国家能源发展规划

2022-06-30

第一篇：国家能源发展规划

河南国家城市能源计量中心建设发展

工作情况汇报

国家城市能源计量中心(河南)2010年4月获准筹建，2010年6月由河南省质量技术监督局牵头，依托河南省计量科学研究院开工建设。现将近两年来的建设情况进行汇报：

一、理清思路，做好规划

节约资源是我国的基本国策，构建国家城市能源计量中心(河南)对提升能源计量服务节能减排的有效性，满足各级政府节能减排的计量需求，全面提升能源计量监管、能源计量检测技术能力和水平，充分发挥计量工作在节能减排中的重要基础性作用，促进我省重点用能企业能源计量工作精细化管理水平具有重要意义。

为了将国家城市能源计量中心(河南)职能落在实处，结合实际，制定了工作目标：到2015年，将国家城市能源计量中心(河南)建设成为以18个省辖市为重点，辐射全省的有效服务政府节能减排工作的能源计量服务机构。搭建起能源计量数据公共平台、能源计量检测技术服务平台、能源计量技术研究平台、能源计量检测人才培养平台，为政府实施节能管理提供权威准确的能源计量数据，向社会提供能源计量量值传递和溯源、能源审计、节能监测、节能评估、节能量审核、能耗限额对标、能平衡测试、能效检测、节能规划、碳排放计量等全面的节能技术服务。

二、加强协作，稳步推进能源中心四大平台建设为切实贯彻落实《节约能法》、《能源计量监督管理办法》对能源计量工作的要求，我院将积极争取省局计量处、省发改委环资处和省财政厅经建处等政府部门的大力支持，进一步加强协作，建立重点用能单位能源审计检测标准实验室，不断提升检测能力，高效有序，稳步推进能源中心四大平台建设工作：

(一)能源计量数据公共平台建设。能源计量数据公共平台是国家城市能源计量中心的基础和核心。本着先行试点、先易后难、逐步扩展的原则，加速构建煤、油、水、电、气等主要能源及耗能工质的计量数据采集系统，应用物联网技术开展能源计量数据在线采集、实时监测、集中存储和科学应用。到2015年，实现《千家企业节能低碳行动实施方案》所确定的年综合能源消费量5000吨标准煤及以上的工业企业能源计量数据的在线采集和实时监测，同时开展省内年综合能源消费量重点线以上的宾馆、饭店、商贸企业、学校、政府机关等公共机构的能源计量数据的在线采集和实时监测。与政府有关部门的需求相衔接，实现能源信息资源共享，推动能源计量数据有效应用，为政府和有关部门节能管理提供可靠的数据、为低碳经济指标体系提供数据支撑，为企业实现精细化管理、有效节能降耗提供准确的依据。通过能源计量数据公共平台建立重点耗能企业能源计量器具档案，实现能源计量数据信息网上直报，对能源计量数据实行动态统计、查询和管理。

(二)能源计量检测服务平台建设。依靠计量技术优势，建立我省能源计量检测体系，提高测量能力，推动转型发展。一是加大节能检测投入力度，不断巩固、提高传统能源计量标准，尽快建立社会急需的大流量、大容量、锅炉能效检测、污水在线分析检测和电厂烟尘在线检测等能源计量标准和新型能源计量器具的计量标准、校准装置，制定相应的技术规范，扩大能源计量器具的检定校准覆盖范围，有效开展能源计量器具的检定和溯源。二是加强能源技术服务能力建设，着力整合社会相关技术力量，大力开拓能源计量检测与评价市场，全面开展能源计量器具校准、能平衡测试、能效测试、节能检测等计量检测服务和能源审计、节能量审核、节能评估、合同能源管理、能耗限额对标、节能规划、碳排放计量、能源管理体系等能源管理服务。三是积极推进能源效率检测体系建设，建立和完善用能产品能源消耗量的计量标准，建立用能产品能源消耗量的量传和溯源体系。

(三)能源计量技术研究平台建设。加强能源计量测试方法的科学研究，引进和研发先进的能源计量测试技术，开展能源计量标准装置及量值溯源技术的研制。积极开展能源计量数据自动采集方法和检测设备的科学研究，研发社会急需的现场快速检测和在线计量检测技术。研究制定新的能效检测方法及节能标准，提高能效检测手段。制定节能计量和能源数据采集技术标准，开发节能和能源数据采集共性和关键技术，努力促进节能技术创新与成果转化。搭建开放的能源计量关键技术研究公共服务平台和交流合作平台。建立部门合作协调机制，促进计量技术进步。以能源计量中心为平台，开展能源计量技术研究和推广，提高计量人员的技术水平和管理水平，促进计量进步。

(四)能源计量人才培养平台建设。加大能源计量人力资源投入，配备满足计量检测工作需要的能源计量人员，培养造就一批计量管理和能源管理的复合型人才。建立健全能源计量测试和管理人员的培训、考核机制，分层次、有计划地组织能源计量和节能检测方面的学习培训，加强与节能降耗相关政策法规、管理科学、专业技术的学习研究，创建一支具有扎实的计量及相关领域专业理论知识，具有科研能力并满足能源计量工作要求的人才队伍。建立能源计量管理和能源计量技术人员备案管理制度，充分整合社会人力资源，建立能源专家聘任制度，强化技术服务能力和水平，全面提高能源计量管理人员和技术人员的整体水平。

三、加大投入，提升能力，规范推进能源中心节能减排检测工作两年来，以建设国家城市能源计量中心为抓手，以创建能源计量数据采集平台为带动，不断拓宽环保、电力、医疗卫生、石化和冶金建材领域的检测渠道，加大投入，提升能力，大力开展节能减排检测工作。目前可开展的节能减排检测工作如下：

(一)取得河南省合同能源管理财政奖励项目节能量审核机构资质;已对全省9个合同能源管理财政奖励项目节能量工程进行了审核。

(二)紧跟国家节能减排政策、企业能效情况的CDM国际认证，结合煤矿瓦斯发电站、水泥企业热电站能耗指标的考核需求，围绕节能技术为企业及时提供现场服务，开展电能平衡检测、现场高低压配电柜电参量检测和谐波电能质量影响量检测。

(三)建立LED光电色性能测试系统：可开展单颗LED、LED模组、LED灯、LED灯具的光色电参数测量。

(四)建立LED照明产品光学性能(空间光分布、颜色分布)检测系统：可开展用于各种LED灯具(半导体照明灯具)、道路灯具、投光灯具、室内灯具、户外灯具的空间光度分布(配光曲线)的高精度测试;用于实现各种LED、节能灯、荧光灯、白炽灯、HID灯等各种光源的空间光度分布(配光曲线)的高精度测试;可按CIE确认的最准确方法测量各种尺寸光源和灯具的总光通量、光效;可实现空间各种光源、灯具间颜色分布、平均颜色特性及空间颜色不均匀性测量;可实现各种光源、灯具空间亮度分布测试功能。

(五)建立照度计、亮度计检定装置：可开展各种规格型号的光照度计、亮度计检测。

(六)建立紫外辐射照度计检定装置：可开展A1,A2,B,C波段的紫外辐射照度计的检定校准。

(七)建立CEMS(固定污染源排放烟气连续监测系统)。可开展烟气流速、静压、温度、SO2浓度、SO2排放量、NOX浓度、烟尘浓度、NOX排放量、含氧量等项目。

(八)建立热量表检定装置：具备满足热量表现行规程所要求的一切能力。

(九)建立气体流量计检定装置：可满足DN300mm一下流量计的实际标定和DN300mm以上差压式流量计的干标。

(十)建立电磁环境监测系统：可开展移动基站、高压输变电站和高压输变电线路的电磁辐射污染监测和放射源、射线装置等的电离辐射污染监测。

四、狠抓落实，扎实推行能源计量数据采集工作

2012年，依据国务院《“十二五”节能减排综合性工作方案》“推动重点用能单位按要求配备计量器具，推行能源计量数据在线采集、实时监测”的要求，有省质监局牵头，联合省发改委和统计局将下发能源数据采集通知，督促对全省重点耗能企业的煤、油、水、电、气(汽)等主要能源品种的购进、消费计量数据进行集中采集。我院将围绕省局这一重点工作，发挥人才优势、技术优势，加强与省质监局、发改委和统计局汇报、沟通和协作，帮助和扶持重点耗能企业提升能源计量水平，积极推行能源计量数据采集工作;依托国家城市能源计量中心(河南)建立河南省能源计量数据的采集、监测和管理平台：到2015年，实现1000家重点耗能企业现场能源计量数据实时采集、传输和全省重点耗能企业的计量器具档案网上直报;并运用各种分析、统计方法对数据进行各种计算分析，通过各种形式的图表显示出来;实现对各重点耗能企业能源消耗的监控、管理、分析和预测，满足工业企业的设备能效计算和用能系统节能诊断;同时满足对第

二、第三产业的能耗数据的监控分析工作。最终建立全省能源计量数据的采集、监测和管理制度，与政府有关部门、供能企业、用能单位之间建立有效的协作机制和运行机制，明确各自的责任和义务，为国家城市能源计量中心(河南)的建设创造有利的工作条件和良好的外部环境。

五、做好支撑，全力配合创建标杆示范企业为大力强化和提升重点用能企业的能源计量工作意识，积极落实能源计量企业主体责任，推动企业抓管理、强基础，在“十二五”期间实现能源计量管理上水平、上台阶，促进全省节能减排、实现“转方式、调结构”的工作目标，依据《“十二五”节能减排综合性工作方案》“开展城市能源计量建设示范”的要求，2012年，省局将联合省发改委在全省重点用能企业中组织开展“河南省能源计量标杆示范企业”创建活动;我院将积极主动配合省局这项重要活动，充分发挥国家城市能源计量中心(河南)的作用，认真研究采取措施，制定“河南省能源计量标杆示范企业创建考核标准” ，做好对参与“河南省能源计量标杆示范企业”创建活动企业的指导和帮扶工作;指导重点耗能企业按GB17167国家强制性标准的要求配备合格的能源计量器具，完善能源计量档案，建立省级以上测量管理体系;加强对技术及管理人员的培训，提高人员队伍业务素质水平;帮助重点耗能企业加快能源计量能力建设和能源计量管理水平提升，对重点耗能企业能源计量数据实施在线采集、监测和管理，及时解决遇到的各种问题，稳步推进创建活动，努力提升创建活动的效果和影响，切实将 “河南省能源计量标杆示范企业”争创活动安排好、组织好、开展好。

六、夯实基础，全力完成筹建验收任务

筹建国家城市能源计量中心(河南)得到了河南省人民政府在资金和政策方面给予大力支持;河南省人民政府拨付启动资金700万元。为加快国家城市能源计量中心(河南)筹建进度，我院也不断加大投入力度，累计投入2500多万元，现已完成3000多㎡实验室场地建设，围绕节能减排、新产业、新能源购置了高标准的LED照明灯具检测设备和城市能源计量数据采集设备;围绕产业转移，购置了高端手机综测仪和声学材料检测设备;围绕产业聚集区，购置了一流的电子产品电磁兼容试验设备等。国家城市能源计量中心(河南)招聘10人的计划已经上报，所招聘人员必须专业对口且研究生以上学历。

依据筹建任务书的要求，经过自查，国家城市能源计量中心(河南)预计2013年6月完成筹建，2013年10月申请“三合一”评审，2013年12月申请验收。

七、存在的问题或进展慢的原因

筹建国家城市能源计量中心(河南)是一项庞大而且非常复杂的系统工程，需要政府在资金和政策方面给予大力支持;目前进展慢的原因主要是政府在资金和政策方面给予支持的力度不够，建设资金缺口极大，仅搭建能源计量数据公共平台完成全省1000家重点用能企业能源计量数据采集工作就需要3000万元。

八、其他情况

国家城市能源计量中心(河南)的法律地位及人员编制需要进一步明晰。

河南省计量科学研究院 2012.06.05

第二篇：中国分布式能源发展对策与展望-国家能源分布式能源技术研发

中国分布式能源发展对策与展望

一、国际分布式能源发展现状与经验借鉴

(一)概述

分布式能源的概念起源于国外，西方发达国家早在30年前就开始探讨如何解决电网安全、能源高效利用等问题。美国电力公司最早起用DG(Distributed Generation)的概念，主要指分散在用户端的小型发电设备，被视为一种保障电力安全的手段。随着科技的进步，欧洲国家引入风能、太阳能、地热能以及生物质能等可再生能源技术，将分布式能源的概念做出了延伸，向DER(Distributed Energy Resources)转变，强调多能源互补的网络化资源利用系统。而在日本，更重视ES(Energy Storage)的概念，强调电热冷的蓄能技术，与分布式能源配套运行，自成体系成为一种经营模式。

在政府的引导和鼓励下，欧美日等发达国家的分布式能源发展迅猛，政府通过优惠政策、统筹规划、技术支持以及制定合理的价格机制和并网标准，不断提高分布式能源在整个能源系统中的比重，其中欧盟国家平均比重已达到10%左右、美国约为4.1%、日本约为13.4%。

(二)主要国家分布式能源发展分析

1、美国分布式能源发展分析

分布式能源系统的发展最早起源于美国，起初的目的是通过用户端的发电装置，保障电力安全，利用应急发电机并网供电，以保持电

1 网安全的多元化。1978年美国开始提倡发展小型热电联产，提高能源利用效率。1999年，美国提出大力推广应用分布式能源系统，并计划到2020年达到50%以上的新建商业设施和大学设施采用分布式供能系统，同时15%的现有建筑改用冷热电三联供。目前美国已经有6000多座分布式能源站，仅大学校园就有200多个采用分布式能源站供能，大多数以天然气为燃料，其中30所冷热电厂装机容量超过10MW，生产的电力不仅满足学校使用，还将剩余电力送入电网。2001年，美国政府颁布了IEEE_P1547/D08“关于分布式电源与电力系统互联的标准草案”，并通过了有关的法令让分布式发电系统并网运行，并在2001年7月召开的第107届国会众议院会议上，提议给予热电联产系统优惠政策。根据EIA《美国2011能源展望》指出，2011到2035年，美国将在分布式能源和建筑节能方面新增110亿美元的投资，预计2010年～2020年间将增加9500万kW分布式能源发电项目，届时将分布式能源的比重提高到28%左右。

2、欧洲分布式能源发展分析

在欧盟，德国、荷兰等国的分布式能源系统发展水平均已居世界领先水平，各国政府都在免税、补贴以及电力发展指南方面开展研究，纷纷出台刺激热电联产热负荷增长的措施，积极支持和鼓励分布式能源的发展。同时，欧盟要求各成员国在电网系统和税率上支持分布式能源，尽可能为高效小型分布式机组并网提供方便，并批准了强制购买热电联供和可再生能源发电的政策。

欧盟分布式能源的发展以天然气为主要燃料，但与可再生能源发

2 展紧密结合，如德国、意大利对光伏装机进行大规模的财政补贴，利用安装在屋顶的太阳能光伏发电系统，实现零排放。法国对热电联产投资给予15%的政策补贴。英国同样也通过能源效率最佳方案计划来促进分布式能源系统的发展，目前包括英国女王的白金汉宫和首相的唐宁街10号官邸都采用了燃气轮机分布式能源站。

3、日本分布式能源发展分析

在日本，分布式能源系统已发展成为一项重要的公益事业，由于缺乏能源资源，政府高度重视提高能源的利用效率。目前日本国内均在大力发展分布式能源系统，微型燃气轮机、燃料电池、太阳能发电等技术发展较快。1986年日本通产省发布了《并网技术要求指导方针》，是分布式能源系统并网可以实现合法化，1995年日本更改了《电力法》，并进一步修改了《并网技术要求指导方针》，保障了分布式能源系统的多余能量可以送入电网，并要求供电公司对分布式能源系统提供电力保障，并规定了热电联产的上网电价高于火电上网电价。

4、丹麦分布式能源发展分析

丹麦是目前世界上分布式能源推广力度最大的国家，分布式能源在丹麦全国能源系统中的比重接近60%。由于大力推广分布式能源的发展，丹麦的废气排放量已经大大降低，近30年来，丹麦国民生产总值翻了一番，但能源消耗只增长了7%，污染排放下降13%，创造了“减排和经济繁荣并不矛盾”的“丹麦模式”。

在推广分布式能源发展方面，丹麦政府主要依赖法律和政策手段，出台《供热法》和《电力供应法》等法律法规，明确提出对分布

3 式能源给予鼓励和支持，制定分布式能源建设的补偿和优惠贷款政策。如供热小区中，对热电工程给予信贷优惠;对天然气热电站，给予30%的无息贷款和较为优惠的电价补贴。

(三)国际分布式能源发展经验分析

从上世纪70年代分布式能源从美国发展起步开始，经过40多年的大力推广，从目前的发展效果来看，分布式能源在节能减排上切切实实发挥了很大的作用，各国在分布式能源发展方面也积累了不少经验，反映了分布式能源在世界范围内大发展的历史趋势，是全球能源与环境可持续发展的要求，也是分布式能源自身特点所决定的。

1、构建法律政策体系、促进行业健康发展

总结各国发展经验，促进分布式能源的发展，首要问题是法律和法规，要从政策层面上明确鼓励、保护和支持措施，建立起确保分布式能源快速、健康发展的长效机制。如丹麦出台《供热法》和《电力供应法》，对分布式能源明确提出了予以鼓励和支持的政策。日本通过发布《并网技术要求指导方针》和修改《电力法》，使分布式能源可以合法并网，确保拥有分布式能源装置的业主，可以将多余的电能反卖给供电公司，并要求供电公司为分布式能源业主提供备用电力保障。在美国，2001年开始实施《关于分布式电源与电力系统互联的标准草案》，并通过了有关的法令让分布式发电系统并网运行和向电网售电，2005年美国颁布《能源法》，要求所有自治州的建筑物必须配备双向测量和能源管理系统，并出台各种税收和激励政策。

2、统筹能源长远规划、引领行业有序发展

4 构建分布式能源发展的长期规划，突破核心技术，建设典型示范项目，引领行业有序发展。美国能源部于2001年开始制定美国分布式能源发展的长远规划，计划到2015年，全国50%的新建商用、办公建筑采用燃气分布式能源，现有类似建筑的15%改用燃气分布式能源，到2020年建成世界上最洁净、最有效、最可靠的分布式电能生产和输送系统。日本能源贸易工业部2004年发布长期能源规划，强调分布式能源和微网系统的发展，规划到2030年前将分布式能源的比重提高到20%。

3、完善价格补偿机制、解决余电并网难题

天然气气价和并网接入是发展分布式能源的关键因素，国外发展经验显示，建立和完善合理的气价、电价机制，允许分布式系统上网、并网，实现系统内能源的供需平衡，对促进分布式能源发展有着重要意义。荷兰从1988年启动热电联产激励计划，通过优惠政策重点扶持小型热电机组的发展，并出台《电力法》，强制规定供电部门接受分布式能源电力上网，并对售电征收最低税率，目前荷兰40%以上的电力来自天然气冷热电三联供系统。德国将分布式能源开发纳入区域发展规划，工业、医院、住宅等在建筑设计中为能源设备预留空间，并考虑噪音等对天然气热电冷设备选址的影响，充分保障项目落地和获取许可审批。同时，大力发展智能电网，安装智能电表，引进双向计量方式，使电网与分布式能源系统有效对接。澳大利亚联邦科学与工业研究机构在纽卡斯尔建立能量中心(CNC)，着力建设澳大利亚最先进的分布式能源系统研究、开发中心，包括分布式能源系统的标

5 准研究、技术展示、微型电网实验室、控制调度系统和电池储能系统等。日本在1995年更改了《电力法》，并进一步修改了《并网技术要求指导方针》，保障了分布式能源系统的多余能量可以送入电网，并要求供电公司对分布式能源系统提供电力保障，并规定了热电联产的上网电价高于火电上网电价。

4、突破核心技术研发、降低产业发展成本

在美国，由加州大学等机构牵头，针对分布式能源系统开展深入研究，主要开发能够就地生产、规模小、模块化设计的先进发电、储能技术，包括微型燃气轮机、内燃机、燃料电池和先进能量储存技术，进行新材料、电力电子、复合系统以及通讯调度、控制系统等方面技术的研发，从电压的稳定性、负荷流、电能质量、系统安全性、稳定性等方面研究分布式能源系统和储能设备对电网的影响，研究确定分布式能源系统的孤岛运行方案等。丹麦大力推进大型公司和研究机构合作，力求在需求回馈、消费方调控和能源储存等相关技术领域取得突破，实现经济增长和市场开发的双重效应。日本在重视分布式能源建设的同时，重点开展微型燃气轮机、燃料电池等技术研发，广泛推行各种先进的分布式发电产品，如各种用于发电的燃料电池等。

二、我国分布式能源发展现状分析

(一)国内对分布式能源的认识

2000年，国家四部委在《关于发展热电联产的规定》中正式提出：“鼓励使用清洁能源，鼓励发展热、电、冷联产技术和热、电、煤气联产，以提高热能综合利用效率”，并推出了一系列的鼓励政策，在

6 北京、上海、广东等地开展分布式能源的推广应用。

2004年，国家能源局在《关于分布式能源系统有关问题的报告》中，对我国发展分布式能源做出指示：“分布式能源是近年来兴起的利用小型设备向用户提供能源供应的新型能源利用方式。与传统的集中式能源系统相比，分布式能源接近负荷，不需要建设大电网进行远距离高压或超高压输电，可大大减少线损，节省输配电建设和投资费用;由于兼具发电、供热等多种能源服务功能，分布式能源可以有效地实现能源的梯级利用，达到更高的能源综合利用效率。分布式能源设备起停方便，负荷调节灵活，各系统相互独立，系统的可靠性和安全性较高;此外，分布式能源多采取天然气、可再生能源等清洁能源为燃料。较之传统的集中式能源系统更加环保。热电联产是目前典型的分布式能源利用方式，在发达国家已经得到广泛的推广利用”。

2011年，国家能源局在《关于发展天然气分布式能源的指导意见》(发改能源[2011]2196号)中，给出了天然气分布式能源的定义：天然气分布式能源是指利用天然气为燃料，通过冷热电三联供等方式实现能源的梯级利用，综合能源利用效率在70%以上，并在负荷中心就近实现能源供应的现代能源供应方式，是天然气高效利用的重要方式。与传统集中式供能方式相比，天然气分布式能源具有能效高、清洁环保、安全性好、削峰填谷、经济效益好等优点。

和西方发达国家相比，我国对分布式能源的认识相对较晚，且以天然气分布式能源为主，而在欧美等国，基于可再生能源的分布式发电技术也是作为分布式能源一部分，如光伏发电技术、风能发电技术、

7 燃料电池发电技术、生物质能发电技术以及蓄能技术等。

(二)我国分布式能源发展现状

在政府和企业的大力支持下，近10年以来，国内分布式能源项目得到了大力推广，但由于起步较晚，总体上看和发达国家相比还有很大差距，仅在北京、上海、广东等地发展较快，以天然气分布式能源形式为主。

1、区域式分布式能源发展现状

2009年，广州大学城分布式能源站正式投产，成为国内首个区域式的分布式能源项目，开启了中国发展和利用分布式能源的时代。项目主要为广州大学城提供电能和热能，采用2×78MW燃气轮机其中热采取直供方式，但由于电网公司前期已建成岛内配电网，电网公司援引电力法限制分布式能源站直供电，只能通过电网向大学城供电。

2010年以来，在广州大学城项目的示范和引导下，全国各地又有十余个区域式分布式能源项目在前期论证和审批中，均是依托于当地工业园区或商贸物流区，利用天然气发电，同时利用烟气余热为区域内用户供冷或供热，如广西南宁华南城分布式能源站、江西华电九江分布式能源项目、上海莘庄工业园分布式能源项目等。

2、楼宇式分布式能源发展现状

楼宇式分布式能源主要针对单一的楼宇型用户，规模相对较小、系统比较简单，用户的负荷随季节和工作生活规律而变化，供能面积一般在几十万平米以内，包括办公楼、商场、酒店、医院、学校、居

8 民楼等用户都可以建设。如上海浦东机场能源中心作为浦东机场最为关键供冷供热主站，采用一台4000 kW 的燃气轮机发电，以天然气为主要燃料，集成燃气轮机热电联产系统，于1999年底投入运行。在北京，2003年市燃气集团监控中心建成燃气内燃机三联产系统，采用1台480kW和1台725kW的燃气内燃机，为32 000m2大楼建筑提供电、热和空调需求，成为北京市第一个利用天然气热电冷三联产的示范工程。2009年，杭州七堡天然气三联供项目投产，采用4台65kW燃气轮机，为杭州燃气公司9000m2办公楼提供冷热电负荷。

3、可再生能源分布式发电发展现状

在国家对可再生能源发展的大力支持下，近年来，我国风力发电和太阳能发电发展非常迅速，装机容量都已排在世界前列，但我国可再生资源具有能量密度底、分布不均衡以及远离消费中心的特点，目前主要还是采取集中规模化的发展思路，建设大规模发电站，配置远距离输送线路，这与分布式发电的概念还相距较远。统计资料显示，截止2011年底，我国风电装机容量已经超过6000万kW，光伏发电装机容量累计达到3GW，但其中作为“金太阳”工程的实施成果，仅有110万kW的太阳能光伏发电容量是在用户侧建设利用。

(三)对我国发展分布式能源发展分析

1、为推动分布式能源发展，国家已经出台了多项积极政策，但在有关天然气价补贴、并网接入、投资补贴等方面优惠目前还主要停留在方向上，且分散在《节约能源法》、《可再生能源法》等法规的相关章节内，缺乏具可操作性的实施细则、技术标准和配套措施，需要

9 进一步明确和落实相关法律、法规及政策细节。

2、各方面对分布式能源的宣传还不够，从政府到居民各层次对分布式能源的认识不足，多年来形成的“大的必然就是好的”电力发展理念一时难以转变。分布式能源的发展是以分散在用户端的形式存在，是基于先进的节能工艺、控制技术、环保理念和人性化设计基础上的新技术，以传统的小机组或小火电的观点来看待分布式能源系统，都会大大阻碍分布式能源技术的推广。

3、由于发展起步较晚，而分布式能源技术涉及的专业面比较广，目前我国分布式能源相关的技术标准还是接近空白，甚至对分布式能源的基本概念和术语都还没有统一的标准，技术标准体系和建设平台还有待完善。

4、目前，分布式能源并网接入在法律、政策、技术以及计量方面都还存在着诸多障碍，和国外发达国家相比还有一定的差距，不过随着《分布式发电管理办法》和《并网管理办法》的出台，相关问题会大大改善。此外，分布式能源站一般分布在城市中，对系统噪音、尾气以及热岛效应等排放的要求相对更加严格，在项目建设过程中需要在技术优化、环保设计以及宣传普及上做更多工作。

三、华电集团发展分布式能源的现状和规划

(一)华电集团分布式能源项目开发进展

作为国内首个向分布式能源领域进军的发电企业，中国华电集团公司早在2009年，就已经投资建成国内首个分布式能源项目—广州大学城分布式能源站。经过多年的运行，凭借着高效、节能的优势，

10 大学城能源站的运营取得了良好的社会效益，最大限度保证了大学城区域热、电用户需求，各项排放指标、氮氧化物、厂界平均电场强度、平均磁场强度等指标均远远低于国家排放标准，生活污水及工业污水基本做到零排放，各项性能参数均达到或接近设计水平，成为我国分布式能源发展的里程碑式起点，项目因此荣获“中国分布式能源十年标志性项目”。

截止目前，华电集团正在建设华电厦门集美分布式能源站等多个工程项目，并在郑州、上海、江西九江、北京丰台、广西南宁、天津北辰、河北迁安等地开展分布式能源项目的前期工作，与多处地方政府签订了分布式能源项目开发协议。预计到2015年，华电集团的分布式能源项目总装机容量将达到650万kW，到2020年装机规模将超过1000万kW。

产业化方面，2011年8月，由华电集团控股，在上海和GE公司合资成立了华电通用轻型燃机设备有限公司，主要生产航改型燃气轮机和开展部分部件生产的核心技术转移工作，为提高分布式能源系统核心技术的国产化提供了良好的平台。

在国内分布式能源行业领域，目前华电集团已经走在发展的前列，天然气分布式能源和可再生能源发电系统建设方面积累了一定的工程实践经验，未来随着国家支持分布式能源发展政策的进一步出台，华电集团还将取得更大的辉煌。

(二)华电集团分布式能源技术研究进展

1、依托实际工程开展技术优化和应用

11 2009年，依托广州大学城项目，华电集团完成了《分布式供能系统集成技术研究与应用》科技攻关项目的研发，取得了显著的经济效益：余热锅炉低压蒸汽进入补汽式汽轮机的使用，在不增加燃料消耗的前提下可额外增加上网电量约为3250万千瓦时，每年将为业主增加约2500多万元的纯收入;余热锅炉尾部受热面的改进，每小时可以额外得到290t/h的生活热水，每年将为业主增加600万元左右的收入;热水型溴化锂制冷机的使用，与电空调相比，每年可以节省30多万元的电费开支。全年综合效益增收3000多万元。

2、积极承担国家级科研项目

目前，华电集团在国内百kW和MW级地面燃气轮机总体性能设计，压气机、燃烧室、涡轮、回热器等关键部件的设计与研制，分布式供能系统集成与设计优化分析，以及典型工程示范等方面开展了许多工作。包括：主持承担国家973计划项目“多能源互补的分布式供能系统基础研究”，承担和参与“十一五”国家高技术研究发展计划(863计划)立项支持的全部4个MW级分布式供能的示范工程研究课题，承担国家863重点项目“单转子双轴1MW 级燃气轮机研制及其在冷热电联供系统中的应用示范”、“1MW级微型燃气轮机及其供能系统研制”、“百千瓦级微型燃气轮机研制”等燃气轮机等关键设备研发工作，开展分布式联供示范系统的系统优化集成和示范系统研发工作。

3、构建国家级技术研发(实验)平台

为响应国家发展战略，构建国家能源科技创新体系，满足能源行

12 业发展和技术进步的要求，推动分布式能源技术研究和推广应用，2011年，华电集团和中国科学院工程热物理研究所共同申请，承建“国家能源分布式能源技术研发(实验)中心”。2011年6月，完成研发中心的申请工作，并已通过国家能源局对研发(实验)中心建设方案和技术方案的评审。2011年9月，国家能源局批复设立国家能源分布式能源技术研发中心(《国能科技【2011】328号国家能源局关于设立第三批国家能源研发中心(重点实验室)的通知》)，依托中国华电集团公司和中科院工程热物理所共同建设。

目前，研发(实验)中心已经完成组织机构建设，下设了标准及规划、燃气动力技术、生物质能动力技术、太阳能风能技术、动力余热利用技术、蓄能及控制技术、电网接入技术、系统集成及设计、建筑节能及空调、测试技术等10个研究室，将在加强国际交流与合作，构建分布式能源系统测试、应用研究平台，承担国际科研合作项目，打造国内分布式能源高层次人才培养基地等方面开展工作。

(三)华电集团分布式能源发展战略规划

1、做好分布式能源开发战略布局

作为国内分布式能源领域的先行者，华电集团陆续在全国沿海发达地区和天然气主干管网经过的中心城市布局，目前已在天津、河北、山东、江苏、浙江、上海、广东、广西、湖北、湖南、江西和陕西等省市区的中心城市启动了一批分布式能源项目前期工作，其中江西九江城东港区、天津北辰、南宁华南城、河北迁安、西安火车北站、上海莘庄等六个分布式能源项目已经通过核准，其中九江城东港区和南

13 宁华南城两个项目已经江西省发改委和广西发改委分别上报国家能源局，申请列入国家分布式能源示范项目。

此外，在可再生能源开发利用方面，华电集团积极响应国家号召，大力发展风能、太阳能、生物质能和小水电等可再生能源发电项目，目前在安徽、山东、湖北、湖南、宁夏、青海等地区开展可再生能源发电项目前期工作。

2、重视分布式能源技术研发和成果转化

华电集团将勇担重任，努力建设好国家能源分布式能源研发(实验)中心，着力打造国内一流、国际先进的分布式能源技术科研创新和交流合作平台，将加快现有科研力量整合和人才培养，引进和利用好高端技术人才，与中科院、浙江大学等国内一流科研院所合作提高科技研发能力，通过与GE、西门子等国际一流企业合作提高技术成果转化效率，确保华电集团的分布式能源开发稳步发展、创新发展。

3、合理制定分布式能源项目开发中长期规划

为了进一步规范华电集团分布式能源建设管理，保证投资科学合理和风险可控在控，华电集团将公司分布式能源开发事业进行了细分和规划，形成三步走的战略规划，以最大限度地促进华电集团分布式能源事业的高效、稳定、可持续发展。

1)典型示范阶段

于近期启动一批分布式能源项目，选择在地域、用户、并网接入等方面有代表性的项目作为典型示范工程，用2～3年的时间，积累和完善典型示范工程在投资建设、工程设计、施工管理以及运行维护

14 等方面的经验，解决国内典型分布式能源系统集成、测试技术研究和应用，完成相关标准体系建设和标准制定。

2)推广应用阶段

总结典型示范工程建设经验和技术成果，全面推广发展分布式能源，基本解决部分分布式能源系统核心装备的国产化，装机规模力争在2015年达到650万千瓦。

3)大规模开发建设阶段

到2020年，在全国规模以上城市推广使用分布式能源系统，装机规模达到1000万千瓦以上，初步形成自主制造的产业。华电集团将继续秉持励精图治、锐意进取、开拓创新的精神，与国内同行一道携手并进，为繁荣我国分布式能源发展、促进我国能源结构调整的顺利实施和保证国家节能减排战略实现贡献力量。

四、对发展我国分布式能源的思考和政策建议

(一)科学决策、完善法律法规

1、加大宣传力度、提高公众认知

目前，国内对分布式能源方面的了解，无论是公众用户还是决策者都还需要进一步加深。国家需要加大宣传力度，尽快确定和统一分布式能源的定义，普及分布式能源系统在能源效率、可再生能源利用、装机规模、分散接入、节能减排、科学环保等方面的优势，为分布式能源的大发展打好群众基础。

2、完善法律法规建设

国外经验告诉我们，新兴行业的发展需要法律来保驾护航，只有

15 从国家法律、法规层面落实相关政策，才能真正确保分布式能源快速、健康和持续发展。随着国内各方面对发展分布式能源需求的不断增长，迫切需要在目前现有法律、法规和政策基础上，形成集中统一的、更具可操作性的实施细则和配套措施，在财税、金融等方面专门出台相关的扶持政策，在电价补贴、接入系统投资、节能奖励等方面给予优惠政策，将促进产业发展、制定合理价格机制、解决发展瓶颈的利好政策落实到实处和细节。

3、改善分布式能源并网管理

分布式能源是分散在用户端的供能系统，和传统集中式发电形式相比，分布式能源具有分散接入、规模小、独立灵活、因地制宜、按需供应的特点，是对传统能源利用形式的一次彻底革命，同样也会触动各方利益，特别是并网接入问题。分布式能源要发展，必须积极推进电力体制改革，改善并网接入管理，进一步明确电网企业在分布式能源系统发展上的责任和义务，确立全额购电的基本原则和合理的可持续发展的标竿电价，鼓励电网企业支持分布式能源的发展，为分布式能源大规模商业化发展创造条件。

(二)加快行业标准建设，通过科技创新促发展

1、构建行业标准体系，加快制定分布式能源技术标准标准是对行业长期研发成果和实践经验的归纳，是产品和技术合格的判定依据，同时也能作为宏观调控的技术手段。构建分布式能源行业的标准体系和编制技术标准，是保证分布式能源产业健康、有序发展的关键所在。

2、重视基础技术创新，加快分布式能源关键技术国产化分布式能源技术在我国的发展还刚起步，关键技术如燃气轮机技术、太阳能和风能发电核心技术、高效蓄能技术等，严重依赖国外发达国家，严重阻碍国内分布式能源产业的发展。因此，国家应加大科研投入，组织各方技术力量，重点解决关键技术的自主研发和产业化，提高分布式能源系统运行效率，改进分布式能源项目设计技术，积累分布式能源系统运行管理经验，不仅关系到降低投资成本、提高投资者积极性以及增强分布式能源技术市场竞争力等问题，同时为大规模的技术推广应用奠定坚实基础。

(三)科学合理制定分布式能源产业发展规划

在我国，近年来风能和太阳能的开发都经历过风暴式的增长过程，其结果除了带动行业快速发展的同时，也导致了产能过剩、开发过度无序、行业内恶性竞争等后果。因此，发展分布式能源，应该汲取国内其他相关行业发展的经验教训，根据行业科技进步、标准体系完善程度、用户需求发展以及行业内实际生产投资能力，在适合我国实际国情的基础上，科学合理地制定短中长期发展规划。政府在制定城市能源消费结构、城市能源发展规划以及城市热电联产规划时，也应给予天然气冷热电联产能源系统以适当的发展空间，做好分布式能源规划工作。

在可再生能源分布式发电方面，目前我国已经出台了《可再生能源中长期发展规划》，应该将其纳入到国家可再生能源发展规划中进行统一考虑，重点对城镇、边远地区分散式接入的可再生能源发电系

17 统进行规划，作为现有可再生能源发展规划的有力补充。

五、对我国分布式能源科技创新发展的建议

为进一步贯彻落实《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020年)》和《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》，面向分布式能源发展的实际需求与科技前沿，发挥科技在产业发展过程中的支撑与引领作用，“十二五”期间，建议国家支持在标准规划、动力技术、余热利用以及蓄能技术等方向重点开展研究和创新工作，加快推进分布式能源核心技术自主产业化，推动我国分布式能源产业健康可持续发展。

(一)发展目标

在“十二五”期间，重点突破中小型燃气轮机、太阳能利用、风能利用、生物质能利用以及蓄能等分布式能源核心部件的关键技术开发，掌握具有国际领先水平的新工艺和新技术，形成我国完整的分布式能源核心技术研发、装备制造、工程建设和运行维护的技术成果转化服务体系;构建分布式能源技术国家标准体系和系统集成、检测平台;培育一批高水平的科技创新队伍，建设我国分布式能源技术的交流合作平台，全面提升我国分布式能源技术研发的国际竞争力，促进我国分布式能源装备制造和技术服务产业发展。

(二)重点方向和任务

1、政策与战略研究

研究分布式能源的国内外政策法规;研究适合我国国情的分布式能源发展战略;研究我国分布式能源的产业发展规划、立项管理、并

18 网管理、运营模式、电价机制以及优惠政策等。

2、核心技术研发 1)动力技术研究

研究高速小型燃气轮机、高速透平膨胀制冷机和发电机的轴系运行特点;研究小型燃气轮机的制造工艺;研究基于高速气体轴承-柔性转子结构轴系与压气机、涡轮及发电机的一体化设计技术;以高速柔性轴系一体化、耦合调频技术、非线性振动测试分析和故障诊断技术等为主要技术手段完成部件和子系统的结构集成研究等。

研究航改型燃气轮机的配套关键技术及装备工艺;研究航改型燃气轮机部分非核心部件的自主技术和国产化等。

研究分布式可再生能源发电技术;研究燃料电池发电技术;研究化石燃料与中低温太阳热能品位互补技术等。

2)余热利用技术研究

研究动力余热驱动的功冷并供循环技术;研究正逆循环耦合的机理，寻求适应低品位动力排烟余热大温度区间梯级利用、功冷并供的新方法;研究变工况下的分布式供能系统能量转换特性等。

3)蓄能技术研究

研究并揭示压缩空气蓄能、抽水蓄能、电容蓄电、化学蓄能等蓄能技术的特点;研究适合分布式能源系统的蓄电技术;研发新型高效蓄热技术;研究主动蓄热型分布式能源系统特点等。

4)系统集成控制技术研究

研究基于设备性能优化的分布式供能系统运行优化技术;研究基

19 于多能源形式匹配和负荷分析的系统集成技术;研究分布式能源控制技术等。

5)微网技术研究

研究分布式能源微网系统功率匹配和平衡控制技术;研究分布式能源微网系统电能质量控制和系统保护技术;研究分布式能源微网系统在并网和孤立状态下的安全稳定运行和无缝切换技术;研究基于可再生能源发电的微电网控制技术;研究分布式发电微网保护技术等。

3、成果转化与集成示范

加快分布式能源系统关键技术的自主研发和产业化，将具有创新性的技术成果在实际工程中推广应用，改进关键设备的生产制造工艺，降低分布式能源项目开发成本，积极推进分布式能源典型示范项目建设，在寒冷气候地区、冬冷夏热气候地区、湿热气候地区，分别选择典型用户，开展分布式供能系统方案设计和应用研究。

4、公共服务平台建设

建设国家级分布式能源公共数据库和信息服务中心，建设国家级的公共研发与试验测试平台，研究分布式能源系统集成和检测技术，建设分布式能源的国家实验室、工程技术中心、产业化基地，推动我国分布式能源自主创新能力建设，推动分布式能源技术进步，促进分布式能源发展。

1)建设公共数据库及信息服务平台

研究建立我国分布式能源政策、法规、技术、标准、专利等各个方面的公关数据库，建设分布式能源公共信息服务中心，推动数据和

20 信息等资源共享，为国家发展战略决策提供技术支持。

2)建设标准、检测与认证体系

研究建立国家级分布式能源标准化平台，构建和完善分布式能源标准体系，制定适合我国国情的分布式能源标准，研究和完善分布式能源设备及系统性能测试评价方法，统一规范认证模式，有效推进分布式能源系统检测、评估和认证工作。

3)建设国家级的科技创新平台

建设分布式能源的国家重点实验室、工程技术研究中心、产业联盟以及产业化基地等技术创新平台，加快推进前沿科技的自主研发和产业化，重视创新科技的工程应用和典型示范作用。

5、人才培养

依托分布式能源领域的重大科研项目、重点学科和科研基地以及国际学术交流与合作项目，加大分布式能源领域学科或学术带头人的培养力度，积极推进创新团队建设，培育一批专业技术过硬、自主创新能力强、具有国际竞争力和影响力的高水平研究团队;进一步完善高级专家培养与选拔的制度体系，培养造就一批中青年高级专家，提高风电自主研发与创新能力。

鼓励分布式能源相关企业聘用高层次科技人才，培养优秀科技人才，并给予政策支持;鼓励和引导科研院所和高等院校的科技人员进入市场创新创业;鼓励企业与高等院校和科研院所共同培养技术人才;鼓励企业多方式、多渠道培养不同层次研发与工程技术人才;支持企业吸引和招聘海外科学家和工程师。

21 制定和实施吸引分布式能源领域海外优秀人才回国工作和为国服务计划，重点吸引高层次人才和紧缺人才;加大对高层次留学人才回国的资助力度;加大高层次创新人才公开招聘力度;健全留学人才为国服务的政策措施;实施有吸引力的政策措施，吸引海外高层次优秀科技人才和团队来华工作。

6、国际交流与合作

结合我国分布式能源发展的需要，针对分布式能源关键动力技术、余热利用技术、系统集成技术等方向，和国外相关领域前沿科研院所进行交流和合作，提升我国分布式能源技术基础科学领域的研究能力。针对我国实际分布式能源项目的特点和技术难点，支持国内科研院所，围绕分布式能源系统关键技术，深入和拓展与国外组织、科研机构以及企业间的技术合作。

针对国内分布式能源领域的人才培养机制、公共技术服务平台建设、检测认证机构建设等方向，与国外发达国际展开合作与交流，借助欧美国家成功经验，提升我国分布式能源技术服务水平。

紧紧围绕国内需求、重点任务等相关要求，有针对性地积极参与国际研究课题，积极参与国际标准的研究与制定;鼓励在华创建分布式能源领域的国际或区域性科技组织;鼓励我国科学家和科研人员在国际组织及国际研究计划中任职或承担重要研究工作，提高我国科研创新水平和国际影响力。

(三)保障措施

1、以企业为主体，采用产学研合作模式，建设分布式能源技术

22 研发、成果转化、工程示范一体化的合作机制，突破分布式能源产业关键技术研究和应用。

2、强化国家宏观协调管理能力，提高科研项目管理水平，合理规划科研力量和资源配置，大力培养和引进高端技术人才，按进度落实“十二五”科技发展规划和目标。

3、加大分布式能源技术研发投入力度，正确引导地方政府、行业内、企业等各种社会资金投入，加强对基础研究、前沿科技研发、国际先进技术引进消化、重点学科建设、科研条件和技术服务体系构建方面的投入。

4、充分发挥国家高新技术产业开发区、国家级高新技术产业化基地的作用，加快成果产业化，推动创新型产业集群建设工程合理选择技术路径和产业路线，促进产业集群的形成和创新发展。

第三篇：环境保护部国家发展和改革委员会国家能源局

关于进一步加强生物质发电项目环境影响评价管理工作的通知

环发〔2008〕82号

各省、自治区、直辖市环境保护局(厅)和发展改革委，解放军环境保护局，新疆生产建设兵团环境保护局：

自2006年6月原国家环保总局与国家发展和改革委员会印发《关于加强生物质发电项目环境影响评价管理工作的通知》(环发〔2006〕82号)以来，各地认真贯彻落实通知精神，不断加强生物质发电项目的环境影响评价管理工作。随着相关政策的不断调整与完善，为进一步加强和规范生物质发电项目的环境影响评价管理工作，现对有关内容调整如下：

一、根据《可再生能源法》、《可再生能源产业发展指导目录》、《可再生能源发电有关管理规定》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，生物质发电项目主要为农林生物质直接燃烧和气化发电、生活垃圾(含污泥)焚烧发电和垃圾填埋气发电及沼气发电项目。

二、根据《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》，城市生活垃圾(含污泥)发电应当符合以下条件：垃圾焚烧炉建设及其运行符合国家或行业有关标准或规范;使用的垃圾数量及品质必须有保证。

现阶段，采用流化床焚烧炉处理生活垃圾作为生物质发电项目申报的，其掺烧常规燃料质量应控制在入炉总质量的20%以下。其他新建的生物质发电项目原则上不得掺烧常规燃料。国家鼓励对常规火电项目进行掺烧生物质的技术改造，当生物质掺烧量按照质量换算低于80%时，应按照常规火电项目进行管理。

三、建设生物质发电项目应充分结合当地特点和优势，合理规划和布局，防止盲目布点。生活垃圾焚烧发电项目建设，要以城市总体规划、土地利用规划及环境卫生专项规划(或城市生活垃圾集中处置规划等)为基础，确定合理的布局及建设规模;秸秆发电项目原则上应布置在农作物相对集中地区，要充分考虑秸秆产量和合理的运输范围;林木生物质发电项目原则上布置在重点林区;垃圾填埋气发电项目厂址应与垃圾填埋场统筹规划;沼气发电项目要与大型畜禽养殖场、城市生活污水处理工程、工业企业的废水处理工程配套建设。在采暖地区县级城镇周围建设的农林生物质发电项目，应尽量结合城镇集中供热，建设生物质热电联产工程。

四、生物质发电项目必须依法开展环境影响评价。除生活垃圾填埋气发电及沼气发电项目编制环境影响报告表外，其他生物质发电项目应编制环境影响报告书。生物质发电项目环境影响报告书(表)报项目所在省、自治区、直辖市环境保护行政主管部门审批。各省、自治区、直辖市环境保护行政主管部门应在审批完成后三个月内，将审批文件报国务院环境保护行政主管部门备案。

五、在生物质发电项目环境影响评价及审批工作中，应重点做好以下几项工作(具体技术要点详见附件)：

(一)切实做好生物质发电项目的选址和论证工作。根据区域总体规划、有关专项规划及生物质资源分布特点，深入论证生物质发电项目选址的可行性。一般不得在城市建成区新建生物质发电项目。

(二)做好污染预防、厂址周边环境保护和规划控制工作，应根据污染物排放情况，明确合理的防护距离要求，作为规划控制的依据，防止对周围环境敏感保护目标的不利影响。

(三)结合生物质发电项目的发展现状，明确严格的污染物治理措施，确保污染物排放符合国家和地方规定的排放标准。引进国外设备的，污染物排放限值应不低于引进国同类设备的排放限值。

(四)采用农林生物质、生活垃圾等作为原燃料的生物质发电项目，在环境影响评价中必须考虑原燃料收集、运输、贮存环节的环境影响。

(五)加强环境风险防范工作，在环境影响评价中必须考虑风险事故情况下的环境影响，督促企业落实风险防范应急预案，杜绝污染事故发生。

(六)依法做好公众参与环境影响评价工作。

附件：生物质发电项目环境影响评价文件审查的技术要点

环境保护部发展改革委能源局

二○○八年九月四日

主题词：环保生物质发电环评通知

附件：

生物质发电项目环境影响评价文件审查的技术要点

一、生活垃圾焚烧发电类项目

1、厂址选择

按照原建设部、国家环境保护总局、科技部《关于印发〈城市生活垃圾处理及污染防治技术政策〉的通知》(建城〔2000〕120号)的要求，垃圾焚烧发电适用于进炉垃圾平均低位热值高于5000千焦/千克、卫生填埋场地缺乏和经济发达的地区。

选址必须符合所在城市的总体规划、土地利用规划及环境卫生专项规划(或城市生活垃圾集中处置规划等);应符合《城市环境卫生设施规划规范

(GB50337-2003)》、《生活垃圾焚烧处理工程技术规范(CJJ90-2002)》对选址的要求。

除国家及地方法规、标准、政策禁止污染类项目选址的区域外，以下区域一般不得新建生活垃圾焚烧发电类项目：

(1)城市建成区;

(2)环境质量不能达到要求且无有效削减措施的区域;

(3)可能造成敏感区环境保护目标不能达到相应标准要求的区域。

2、技术和装备

焚烧设备应符合《当前国家鼓励发展的环保产业设备(产品目录)》(2007年修订)关于固体废物焚烧设备的主要指标及技术要求。

(1)除采用流化床焚烧炉处理生活垃圾的发电项目，其掺烧常规燃料质量应控制在入炉总量的20%以下外，采用其他焚烧炉的生活垃圾焚烧发电项目不得掺烧煤炭。必须配备垃圾与原煤给料记录装置。

(2)采用国外先进成熟技术和装备的，要同步引进配套的环保技术，在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制设施的设计、运行值要求。

(3)有工业热负荷及采暖热负荷的城市或地区，生活垃圾焚烧发电项目应优先

选用供热机组，以提高环保效益和社会效益。

3、污染物控制

(1)燃烧设备须达到《生活垃圾焚烧污染控制标准》(GB18485-2001)规定的“焚烧炉技术要求”;采取有效污染控制措施，确保烟气中的SO

2、NOX、HCl等酸性气体及其它常规烟气污染物达到《生活垃圾焚烧污染控制标准》(GB18485-2001)表3“焚烧炉大气污染物排放限值”要求;对二噁英排放浓度应参照执行欧盟标准(现阶段为0.1TEQng/m3);在大城市或对氮氧化物有特殊控制要求的地区建设生活垃圾焚烧发电项目，应加装必要的脱硝装置，其他地区须预留脱除氮氧化物空间;安装烟气自动连续监测装置;须对二噁英的辅助判别措施提出要求，对炉内燃烧温度、CO、含氧量等实施监测，并与地方环保部门联网，对活性炭施用量实施计量。

(2)酸碱废水、冷却水排污水及其它工业废水处理处置措施应合理可行;垃圾渗滤液处理应优先考虑回喷，不能回喷的应保证排水达到国家和地方的相关排放标准要求，应设置足够容积的垃圾渗滤液事故收集池;产生的污泥或浓缩液应在厂内自行焚烧处理、不得外运处置。

(3)焚烧炉渣与除尘设备收集的焚烧飞灰应分别收集、贮存、运输和处置。焚烧炉渣为一般工业固体废物，工程应设置相应的磁选设备，对金属进行分离回收，然后进行综合利用，或按《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》

(GB18599-2001)要求进行贮存、处置;焚烧飞灰属危险废物，应按《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)及《危险废物填埋污染控制标准》(GB18598-2001)进行贮存、处置;积极鼓励焚烧飞灰的综合利用，但所用技术应确保二噁英的完全破坏和重金属的有效固定、在产品的生产过程和使用过程中不会造成二次污染。《生活垃圾填埋污染控制标准》(GB16889-2007)实施后，焚烧炉渣和飞灰的处置也可按新标准执行。

(4)恶臭防治措施：垃圾卸料、垃圾输送系统及垃圾贮存池等采用密闭设计，垃圾贮存池和垃圾输送系统采用负压运行方式，垃圾渗滤液处理构筑物须加盖密封处理。在非正常工况下，须采取有效的除臭措施。

4、垃圾的收集、运输和贮存

鼓励倡导垃圾源头分类收集、或分区收集，垃圾中转站产生的渗滤液不宜进入垃圾焚烧厂，以提高进厂垃圾热值;垃圾运输路线应合理，运输车须密闭且有防止垃圾渗滤液的滴漏措施，应采用符合《当前国家鼓励发展的环保产业设备(产品目录)》(2007年修订)主要指标及技术要求的后装压缩式垃圾运输车;对垃圾贮存坑和事故收集池底部及四壁采取防止垃圾渗滤液渗漏的措施;采取有效防止恶臭污染物外逸的措施。危险废物不得进入生活垃圾焚烧发电厂进行处理。

5、环境风险

环境影响报告书须设置环境风险影响评价专章，重点考虑二噁英和恶臭污染物的影响。事故及风险评价标准参照人体每日可耐受摄入量4pgTEQ/kg执行，经呼吸进入人体的允许摄入量按每日可耐受摄入量10%执行。根据计算结果给出可能影响的范围，并制定环境风险防范措施及应急预案，杜绝环境污染事故的发生。

6、环境防护距离

根据正常工况下产生恶臭污染物(氨、硫化氢、甲硫醇、臭气等)无组织排放源强计算的结果并适当考虑环境风险评价结论，提出合理的环境防护距离，作为项目与周围居民区以及学校、医院等公共设施的控制间距，作为规划控制的依据。新改扩建项目环境防护距离不得小于300米。

7、污染物总量控制

工程新增的污染物排放量，须提出区域平衡方案，明确总量指标来源，实现 “增产减污”。

8、公众参与

须严格按照原国家环保总局颁发的《环境影响评价公众参与暂行办法》(环发〔2006〕28号)开展工作。公众参与的对象应包括受影响的公众代表、专家、技术人员、基层政府组织及相关受益公众的代表。应增加公众参与的透明度，适当组织座谈会、交流会使公众与相关人员进行沟通交流。应对公众意见进行归纳分析，对持不同意见的公众进行及时的沟通，反馈建设单位提出改进意见，最终对公众意见的采纳与否提出意见。对于环境敏感、争议较大的项目，地方各级政府要负责做好公众的解释工作，必要时召开听证会。

9、环境质量现状监测及影响预测

除环境影响评价导则的相关要求外，还应重点做好以下工作：

(1)现状监测：根据排放标准合理确定监测因子。在垃圾焚烧电厂试运行前，需在厂址全年主导风向下风向最近敏感点及污染物最大落地浓度点附近各设1个监测点进行大气中二噁英监测;在厂址区域主导风向的上、下风向各设1个土壤中二噁英监测点，下风向推荐选择在污染物浓度最大落地带附近的种植土壤。

(2)影响预测：在国家尚未制定二噁英环境质量标准前，对二噁英环境质量影响的评价参照日本年均浓度标准(0.6pgTEQ/m3)评价。加强恶臭污染物环境影响预测，根据导则要求采用长期气象条件，逐次、逐日进行计算，按有关环境评价标准给出最大达标距离，具备条件的也可按照同类工艺与规模的垃圾电厂的臭气浓度调查、监测类比来确定。

(3)日常监测：在垃圾焚烧电厂投运后，每年至少要对烟气排放及上述现状监测布点处进行一次大气及土壤中二噁英监测，以便及时了解掌握垃圾焚烧发电项目及其周围环境二噁英的情况。

10、用水

垃圾发电项目用水要符合国家用水政策。鼓励用城市污水处理厂中水，北方缺水地区限制取用地表水、严禁使用地下水。

二、农林生物质直接燃烧和气化发电类项目

1、农林生物质的范围

农林生物质的种类包括农作物的秸秆、壳、根，木屑、树枝、树皮、边角木料，甘蔗渣等。

2、厂址选择

(1)应符合当地农林生物质直接燃烧和气化发电类项目发展规划，充分考虑当地生物质资源分布情况和合理运输半径。

(2)厂址用地应符合当地城市发展规划和环境保护规划，符合国家土地政策;城市建成区、环境质量不能达到要求且无有效削减措施的或者可能造成敏感区环境保护目标不能达到相应标准要求的区域，不得新建农林生物质直接燃烧和气化发电项目。

3、技术和装备

(1)生物质焚烧锅炉应以农林生物质为燃料，不得违规掺烧煤、矸石或其它矿物燃料。

(2)采用国外成熟技术和装备，要同步引进配套的环保技术和污染控制设施。在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制设施的设计运行值要求。

秸秆直燃发电项目应避免重复建设，尽量选择高参数机组，原则上项目建设规模应不小于12MW。

4、大气污染物排放标准

(1)烟气污染物排放标准

单台出力65t/h以上采用甘蔗渣、锯末、树皮等生物质燃料的发电锅炉，参照《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)规定的资源综合利用火力发电锅炉的污染物控制要求执行。

单台出力65t/h及以下采用甘蔗渣、锯末、树皮等生物质燃料的发电锅炉，参照《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2001)中燃煤锅炉大气污染物最高允许排放浓度执行。

有地方排放标准且严于国家标准的，执行地方排放标准。

引进国外燃烧设备的项目，在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制设施的设计运行值要求。

(2)无组织排放控制标准

根据生物质发电项目所在区域的环境空气功能区划，其产生的恶臭污染物(氨、硫化氢、甲硫醇、臭气)浓度的厂界排放限值，分别按照《恶臭污染物排放标准》(GB14555-93)表1相应级别的指标执行，如环境空气二类区，生物质发电项目的恶臭污染物执行《恶臭污染物排放标准》(GB14555-93)二级标准限值。

掺烧常规燃料(如煤炭)，其煤堆场煤尘无组织排放控制标准，其单位法定周界无组织排放监控浓度值执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)。非甲烷总烃厂界无组织排放监控浓度执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)。

5、污染物控制

采取的烟气治理措施，能确保烟尘等污染物达到国家排放标准;采用有利于减少NOX产生的低氮燃烧技术，并预留脱氮装置空间;配备贮灰渣装置或设施，配套灰渣综合利用设施，做到灰渣全部综合利用。

6、恶臭防护距离

按照其恶臭污染物(氨、硫化氢、甲硫醇、臭气等)无组织排放源强确定合理的防护距离。

7、原料的来源、收集、运输和贮存

落实稳定的农林生物质来源，配套合理的秸秆收集、运输、贮存、调度和管理体系;原料场须采取可行的二次污染防治措施。

8、用水

农林生物质直接燃烧和气化发电项目用水是否符合国家用水政策。鼓励用城市污水处理厂中水，北方缺水地区限制取用地表水、严禁使用地下水。

9、环境风险

设置环境风险影响评价专章，根据项目特点及环境特点，制定环境风险防范措施及防范应急预案，杜绝环境污染事故的发生。

三、垃圾填埋气发电及沼气发电类项目

1、厂址选择

用地符合当地城市发展规划和环境保护规划，符合国家土地政策。垃圾填埋气发电厂址应与垃圾填埋场统筹规划。

2、技术和装备

鼓励采用具有自主知识产权的成熟技术和设备。采用国外先进成熟技术和装备

的，应同步引进配套的环保技术和污染控制设施，在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制措施的设计运行值要求。

3、大气污染物排放标准

(1)烟气污染物排放标准

单台出力65t/h以上的发电锅炉，参照《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)规定的燃气轮机组的污染物控制要求执行。

单台出力65t/h及以下的发电锅炉，参照《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2001)中燃气锅炉大气污染物最高允许排放浓度执行。

有地方排放标准且严于国家标准的，执行地方排放标准。

引进国外燃烧设备的项目，在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制设施的设计运行值要求。

(2)无组织排放控制标准

非甲烷总烃厂界无组织排放监控浓度执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)。

4、污染物控制

采取的垃圾填埋气和沼气预处理及烟气治理措施，要确保烟尘等污染物达到国家排放标准;燃烧系统应采用有利于减少NOX产生的低氮燃烧技术，并预留脱氮装置空间。

5、恶臭防护距离

按照其恶臭污染物(氨、硫化氢、甲硫醇、臭气等)无组织排放源强确定合理的防护距离。

6、环境风险

应设置环境风险影响及对策章节，并根据项目特点及环境特点，制定环境风险防范措施及防范应急预案，杜绝环境污染事故的发生。

7、用水

此类项目用水须符合国家用水政策。鼓励用城市污水处理厂中水，北方缺水地区限制取用地表水、严禁使用地下水。

第四篇：国家发展改革委国家能源局关于提升电力系统调节能力的指导意见

国家发展改革委国家能源局关于提升

电力系统调节能力的指导意见

发改能源〔2018〕364号

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(能源局)、经信委(工信委、工信厅)、国家能源局各派出监管机构，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电投、国能投集团公司，国投公司、华润集团，中国国际工程咨询公司、电力规划设计总院：

为贯彻落实党的十九大精神，按照2017年中央经济工作会议部署，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，扎实推动能源生产和消费革命，推进电力供给侧结构性改革，构建高效智能的电力系统，提高电力系统的调节能力及运行效率。现提出以下指导意见：

一、重要意义

党的十九大报告指出，要推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。2017年中央经济工作会议提出，要增加清洁电力供应，促进节能环保、清洁生产、清洁能源等绿色产业发展。当前，我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求，大型机组难以发挥节能高效的优势，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题，区域用电用热矛盾突出。为实现我国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标，保障电力安全供应和民生用热需求，需着力提高电力系统的调节能力及运行效率，从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，重点增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题，推进绿色发展。

二、加快推进电源侧调节能力提升

(一)实施火电灵活性提升工程。

根据不同地区调节能力需求，科学制定各省火电灵活性提升工程实施方案。“十三五”期间，力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造(含燃料灵活性改造，下同)，提升电力系统调节能力4600万千瓦。优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%~40%额定容量，热电联产机组最小技术出力达到40%~50%额定容量;部分电厂达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~30%。

加快已审批的选点规划推荐的抽水蓄能电站建设，适时开展新一轮选点规划，加快推进西南地区龙头水库电站建设。“十三五”期间，开工建设6000万千瓦抽水蓄能电站和金沙江中游龙头水库电站。到2020年，抽水蓄能电站装机规模达到4000万千瓦(其中“三北”地区1140万千瓦)，有效提升电力系统调节能力。

在气源有保障、调峰需求突出的地区发展一定规模的燃气机组进行启停调峰，“十三五”期间，新增调峰气电规模500万千瓦，提升电力系统调节能力500万千瓦。

积极支持太阳能热发电，推动产业化发展和规模化应用，“十三五”期间，太阳能热发电装机力争达到500万千瓦，提升电力系统调节能力400万千瓦。

(三)推动新型储能技术发展及应用。

加快新型储能技术研发创新，重点在大容量液流、锂离子、钠硫、铅炭电池等电化学储能电池、压缩空气储能等方面开展创新和推广，提高新型储能系统的转换效率和使用寿命。在调峰调频需求较大、弃风弃光突出的地区，结合电力系统辅助服务市场建设进度，建设一批装机容量1万千瓦以上的集中式新型储能电站，在“三北”地区部署5个百兆瓦级电化学储能电站示范工程。开展在风电、光伏发电项目配套建设储能设施的试点工作。鼓励分布式储能应用。到2020年，建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目。

三、科学优化电网建设

(四)加强电源与电网协调发展。

坚持市场需求为导向，在确定电源规划和年度实施方案过程中，组织相关方确定电力消纳市场、送电方向，同步制定接入电网方案，明确建设时序。根据不同发电类型和电网工程建设工期等，合理安排电源及配套电网项目的核准建设进度，确保同步规划同步实施同步投产，避免投资浪费。

(五)加强电网建设。

加强新能源开发重点地区电网建设，解决送出受限问题。落实《电力发展“十三五”规划》确定的重点输电通道，“十三五”期间，跨省跨区通道新增19条，新增输电能力1.3亿千瓦，消纳新能源和可再生能源约7000万千瓦。进一步完善区域输电网主网架，促进各电压等级电网协调发展。

开展配电网建设改造，推动智能电网建设，满足分布式电源接入需要，全面构建现代配电系统。按照差异化需求，提高信息化、智能化水平，提高高压配电网“N-1”通过率，加强中压配电网线路联络率，提升配电自动化覆盖率。

(六)增强受端电网适应性。

开展专项技术攻关，发展微电网等可中断负荷，解决远距离、大容量跨区直流输电闭锁故障影响受端安全稳定运行问题，提升受端电网适应能力，满足受端电网供电可靠性。

四、提升电力用户侧灵活性

(七)发展各类灵活性用电负荷。

推进售电侧改革，通过价格信号引导用户错峰用电，实现快速灵活的需求侧响应。开展智能小区、智能园区等电力需求响应及用户互动工程示范。开展能效电厂试点。鼓励各类高耗能企业改善工艺和生产流程，为系统提供可中断负荷、可控负荷等辅助服务。全面推进电能替代，到2020年，电能替代电量达到4500亿千瓦时，电能占终端能源消费的比重上升至27%。在新能源富集地区，重点发展热泵技术供热、蓄热式电锅炉等灵活用电负荷，鼓励可中断式电制氢、电转气等相关技术的推广和应用。

(八)提高电动汽车充电基础设施智能化水平。

探索利用电动汽车储能作用，提高电动汽车充电基础设施的智能化水平和协同控制能力，加强充电基础设施与新能源、电网等技术融合，通过“互联网+充电基础设施”，同步构建充电智能服务平台，积极推进电动汽车与智能电网间的能量和信息双向互动，提升充电服务化水平。

五、加强电网调度的灵活性

(九)提高电网调度智能水平。

构建多层次智能电力系统调度体系。优化开机方式，确定合理备用率。开展风电和太阳能超短期高精度功率预测、高渗透率新能源接入电网运行控制等专题研究，提高新能源发电参与日内电力平衡比例。实施风光功率预测考核，将风电、光伏等发电机组纳入电力辅助服务管理，承担相应辅助服务费用，实现省级及以上的电力调度机构调度的发电机组全覆盖。国家能源局批复的电力辅助服务市场改革试点地区，按照批复方案推进执行。完善日内发电计划滚动调整机制，调度机构根据风光短期和超短期功率预测信息，动态调整各类调节电源的发电计划以及跨省跨区联络线输送功率。

探索电力热力联合智能调度机制，在调度机构建立热电厂电力热力负荷实时监测系统，并根据实际热力负荷需求确定机组发电曲线。研究制定储热装置、电热锅炉等灵活热源接入后的智能调度机制。

(十)发挥区域电网调节作用。

建立常规电源发电计划灵活调整机制，各区域电网内共享调峰和备用资源。研究在区域电网优化开机方式，提升新能源发电空间。在新能源送出受限地区，开展动态输电容量应用专题研究。

(十一)提高跨区通道输送新能源比重。

优化在运跨省跨区输电通道运行方式。调整和放缓配套火电建设的跨区输电通道，富余容量优先安排新能源外送，力争“十三五”期间，“三北地区”可再生能源跨区消纳4000万千瓦以上。水电和风电输电通道同时送入的受端省份，应研究水电和风电通道送电曲线协调配合方式，充分发挥风电和水电的互补效益，增加风电通道中风电占比。

六、提升电力系统调节能力关键技术水平

(十二)提高高效智能装备水平。

依托基础研究和工程建设，组织推动提升电力系统调节能力关键装备的技术攻关、试验示范和推广应用。突破一批制约性或瓶颈性技术装备和零部件的技术攻关，推动一批已完成技术攻关的关键技术装备开展试验示范，进一步验证技术路线和经济性，推广一批完成试验示范的技术装备实现批量化生产和产业化应用。

(十三)升级能源装备产业体系。

在电力装备领域，形成一批具有自主知识产权和较强竞争力的装备制造企业集团，形成具有比较优势的较完善产业体系和产学研用有机结合的自主创新体系，总体具有较强国际竞争力，实现引领能源装备制造业转型升级。

(十四)加强创新推动新技术应用。

建立企业、研究机构、高校多方参与的提升电力系统调节能力技术创新应用体系。加强火电灵活性改造技术的研发和应用，推进能源互联网、智能微电网、电动汽车、储能等技术的应用。着力通过技术进步和规模化应用促进电力系统与信息技术的融合和电储能技术成本的降低。

七、建立健全支撑体系

(十五)完善电力辅助服务补偿(市场)机制。

按照“谁受益、谁承担”的原则，探索建立发电企业和用户参与的辅助服务分担共享机制。进一步完善和深化电力辅助服务补偿(市场)机制，实现电力辅助服务补偿力度科学化，合理确定火电机组有偿调峰的调峰深度，并根据系统调节能力的变化进行动态调整，合理补偿火电机组、抽水蓄能电站和新型储能电站灵活运行的直接成本和机会成本。鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，鼓励自动发电控制和调峰服务按效果补偿，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。

(十六)鼓励社会资本参与电力系统调节能力提升工程。

支持社会资本参与火电灵活性改造，以及各类调峰电源和大型储能电站建设。支持地方开展抽蓄电站投资主体多元化和运行模式探索。鼓励以合同能源管理等第三方投资模式建设、运营电厂储热、储能设施。火电厂在计量出口内建设的电供热储能设施，按照系统调峰设施进行管理并对其深度调峰贡献给予合理经济补偿，其用电参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。

(十七)加快推进电力市场建设。

加快电力市场建设，大幅度提高电力市场化交易比重，建立以市场为导向的促进新能源消纳的制度体系。逐步建立中长期市场和现货市场相结合的电力市场，通过弹性电价机制释放系统灵活性。研究利用市场机制支持储能等灵活调节电源发展的政策，充分反映调节电源的容量价值。在电力现货市场建立之前，通过峰谷电价、分时电价等价格机制，支持电力系统调节平衡。大力推进售电侧改革，鼓励售电公司制定灵活的售电电价，促进电力消费者与生产者互动。以北方地区冬季清洁取暖为重点，鼓励风电企业、供暖企业参与电力市场交易，探索网、源、荷三方受益的可持续发展机制。

(十八)建立电力系统调节能力提升标准体系。

开展有关电力系统调节能力提升的标准制订和修编工作。对现有火电厂技术标准进行修编，“三北”地区新建煤电达到相应灵活运行标准，新建热电机组实现“热电解耦”技术要求。研究编制新型储能技术以及需求侧智能化管理的相关标准。借鉴国际电力系统灵活运行先进经验，促进电力系统调节能力提升技术标准的国际交流与合作。

八、按职责分工抓紧组织实施

(十九)加强组织领导。

国家发展改革委、国家能源局牵头开展电力系统调节能力提升工程及监管相关工作，统筹协调解决重大问题。各省级人民政府相关主管部门因地制宜研究制定本省(区、市)电力系统调节能力提升工程实施方案，将电力系统调节能力提升效果纳入节能减排考核体系。电力现货市场建设试点地区可结合市场设计方案，自行设计提高电力系统调节能力及运行效率的调度机制。各电网企业和发电企业是提升电力系统调节能力的实施主体，要积极制定实施计划，落实项目资金，推动项目建设。国家能源局各派出能源监管机构会同各地方能源主管部门负责电力系统调节能力提升工程的具体监管工作，国家能源局各派出能源监管机构负责组织推进当地电力辅助服务补偿(市场)工作及日常事务的协调处理。各单位要根据指导意见相关要求，统筹谋划，协作配合，科学组织实施，务实有序推进相关工作。

(二十)强化监督管理。

国家能源局各派出能源监管机构会同各地方能源主管部门对电力系统调节能力提升工程开展专项监管。对于实施方案整体落实不到位的省份，将削减其新能源等电源建设指标。对已享受相关优惠政策但实际运行效果未达到的项目，将向社会公布，视情节取消相关优惠政策。对已纳入灵活性改造范围的火电机组，未按时完成改造或未达到规定调节效果的，将暂时削减其计划发电量。国家能源局将按年度对全国电力系统调节能力提升工程的进展情况进行评价考核。

国家发展改革委国家能源局 2018年2月28日