《北京市新型储能电站建设管理办法（试行）》中明确建设（包括新建、改建和扩建）的额定功率不低于500千瓦或能量不低于500千瓦时的新型储能电站（抽水蓄能除外）的规划、备案、审批、设计、施工、验收等有关工作，在项目管理方面，要求建设单位应按照相关标准和规范要求，配备必要的通信信息系统，向国网北京市电力公司上传有功功率、无功功率、电流、荷电状态等运行信息，接入公共电网的应接受电网调度管理，信息传输应满足网络安全防护管理要求。

通知原文：

北京市城市管理委员会等部门关于印发《北京市新型储能电站建设管理办法（试行）》的通知（京管发〔2024〕1号）

各有关单位：

为规范我市新型储能电站建设管理，进一步明确新型储能电站建设、验收、并网等程序，促进我市新型储能产业安全可持续发展，我们研究制定了《北京市新型储能电站建设管理办法（试行）》。现印发给你们，请抓好贯彻落实。

特此通知。

北京市城市管理委员会     北京市发展和改革委员会

北京市规划和自然资源委员会     北京市住房和城乡建设委员会

北京市生态环境局     北京市水务局

北京市市场监督管理局

2024年1月25日

北京市新型储能电站建设管理办法（试行）

第一章 总  则

第一条 为进一步规范本市新型储能电站建设管理程序，促进新型储能产业健康可持续发展，根据《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国安全生产法》《国家能源局关于印发<新型储能项目管理规范（暂行）>的通知》（国能发科技规〔2021〕47号）、《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（国能综通安全〔2022〕37号）、《国家能源局关于印发〈电力建设工程质量监督管理暂行规定〉的通知》（国能发安全〔2023〕43号）、《北京市人民政府办公厅关于印发<北京市新型储能电站监督管理职责分工（暂行）>的通知》（京政办字〔2022〕6号）等相关文件，结合本市实际，制定本办法。

第二条 本市行政区内建设（包括新建、改建和扩建）的额定功率不低于500千瓦或能量不低于500千瓦时的新型储能电站（抽水蓄能除外）的规划、备案、审批、设计、施工、验收等有关工作适用于本办法。具备电力储能系统特性且能量100千瓦时以上的分散式电化学储能装置参照本办法执行。

本办法所称新型储能电站，是由若干个利用储能介质从电力系统吸收、存储、转换和释放电能的储能系统及辅助设施组成并集中布局的电站。

第三条 城市管理、发展改革、规划自然资源、住房城乡建设、水务、生态环境、市场监管等部门按照职责分工，做好新型储能电站建设项目的管理工作。

第二章 规划建设

第四条 新型储能电站建设项目（以下简称项目）应纳入本市新型储能电站发展专项规划。各有关部门指导新型储能电站建设单位（以下简称建设单位）依法依规办理备案、审批、验收等相关手续，加快推动项目开工建设。

第五条 新型储能电站的新建、改建和扩建，建设单位应按照相关规定选择具有相应等级资质的单位开展项目咨询、设计、施工和监理，依法办理工程质量监督手续，并组织竣工验收。

第六条 建设单位应严格按照国家有关档案管理规定，及时收集、整理项目各环节文件资料，建立健全项目档案，并在建设工程竣工验收后6个月内，及时向城市建设档案馆移交齐全、准确的项目档案。

第三章 管理程序

第七条 新型储能电站的新建、改建和扩建需按照下列要求办理相关手续。

（一）“多规合一”

对新建、改建、扩建的储能电站配套房屋建筑工程，建设单位向规划自然资源部门提出“多规合一”审查申请，规划自然资源部门出具“多规合一”审查意见。设备设施类安装工程无需办理。

（二）项目备案

项目实行备案管理，建设单位向项目所在地发展改革部门提出项目备案申请，区发展改革部门出具项目备案证明。

（三）水影响和环境影响审批

项目建设涉及取用水（含再生水）、挖填土石方、占用河湖保护或管理范围等情形的，建设单位需取得水务部门出具的相关涉水审批意见。

项目建设涉及新建、改建和扩建输变电设施（100千伏以下除外）的，建设单位需取得生态环境部门出具的环境影响批复文书。

（四）规划许可

取得“多规合一”审查意见的项目，在完善用地相关手续后，规划自然资源部门办理《建设工程规划许可证》。

（五）并网设计评审

接入公共电网或单位内部电网的项目，建设单位向国网北京市电力公司提出并网设计评审申请，国网北京市电力公司组织开展项目并网设计评审，并出具并网接入意见。

（六）施工图审查及消防审查

建设单位应依法依规向规划自然资源部门申请办理施工图审查和特殊工程消防设计审查。审查合格后规划自然资源部门核发《施工图设计文件综合审查告知书》《特殊建设工程消防设计审查意见书》。

（七）施工许可

对新型储能电站中的配套房屋建筑工程，建设单位在项目取得用地、规划许可等手续后，依法向住房城乡建设部门申请办理《建筑工程施工许可证》。

（八）质量监督注册

功率5兆瓦及以上新型储能电站（不含用户侧），建设单位在项目开工前向电力建设工程质量监督机构提出质量监督注册申请。功率5兆瓦以下新型储能电站的质量监督由政府有关部门另行规定。

（九）竣工验收

建设单位向规划自然资源部门提出项目核验及建设工程档案验收申请，规划自然资源部门组织验收合格后，出具《建设工程规划核验意见》及《建设工程档案验收意见》。

特殊建设工程竣工验收后，建设单位应向住房城乡建设部门申请消防验收，住房城乡建设部门依法开展消防验收后，出具建设工程消防验收意见。

项目涉及配套房屋建筑工程的，竣工验收合格后，建设单位向住房城乡建设部门提出房屋建筑工程竣工验收备案申请，住房城乡建设部门依法办理《工程竣工验收备案表》。

项目涉及使用特种设备情形的，依法到市场监管部门办理开工告知、监督检验和使用登记手续，市场监管部门依法办理《特种设备使用登记证》。

（十）并网接入

建设单位应委托检测机构开展并网调试，并取得并网调试报告。

接入公共电网或单位内部电网的，由国网北京市电力公司提供电网接入服务，配合建设单位开展并网调试和并网验收工作，并出具并网验收意见。

（十一）其他

涉及其他相关手续，由有关部门依据相关法律法规办理。

（十二）统筹管理

城市管理部门依据有关规定对本市新建、改建、扩建项目实施统筹管理，及时掌握项目建设动态信息，向建设单位提出加强项目管理的工作建议。

第四章 管理要求

第八条 项目设备管理

（一）项目主要设备应满足相关标准规范要求，通过具有相应资质机构的检测认证。

（二）建设单位应对新型储能电站的电池、变流器等主要设备开展到货抽检或驻厂监造，确保相关产品满足国家和行业标准安全性能技术要求。

第九条 并网调度管理

（一）新型储能电站的涉网设备及系统应符合电网安全运行相关技术要求，并由具备相应资质的检测机构开展并网检测，检测机构应根据不同的项目特点制定合理可行的检测方案，检测方案经国网北京市电力公司验收通过后方可进行试验。

（二）国网北京市电力公司应按照有关标准和规范要求建立完善接网程序，明确并网调试和验收流程，按照接入电网条件和标准提供电网接入服务，配合开展并网调试及验收工作。

（三）建设单位应按照相关标准和规范要求，配备必要的通信信息系统，向国网北京市电力公司上传有功功率、无功功率、电流、荷电状态等运行信息，接入公共电网的应接受电网调度管理，信息传输应满足网络安全防护管理要求。

第十条 施工安全管理

（一）各有关部门应加强项目施工安全监督管理，督促新型储能电站各参建单位进一步落实施工安全和消防安全主体责任。

（二）建设单位、勘察设计单位、施工单位、监理单位及其他与建设工程施工安全有关的单位，必须遵守国家、北京市关于安全生产的法律法规和标准规范，建立健全安全生产保证体系和监督体系，建立安全生产责任制和安全生产规章制度，保证新型储能电站建设工程施工安全，依法承担安全生产责任。

第五章 附  则

第十一条 本办法由市城市管理委、市发展改革委、市规划自然资源委、市住房城乡建设委、市生态环境局、市水务局、市市场监管局负责解释。

第十二条 本办法自印发之日起实施。

北京市城市管理委员会等部门关于印发 《北京市新型储能电站运行管理办法（试行）》的通知（京管发〔2024〕2号）

各有关单位：

为规范我市新型储能电站运行管理，保障新型储能电站安全稳定运行，促进我市新型储能产业安全可持续发展，我们研究制定了《北京市新型储能电站运行管理办法（试行）》。现印发给你们，请抓好贯彻落实。

特此通知。

北京市城市管理委员会         北京市应急管理局

北京市市场监督管理局      北京市消防救援总队

2024年1月25日

北京市新型储能电站运行管理办法（试行）

第一章 总  则

第一条 为进一步规范本市新型储能电站运行管理，保障新型储能电站安全稳定运行，促进新型储能产业健康可持续发展，根据《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国安全生产法》《中华人民共和国消防法》《国家能源局关于印发<新型储能项目管理规范（暂行）>的通知》（国能发科技规〔2021〕47号）、《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（国能综通安全〔2022〕37号）、《北京市人民政府办公厅关于印发<北京市新型储能电站监督管理职责分工（暂行）>的通知》（京政办字〔2022〕6号）等相关文件，结合本市实际，制定本办法。

第二条 本办法适用于本市行政区内建设（包括新建、改建和扩建）的额定功率不低于500千瓦或能量不低于500千瓦时的新型储能电站（抽水蓄能除外）的运行和监督管理。具备电力储能系统特性且能量100千瓦时以上的分散式电化学储能装置适用于本办法,并参照《电力储能系统建设运行规范》小型储能电站相关要求执行。

本办法所称新型储能电站，是由若干个利用储能介质从电力系统吸收、存储、转换和释放电能的储能系统及辅助设施组成并集中布局的电站。

第三条 市城市管理部门负责本市新型储能电站的统筹管理，拟定新型储能电站运行规范、监督管理相关制度，并组织实施。区城市管理部门负责做好本辖区新型储能电站运行安全监督管理，组织开展日常运行监督检查;组织辖区有关部门配合做好新型储能电站运行安全隐患排查治理工作。

市场监管、消防救援等部门依据有关法律法规在各自职责范围内，做好新型储能电站日常运行的相关监督管理工作。

其他有关部门负责做好本行业领域新型储能电站的安全运行监督管理工作。

第四条 新型储能电站运营单位（即项目备案单位，以下简称运营单位）应按照国家、北京市有关法律法规和标准规范要求，建立健全安全生产和消防安全责任制，构建安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，加强新型储能电站运行安全管理及风险评估，强化应急管理和事故处置，确保新型储能电站运行安全。

根据工作需要，运营单位委托第三方单位负责新型储能电站日常运行维护，应与第三方单位签订委托运维合同和安全协议，明确双方的权利与义务，承担相应的安全责任。运营单位应对运维单位履行职责情况进行经常性检查，监督运维单位履行相关安全职责，及时消除安全隐患。

第二章 运行管理

第五条 运营单位应严格遵守有关法律法规，履行安全生产及消防安全管理责任，逐级、逐岗位明确安全职责，建立健全各项安全管理规章制度和操作规程。运营单位的主要负责人为新型储能电站安全生产和消防安全第一责任人，全面负责新型储能电站的日常运行维护管理工作。运营单位要履行环境保护主体责任，各项生态环境保护措施要符合环保法规标准要求。

第六条 运营单位应结合有关安全生产及消防安全管理制度，加强新型储能电站设备设施日常运行管理、维护保养、隐患消缺、应急处置等各项工作，并做好相关记录；加强新型储能电站运行状态监测，实时监控储能系统运行状态，运行数据出现异常时，应及时组织消缺整改。隐患消除前，应落实保障安全的有效防范措施，不能确保安全的，应停止使用有关部位或设备设施。

第七条 运营单位应加强新型储能电站备品备件日常管理，定期进行保养、更新，确保状态良好。

第八条 大、中型新型储能电站应设置现场值班人员。极端天气时，新型储能电站均应安排现场值班，做好人员值守。设有消防控制室的新型储能电站，实行24小时值班制度，每班不少于2人。

第九条 运营单位应严格落实消防安全主体责任，建立健全消防安全管理制度，明确消防安全管理人，履行消防安全管理职责。每月至少进行一次防火检查，每年至少对消防设施进行一次全面检测，确保消防设施处于正常工作状态，检查、检测记录应完整准确，存档备查。

第十条 大、中型新型储能电站应建立状态运行及预警预测平台，宜配置主动安全系统，并与消防控制室设置在同一场所，按照有关规定配备具备相应资格的值守人员。小型新型储能电站应实现状态运行监测，实时监控系统运行工况。

新型储能电站依据有关标准规范设置远程监控平台（小型新型储能电站可依托第三方平台实现远程监控功能）和就地监控系统，实现对新型储能电站的监视、测量和控制，具备遥测、遥信、遥调、遥控等功能，监控数据存储时间应不少于1年。配置视频监控系统的新型储能电站，视频图像信息应实时记录，存储时间应不少于90天。

新型储能电站应接入总部级单位监控平台，并依托总部级单位监控平台将有关数据信息上传至市级新型储能电站安全管理平台。

第十一条 运营单位应按照新型储能电站系统设计寿命、安全运行状况以及相关法律法规要求，规范新型储能电站退役管理。在新型储能电站达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，及时组织评估和整改，整改后仍无法满足相关安全要求的，应及时采取退役措施，并报告城市管理、发展改革及有关部门。

第十二条 运营单位应加强新型储能电站的日常巡检，确保每天至少巡检1次。特殊季节和极端天气前后应开展针对性专项巡检，并做好巡检记录。定期开展隐患排查，建立隐患台账，明确治理责任，落实治理经费，及时消除安全隐患。

第十三条 运营单位应编制年度安全培训计划，定期组织在岗安全培训，重点围绕工作原理、设备性能、故障处理、安全风险、防范措施、消防安全、应急处置等内容开展安全知识和技能培训，督促从业人员严格执行有关安全管理规章制度和操作规程，建立健全教育培训档案。要对新上岗、调整工作岗位或离岗一年以上重新上岗人员开展岗前安全培训，从业人员应具备相应的能力。

运营单位的主要负责人和安全生产管理人员、运维单位的安全生产管理人员经培训合格，取得培训合格证后方可任职；特种作业人员经考核合格，取得《特种作业操作证》后方可上岗；消防控制室值班人员通过消防行业特有工种职业技能鉴定，取得消防行业特有工种职业资格证书后方可上岗。

第十四条 运营单位应对委托运维单位加强日常监督管理，及时纠正新型储能电站日常运行维护中存在的规章制度执行不到位、日常管理不规范等问题，建立治理台账，跟踪督导落实，确保新型储能电站管理漏洞和运行风险得到及时治理和有效防控。

第三章 应急管理与事故处置

第十五条 运营单位应加强应急能力和应急预案体系建设，结合新型储能电站事故特点，编制本单位应急预案，每半年至少组织开展一次应急演练；电化学储能电站要定期组织开展电解液泄漏处置、电池热失控、火灾等演练，及时进行总结评估，并根据实际情况及时修订应急预案。

第十六条 运营单位应配备必要的应急物资和装备，建立动态更新机制，确保物资装备质量完好；应加强应急处置队伍建设，根据需要建立专职或志愿消防队、微型消防站、技术处置队，开展专业培训，定期组织消防演练；应与本地区消防救援部门建立消防救援常态联动机制，配合消防救援机构开展联合演练，确保双方预案有效衔接。

第十七条 新型储能电站发生火灾、爆炸及泄漏等突发事故时，运营单位应立即启动相关应急预案，快速报警并组织救援、疏散、抢险和抢修，按照有关规定及时向城市管理、应急部门及国家能源局派出机构等有关部门报告，不得迟报、漏报、谎报或者瞒报。

事故发生属地应第一时间组织力量开展突发事件应对处置工作，降低事故影响。市级有关部门依据各自职责做好突发事件应对处置工作。

第十八条 新型储能电站发生事故后，应急、消防救援、城市管理等部门依据有关法律法规组织开展或参与事故调查。运营单位和有关人员应保护好事故现场以及相关证据，全力配合事故调查工作。

第四章 运行监督管理

第十九条 市城市管理部门建立新型储能电站安全管理信息化工作机制，定期发布新型储能电站发展规模、布局建设、调度运行、安全生产等情况，开展新型储能电站运行安全事故统计、分析、发布等工作。区城市管理部门指导并督促辖区新型储能电站运营单位实施信息动态管理。

第二十条 城市管理部门及其他有关部门应根据工作实际，建立健全新型储能电站监督管理制度，持续开展安全风险评估、监督检查、应急管理、统计分析、宣教培训等相关工作；督促运营单位定期评估风险等级，对不同等级的风险点、危险源实施差异化治理，定期开展隐患排查，更新隐患台账，确保新型储能电站日常运行安全。

第二十一条 城市管理部门及其他有关部门应加强新型储能电站的运行监督管理，在职责范围内依法依规对运营单位执行有关法律法规和标准规范情况进行监督检查；制定新型储能电站年度安全监督检查计划，明确检查内容、方式和标准，并按照“双随机、一公开”要求，不定期开展抽查。运营单位应积极配合抽查检查工作，不得拒绝、阻挠，并按照要求及时提交相关资料。安全检查人员应将检查结果以书面形式告知被检查单位，需要整改的应提出整改内容及整改期限，并实施跟踪检查。针对事故多发、安全管理薄弱的单位和安全隐患突出的项目、部位应加密检查频次，实施重点监督检查。

城市管理部门及其他有关部门应对现场检查中发现的安全违法、违规行为，依法责令当场予以纠正或者限期整改；对现场检查中发现的重大安全隐患，责令立即整改；安全隐患危及人身安全时，责令从危险区域撤出作业人员；对拒不整改的，责令停产整顿。

第二十二条 城市管理部门及其他有关部门在履行监督管理职责过程中，应当相互配合、齐抓共管和信息共享，加强部门协作，实行协同监管，联合开展相关监督检查，共同查处违法、违规行为。

第二十三条 城市管理部门应建立健全跨部门联合惩戒机制，对存在安全生产主体责任不落实、安全管理不到位、发生生产安全事故的责任单位采取约谈、联合惩戒等形式，督促加快整改落实，情节严重的，依据有关规定追究法律责任。

第二十四条 各区应依规落实安全生产属地责任，建立健全工作机制，制定完善监管措施，统筹组织有关部门加强辖区内新型储能电站的运行安全监管，督促运营单位落实安全生产主体责任，及时消除新型储能电站运行安全隐患。

第五章 法律责任

第二十五条 新型储能电站运行中涉及违反城市管理、消防救援、应急、市场监管等有关部门管理规定的，由相关主管部门依法依规处理。

第六章 附  则

第二十六条 本办法由市城市管理委、市应急局、市市场监管局、市消防救援总队负责解释。

第二十七条 本办法自印发之日起实施。

1月26日，国家能源局发布2023年全国电力工业统计数据。

　　截至12月底，全国累计发电装机容量约29.2亿千瓦，同比增长13.9%。其中，太阳能发电装机容量约6.1亿千瓦，同比增长55.2%；风电装机容量约4.4亿千瓦，同比增长20.7%。

　　2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3592小时，比上年同期减少101小时。主要发电企业电源工程完成投资9675亿元，同比增长30.1%。电网工程完成投资5275亿元，同比增长5.4%。

　　注：

　　1.全国发电装机容量及其中的分项指截至统计月的累计装机容量。

　　2.“同比增长”列中，标*的指标为绝对量；标▲的指标为百分点。

近日，《人民日报》专题报道18个采用中国技术、中国方案的绿色“一带一路”十周年创新理念与实践案例，由远景能源提供智慧液冷储能系统的新加坡裕廊岛储能项目位列其中，也是18个案例中唯一的储能项目。

新加坡裕廊岛储能项目位于新加坡裕廊岛，总规划容量为200MW/200MWh，是新加坡及东南亚最大的储能项目。项目分为Sakra和Banyan两个站址建设，各规划容量100MW/100MWh，其中Sakra项目由远景能源提供全套智慧液冷储能系统，Banyan项目由远景提供智慧能量管理系统。

裕廊岛储能项目因其助力新加坡绿色转型及采用中国先进产品入选人民日报绿色“一带一路”十周年案例。该项目的启用将帮助新加坡落实洁净能源替代方案、达成绿色发展蓝图2030愿景，将裕廊岛转变为可持续发展的能源和化工园区。

远景能源提供系统设备的Sakra项目是新加坡第一个独立储能项目，充满电可供16700个两房式组屋一天用电所需。项目启用后，前两年主要用于旋转备用，逐步替代燃气发电，后八年主要用于调频，缓解光伏对电网冲击。远景能源在这个项目中创下了多个业内之“最”。

远景能源与项目投资方新加坡胜科集团签署了为期10年的长期服务协议（LTSA），承诺10年后Sakra项目放电容量仍为100MWh。为此，远景能源解决新旧电芯一致性难题，创新补电方案，通过增配Rack柜进行扩容，增补最小单位为电池簇，相比常规以整套集装箱为最小单位扩容，更经济，也更灵活。

远景能源与胜科集团在Sakra项目上建立了互信。因此，胜科集团在英国惠灵顿投资360MWh储能电站，也选择远景能源作为合作伙伴。远景能源与胜科集团在惠灵顿储能项目上合作更进一步。远景能源不仅提供储能系统设备，还为胜科集团提供EPC服务。

远景能源具有强大的技术创新与综合解决方案的能力，构建了储能全栈技术能力，从电芯、PCS、BMS、EMS到SCADA系统都实现了自研自制，这可以很方便的为项目定制产品和解决方案，较好的保证储能系统的安全与一致性。

远景能源具备解决海外遇到的各种技术难题的能力。比如裕廊岛储能项目严苛的防火隔热标准要求；远景能源拥有领先的风电机组研发、制造和电站开发技术经验，更深刻理解新能源与电力系统，可以从源头规划和优化新能源场站，实现风光储荷与电网深度协同、智能协同。

远景具有全球化布局的自主供应链。远景在全球布局13个电池生产基地，为满足裕廊岛项目的交付时限，就近安排中国无锡电池基地快速生产；远景能源还构建了本地化的服务团队，在新加坡驻扎有专门的运维团队，保证24小时实时响应。

近日，国家能源局印发《2024年能源监管工作要点》。其中明确要健全完善辅助服务市场机制，不断引导新型储能等新型主体参与系统调节，推动用户侧储能等新型主体进入电力市场。

2024年能源监管工作的总体思路是：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和二十届二中全会精神，深入落实党中央、国务院决策部署以及中央经济工作会议、全国能源工作会议精神，围绕推动能源高质量发展一条主线，锚定保障能源安全和推动绿色低碳转型两个目标，创新开展过程监管、数字化监管、穿透式监管、跨部门协同监管“四个监管”，以更大担当和作为助力能源高质量发展，为中国式现代化提供坚强能源保障。重点抓好以下工作：

一、坚持底线思维，着力强化能源安全保供监管

（一）督促落实能源安全保供责任。把能源安全保供作为能源监管的首要任务，督促地方政府相关部门和能源企业履行保供主体责任、落实保供政策。充分发挥派出机构“探头”“哨兵”作用，加强电煤、电力、天然气等能源供需形势监测、分析和预警，做好煤炭供应、机组运行、存煤情况等台账化管理，及时发现并向局党组和地方政府报告影响能源保供的苗头性、潜在性、倾向性问题，协调推动能源稳定供应。

（二）推动国家能源规划、政策和项目落实落地。强化国家能源规划、政策执行情况监督检查，对2024年各省（区、市）完成国家“十四五”能源规划主要目标、重点任务、重大工程等情况开展监管。强化过程监管，持续跟踪跨省跨区输电通道、油气管道、大型风光基地、分布式光伏、煤层气开发等项目推进情况，进一步加强火电规划建设情况监管。

（三）充分发挥市场机制保供稳价作用。积极推动跨省跨区电力市场化交易、清洁能源交易、绿电交易，充分发挥区域内、省间资源优化配置作用，促进辅助服务资源跨省互济，加大保供期间发电机组并网运行考核力度。切实发挥需求侧参与系统调节作用，推动用户侧储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体进入电力市场。

二、坚持绿色发展，着力强化清洁能源发展监管

（四）保障新能源和新型主体接入电网。监管电网企业公平无歧视地向新能源项目提供接网服务，开展分布式光伏备案接网推进情况专项监管，重点跟踪分布式光伏备案、并网、交易、结算等情况。指导电网企业进一步优化并网流程、提高并网时效，推动“沙戈荒”风光基地、分布式电源、储能、充电桩等接入电网。

（五）提升调节性电源利用水平。加强电力系统调节性电源常态化监管，采取信息化手段监控，及时发现问题并开展现场检查和督办整改，切实发挥调节性电源促进清洁能源消纳的作用。强化政策引导和规范市场，建立合理的电价和补偿机制，激励调节性电源的建设和运用。加强电力系统调度运行和市场交易监管，确保调节性电源根据实际需求灵活调节，进一步提升利用水平。

（六）有序推进新能源参与市场交易。加强市场机制创新，逐步扩大新能源市场化交易比例，实现新能源发展与市场建设协调推进，更好发挥市场促进消纳作用。建立健全绿色电力交易机制，研究出台绿电交易有关规定，逐步扩大绿电交易规模，着力解决企业购买绿电需求量大、绿电跨省跨区交易难等问题。加快推进绿电、绿证市场建设，培育绿色电力消费市场。

三、坚持公平公正，着力强化自然垄断环节监管

（七）建立健全电力、油气自然垄断环节监管制度。创新建立跨部门协同监管机制，加强与反垄断、国资等部门的协同，形成监管合力。加强能源领域自然垄断企业监管，出台电网企业竞争性业务关联交易信息公开等相关办法。对有关能源央企落实“十四五”能源规划、保障能源安全等情况开展监管，推动企业聚焦主责主业。

（八）加强电网垄断环节监管。强化电网企业落实国家规划、重大项目推进、公平开放、投资成效等情况监管，督促相关企业完善管理制度，规范提供公平开放服务。探索穿透式监管方式，深入监管新能源接网困难、储能调用不合理等问题，深化用户受电工程“三指定”问题纠治，加强电网工程建设运营事中事后监管。

（九）加强油气管网设施公平开放监管。修订出台《油气管网设施公平开放监管办法》，开展油气管网设施公平开放专项监管，重点检查油气管网设施运营企业落实信息公开和报送、独立核算、服务合同履约、公平开放服务等情况，完善相关投诉及纠纷处置机制和程序，督促相关企业完善管理制度，促进油气市场体系建设，规范油气市场秩序，维护市场成员合法权益。

四、坚持顶层设计，着力强化电力市场建设与市场监管

（十）系统推动全国统一电力市场体系建设。编制全国统一电力市场发展规划，厘清多层次电力市场功能定位，做好各品种之间有效衔接，形成全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。研究建立电力市场运行评价体系，组织开展省（区、市）电力市场建设综合示范，推动电力市场一体化设计。深化南方区域电力市场机制，推进京津冀、长三角电力市场建设，推动华中等区域电力市场方案研究，完善跨省跨区市场交易机制，实现多层次市场协同运行。

（十一）健全完善辅助服务市场机制。研究出台电力辅助服务基本规则，规范辅助服务功能品种，加快推进调频、备用等辅助服务市场建设，不断引导虚拟电厂、新型储能等新型主体参与系统调节。完善辅助服务品种设置流程和价格形成机制，推动辅助服务成本向用户侧合理疏导，进一步调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。

（十二）精准开展电力市场秩序监管。加大电力市场运行情况的监测和监管力度，推动实现电力调度执行与交易组织情况的在线监测，探索开展数字化监管。研究制定不当干预电力市场化交易行为监管工作指引，提升市场监管的规范性和精准性。聚焦电力市场运行中存在的规则执行不到位、限制市场竞争、信息披露不到位等突出问题，开展专项监管。

五、坚持依法依规，着力强化监管执法权威

（十三）持续打造电力领域综合监管品牌。选取6个省份开展综合监管，集中派出机构骨干力量开展现场监管，聚焦煤电规划建设及改造升级目标任务完成、电网公平开放接入、可再生能源电力消纳保障机制落实、电力调度交易与市场秩序、“获得电力”服务水平提升以及频繁停电整治等情况，对影响范围大、性质恶劣的问题依法依规严肃处理。

（十四）强化重点领域行政执法工作。聚焦电力市场秩序、自然垄断环节、电力安全等重点领域，依法严肃查处违法违规行为，全面提升行政执法的影响力、震慑力。建立重大案件线索指定管辖、疑难复杂案件集中研究等工作机制，统筹使用执法力量，提高行政执法工作水平。

（十五）规范能源行政执法行为。加强行政处罚程序规定、行政处罚案件案由、裁量权基准等制度宣贯，严格执行规范公正文明执法要求，进一步提高行政执法规范化水平。加快推动行政处罚信息管理系统的建设和使用，实现行政处罚全过程管控、可视化管理，进一步提升行政处罚信息化管理水平。

六、坚持预防为主，着力强化电力领域安全监管

（十六）坚决防范电网大面积停电事故。落实运行方式常态化分析制度，将部分重要厂站纳入重要输电通道联合防控工作机制服务范畴，进一步强化骨干网架安全管理。制定出台防止新型并网主体涉网安全事故重点要求，启动《电力安全事故应急处置和调查处理条例》《电力监控系统安全防护规定》和电网安全风险管控办法修订工作，出台电力安全事故调查报告编制指南，完善新形势下大电网安全管理法规体系。

（十七）坚决防范遏制重特大生产安全事故和水电站大坝安全事故。按照国务院安委会统一部署，组织开展能源电力系统安全生产治本攻坚三年行动（2024—2026年），从推动重大电力安全隐患动态清零、强化油气管道保护和煤矿本质安全、发挥安全科技支撑作用、提升从业人员素质能力等七个方面，推动落实24项具体任务，着力提升能源电力系统本质安全水平。继续开展水电站大坝安全提升专项行动，排查整治管理漏洞和工程隐患，建立长效机制，不断提升大坝安全总体水平。

（十八）持续加强重点领域安全监管。组织开展配电网安全风险管控专项行动、电力建设工程施工安全和质量管理专项监管，强化质监机构监督，深入排查治理安全隐患。研究起草煤电机组深度调峰安全管理指导意见，强化煤电机组参与深度调峰安全监督管理。继续组织跨省区大面积停电应急演练，持续推进国家级电力应急基地和研究中心建设。与地方电力管理部门加强协同配合，形成安全监管合力，提升监管效能。

七、坚持问题导向，着力强化资质管理和信用监管

（十九）融合信用手段开展专项监管。组织开展电力业务资质许可专项监管，重点聚焦发电企业无证经营、超越许可范围经营、承装（修、试）电力设施持证企业虚假承诺、出租出借许可证等问题。深化告知承诺制，持续开展持证企业许可条件保持情况常态化监管。扩大信用手段应用范围，在电力市场领域探索开展信用监管试点。

（二十）完善许可和信用制度规范。修订《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》，依法依规推进承装（修、试）电力设施市场持续健康发展。研究制定全国统一电力市场信用体系建设指导意见和公共信用综合评价应用相关制度。进一步完善许可管理制度，优化许可流程，研究应用信用约束措施，加强全流程闭环监管。

（二十一）强化资质和信用数字化监管。升级完善资质和信用信息系统智能核验、事中事后核查、许可条件保持监督等功能，推动资质许可电子证照深化应用。扎实做好许可服务“好差评”，定期通报许可和信用工作。加强政策制度宣贯，依法发布行政许可、行政处罚、信用承诺和失信惩戒信息。

八、坚持监管为民，着力强化民生领域用能监管

（二十二）持续推动解决群众用能急难愁盼问题。推进频繁停电线路和台区治理，适时开展频繁停电整治情况“回头看”，督促供电企业建立年度台账销号机制。持续开展北方地区清洁取暖专项监管，重点跟踪清洁取暖政策落实和工作实施总体情况，压实地方政府保障取暖用能属地责任和各类企业主体责任，确保取暖用能供需平稳。

（二十三）持续优化用电营商环境。巩固“获得电力”服务成效，深化政企协同办电机制，推动破解高压办电难点问题，指导有条件的地区进一步扩大低压办电“零投资”范围。加强提升“获得电力”服务水平政策研究，持续推动全国办电用电服务水平整体提升。高质量做好新一轮世行营商环境评估“获得电力”指标参评工作。

（二十四）持续发挥12398热线“连心桥”作用。进一步优化12398能源监管投诉举报热线的诉求受理、工单转办、属地办理、结果反馈等环节工作流程，认真做好投诉举报处理，梳理分析典型问题，加强重大问题督办，进一步压实相关企业整改责任，确保群众反映的用能诉求得到及时高效解决。

九、坚持党建引领，着力强化干部队伍监管能力建设

（二十五）树立大抓基层的鲜明导向。坚持不懈用习近平新时代中国特色社会主义思想凝心铸魂，巩固拓展主题教育成果，深刻领悟“两个确立”的决定性意义，增强“四个意识”、坚定“四个自信”、做到“两个维护”。深入学习贯彻习近平总书记关于党的建设的重要思想，认真落实机关党建主体责任、垂管单位党建工作责任，着力增强基层党组织政治功能和组织功能，以高质量党建引领推动能源高质量发展。

（二十六）提升监管队伍履职尽责能力。全面落实局党组《关于加强干部队伍监管能力建设的意见》，不断加强监管队伍思想淬炼、政治历练、实践锻炼、专业训练。用好“能源大讲堂”等平台载体，健全行政执法培训机制，分类分级开展培训。坚持在实战中锻炼队伍，组织派出机构骨干力量开展综合监管集中作战，持续提升政治素质和业务水平。积极推进能源监管信息化建设，提升监管数字化水平，提高监管效能。

（二十七）强化干部作风和纪律建设。始终把满足人民群众对美好生活的用能需求作为监管工作出发点和落脚点，着力解决好人民群众最关心、最迫切的问题。严格落实中央八项规定及其实施细则精神，坚持纠“四风”树新风并举。加强对监管队伍的日常教育、管理和监督，及时发现解决各类苗头性、倾向性问题，指导督促党员干部不逾底线、远离红线。加强制度建设，管好用好能源监管权力，防范权力滥用的廉政风险。

近日，国际能源署发布的《2023年可再生能源》年度市场报告显示，2023年全球可再生能源新增装机容量比2022年增长50%，装机容量增长速度比过去30年的任何时候都要快。报告预测，未来5年全球可再生能源装机容量将迎来快速增长期，但仍需解决新兴和发展中经济体的融资等关键问题。

　　可再生能源到2025年初将成为最主要的电力来源

　　该报告是《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28）闭幕以来，国际能源署首次对全球可再生能源发展趋势进行全面评估。报告显示，2023年全球可再生能源新增装机容量达510吉瓦。国际能源署预测，在现有政策和市场条件下，预计全球可再生能源装机容量在2023年至2028年间将达到7300吉瓦。到2025年初，可再生能源将成为全球最主要的电力来源。

　　报告预测，未来5年风能和太阳能发电将占新增可再生能源发电量的95%。到2024年，风能和太阳能发电总量将超过水力发电；风能和太阳能发电将分别在2025年和2026年超过核电。到2028年风能和太阳能发电的份额将翻一番，合计达到25%。

　　全球生物燃料也迎来黄金发展期。2023年生物燃料在航空领域逐步推广，并开始替代更多高污染燃料。以巴西为例，2023年生物燃料产能增速比过去5年平均水平快30%。

　　国际能源署认为，各国政府愈加重视提供可负担、安全和低排放的能源供应，更强有力的政策保障是可再生能源产业实现里程碑式发展的主要驱动力。

　　实现增长目标仍需更多政策和融资支持

　　“尽管全球正在向COP28设定的目标迈进，即到2030年将全球可再生能源装机容量增至3倍，但在目前的政策和市场条件下，可再生能源增长速度还不足以实现该目标。”国际能源署署长法提赫·比罗尔说。

　　国际能源署报告认为，全球可再生能源发展不平衡，尤其是氢能、生物能源发展缓慢。以氢能为例，尽管过去10年有不少绿氢能源项目启动，但由于受投资进度缓慢、生产成本较高等因素影响，预计到2030年只有7%的计划产能可实际投产。

　　国际能源署还指出，在2030年前，生物燃料产业同样需要加快发展速度，这样才有望实现全球能源行业净零排放时间表。此外，由于全球供应链紧张、成本上升和项目许可周期较长，全球风电行业发展同样面临诸多挑战，需要各国提供更多政策支持。

　　在可再生能源发展过程中，不同经济体也面临着不同问题和挑战。报告认为，对于发达经济体而言，政策不确定性、电网基础设施投资不足、行政审批程序繁琐是发展可再生能源的主要挑战。对于大多数新兴和发展中经济体来说，重点要解决可再生能源产业的融资、治理和监管。

　　“目前在全球大多数国家，陆上风能和太阳能发电与化石燃料发电相比具有成本优势，实现上述目标的最大挑战是如何在大多数新兴和发展中经济体迅速扩大可再生能源的融资和部署。”比罗尔表示，国际能源署将密切关注各国是否兑现承诺并实施适当的政策。

　　中国是可再生能源领域的领跑者

　　国际能源署在报告中表示，中国是全球可再生能源领域的领跑者。2023年中国风能新增装机容量比上年增长66%，2023年中国太阳能光伏新增装机容量相当于2022年全球太阳能光伏新增装机容量。预计到2028年，中国将占全球新增可再生能源发电量的60%，“中国对全球实现可再生能源增加两倍目标发挥着至关重要的作用”。

　　近年来，中国光伏产业发展迅速并保持国际领先。目前，全球光伏产业近90%的产能在中国；光伏组件全球排名前十的企业里，中国企业占7家。中国企业在降本增效的同时，还加大研发力度，努力攻关新一代光伏电池技术。

　　中国的风电设备出口也呈快速增长态势。据相关统计，目前全球市场上约六成风电设备产自中国。从2015年起，中国风电设备出口装机容量复合年均增长率超50%。中企承建的阿联酋首个风电项目日前正式投入运营，项目总装机容量117.5兆瓦；中企投资承建的孟加拉国首个集中式风电项目也在前不久并网发电，每年可为当地提供1.45亿千瓦时的绿色电力……中国在实现自身绿色发展的同时，也为更多国家发展可再生能源提供支持，助力实现全球气候目标。

　　阿联酋阿布扎比未来能源公司首席运营官阿卜杜勒阿齐兹·奥拜德利表示，公司与多家中国企业有着密切合作，许多项目都有中国技术的支持，中国为全球新能源产业发展和应对气候变化作出了巨大贡献。埃及电力与可再生能源部副部长艾哈迈德·穆罕默德·马西纳说，中国在该领域贡献对全球能源转型和气候治理都具有重要意义。

　　国际能源署认为，中国在可再生能源领域具有技术、成本优势和长期稳定的政策环境，在推进全球能源革命尤其是降低全球太阳能发电成本方面发挥了重要作用。