各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、工业和信息化主管部门、财政厅（局）、住房城乡建设厅（委、管委、局）、商务主管部门、国资委、市场监管局（厅、委）、能源局，中国人民银行上海总部，各分行、营业管理部、省会（首府）城市中心支行、副省级城市中心支行：

产品设备广泛应用于生产生活各个领域，是保障经济社会发展的重要工具。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，对加快构建新发展格局、畅通国内大循环、扩大有效投资和消费、积极稳妥推进碳达峰碳中和具有重要意义。为全面贯彻落实党的二十大精神，认真贯彻落实中央经济工作会议决策部署，加快节能降碳先进技术研发和推广应用，完善废旧产品设备回收利用体系，推进各类资源节约集约利用，在落实碳达峰碳中和目标任务过程中锻造新的产业竞争优势，提出如下意见。

一、总体要求

（一）指导思想。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，着力推动高质量发展，加快发展方式绿色转型，深入实施全面节约战略，扩大有效投资和消费，逐步分类推进重点领域产品设备更新改造，加快构建废弃物循环利用体系，推动废旧产品设备物尽其用，实现生产、使用、更新、淘汰、回收利用产业链循环，推动制造业高端化、智能化、绿色化发展，形成绿色低碳的生产方式和生活方式，为实现碳达峰碳中和目标提供有力支撑。

（二）工作原则

坚持聚焦重点、稳步推进。聚焦产销量大、应用范围广、能源消耗高、实施条件较好的产品设备，积极推动开展更新改造。尊重客观规律，把握工作节奏，坚守安全底线，及时总结工作成效和可行模式，逐步推广至其他领域。

坚持合理定标、分类指导。结合产业发展阶段，对标国内外同类产品设备技术水平，合理划定能效水平，持续完善标准体系。坚持分类施策、一品一策，分领域制定实施指南，稳妥有序推进产品设备更新改造。

坚持节约集约、畅通循环。破解难点堵点，创新组织方式和工作模式，统筹推进产品设备更新改造和回收利用，实现资源节约集约利用，助力产业链循环畅通。充分结合废旧产品设备价值特征，分类实施规范化回收利用，提升再生资源循环利用水平。

坚持市场导向、综合施策。建立激励约束相结合的长效机制，发挥市场配置资源的决定性作用，推广节能降碳先进技术和产品设备，依法依规淘汰落后低效产品设备。综合运用财税、金融、投资、价格等政策，激发各方参与更新改造和回收利用的主动性积极性。

（三）主要目标

到2025年，通过统筹推进重点领域产品设备更新改造和回收利用，进一步提升高效节能产品设备市场占有率。与2021年相比，工业锅炉、电站锅炉平均运行热效率分别提高5个百分点和0.5个百分点，在运高效节能电机、在运高效节能电力变压器占比分别提高超过5个百分点和10个百分点，在用主要家用电器中高效节能产品占比提高10个百分点。在运工商业制冷设备、家用制冷设备、通用照明设备中高效节能产品占比分别达到40%、60%、50%。废旧产品设备回收利用更加规范畅通，形成一批可复制可推广的回收利用先进模式，推动废钢铁、废有色金属、废塑料等主要再生资源循环利用量达到4.5亿吨。

到2030年，重点领域产品设备能效水平进一步提高，推动重点行业和领域整体能效水平和碳排放强度达到国际先进水平。产品设备更新改造和回收利用协同效应有效增强，资源节约集约利用水平显著提升，为顺利实现碳达峰目标提供有力支撑。

二、加快重点领域产品设备节能降碳更新改造

（一）聚焦重点领域产品设备。以节能降碳为重要导向，以能效水平为重要抓手，聚焦重点、先易后难、统筹有序推进产品设备更新改造。分领域制定实施指南并持续完善，加强对地方和行业企业工作指导。首批聚焦实施条件相对成熟、示范带动作用较强的锅炉、电机、电力变压器、制冷、照明、家用电器等产品设备，推动相关使用企业和单位开展更新改造，统筹做好废旧产品设备回收利用。密切跟踪、及时总结上述领域更新改造和回收利用工作进展，适时将工作重点扩大到其他产品设备。

（二）合理划定产品设备能效水平。以《重点用能产品设备能效先进水平、节能水平和准入水平（2022年版）》和现行能效强制性国家标准为基本依据，推动地方和有关行业企业实施产品设备更新改造，鼓励更新改造后达到能效节能水平（能效2级），并力争达到能效先进水平（能效1级）。结合行业技术进步、发展预期等实际情况，实行能效水平动态转化，适时更新重点用能产品设备能效先进水平、节能水平、准入水平。

（三）逐步分类实施产品设备更新改造。各地要组织开展节能诊断，强化节能审查事中事后监管，全面摸排本地区重点行业和领域相关产品设备使用情况及能效水平。各地要结合实际细化工作措施，加大帮扶指导力度，推动重点企业制定工作方案，合理设置政策实施过渡期，稳妥有序推进更新改造，确保企业安全生产和设备稳定运行。支持中央企业、国有企业、骨干企业等发挥示范带动作用，率先推行产业链供应链能效管理，积极采用节能降碳先进技术，淘汰低效落后产品设备，结合实际开展产品设备规模化更新改造。

（四）加强高效节能产品设备市场供给和推广应用。支持生产企业加大研发投入，开展绿色设计，提升技术工艺，增强高效节能产品设备生产制造能力。发展一批创新能力强、管理水平先进、具有国际竞争力的高效节能产品设备生产骨干优势企业及生产制造集聚区，推动提升高效节能产品设备生产、销售和使用比例。推动绿色建筑、超低能耗建筑、近零能耗建筑和重大交通基础设施等使用能效先进水平产品设备。鼓励零售企业、电商平台通过设置产品专区、突出显示专有标识、发放绿色优惠券等方式，引导消费者优先选购能效先进水平产品设备。

三、完善废旧产品设备回收利用体系

（一）畅通废旧产品设备回收处置。各地要按照市场化法治化原则，坚持“规范化、规模化、精细化”导向，组织开展废旧产品设备回收处置供需对接，推动产品设备生产、使用单位与规范化资源循环利用企业加强信息共享和业务合作。支持发展废旧产品设备回收、运输、拆解、利用一体化模式，减少中间环节。鼓励各级公共资源交易平台开设专栏、开辟绿色通道，畅通废旧产品设备资产交易。支持发展“互联网+”模式，培育废旧产品设备线上交易平台。充分发挥资产评估机构作用，提升废旧产品设备资产评估工作水平和效率。落实国务院国资委《关于企业国有资产交易流转有关事项的通知》要求，完善国有废旧产品设备资产处置制度，推动企业高效、规范处置相关资产。支持供销系统探索废旧产品设备回收利用先进模式。推动家电生产企业开展回收目标责任制行动。鼓励各地建立资源循环利用重点企业联系制度。

（二）推动再生资源高水平循环利用。依托废旧物资循环利用体系建设重点城市、国家“城市矿产”示范基地、资源循环利用基地，规划布局一批废旧产品设备高水平分拣中心、加工利用基地和区域交易中心，推动废旧产品设备规模化、规范化、清洁化再生利用。强化再生资源先进加工利用技术装备推广应用，支持现有加工利用项目提质改造，提高机械化、信息化和智能化水平。支持企业和科研机构加强技术装备研发，推广废旧产品设备精细拆解、复合材料高效解离、有价金属清洁提取、稀贵金属再生利用等先进技术，加强大型成套装备研发应用。

（三）规范废旧产品设备再制造。鼓励对具备条件的废旧产品设备实施再制造，再制造产品设备质量特性和安全环保性能应不低于原型新品。推广应用无损检测、增材制造、柔性加工等技术工艺，提升再制造加工水平。加快完善废旧产品设备再制造标准。严格实施再制造产品设备质量监管，规范再制造产品设备生产销售。支持产品设备生产制造企业建立逆向回收体系，发展高水平再制造。

四、强化支撑保障

（一）强化资金和政策支持。统筹运用政府投资、专项再贷款等财政金融政策，加大中长期贷款支持力度，有效带动全社会投资，引导相关企业积极开展产品设备更新改造和回收利用。落实好节能节水专用产品设备和项目企业所得税、固定资产加速折旧、资源综合利用产品免征或即征即退增值税等优惠政策。完善政府绿色采购政策，扩大政府绿色采购范围，加大对符合政策要求高效节能产品设备的政府采购支持力度。推动国有企业带头执行企业绿色采购指南。鼓励各地采用补贴、以旧换新、积分奖励等多种方式，引导企业和居民选购高效节能产品设备，原则上不得对能效低于节能水平的产品设备给予补贴。支持符合条件的高效节能产品设备生产企业、资源回收利用企业发行绿色债券、上市融资和再融资，并依法依规披露环境信息。

（二）完善产品设备能效和淘汰标准。加快制定修订一批能效强制性国家标准，按照“就高不就低”的原则，加强与重点用能产品设备能效先进水平、节能水平和准入水平的衔接协调，合理设置能效强制性国家标准各级指标。加快填补风电、光伏等领域发电效率标准和老旧设备淘汰标准空白，为新型产品设备更新改造提供技术依据。完善产品设备工艺技术、生产制造、检验检测、认证评价等配套标准。拓展能效标识和节能低碳、资源循环利用等绿色产品认证实施范围。严格落实并适时修订《产业结构调整指导目录》，逐步完善落后产品设备淘汰要求。

（三）加强先进适用技术研发应用。深入摸排重点领域产品设备更新改造和回收利用存在的技术难点堵点。充分利用科研机构、行业协会、骨干企业等创新资源，聚焦高效节能产品设备生产制造、资源循环利用、高端装备再制造等，集中突破基础材料、结构设计、加工工艺等关键共性技术，形成一批具有自主知识产权和核心竞争力的节能降碳先进技术。将节能降碳、资源循环利用先进适用技术和产品设备纳入《绿色技术推广目录》《绿色产业指导目录》和《产业结构调整指导目录》鼓励类，持续加强推广应用。

（四）加大监督管理力度。发挥节能审查源头把关作用，企业新建、改扩建项目不得采购使用能效低于准入水平的产品设备，新建年能耗1万吨标准煤及以上项目和获得中央预算内投资等财政资金支持的项目，原则上不得采购使用能效低于节能水平的产品设备，优先采购使用能效达到先进水平的产品设备。各级节能主管部门、工业和信息化主管部门要加强对重点企业和单位用能产品设备的节能监察。健全规范高耗能行业用电阶梯加价制度，推动相关企业实施产品设备更新改造。各级市场监管部门要加大质量监管力度，依法依规禁止能效低于现行能效3级（5级）标准的产品设备生产销售，严厉打击能效水平虚假宣传行为。加强对废旧产品设备回收、再生资源加工利用等的环境监管，避免二次污染。依法依规打击废旧产品设备非法改装拼装、拆解处理等行为。

五、加强组织实施

（一）加强统筹协调。国家发展改革委会同工业和信息化部、财政部、住房城乡建设部、商务部、人民银行、国务院国资委、市场监管总局、国家能源局等部门加强协调配合，形成工作合力，做好工作调度、跟踪评估、督促检查和经验总结，将各项目标任务落实落细。工业和信息化部会同国家发展改革委等部门加大电机、电力变压器能效提升计划实施力度，做好电机、电力变压器更新改造。国务院国资委组织中央企业发挥示范引领作用，加强节能降碳先进技术攻关，强化高效节能产品设备生产制造，带头做好更新改造和回收利用。

（二）强化责任落实。各地要充分认识加快重点领域产品设备更新改造和回收利用的重要意义，结合实际细化工作措施，扎实有序抓好贯彻落实。各地要积极开展产品设备能效提升、回收利用等技术和业务培训，推动相关企业和单位提升重要产品设备运维管理能力。有关行业协会、专业智库、第三方机构要落实国家部署，积极发挥桥梁纽带作用，促进重点领域产品设备更新改造和回收利用。

（三）加强宣传引导。积极开展全国节能宣传周、全国低碳日等重要活动，充分运用各类传统媒体和新媒体渠道，营造全社会共同参与节能降碳的浓厚氛围，加大对重点领域产品设备更新改造和回收利用优秀项目、典型案例的宣介力度，推广一批可借鉴、可复制的先进经验。鼓励地方、行业协会和相关机构组织开展技术产品对接交流会、应用示范现场会等活动，促进节能降碳先进技术和产品设备交流推广。

附件：

1.锅炉更新改造和回收利用实施指南（2023年版）

2.电机更新改造和回收利用实施指南（2023年版）

3.电力变压器更新改造和回收利用实施指南（2023年版）

4.制冷设备更新改造和回收利用实施指南（2023年版）

5.照明设备更新改造和回收利用实施指南（2023年版）

6.家用电器更新升级和回收利用实施指南（2023年版）

国家发展改革委

工业和信息化部

财政部

住房城乡建设部

商务部

人民银行

国务院国资委

市场监管总局

国家能源局

2023年2月20日

近日，人力资源社会保障部关于公开征求易货师等21个国家职业技能标准意见的通知，其中包括《碳排放管理员国家职业技能标准》。

该职业定义为从事二氧化碳等温室气体排放监测、统计核算、核查、交易和咨询等工作的人员。共设五个等级，分别为：五级/初级工、四级/中级工、三级/高级工、二级/技师、一级/高级技师。

其中碳排放监测员、碳排放核算员、碳排放核查员、碳排放交易员、民航碳排放管理员等五个工种共设五个等级，分别为：五级/初级工、四级/中级工、三级/高级工、二级/技师、一级/高级技师。其中，五级/初级工不分工种，统称碳排放管理员五级/初级工。

碳排放咨询员共设三个等级，分别为：三级/高级工、二级/技师、一级/高级技师。

五级/初级工40标准学时；四级/中级工、三级/高级工分别80标准学时；三级/高级工80标准学时；二级/技师、一级/高级技师100标准学时。

    近日，国家能源局印发了《国家能源局用户受电工程“三指定”行为认定指引》（国能发监管〔2020〕65号）（以下简称《认定指引》）。《认定指引》是国家能源局查处“三指定”行为的重要认定标准，对于防范和打击“三指定”行为，保障市场主体和人民群众合法权益，有效维护用户受电工程市场秩序，持续提升用电营商环境具有重要意义。

　　一、《认定指引》出台的背景

　　国家能源局始终对用户受电工程“三指定”行为保持高压打击态势，严肃查处了一大批违法行为，有效维护了市场秩序。

　　随着电力体制改革持续推进，增量配电网企业等新型电力市场主体不断涌现，施行“三指定”行为的主体增多，且“三指定”行为的表现形式较以前明显增多。为进一步规范“三指定”行为的认定工作，国家能源局经认真研究和广泛征求意见，形成《认定指引》。

　　二、《认定指引》的主要内容

　　新修订的《认定指引》共18条，包括立法目的、适用范围、定义内涵、认定情形、从重从轻处罚情形等内容。主要内容包括：

　　（一）明确了“用户受电工程”定义。《认定指引》在第四条明确了“用户受电工程”的定义，从内涵上对“用户受电工程”不同提法进行了统一，明确“本指引所称用户受电工程，是指由用户出资建设，在用户办理新装、增容、变更用电等用电业务时涉及的电力工程”。

　　（二）明确了“三指定”认定对象范围。《认定指引》第三条明确“本指引所称供电企业，是指依法取得电力业务许可证，从事供电、增量配电网业务的企业法人、组织和分支机构”，将从事增量配电网业务的企业纳入到“三指定”认定对象范围。

　　（三）列举了“三指定”行为的认定情形。按照用电业扩报装管理流程，对申请受理、供电方案答复、图纸审查、竣工检验、接电等环节发生“三指定”行为的情形进行了具体列举，明确了指定设计单位的9种情形、指定施工单位的10种情形和指定设备材料供应单位的8种情形，基本涵盖了目前常见的“三指定”行为的表现形式。

国家能源局用户受电工程“三指定”行为认定指引.docx

        为深入贯彻党中央、国务院关于深化“放管服”改革优化营商环境的决策部署，全面落实《优化营商环境条例》，加快推广北京、上海等地区的典型经验做法，推动我国“获得电力”服务水平整体提升，经国务院同意，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发了《关于全面提升“获得电力”服务水平 持续优化用电营商环境的意见》（以下简称《意见》），现从文件出台背景、主要内容等方面进行解读。

　　一、《意见》出台的背景、重要性和必要性

　　（一）出台《意见》是落实党中央、国务院决策部署的具体行动。党中央、国务院高度重视优化营商环境工作。习近平总书记指出，要推动改革开放取得新的重大成果，善用高水平开放倒逼深化改革，提升市场化法治化营商环境。李克强总理强调，我国是电力生产大国，必须要下决心对标国际先进水平，提高相关政策透明度，进一步缩短企业获得电力时间。大幅压缩用户办电业务时间、全面提升“获得电力”服务水平是深化“放管服”改革优化营商环境的重点任务。去年10月，国务院发布的《优化营商环境条例》明确提出，供电、供水等公用企事业单位应当为市场主体提供安全、便捷、稳定和价格合理的服务，政府有关部门应当加强对供电、供水等公用企事业单位运营的监督管理，国务院有关部门应当分领域制定全国统一、简明易行的监管规则和标准，并向社会公开。

　　（二）出台《意见》是满足人民群众和企业期盼的客观需要。近年来，根据国务院部署要求，国家发展改革委、国家能源局与地方政府、国家有关部门和电网企业形成工作合力，共同推动“获得电力”服务水平提升，取得了明显成效。一是北京市、上海市对标国际先进水平，创新推出低压小微企业“零上门、零审批、零投资”（以下简称“三零”）服务，小微企业办电时间由2017年的143.2天压减至目前的10天以内，受到普遍欢迎，我国“获得电力”指标世行排名由第98名跃升到第12名，连续两年保持全球领先水平。二是各地积极推广北京、上海等地区典型经验，线上用电报装服务系统已在全国范围全面推开，各直辖市、省会城市2019年底已实现低压小微企业“三零”服务，并将办电时间压缩至30个工作日以内。电网企业还创新推出高压大中型企业“省力、省时、省钱”（以下简称“三省”）服务。这些工作为全面提升“获得电力”服务水平奠定了基础，营造了良好氛围。

　　但是，从全国来看，各地“获得电力”服务水平发展仍不平衡，与塑造市场化、法治化、国际化营商环境的要求相比还有差距。各地在探索推广低压小微企业“三零”服务的过程中存在服务不规范、标准不统一、信息不透明等问题，在某种程度上影响了“获得电力”服务水平的全面提升。因此，有必要制定出台《意见》，将“三零”服务以及各地涌现的典型经验做法制度化、规范化，进一步统一认识，凝聚合力，统筹全国“获得电力”服务水平整体提升工作，明确目标和任务，满足人民群众和企业的期盼。《意见》的出台是深化“放管服”改革、优化营商环境的重要措施，对做好“六稳”工作、落实“六保”任务，促进经济社会高质量发展具有重要意义。

　　二、《意见》的主要内容

　　《意见》明确了七个方面内容。

　　（一）总体要求。包括基本原则和工作目标2条。《意见》明确，2022年底前，在全国范围内实现居民用户和低压小微企业“三零”服务、高压用户“三省”服务，推动我国用电营商环境持续优化，“获得电力”整体服务水平迈上新台阶，并提出了办电更省时、办电更省心、办电更省钱、用电更可靠四个方面具体目标。据测算，2020-2022年累计可为全国小微企业节省投资约1300亿元。

　　（二）压减办电时间。包括压减用电报装业务办理时间、压减电力接入工程审批时间2条。要求供电企业创新技术手段和管理模式，实现用电报装业务各环节限时办理。省级能源（电力）主管部门牵头推进审批服务标准化，优化审批流程，简化审批手续，明确审批时限，推行并联审批、限时办结。

　　（三）提高办电便利度。包括优化线上用电报装服务、压减用电报装环节和申请资料、加快政企协同办电信息共享平台建设3条。要求供电企业全面推广用电报装全流程线上办理，进一步压减现有业务办理环节、简化用户申请材料，提升用户办电体验。省级能源（电力）主管部门在2021年底前牵头完成政企协同办电信息共享平台建设，提供数据互认共享服务，实现居民用户“刷脸办电”、企业用户“一证办电”。

　　（四）降低办电成本。包括优化接入电网方式、延伸电网投资界面、规范用电报装收费3条。要求供电企业针对不同用户类型分类施策，优化电网接入方式，鼓励支持有条件的地区提高低压接入容量上限标准和推广临时用电租赁共享服务；延伸电网投资界面，有条件的可扩大“零投资”服务用户范围；严格规范办电收费，禁止收取不合理费用。

　　（五）提升供电可靠性。包括加强配电网和农网规划建设、减少停电时间和停电次数2条。要求省级能源（电力）主管部门将配电网和农网发展规划纳入城乡发展规划统筹考虑，并加大对违规用电、破坏电力设施等行为的查处力度。供电企业加大配电网和农网投资力度，强化设备运维和检修管理，尽量减少停电时间和次数，不得违规拉闸限电。

　　（六）加大信息公开力度。包括提高用电报装信息公开透明度、加强政策解读和宣传引导2条。要求供电企业2020年底前公开服务标准和收费项目目录清单，将12398能源监管热线和95598等供电服务热线同步、同对象公布到位，提供咨询解答服务等。各地电力接入工程审批和价格管理部门通过多种形式主动公开相关政策文件，保障用户知情权。

　　（七）强化组织实施。包括健全工作机制、明确责任分工、做好总结推广3条。明确由国家能源局负责全国“获得电力”工作的整体推进，及时提炼推广典型经验做法。省级能源（电力）主管部门负责建立工作协调机制，明确各方责任分工，形成工作合力。供电企业履行主体责任，抓好具体工作落实。

2020年10月11起实施《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》.pdf

        近日，国家发展改革委颁布《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》（国家发展改革委令2020年第36号，以下简称《办法》），自2020年10月11日起正式施行。《办法》深入贯彻落实“放管服”改革精神，重点围绕“减条件、减材料、减环节、减时限”要求，在切实降低制度成本和企业负担的同时，进一步优化完善许可管理制度和监管措施。其颁布实施为全面提升许可管理工作水平提供了法律依据和政策支持，将有力促进承装（修、试）电力设施许可制度在规范企业经营行为、维护电力建设市场秩序等方面发挥更加积极的作用。

　　一、《办法》出台背景

　　承装（修、试）电力设施许可依据《电力供应与使用条例》（国务院令第196号）设立，其监督管理及组织实施工作由国家能源局及其派出机构负责。原《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》（电监会28号令，以下简称28号令）于2009年12月由原国家电力监管委员会修订通过，自2010年3月施行以来，在规范电力建设市场秩序、筑牢电力设施安全基础、促进电力系统稳定运行等方面发挥了重要作用。

　　近年来，党中央、国务院持续深入推进“放管服”改革工作，党的十九届四中全会明确提出，要“深入推进简政放权、放管结合、优化服务，深化行政审批制度改革，改善营商环境，激发各类市场主体活力”，从2020年起正式实施的《优化营商环境条例》在法规层面对进一步深化“放管服”改革、优化营商环境作出了更明确规定。承装（修、试）电力设施市场经过多年培育发展，经营主体类型多样，竞争格局相对成熟，其中超过80%为民营企业。通过修订原有许可管理制度，深入贯彻“放管服”改革精神、全面落实优化营商环境要求，是进一步做好相关许可管理工作的必然要求。

　　二、重点完善内容

　　《办法》共7章43条，与28号令相比，新增3条、删除6条、修改29条。除根据国务院机构改革方案对所涉行政部门名称作必要调整外，重点完善内容包括：

　　（一）调整完善许可制度，促进优化营商环境

　　一是完善事中事后监管措施。取消跨区作业报告、自查以及与营业执照登记管理衔接等滞后性监管措施，减少对市场活动的直接干预，落实“证照分离”改革要求；明确与“双随机、一公开”监管相结合，依法实施信用监管，加快构建以信用为基础的新型许可监管机制；二是着力解决实践中的难点问题。针对部分西部省份输电线路电压等级的特殊情况，合理调整二级许可证的电压等级许可范围。

　　（二）补充完善法律责任，不断强化依法行政

　　一是对采取不正当手段申请或取得许可的行为，进一步依法规范相关法律责任内容；二是对各类违反许可管理制度的典型问题，以及发生重大以上生产安全事故或者重大质量责任事故的持证单位，进一步依法完善相关行政处罚规定。

　　（三）全面简化许可办理，深入落实简政放权

　　一是大幅精简申请条件，切实减轻企业负担。取消经营场所、机具设备、注册建造师、经济管理人员、技术档案管理制度等5项申请条件要求，申请条件由12项减少为7项，总体精简约42%；所涉各类各级具体申请条件标准由137项整合简化为33项，总体精简约76%；申请条件中的专业人员数量标准平均下调约40%；二是取消证明材料，压减许可办理时限。取消许可证原件、专业技术人员任职资格证书等证明材料要求，各类申请事项所需材料由15类减少为5类，整体压减约67%；所需环节由6个减少为5个，压减约17%；许可办理时限平均缩短25%。

　　下一步，国家能源局将积极做好政策宣贯、制度衔接等后续工作，切实将《办法》全面落实到位，进一步规范市场秩序，促进承装（修、试）电力设施行业持续健康发展。

国家能源局重组后，《电力监管机构行政处罚程序规定》（国家电力监管委员会令第16号）、《电力争议纠纷调解规定》（国家电力监管委员会令第30号）适用主体、调整对象均发生了变化，拟在废止上述两部规章后出台相关规范性文件，以规范重组后的国家能源局行政处罚程序及争议纠纷调解工作。现就废止上述两个规章向社会公开征求意见，公众可以通过以下途径和方式提出反馈意见：

　　1.通过邮件方式将反馈意见发至：jicha@nea.gov.cn。

　　2.通过信函方式将反馈意见寄至：北京市西城区月坛南街38号国家能源局市场监管司（邮政编码100824），并在信封上注明“行政处罚程序规定和争议纠纷调解规定征求意见”字样。

　　意见反馈截止时间为2016年12月23日。

　　附件：1.《电力监管机构行政处罚程序规定》（电监会令第16号）

　　   2.《电力争议纠纷调解规定》（电监会令第30号）

　国家能源局综合司

　　2016年11月23日

(责任编辑：admin)  

国家能源局监管公告2016年第9号（总第42号）

冀北等6省（地区）电网企业输配电成本监管报告

二〇一六年四月

　　为进一步强化电网企业输配电成本监管，规范成本核算及成本管理行为，推进输配电价改革，依据《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔2015〕183号），国家能源局于2015年8月至10月组织对冀北、黑龙江、陕西、福建、湖南、贵州等6家电网企业开展了输配电成本专项监管，形成本报告。

　　一、基本情况

　　（一）输配电成本总额

　　2014年，6家电网企业输配电成本总额合计1030.77亿元，同比增长6.55%，输配电成本总额增长率最高的是福建省电力公司，同比增长9.50%，最低的是黑龙江省电力公司，同比增长1.17%。6家电网企业输配电成本总额情况详见表1。

表1：6家电网企业输配电成本总额情况表

　　（二）单位输配电成本

　　2014年，6家电网企业平均单位输配电成本185.67元∕千千瓦时，同比增长5.18%，单位输配电成本最高的是湖南省电力公司，为189.19元/千千瓦时，最低的是贵州省电力公司，为112.18元/千千瓦时。2014年单位输配电成本除了黑龙江省电力公司同比下降0.82%外，其余5家电网企业均是增长，其中，增长率最高的是冀北电力公司，同比增长8.81%，增长率最低的是贵州电网公司，同比增长1.36%。6家电网企业单位输配电成本情况详见表2。

表2：6家电网企业单位输配电成本情况表

　　（三）输配电成本项目构成

　　2014年，6家电网企业输配电成本构成中折旧费用占比最高，为31.84%，其他成本项目占比依次为职工薪酬25.22%、其他费用15.27%、财务费用7.40%、修理费7.37%、委托运行维护费6.02%、材料费5.45%、输电费1.42%。6家电网企业输配电成本构成情况详见图1。

　　图1：6家电网企业2014年输配电成本构成图

　　（四）输配电成本主要项目同比变动情况

　　2014年，6家电网企业输配电成本项目中，材料费、修理费、折旧费同比增长较快，增长率分别为37.15%、16.82%、11.69%，输配环节财务费用同比增长6.04%，职工薪酬、输电费、其他费用小幅增长，增长率分别为1.98%、0.58%、0.13%。

　　（五）总体评价

　　总体看来，6家电网企业能够贯彻执行《中华人民共和国会计法》、《企业会计准则》和《输配电成本核算办法》等法律法规及文件要求，遵循统一会计科目、信息标准及业务流程，会计核算基本规范。同时，积极采取有效措施，规范财务行为，强化预算管控，加强成本费用的审核与监督，能够按照监管机构要求及时报送财务信息，在财务和成本管理方面取得了一定的成效。

　　二、存在问题

　　专项监管发现，6家电网企业在会计政策执行、成本管理、资产管理、企业内控、关联交易、监管信息报送等方面仍存在一些问题。

　　（一）会计政策执行方面

　　一是部分企业发生的成本费用未按照《输配电成本核算办法（试行）》规定进行分摊。《输配电成本核算办法（试行）》规定“电网经营企业应当分业务核算，合理划分输配电业务成本与电网企业经营的其他业务成本之间的界限”、“对于同时经营输配电业务和其他业务的企业，应将发生的需由各项业务共同承担的费用，选择合理的分配方法分别记入输配电成本和其他业务成本”。冀北、黑龙江、陕西、福建、湖南电力公司未将共同费用分摊。

　　专栏1：

　　1.黑龙江省电力公司下属黑龙江省电力科学研究院既对电网企业提供技术服务，还对发电企业等外部单位提供技术服务。2013年、2014年，该院未按照输配电业务和其他业务进行分摊。

　　2.陕西省电力公司下属电力中心医院及职培中心没有分摊对外提供诊疗、培训等服务对应的成本费用（人工、折旧费等）。西安供电公司将部分房屋出租给集体企业，2014年获取租赁收入541.73万元，计入其他业务收入，但相关租赁资产折旧、维修等费用全部计入输配电成本，未进行分摊。

　　二是达到预定可使用状态的资产未及时转增资产。《企业会计准则》规定，达到预定可使用状态时将在建工程转入固定资产并提取折旧。冀北、黑龙江、福建、贵州电网企业部分在建工程完工结算和转资产不及时。

　　专栏2：

　　1.黑龙江省电力公司截止2014年12月，已投运尚未正式转固定资产的工程222项，总金额13.63亿元。

　　2.福建省电力公司用电信息采集系统配套光纤通信网络项目等多项工程金额共计793.59万元，未及时办理竣工结算手续，转资不及时。福建福清供电公司改造220kV城头变10kV城屿628线吉兆分线海底电缆等5项工程已投运，结算金额503.95万元，未及时转固定资产。

　　3.贵州电网公司委托远光公司研发软件，发生成本273万元，软件于2011年7月已经投入使用，但直至2014年12月才转至无形资产核算并摊销。贵州电网公司安顺供电局2014年已投运未转固定资产的在建工程4项，按照输电线路对应电压等级综合折旧率计算，少计提折旧35.75万元。

　　三是会计科目使用不规范。部分核算材料费、修理费、其他费用的会计科目不规范。

　　专栏3:

　　1.福建省电力公司下属检修公司物业服务费254.7万元，列支在“生产成本/其他运营费用/其他/其他”科目中核算。

　　2.贵州电网公司安顺供电局2014年生产运行、维修等所耗用的消耗性材料、直接为输配电服务的装置性材料费60.8万元应在“生产成本/输配电成本/材料费”明细项目进行归集核算，但却核算在“生产成本/输配电成本/修理费”科目内。

　　（二）成本核算方面

　　一是将内部发电厂的部分成本费用列入输配电成本。湖南省电力公司所属的柘溪、东江、凤滩等内部发电厂武警执勤补助、个别机组折旧维护费本应计入发电成本，但计入输配电成本。仅2014年，湖南省电力公司支付内部发电厂武警公安消防执勤补助148万元，全部计入输配电成本。

　　二是代维资产成本列入受托单位输配电成本。冀北、湖南电力公司受国家电网公司委托代维代运部分电网资产，收取的委托运维费列入本单位收入，为这些电网资产支出的代维代运费用（包括技改、大修产生的成本费用）列入本单位输配电成本，未与共用网络输配电成本进行区分。

　　专栏4：

　　1.冀北电力公司运行和维护国家电网公司输变电资产，2013年、2014年分别取得受托运行维护费收入3.36亿元、3.35亿元，这部分输变电资产的相关运维费用计入了冀北电力公司输配电成本。2013-2014年国家电网公司下达冀北电力公司对总部资产进行技改、大修计划等6.96亿元，资金由国家电网公司负担，但相应的人力等成本却计入了冀北电力公司输配电成本。

　　2.2014年湖南省电力公司收到国家电网公司、国家电网公司华中分部、浙江省电力公司、江苏省电力公司等单位代维资产运行维护费资金共计约1.86亿元。代维代运产生的成本计入了湖南省电力公司输配电成本。

　　三是应资本化的支出列入输配电成本。存在将应资本化的工程项目支出、研发项目支出、固定资产采购支出等费用化的现象。

　　专栏5：

　　1. 2014年12月，陕西省电力公司集中支付中国电力顾问集团公司、中国电力顾问集团公司西北设计院、安徽电力工程监理公司等五家单位与工程项目相关的评审、监理、设计等费用1599.81万元，直接计入输配电成本，未进行资本化。

　　2.贵州电网公司安顺供电局2014年12月将支付贵州黔冠实业发展有限责任公司的职工食堂维修费用78.8万元，作为福利费列支，未按照要求计入资产成本或长期资产。

　　四是与输配电业务无关的费用列入输配电成本。陕西、湖南省电力公司本部及系统内部单位将个别与输配电业务无关的费用列支在输配电成本中。

　　专栏6：

　　1.陕西省电力公司2013-2014年，为子公司西安万年饭店有限公司垫付消防系统改造等费用累计432.96万元，全部计入输配电成本。陕西省电力公司将无偿提供给子公司万年饭店使用的房屋折旧费1032.39万元列入输配电成本。陕西信通分公司将集体企业“管控模块和业务应用平台研发及实施”项目177万元，计入输配电成本。

　　2.湖南省电力公司将1995年用于所属电站发电庆典开支的7万元长期挂账。2014年作为费用报账处理，直接计入输配电成本。

　　3.湖南省电力公司邵阳供电公司将电力综合大楼出租给邵阳紫鑫酒店文化管理有限公司。2014年租金收入300万元，支出税费及折旧费合计341万元，全部计入输配电成本。

　　（三）成本管理方面

　　一是个别成本项目年底发生额占全年总数的比例较高。冀北、黑龙江、福建电力公司个别成本项目年底支出占该项目全年费用的比重较高。如：2013、2014年，福建省电力公司管理咨询费全年费用分别为8613.38万元、2722.49万元，当年12月支出7209.39万元、2476.28万元，占比分别达到83.70%、90.96%。

　　二是成本跨期入帐。提前列支个别成本，导致当年输配电成本不准确。

　　专栏7：

　　1.冀北电力公司唐山供电公司2014年开平、城郊南、古冶低电压治理以及县域、农网、路南、路北等9项10kV（部分含0.38kV）杆号牌治理工程，开竣工报告分别显示2014年12月15日开工，17日或19日竣工，12月份成本598.73万元已入账。经查，直至2015年9月份上述工程仍未实施。

　　2.2014年10月12日，贵州电网公司遵义供电局与安瑞祺（北京）国际风险管理顾问有限公司签订咨询服务合同。在该项目未正式出具报告的情况下，遵义供电局提前确认成本，多计2014年度输配电成本24.8万元。

　　3.贵州电网公司贵州电力试验研究院与中国能源建设集团广东电力设计研究院签订的设计合同《规模化小水电群与风光气发电联合运行控制关键技术研究以及示范（工程设计部分）》， 2014年12月31日，在该项目未按期完成示范工程施工图纸和施工预算审查的情况下，贵州电力试验研究院提前确认成本，多计2014年度输配电成本115.6万元。

　　三是成本列支依据不充分。个别单位直接列支的成本无合同文件及合法票据。2014年11月，陕西省电力公司下属山阳县供电分公司发生了4笔检修费均为124市区I导线更换工程的民工费，共计14.62万元。经查，无工程开竣工报告及工程结算清单，施工合同无具体施工内容及价格明细，无具体签订日期。

　　（四）固定资产管理方面

　　一是固定资产卡片信息不完整。陕西省电力公司下属西安、安康供电公司存在固定资产卡片信息中未标注固定资产使用状况，无法区分是自用资产还是对外出租资产，且部分房屋未办理相关产权证，房屋权属无法区分。贵州电网公司本部个别固定资产卡片无使用年限及残值率信息。

　　二是固定资产折旧计提不准确。贵州电网公司遵义供电局镇浞线π接入110kV浞水变电站35kV线路，资产原值为101.7万元，入账时间为2010年，折旧年限17年，但实际折旧年限不足5年，增加了该资产折旧期间每年的输配电成本。贵州平坝乐平110kV变35kV线路资产暂估入账时间为2012年12月，价值63.06万元，2014年12月竣工决算时重新按照此类资产的折旧年限计提折旧，而非按照剩余折旧年限计提折旧，延长了折旧年限两年。

　　（五）成本控制方面

　　一是部分省份配电网投资能力不足。部分电网企业盈利能力弱，累计亏损严重，配网建设投资能力和运维费用不足，难以满足负荷增长需要，低电压现象较为突出。

　　专栏8:

　　湖南省电力公司邵阳供电分公司2012年-2014年共投入资金28316万元，治理低电压用户48万余户。但因配网投入不足、运行运维费用缺口较大，目前直管直供区域有753个行政村， 945个台区还存在不同性质的“低电压”现象，低压线损超过15%的高损台区562个。

　　二是个别电网工程单项工程费用决算超概算或决算编制不规范。福建省电力公司浙北-福州特高压工程，变电站的“监理费”、“设备监造费”、“安装工程费”以及线路部分“监理费”合同金额超工程概算956.92万元。冀北电力公司部分电网工程单项费用决算编制不规范，承钢220kV输变电工程决算报告中建筑部分单项费用决算金额超概算91%，承德西-承德双回500kV线路等8个电网工程决算报告中将多项费用归集至一项费用，造成部分单项费用决算额超出概算5倍至20倍不等。

　　三是合同执行不严，调增工程造价。冀北电力公司检修分公司与北京送变电公司以总价承包方式签订500kV源霸1线紧凑型线路舞动治理工程检修施工合同2360.10万元，合同中明确价格不再调整，后河北筑业工程咨询有限公司审定金额为2725.99万元。检修公司根据审计结果与北京送变电公司签订补充合同，增加费用365.89万元，从而增加工程造价。

　　（六）企业内控方面

　　一是部分单位会计基础管理工作有待提升。福建省电力公司机关，泉州、南平供电公司，物资公司存在票据入账不及时、差旅报销不规范不及时、物品领用单填写有遗漏等问题。2013年、2014年福建省电力公司“生产成本/输配电成本/其他运营费用/中介费”科目中，农电生产作业风险管控工作规范研究及编制咨询委托等7份合同的合同签订时间、发票开具时间、通知付款时间三者接近及部分发票开具时间早于合同签订时间和部分年初提供服务、年底签订合同。

　　二是往来账款长期挂账，清理不及时。影响资产账目的完整性、准确性。

　　专栏9：

　　1.福建省电力公司 “其他应收款”科目存在部分往来账长期挂账现象，“应付账款\应付购电费\创冠环保（晋江）有限公司”截止2014年底余额为-500.84万元。

　　2.贵州电网公司拨付给安顺、贵阳、都匀供电局的征地费共941万元长期挂其他应收款，账龄为5年以上，直至2014年清算完毕才结转入在建工程516万元和拨付所属资金425万元。

　　（七）关联交易方面

　　关联交易合同不规范。存在缺少合同必备条款、事后追补合同，提前支付工程款等现象。

　　专栏10：

　　1.冀北电力公司昌黎县供电公司于2014年9月30日与秦皇岛福电实业集团有限公司（秦皇岛供电公司下属集体企业）签订2014年35kV变电修缮施工费等12项检修合同，合计612.59万元，约定工程竣工后28日内支付款项。冀北昌黎公司称上述项目均在2014年10月10日开工，12月9日完工，但昌黎公司提前于2014年11月22日将上述施工费用支付给福电实业集团有限公司。

　　2.陕西省电力公司山阳供电分公司2014年12月支付集体企业电力服务公司的劳务派遣费（营业厅人员工资、管理费、加班费）41.93万元，但双方签订的劳务派遣合同签订不规范，内容不完整，人员数量及劳务费标准无约定，应付职工薪酬标准不明确。

　　3.福建省电力公司与国网信通亿力科技有限责任公司签订财务集约化信息化指标提升咨询服务实施服务等4项合同，存在合同无编号、无签订日期、未约定支付日期，或未约定具体施工工期及开工、竣工时间等问题。存在提前服务或开工，事后追补合同，合同条款违反合同法等情况。福建省电力公司关联企业合同安全保证金、质保金预算执行双重标准。泉州供电公司220kV仙苑变24B1等17组220kV隔离开关大修等8项工程，存在未约定工程质量保证金或未按合同约定缴纳安全保证金情况。

　　（八）监管信息报送方面

　　一是资产变化重大事项报送不及时。2013年陕西省电力公司清算下属电力信息运维有限公司（账面净值6504.75万元）未按照《输配电成本监管暂行办法》第八条规定向监管机构专项报告资产变化重大事项。

　　二是监管信息报送不及时。福建省电力公司对监管统计报送工作重要性认识不足，统计报表报送工作未落实到位，报表缺报、漏报问题较为严重。

　　三是信息报送数据不准确。2014年湖南省电力公司在电力监管统计系统中报送的输配电成本明细表数据与年度财务会计报告数据不符，且差异较大，影响了信息报送质量和监管工作效率。

　　三、监管意见

　　（一）整改要求

　　针对6家电网企业检查中存在的问题，提出以下整改意见。各有关电网企业于2016年6月底前将整改材料上报国家能源局。同时，要找准问题症结，完善管理制度，建立健全标本兼治的长效机制，坚决杜绝问题的反复与反弹。

　　1.规范成本核算行为，严格执行会计准则。

　　一是电网企业要严格执行《企业会计准则》、《输配电成本核算办法》等有关规定，进一步完善成本管理制度。

　　黑龙江、福建、贵州等电网企业要按照《企业会计准则》规定，将达到预定可使用状态的资产及时转资；福建、贵州等电网企业要规范会计科目使用。

　　二是电网企业要加强会计基础工作管理，严格财务报销制度，进一步规范业务流程和成本核算行为，严格按照分业务核算原则准确核算输配电成本，正确处理资本性支出与费用性支出，确保输配电成本信息真实、准确、完整。

　　陕西、福建、贵州等电网企业要加强会计基础工作，纠正会计核算不规范，往来款长期挂账、成本列支依据不充分等行为。

　　2.严格输配电成本核算，准确归集各类成本。

　　一是要分业务核算，不得将其它业务环节或与输配电业务无关的成本归集在输配电成本科目。共同费用应选择合理的分配方法，合理分摊。

　　湖南省电力公司要将发电环节发生的支出从输配电成本之中剔除；黑龙江、陕西等省电力公司要按规定将共同费用在输配电成本和其他业务成本之间进行合理分配；陕西、湖南等省电力公司要将与输配电业务无关的业务成本从输配电成本之中剔除。

　　二是严格区分资本性支出与费用性支出。对于符合资本化条件的固定资产购建支出等，应当及时予以资本化。

　　陕西、贵州等电网企业要将应予资本化的费用进行资本化，不得在输配电成本中直接列支。

　　三是加强成本归集的时效性，确保输配电成本的真实、准确。严格按照会计政策确认各期成本，避免跨期入账行为，对已完工资产及时进行资本化，杜绝成本提前或推后入账的行为。

　　冀北、贵州等电网企业要遵循权责发生制原则，避免成本跨期入账。

　　3.加强企业内部管控，合理合规列支输配电成本。

　　加强工程项目管理，有效控制工程投资。加强工程施工过程管理，保证工程招标、合同签订、工程施工、项目评审、竣工验收等环节的完整性；提高工程设计、概算、决算编制质量，从各个环节严格控制项目总投资；未经批准不得擅自超概算，严格工程项目决算管理，杜绝随意变更合同。

　　冀北、福建等电网企业要加强工程项目管理，杜绝工程决算超概行为。冀北电力公司要严格执行工程合同，避免随意调增工程造价的行为。

　　4.加强资产管理，准确界定输配电有效资产范围。

　　加强资产日常管理，探索按功能属性、资产来源、资产用途等对资产进行分类登记，准确区分自有资产与代管资产，生产性资产、福利性资产与投资经营性资产，在用资产与退役资产等不同资产界限；从实际出发，合理确定折旧率等指标，加强对资产的分类折旧管理；准确界定输配电有效资产范围，对已明确不属于输配电有效资产范围的资产需单独进行管理。

　　陕西、贵州等电网企业要完善固定资产卡片信息；贵州电网公司要严格按照会计准则计提固定资产折旧。

　　5.规范关联交易行为，确保交易公允透明。

　　电网企业要深入落实中发9号文件精神，遵循市场经济规律，规范推进电力系统集体企业改革改制，关联交易要严格遵守相关法规，规范交易行为，确保关联交易的公允性和透明度；关联企业应主动接受外部监管，规避违规风险。

　　冀北、陕西、福建等电网企业要规范与关联企业的合同签订、合同执行行为。

　　6.依法报送监管信息，不得漏报迟报。

　　电网企业要按照《电力监管条例》、《电力企业信息报送规定》等要求，及时、准确、完整向电力监管机构报送相关信息。

　　陕西省电力公司要将企业经营中的重大事项及时向电力监管机构报告，福建、湖南等电网企业要高度重视统计报表报送工作，及时准确完整向电力监管机构报送相关信息。

　　（二）监管建议

　　1.抓紧修订完善《输配电成本核算办法（试行）》和配套规范性文件。

　　《输配电成本核算办法（试行）》实施十年来，有力促进了输配电成本监管。但是随着电力体制改革深入推进和电网企业经营发展，其条款内容已经不适应当前监管需要。建议对其进行修订完善，合理设置“生产成本/输配电成本”以下的三级科目，准确定义科目范畴，严格成本归集相关规定，禁止列入与输配电业务无关的成本，增加罚则相关内容。同时，修订完善或制定配套规范性文件，增强核算办法的刚性、权威性和可操作性。此外，输配电成本监管相关法规制度建设，要适应输配电价改革需要，与输配电价定价成本监审相关规定对接互补。

　　2.加强法规建设，规范推进改革，从体制机制上消除问题根源。

　　省级电网企业存在关联企业数量多、关联业务量大等情况。建议制定相关法规制度，加强关联企业与关联交易的监管。推进电力市场化改革，加强电网企业输配电成本监审，建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系。

　　3.加强监管力量建设，提高监管能力。

　　随着电力体制改革深入推进，输配电成本监管及其它业务监管的重要性日益突出，监管任务日益繁重。现有监管力量与监管资源，不适应形势发展需要。建议加强监管力量建设，增设监管机构与人员编制，从监管法规建设等方面改进监管资源条件，切实提高监管能力。

(责任编辑：admin)  

国家能源局关于下达2016年

光伏发电建设实施方案的通知

各省（区、市）、新疆兵团发展改革委（能源局），各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司、陕西地方电力公司，水电规划总院、电力规划总院：

　　根据光伏发电项目建设管理有关规定，综合考虑全国光伏发电发展规划、各地区2015年度光伏发电建设运行情况、电力市场条件以及补贴资金使用情况，我局组织编制了2016年光伏发电建设实施方案。现将有关内容及要求通知如下：

　　一、2016年下达全国新增光伏电站建设规模1810万千瓦，其中，普通光伏电站项目1260万千瓦，光伏领跑技术基地规模550万千瓦。各省（区、市）2016年普通光伏电站新增建设规模和光伏领跑技术基地规模见附件。

　　二、利用固定建筑物屋顶、墙面及附属场所建设的光伏发电项目以及全部自发自用的地面光伏电站项目不限制建设规模，各地区能源主管部门随时受理项目备案，电网企业及时办理并网手续，项目建成后即纳入补贴范围。

　　三、对不具备新建光伏电站市场条件的甘肃、新疆、云南停止或暂缓下达2016年新增光伏电站建设规模（光伏扶贫除外）。山东普通光伏电站新增建设规模全部用于光伏扶贫。全国光伏扶贫建设规模另行下达。

　　四、鼓励各省（区、市）发展改革委（能源局）建立招标、优选等竞争性方式配置光伏电站项目的机制，促进光伏发电技术进步和上网电价下降。对于采取竞争方式配置项目且显著推动上网电价下降的地区，其当年建设规模可直接按本省（区、市）上网电价平均降幅（比例）的2倍予以调增，调增的规模仍按竞争方式分配给具体项目。

　　五、各省（区、市）发展改革委（能源局）按此规模配置普通光伏电站项目清单，于2016年7月底前报送我局，抄送本地区国家能源局派出机构和省级电网公司，并按照《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》（国能新能[2015]358号）有关要求，及时组织相关项目单位通过国家可再生能源发电项目信息管理平台（以下简称信息平台）填报信息。2016年12月31日以后，各地区纳入2016年新增建设规模的项目清单不可变更。

　　六、光伏领跑技术基地应采取招标、优选等竞争性比选方式配置项目，而且应将电价作为主要竞争条件。基地内单个光伏电站项目的建设规模原则上应在10万千瓦以上，项目采用的光伏组件等主要光伏产品须符合光伏“领跑者”先进技术产品指标。基地优选项目投资主体和建设等工作由省（区、市）发展改革委（能源局）统一组织实施，或者由其委托基地所在市（县）政府组织实施。国家能源局对基地项目建设给予指导和监督。

　　七、各级电网企业应配合地方能源主管部门落实年度建设实施方案。对列入实施方案中的光伏发电项目，应本着简化流程和提高效率原则，按照有关规定和时限要求，及时出具项目接网意见和开展配套送出工程建设，确保项目建成后及时并网运行。

　　八、各省（区、市）发展改革委（能源局）应按季公开发布本省光伏发电项目建设信息，包括在建、并网及运行等情况，以引导各地区光伏发电建设。国家能源局各派出机构应通过信息平台，及时跟踪了解各地年度计划执行情况，对光伏发电项目建设运行情况以及电网企业办理电网接入各环节的服务、全额保障性收购、电费结算和可再生能源补贴发放等情况进行监管。国家太阳能发电技术归口管理单位负责信息平台的运行维护，充分利用信息管理平台等信息化手段，加强光伏发电项目建设、运行情况的监测和信息统计。

　　附件：1.2016年各省（区、市）普通光伏电站新增建设规模

　　2.2016年光伏领跑技术基地建设规模

国家能源局    

　2016年6月3日  

(责任编辑：江门市电力行业协会)