，煤机每年超十几次的启停预计未来会成为常态。另外，启停频次的提升在所有机组的分布中也并非是完全均匀的，60万、30万千瓦等级机组承担了更多的启停调峰任务，未来面临的风险隐患也超过其他容量等级机组。数据显示，该省2022年平均启停次数最多的是60万千瓦等级机组，所有60万千瓦机组的年平均启停次数超过16次；单机启停次数最多的则是30万千瓦等级机组，有数台30万千瓦机组2022年的启停次数超过了30次。究其原因，百万千瓦等级机组煤耗低、经济性好，在现货市场环境下其带基础负荷的优先级要远高于其他容量等级机组，因此被调用参与启停调峰的频次最低。此外，大多数30万千瓦等级以下的小火电机组担负民生供热任务，供热季调节能力有限，同时由于其煤耗高、经济性差，在供需宽松季节也更多作为备用机组，参与启停调峰的频次也相对较低。剩余的60万、30万千瓦等级机组则成了启停调峰的主力。追根溯源：光伏增长是主因、外电影响难忽视以上述现货试点省份为例。该省近年来新能源装机增长势头迅猛，近5年新增装机中新能源装机占比近70%，其中光伏占比近50%。该省近5年新增装机成分占比尤其是21、22两年的新增光伏装机，占到了全省光伏总装机的46.5%，即有近一半的光伏装机都是在这两年内完成的。正是由于这两年内光伏装机的爆发式增长，突破了系统正常调节能力的极限，才导致了2022年燃煤机组启停次数呈现指数级攀升。分析该省电量构成，不难发现，光伏装机的大规模增长是导致机组频繁启停的首要因素，而省外来电调节范围偏窄也使得省内火电承担了更多的调峰职能。该省2022年分时平均负荷中，不同类型电源电量分布在过去，机组停机一般是基于正常的检修需要，而随着新能源尤其是光伏装机的快速增长，燃煤火电机组开始承担起更多的调峰任务。当光照充足时，午间光伏大发时段煤机需要尽可能地压降出力来促进新能源消纳；到了晚间负荷高峰时期，光伏出力降为0，此时又需要煤机来顶峰。当所有运行机组在其可调出力范围内无论怎么调都不能满足全网的调节需求时，机组启停调峰也就不可避免了。从全年数据来看，光伏出力主要集中在9点至16点之间，这段时间内光伏发电量占比达19%、火电发电量占比仅36%；而在其他时段，光伏发电量占比仅1%，火电发电量占比超过47%。与省内火电相比，省外来电的调节幅度则明显要小得多，在光伏出力最为集中的午间时段，外电的电量占比依然超过了20%；而在夜间高峰时段，外电电量占比也只有25%。当然，仅看全年平均的话，省内火电的调节能力似乎是足够的。若是将视角放到每一天，情况就不那么乐观了。选取2022年4月某天的数据：某日市场化火电机组出力空间及风电、光伏出力预测与实际数据按照日前披露的市场边界信息，当天市场化火电机组的出力空间最低值出现在12:45，仅有850万千瓦；最高值出现在23:15，达到2789万千瓦；市场化火电出力空间的峰谷比达到3.28，最小值仅有最大值的30.5%。再考虑正负备用容量，这一比值会进一步下降至25.3%。这样的峰谷差，仅通过所有运行机组在其可调出力范围内调节明显不足以满足日内调峰需求，启停调峰不可避免。事实也证明，当天共有6台机（约240万千瓦）进行了日内启停调峰，另有3台机停机转备用、3台机启机顶晚峰（容量都在100万左右），按当时的启动费用补偿标准测算，全天合计产生启动费用补偿约600万元。而从风光实际出力情况来看，当天中午还产生了少量的弃风弃光。统计2022年全年每一天的市场化火电预测出力空间峰谷比数据：峰谷比>2的天数达到了156天，约占全年的42.7%；>2.5的天数有67天，占全年的18.4%；>3的天数有42天，占全年的11.5%。一般而言，当峰谷比>2时仅通过运行机组调峰就有一定的困难了，当峰谷比>2.5时几乎肯定需要启停调峰。粗略估计，2022年全年大概有20%-40%的日期是需要进行启停调峰的。该省2022年火电出力空间峰谷比分布值得一提的是，日峰谷比的最大值达到了惊人的22，也出现在4月。按照当天披露的市场边界信息预测，如果不弃风弃光，市场化火电最低出力空间仅有100多万，而顶峰能力则需要达到2500万。除峰谷比以外，通过该省的现货市场出清价格也能看出一定端倪。据统计，2022年该省日前出清出现负价的天数达161天，这一数字与峰谷比>2的天数156天基本一致。因为火电机组不太可能会报负价，出清负价就意味着市场化火电机组全部都已经不定价了，也就是说即使所有煤机都降至第一点出力（深调极限出力或最低技术出力）中午谷段还是过不去。风光不能弃、外电难压降，此时省内火电停机几乎就是必然的选择。该省2022年现货市场日前出清最低电价分布全年峰谷比分布与日前出清最低电价分布呈现出清晰的季节性差异，春秋两季的峰谷差更大、出清负价更多，与新能源出力的季节性特征基本一致，并且这种一致性也体现在全市场启动费用的月度走势上。由此可见，新能源装机尤其是光伏装机的迅速增长是导致煤机启停更加频繁的根本原因，新能源出力占比越高时省内煤机的调峰压力也会越大，进而产生更多启动费用。该省启动费用与峰谷比、新能源发电量占比月度走势如履薄冰：机组运行安全性受挑战要真正起到“压舱石”的作用，稳住煤电电力供应基本盘，存量煤电机组的安全性问题需要高度重视。有研究人员通过对近两年经常参与启停调峰和深度调峰的十多台机组进行深入调研，分析总结了启停调峰及深度调峰对机组锅炉、汽机、环保及电气设备安全性的影响，其中部分问题已经在频繁参与启停调峰及深度调峰的机组上有所显现，而更多的潜在风险可能随着时间的推移逐渐显现出来。本文援引赵晴川等所著《启停调峰及深度调峰对燃煤机组安全性影响分析》这项调查研究的部分结论——启停调峰和深度调峰对燃煤机组安全性的影响主要包括以下几个方面：一是可能导致设备故障。例如锅炉受热面裂纹、锅炉氧化皮脱落、锅炉辅机故障率增加等，有的问题还可能进一步影响到其它设备，例如机组频繁启停易导致氧化皮脱落，而氧化皮可能随汽轮机启动、冲转过程进入汽缸，进而造成汽轮机部分部件损坏；二是可能影响设备寿命。机组的每次启停调峰或深度调峰都会对机组寿命产生影响，若机组长时间频繁启停或者深调，会加速转子寿命损耗，降低机组实际可运行年限；三是可能降低机组运行经济性。例如机组启停期间水汽指标变化大，为确保汽水品质合格，就需要加大热力系统排污，造成锅炉排污量增大，热损失增加，经济性降低；四是会增大环保风险。机组启停过程中煤粉不完全燃烧的产物增加，深度调峰如果采用投油助燃也会造成尾部受热面沾污未燃尽的油污，增大二次燃烧风险，且会造成脱硫浆液中毒，增大环保风险；五是机组启停有误操作风险。机组启停过程中大部分参数控制需要人工进行调整，大量手动阀门也需要人员亲自操作，人员操作强度大增，容易发生误操作，而且启停过程容易发生各种异常情况，值班人员的判断和处理将直接影响机组的安全。对于单台机组而言，以上问题影响着机组运行的安全性和经济性；而当受影响的机组范围扩大，就可能从一定程度上动摇整个电力系统安全稳定运行的根基。并且，大量的启停对于全社会用电成本的增加亦不容小觑。防患未然：煤电危局何解？要纾解煤电困局，让煤电作为电力安全保障“压舱石”能够压得稳、压得久，从短期看，一是要让煤电启停的综合成本在公平的分摊机制下能够得到合理补偿，二是应通过合理的弃风弃光来适当缓解煤电调峰压力；从长期看，则要持续推动全社会共担能源转型成本、共享绿色转型成果。短期内，新能源依然会保持一定速度的增长，煤机需要承担的调峰形势会愈加严峻。面对设备受损、寿命损耗、燃烧恶化及运行操作风险等诸多潜在安全隐患，如果煤电机组不能得到合理的成本补偿，导致生产经营状况持续恶化，既会影响煤电企业的投资能力和投资积极性，使得旨在进一步降低机组能耗、提升灵活性和调节能力的节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”难以实施；也会影响发电可靠性，进而威胁电网运行安全。因此，建议相关补偿标准的制定要能够真实反映煤电机组启停的综合成本，包括启停过程中的煤、油、水、厂用电等能耗成本，以及寿命折损成本、额外检修成本等。同时应秉持“谁受益、谁分摊”的原则，推动所有煤机启停调峰的受益方（如跨省跨区送电）平等参与相关费用的分摊。同时，也应当以辨证和发展的眼光去看待新能源消纳问题，对于新能源发展速度较快的地区，适当降低对新能源消纳率的预期。当新能源消纳存在较大压力时，通过合理的弃风弃光来平衡好新能源消纳率与电力系统运行安全性、经济性之间的关系。长期而言，当前症结的根本在于现阶段煤电承担了大部分能源转型成本，而绿色转型成果既然由全社会共享，就理应由全社会共同承担。在电源侧，新能源作为未来一段时间内发电量增量主体，需要在配储、功率预测水平、智慧化调度等方面持续提升发电出力可靠性；在电网侧，随着跨省跨区送受电规模进一步提升，要着力推动跨省跨区送电与省内市场更加有效地衔接；在用户侧，应着力提升灵活调节与需求响应能力，并逐步建立面向全体用户的可再生能源消纳责任权重机制；在储能侧，要逐步明确各种技术路线的应用场景和收益模式，实现储能规模化发展，满足系统日内调节需求。在“双碳”战略目标指引下，我国新型电力系统建设已然步入加速转型的快车道。行稳方能致远，要化解煤电今日之困境，既需因时制宜、对症下药，做好成本补偿、费用疏导与新能源合理消纳；又要着眼未来、攻坚克难，不断加强技术突破，持续完善市场机制，推动“源网荷储”协同发展，共同为新型能源体系建设保驾护航。

三部委联合发文支持光伏发电产业发展规范用地管理

时间：2023-04-10 阅读量：601

（规划发展部根据工作需要摘要整理张大龙）为推动稳经济一揽子政策措施落地，3月20日，自然资源部办公厅、国家林业和草原局办公室和国家能源局综合司联合印发《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》（自然资办发〔2023〕12号），进一步支持绿色能源发展，加快大型光伏基地建设，规范项目用地管理。《通知》要求各地要做好光伏发电产业发展规划与国土空间规划的衔接，鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏发电产业。明确提出优化大型光伏基地和光伏发电项目的空间布局，确定了建设大型光伏基地和光伏发电项目鼓励的选址区域和应当避让和不得占用的区域。《通知》明确光伏发电项目实行光伏方阵用地和配套设施用地分类管理，提出了具体类型用地的使用要求。《通知》明确建立用地用林用草联审机制，要求及时办理征地或租赁等用地手续。对于符合要求的国家大型光伏基地要保障项目用地用林用草合理需求；光伏方阵用地可以租赁土地，签订用地与补偿协议后报当地主管部门备案。《通知》要求各级各部门要制定用地办法和措施，加强项目建设指导和监督；强化用地日常监管和执法，及时发现和严肃查处违法违规用地行为。《通知》要求稳妥处置历史遗留问题，明确了未立项项目按本通知要求执行，涉及生态保护红线的零星分部已有光伏设施，项目到期后建设单位按要求做好生态修复。(以下为《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》正文)自然资源部办公厅国家林业和草原局办公室国家能源局综合司关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知自然资办发〔2023〕12号各省、自治区、直辖市自然资源、林业和草原、能源主管部门，新疆生产建设兵团自然资源局、林业和草原局、能源局：　　为贯彻落实《国务院关于印发扎实稳住经济一揽子政策措施的通知》（国发〔2022〕12号）要求，进一步支持绿色能源发展，加快大型光伏基地建设，规范项目用地管理，现通知如下。　　一、引导项目合理布局　　（一）做好光伏发电产业发展规划与国土空间规划的衔接。各地要认真做好绿色能源发展规划等专项规划与国土空间规划的衔接，优化大型光伏基地和光伏发电项目空间布局。在市、县、乡镇国土空间总体规划中将其列入重点建设项目清单，合理安排光伏项目新增用地规模、布局和开发建设时序。在符合“三区三线”管控规则的前提下，相关项目经可行性论证后可统筹纳入国土空间规划“一张图”，作为审批光伏项目新增用地用林用草的规划依据。　　（二）鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏发电产业。在严格保护生态前提下，鼓励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大型光伏基地；对于油田、气田以及难以复垦或修复的采煤沉陷区，推进其中的非耕地区域规划建设光伏基地。项目选址应当避让耕地、生态保护红线、历史文化保护线、特殊自然景观价值和文化标识区域、天然林地、国家沙化土地封禁保护区（光伏发电项目输出线路允许穿越国家沙化土地封禁保护区）等；涉及自然保护地的，还应当符合自然保护地相关法规和政策要求。新建、扩建光伏发电项目，一律不得占用永久基本农田、基本草原、Ⅰ级保护林地和东北内蒙古重点国有林区。　　二、光伏发电项目用地实行分类管理　　光伏发电项目用地包括光伏方阵用地（含光伏面板、采用直埋电缆敷设方式的集电线路等用地）和配套设施用地（含变电站及运行管理中心、集电线路、场内外道路等用地，具体依据《光伏发电站工程项目用地控制指标》的分类），根据用地性质实行分类管理。　　（一）光伏方阵用地。光伏方阵用地不得占用耕地，占用其他农用地的，应根据实际合理控制，节约集约用地，尽量避免对生态和农业生产造成影响。光伏方阵用地涉及使用林地的，须采用林光互补模式，可使用年降水量400毫米以下区域的灌木林地以及其他区域覆盖度低于50%的灌木林地，不得采伐林木、割灌及破坏原有植被，不得将乔木林地、竹林地等采伐改造为灌木林地后架设光伏板；光伏支架最低点应高于灌木高度1米以上，每列光伏板南北方向应合理设置净间距，具体由各地结合实地确定，并采取有效水土保持措施，确保灌木覆盖度等生长状态不低于林光互补前水平。光伏方阵按规定使用灌木林地的，施工期间应办理临时使用林地手续，运营期间相关方签订协议，项目服务期满后应当恢复林地原状。光伏方阵用地涉及占用基本草原外草原的，地方林草主管部门应科学评估本地区草原资源与生态状况，合理确定项目的适建区域、建设模式与建设要求。鼓励采用“草光互补”模式。　　光伏方阵用地不得改变地表形态，以第三次全国国土调查及后续开展的年度国土变更调查成果为底版，依法依规进行管理。实行用地备案，不需按非农建设用地审批。　　（二）配套设施用地管理。光伏发电项目配套设施用地，按建设用地进行管理，依法依规办理建设用地审批手续。其中，涉及占用耕地的，按规定落实占补平衡。符合光伏用地标准，位于方阵内部和四周，直接配套光伏方阵的道路，可按农村道路用地管理，涉及占用耕地的，按规定落实进出平衡。其他道路按建设用地管理。　　三、加快办理项目用地手续　　（一）建立用地用林用草联审机制。各地自然资源、林草主管部门要建立项目用地用林用草审查协调联动机制，对于符合国土空间规划和用途管制要求、纳入国土空间规划“一张图”的国家大型光伏基地建设范围项目，在项目立项与论证时，要对项目用地用林用草提出意见与要求，严格执行《光伏发电站工程项目用地控制指标》和光伏电站使用林地有关规定，保障项目用地用林用草合理需求。　　（二）及时办理征地或租赁等用地手续。光伏发电项目用地涉及使用建设用地的，可依照土地征收规定办理土地征收手续。光伏方阵用地允许以租赁等方式取得，用地单位与农村集体经济组织或国有土地权利主体、当地乡镇政府签订用地与补偿协议，报当地县级自然资源和林草主管部门备案。　　四、加强用地监管　　（一）部门协同。省级自然资源、林草、能源主管部门应会同同级有关部门，结合本地实际，制定光伏发电项目用地实施办法与管理措施，加强对光伏发电项目建设的指导与监督，促进产业高质量发展。　　（二）强化用地日常监管与执法。自然资源和林草主管部门在开展年度国土变更调查时，将光伏方阵的占地范围作为单独图层作出标注，作为用地监管的基本依据。省级自然资源和林草主管部门要加强对光伏发电项目用地，特别是光伏方阵用地的日常监管，不得改变土地用途，严禁擅自建设非发电必要的配套设施。各地要将光伏发电项目用地纳入日常督察执法，及时发现和严肃查处违法违规用地行为。　　五、稳妥处置历史遗留问题　　本通知自发布之日起施行。施行之前已按照《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规〔2017〕8号）规定批准立项的光伏发电项目（包括动工和未动工建设），可按批准立项时用地预审和用地有关意见执行，不得扩大项目用地面积和占用耕地林地草地面积；已经通过用地预审或地方明确用地意见、但项目未立项的，按本《通知》规定要求执行。生态保护红线内零星分布的已有光伏设施，按照相关法律法规规定进行管理，严禁扩大现有规模与范围，项目到期后由建设单位负责做好生态修复。　　《自然资源部办公厅关于过渡期内支持巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接的通知》（自然资办发〔2022〕45号）与本《通知》不一致的，以本《通知》为准。自然资源部办公厅国家林业和草原局办公室国家能源局综合司2023年3月20日

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