能源局官员范文

能源局官员范文第1篇

国家发展和改革委员会 国家能源局

关于进一步加强煤矿建设项目安全工作的通知

安监总煤监〔2009〕146号

各产煤省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团安全生产监督管理局、发展改革委、经委(经贸委、工业办)、煤炭局(行业办)，各省级煤矿安全监察机构，有关中央企业：

近期，煤矿建设项目施工过程中发生多起生产安全事故，暴露出当前煤矿建设安全工作存在着诸多薄弱环节和突出问题。为切实吸取事故教训，有效防范和坚决遏制重特大煤矿建设事故的发生，现就进一步加强煤矿建设项目安全工作通知如下：

一、严格履行煤矿建设报批程序，切实做到依法依规建设。各有关单位要认真贯彻落实国家发展改革委等五部门《关于加强煤矿建设项目管理的通知》(发改能源〔2006〕1039号)要求，严格执行煤矿建设项目报批程序。凡未经核准、未经安全设施设计审批以及越权审批、未批先建、批小建大等违规项目一律禁止开工建设，已经开工的必须立即停止施工。因违规审批、批小建大等新增的煤炭生产能力，一律不予认可。

二、加强煤矿建设项目招投标管理。煤矿建设项目施工单位必须具备与建设项目相符的资质条件，高瓦斯、煤(岩)与瓦斯(二氧化碳)突出及水害严重的建设项目，其施工单位必须具有相同类型项目的施工业绩。招标项目需要划分标段的，建设单位要认真执行《招标投标法》，以有利于施工安全为前提，合理划分工程标段，严格控制单项工程(或同类专业工程)施工单位数量。

三、建立和完善安全生产管理机制，落实煤矿建设安全生产责任。必须建立煤矿建设项目施工“信息畅通、优势互补、统一指挥、反应灵敏、控制有效”的安全管理机制。 建设单位必须对煤矿建设项目实施统一的协调管理，必须建立安全、技术、工程管理机构，按专业配备足够的安全、技术人员，加强对建设项目施工的监督管理;要负责组织制定和督促落实有关安全技术措施，与施工、监理单位密切配合，并签订安全生产管理协议，明确施工方案和方法，指定专职安全生产管理人员进行安全检查与协调;不得随意压减建设工期和工程价款，不得拖欠工程款。

施工单位对煤矿建设施工负安全生产主体责任，各项目部必须配备矿井相关类型灾害所需要的矿建、机电、通风、地测等工程技术人员和特种作业人员，健全和落实各项规章制度，严格现场安全管理，按设计组织施工。施工单位在施工过程中发现地质开采条件变化较大时，应立即停止施工并向建设单位报告。建设单位应及时组织相关方制定应急安全防范措施，组织提出修改设计并按规定重新报批;如瓦斯等级升级、水文地质条件变复杂，应重新考核施工单位业绩，确保具有相应资质和能力。

煤矿建设项目监理单位对煤矿施工质量和安全承担监理责任。

四、切实提高施工现场安全保障能力。建设、施工单位必须及时配置施工现场安全设施设备，其中高瓦斯矿井、煤(岩)与瓦斯(二氧化碳)突出矿井、水患严重的矿井进入二期(指从施工井底车场开始到进入采区车场施工前，下同)工程，其它矿井进入三期(指从施工采区车场开始到整个采区巷道施工，下同)工程前，必须按设计建成双回路供电;高瓦斯、 1

煤(岩)与瓦斯(二氧化碳)突出矿井进入二期工程、低瓦斯矿井进入三期工程前，应形成由地面主要通风机供风的全风压通风系统;所有矿井进入二期工程前，必须安装矿井安全监控系统;煤(岩)与瓦斯(二氧化碳)矿井揭露突出煤层前，必须建成瓦斯抽采系统并投入运行，同时严格落实“四位一体”综合防突措施;高瓦斯矿井设计有瓦斯抽采系统的，必须在进入三期工程前形成瓦斯抽采系统。

五、加强联合试运转管理。煤矿建设项目具备下列条件，并按规定报批(大中型项目报省级煤炭行业管理部门审批，小型项目报市(地)级煤炭行业管理部门审批)、备案后方可组织实施联合试运转：煤矿生产系统和安全设施已按设计建成完工，安全管理机构及安全生产管理制度健全，矿长具备安全资格、特种作业人员持证上岗、其他入井人员培训合格，矿井建立矿山救护队或已与具有资质的专业矿山救护队签订救护协议，制定联合试运转方案。

建设单位必须统筹安排联合试运转与竣工验收工作，不得超期组织联合试运转。未提交联合试运转报告，或者联合试运转没有达到预期目标和效果的，不能组织竣工验收。

六、认真做好煤矿建设应急救援工作。各煤矿建设和施工单位都要严格落实安全生产应急管理责任，完善应急预案，按规定建立救援队伍或签订救援协议，配备必要的应急物资、装备和设施;同时加强管理人员乃至全体从业人员的教育培训，通过定期演练，使作业和施救人员掌握相关应急预案内容，具备应急处置能力。

七、切实加强煤矿建设项目安全监管监察。各级煤矿安全监管监察部门、投资主管部门、建设行政管理部门、煤炭行业管理部门要加强协调配合，加大联合执法力度，对辖区内煤矿在建项目加强监管监察，对不符合条件擅自开工的，必须责令停止施工;对超期联合试运转的，应责令停止试运转;对施工、监理单位资质资格不符合要求的，应及时移交相关部门;对施工过程中存在安全生产隐患的，应责令立即整改或停止施工，依法做出行政处罚，确保施工安全。

能源局官员范文第2篇

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。

能源局官员范文第3篇

尊敬的XX物业管理公司各位领导：

为响应国家倡导的绿色出行理念，根据国家相关政策，本人购买了北汽新能源电动汽车一辆，需要安装充电桩一台。因为车库现有电源不足以承载充电桩使用需求，经申请由国家电网相关部门负责进行现有电路改造。改造需要于XX小区10号楼、11号楼之间地面施工(已向物业公司确认施工范围内无水、电、煤等管网设施)，并将电表箱悬挂于10号楼3单元入户门东侧公共区域。现申请开工批准，并承诺于施工后将损毁路面、绿化恢复原貌。

恳请物业公司领导支持。

业主：XX

能源局官员范文第4篇

1、自身学习不够。

2、深入基层调研不够。

3、与下属交心谈心少。

4、敬业精神需加强。

5、与有关部门协调不够。

6、查处违规代理不够有力。

7、遵守工作纪律有差距。

按照保先教育的要求，为了永葆共产党员的先进性，拟订以下整改措施。

一、加强学习，在思想上永葆党员的先进性。要全面系统地学习马列主义、毛泽东思想和邓小平理论及“三个代表”重要思想。牢固树立科学的发展观，努力改造自己的世界观、人生观、价值观，解放思想，实事求是，用马列主义、毛泽东思想和邓小平理论去判断问题、分析问题和解决问题。增强政治敏锐力和洞察力，努力学习法律法规及专业理论知识，不断丰富自己，全面提高素质。

二、时刻关心群众和部属的疾苦，深入基层调查研究，在工作中永葆党员先进性。牢固树立群众观点，多走群众路线，定期开展与下属交心谈心活动，时刻了解部属在做什么，在想什么，需要领导帮助做什么。遇事与部属多商量、多研究，部属遇到困难和难题时多为他们出主意、想办法，一起研究克服和解决。哪里有困难和矛盾就出现在哪里，定期深入基层调查研究，随时掌握基础第一手资料，做群众的贴心人，为领导决策当好参谋助手。

三、加强党性修养和党性锻炼，爱岗敬业，在行动上永葆共产党员的先进性。加强党性修养和党性锻炼是共产党员，特别是党员领导干部必生追求，立党为公、执政为民、爱岗敬业、无私奉献是党对领导干部的基本要求，也是检验党员和党员领导干部各项工作的标准，我决心在爱岗敬业上有所进步。

一是工作高标准，严要求，努力做好自己的本职工作。干一行爱一行，把“群众满意不满意”作为工作的出发点，时时处处以一名共产党员的标准严格要求自己，身体力行实践“三个代表”重要思想，努力完成组织和领导交办的各项工作任务。

二是加强对分管工作的督促指导。加强对律师事务所、公证处内部的规范化管理，严格各项规章制度，坚持标准，坚持原则，大胆管理，严格要求。搞好法律服务，提高办证、办案质量，贯彻好上级和局里的各种政策精神，推动分管工作不断上台阶。

四、加强部门与部门的协调配合，在创新工作举措上永葆党员的先进性。我所管分的公证、律师管理工作平时部门与部门协调配合多，涉及到群众利益多，提高服务质量，让群众满意，显得尤为重要，想方设法为公证处拓展案源，加强与有关业务部门的联系，加大宣传力度，变要你公证为我要公证，增强公信力。为部属多提供方便，搞好服务，让部属和老百姓真正感受到保先教育的成果。

五、认真查处违规代理，树立正气，打击歪风，在作风上永葆共产党员的先进性。今年局出台了2005年法律服务管理办法，对进一步规范法律服务市场和服务秩序有了更高、更新的要求，加大对法律服务市场的稽查力度。因此，决心做到认真接待来信来访，有举报必查，查必果，(本文权属文秘之音所有，更多文章请登陆查看)对违规代理、不按规则的代理人要严格进行查处，不讲情面，不徇私情，下大力理顺关系，促进法律市场的健康、有序发展。

六、遵守工作纪律，在发挥表率作用上永葆共产党员的先进性。坚持好县委、政府及局里制订的各项规章制度和工作纪律，严格签到制度，不迟到早退，不中途溜号，上班时间不做私事，不串岗，坚守工作岗位，做好自己的本职工作，起好表率，带好头，时刻以一名共产党员的标准严格要求自己。

能源局官员范文第5篇

国能新能〔2011〕263号

各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局，国家电网公司、南方电网公司、中国国电集团公司、中国华电集团公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国电力投资集团公司、国家开发投资公司、中国长江三峡集团公司、中国水利水电建设集团公司、葛洲坝集团公司，水电水利规划设计总院：

为加强水电工程建设管理，规范验收工作，保障水电工程安全及上下游人民生命财产安全，促进水电建设持续健康发展，根据国家基本建设管理有关规定，我局制定了《水电工程验收管理办法》，现予印发，请遵照执行。

附件：水电工程验收管理办法

二〇一一年八月十三日

附件：

水电工程验收管理办法

第一章 总

则

第一条 为加强水电工程建设管理，规范验收工作，保障水电工程安全及上下游人民生命财产安全，根据《水库大坝安全管理条例》、《建筑工程质量管理条例》和国家有关法规，制定本办法。

第二条 本办法适用于企业投资的，在主要河流上建设的水电工程项目、总装机容量25万千瓦及以上的水电工程项目和抽水蓄能电站项目(以下简称水电工程)。企业投资的其他水电工程可参照执行。

第三条 水电工程验收包括阶段验收和竣工验收。

阶段验收分为工程截流验收、蓄水验收和水轮发电机组启动验收。截流验收和蓄水验收前应进行建设征地移民安置专项验收。

工程竣工验收在枢纽工程、建设征地移民安置、环境保护、水土保持、消防、劳动安全与工业卫生、工程决算和工程档案专项验收的基础上进行。

第四条 水电工程在截流、蓄水、机组启动前以及工程完工后，必须进行验收。

第五条 水电工程验收工作，应当做到科学、客观、公正、规范。

第六条 国家能源局负责水电工程验收的管理、指导、协调和监督。

各级能源主管部门按规定权限负责和参与本行政区域内水电工程验收的管理、指导、协调和监督。

第七条 工程蓄水验收、枢纽工程专项验收和工程竣工验收由国家能源局负责，并委托有资质单位作为验收主持单位，会同工程所在地省级发展改革委、能源局共同组织验收委员会进行。

工程截流验收由项目法人会同工程所在地省级发展改革委、能源局共同组织验收委员会进行;水轮发电机组启动验收由项目法人会同电网经营管理单位共同组织验收委员会进行，具体要求按相关规定执行。

建设征地移民安置、环境保护、水土保持、消防、劳动安全与工业卫生、工程决算和工程档案验收按相关法规办理。

第八条 水电工程验收的主要依据是：

(一)国家有关法律、法规及行业有关规定;

(二)国家及行业相关规程规范与技术标准;

(三)项目审批、核准、备案文件;

(四)经批准的可行性研究设计、施工图设计、设计变更及概算调整等文件;

(五)工程建设的有关招标文件、合同文件及合同中明确采用的质量标准和技术文件等。

第九条 项目法人应组织协调设计、施工、监理、监测、设备制造安装、运行、安全鉴定、质量监督等单位提交验收所需的资料，协助验收委员会开展工作。

以上单位对各自在工程验收中所提交资料的真实性负责。

第二章 工程蓄水验收

第十条 项目法人应根据工程进度安排，在计划下闸蓄水前6个月，经工程所在地省级发展改革委、能源局初审并提出意见，向国家能源局报送工程蓄水验收申请。属于计划单列企业集团或中央管理企业的项目，还须经所属计划单列企业集团(或中央管理企业)报送验收申请。工程蓄水验收申请报告应同时抄送验收主持单位。

第十一条 工程蓄水验收申请材料应包括以下主要内容：

(一)项目基本情况。包括工程开发任务、建设规模、建设方案、投资规模、主要投资方、项目审批(核准)情况等;

(二)项目进展情况。包括工程进度、形象面貌、投资完成情况及其安全度汛措施等;

(三)蓄水验收计划安排;

(四)建设征地移民安置实施情况;

(五)工程蓄水安全鉴定单位建议。

第十二条 验收主持单位收到工程蓄水验收申请材料后，应会同工程所在地省级发展改革委、能源局，并邀请相关部门、项目法人所属计划单列企业集团(或中央管理企业)、有关单位和专家共同组成验收委员会进行验收。必要时可组织专家组进行现场检查和技术预验收。

验收委员会主任委员由验收主持单位有关负责同志担任，副主任委员由工程所在地省级发展改革委、能源局和计划单列企业集团(或中央管理企业)有关负责同志担任。

第十三条 通过水电工程蓄水验收应当具备的基本条件：

(一)工程形象面貌满足水库蓄水要求，挡水、引水、泄水建筑物满足防洪度汛和工程安全要求;

(二)近坝区影响工程安全运行滑坡体、危岩体、崩塌堆积体等地质灾害已按设计要求进行处理;

(三)与蓄水有关的建筑物的内外部监测仪器、设备已按设计要求埋设和调试，并已测得初始值。需进行水库地震监测的工程，其水库地震监测系统已投入运行，并取得本底值;

(四)已编制下闸蓄水施工组织设计，制定水库调度和度汛规划，以及蓄水期事故应急救援预案;

(五)安全鉴定单位已提交工程蓄水安全鉴定报告，并有可以下闸蓄水的明确结论;

(六)建设征地移民安置已通过专项验收，并有不影响工程蓄水的明确结论。

第十四条 验收委员会完成蓄水验收工作后，应出具工程蓄水验收鉴定书。验收主持单位应在下闸蓄水前将验收鉴定书报送国家能源局。国家能源局认为不具备下闸蓄水条件的，应在5个工作日内通知验收主持单位和项目法人。

验收主持单位应在下闸蓄水1个月后、3个月内，将下闸蓄水及蓄水后的有关情况报国家能源局。

第十五条 水电工程分期蓄水的，可以分期进行验收。

第三章 枢纽工程专项验收

第十六条 项目法人应根据工程进度安排，在枢纽工程专项验收计划前3个月，经工程所在地省级发展改革委、能源局初审并提出意见，向国家能源局报送枢纽工程专项验收申请。属于计划单列企业集团或中央管理企业的项目，还须经所属计划单列企业集团(或中央管理企业)报送验收申请。枢纽工程专项验收申请报告应同时抄送验收主持单位。

第十七条 验收申请报告应包括以下主要内容：

(一)项目基本情况;

(二)项目建设情况。包括工程进度、工程面貌、投资完成情况等;

(三)工程运行情况。包括工程蓄水、水轮发电机组和各单项工程运行情况、工程运行效益情况等;

(四)枢纽工程专项验收计划安排。

第十八条 验收主持单位收到枢纽工程专项验收申请材料后，应会同工程所在地省级发展改革委、能源局，并邀请相关部门、项目法人所属计划单列企业集团(或中央管理企业)、有关单位和专家共同组成验收委员会进行验收。必要时可组织专家组进行现场检查和技术预验收。

验收委员会主任委员由验收主持单位有关负责同志担任，副主任委员由工程所在地省级发展改革委、能源局和计划单列企业集团(或中央管理企业)有关负责同志担任。

第十九条 通过水电工程枢纽工程专项验收应当具备的基本条件：

(一)枢纽工程已按批准的设计文件全部建成，工程重大设计变更已完成变更手续;

(二)施工单位在质量保证期内已及时完成剩余尾工和质量缺陷处理工作;

(三)工程运行已经过至少一个洪水期的考验，多年调节水库需经过至少两个洪水期考验，最高库水位已经达到或基本达到正常蓄水位，全部机组均能按额定出力正常运行，每台机组至少正常运行2000小时(含电网调度安排的备用时间)，各单项工程运行正常;

(四)工程安全鉴定单位已提出工程竣工安全鉴定报告，并有可以安全运行的结论意见。

第二十条 验收委员会完成枢纽工程专项验收工作后，应出具枢纽工程专项验收鉴定书。验收主持单位应及时将验收鉴定书报送国家能源局。

第二十一条 水电工程分期建设的，可根据工程建设进度分期或一次性进行验收。

第四章 竣工验收

第二十二条 项目法人应在工程基本完工或全部机组投产发电后的一年内，开展竣工验收相关工作，单独或与枢纽工程专项一并报送开展工程竣工验收工作的申请。

单独报送的，须经工程所在地省级发展改革委、能源局初审并提出意见，向国家能源局报送验收申请。属于计划单列企业集团或中央管理企业的项目，还须经所属计划单列企业集团(或中央管理企业)报送验收申请。竣工验收申请报告应同时抄送验收主持单位。

第二十三条 验收申请报告应包括项目基本情况、工程建设运行情况、专项验收计划及竣工验收总体安排等内容。

第二十四条 验收主持单位收到竣工验收申请材料后，应会同工程所在地省级发展改革委、能源局，并邀请相关部门、项目法人所属计划单列企业集团(或中央管理企业)、有关单位和专家共同组成验收委员会进行验收。必要时可组织专家组进行现场检查和技术预验收。

验收委员会主任委员由验收主持单位有关负责同志担任，副主任委员由工程所在地省级发展改革委、能源局和计划单列企业集团(或中央管理企业)有关负责同志担任。

第二十五条 枢纽工程、建设征地移民安置、环境保护、水土保持、消防、劳动安全与工业卫生、工程决算、工程档案等专项验收完成后，项目法人应对验收工作进行总结，向验收委员会提交工程竣工验收总结报告。

工程竣工验收总结报告应包括项目基本情况，各专项验收鉴定书的主要结论以及所提主要问题和建议的处理情况，遗留单项工程的竣工验收计划安排等。

第二十六条 水电工程通过竣工验收的条件：

(一)已按规定完成各专项竣工验收的全部工作;

(二)各专项验收意见均有明确的可以通过工程竣工验收的结论;

(三)已妥善处理竣工验收中的遗留问题和完成尾工;

(四)符合其他有关规定。

第二十七条 验收委员会完成竣工验收工作后，应出具竣工验收鉴定书。验收主持单位应及时将工程竣工验收总结报告、验收鉴定书及相关资料报送国家能源局。

第二十八条 国家能源局在收到工程竣工验收总结报告和验收鉴定书后，对符合竣工验收条件的水电工程颁发竣工验收证书(批复)。

第二十九条 水电工程竣工验收完成后，项目法人应当按国家有关规定办理档案、固定资产移交等相关手续。

第五章 附

则

第三十条 验收结论应当经三分之二以上验收委员会成员同意，验收委员会成员应当在验收鉴定书上签字。验收委员会成员对验收结论持有异议的，应当将保留意见在验收鉴定书上明确记载并签字。

第三十一条 验收过程中如发生争议，由验收委员会主任委员协调、裁决，并将验收委员会成员提出的涉及重大问题的保留意见列入备忘录，作为验收鉴定书的附件。主任委员裁决意见有半数以上委员反对或难以裁决的重大问题，应由验收委员会报请验收主持单位决定，重大事项应及时上报国家能源局。

第三十二条 水电工程验收管理的其他有关要求按《水电站基本建设工程验收规程》执行。

能源局官员范文第6篇

大家上午好!很高兴出席第十七届亚太电协大会。首先，我谨代表中国国家能源局，代表张国宝局长对本次会议的召开表示祝贺!

在全球能源与环境问题日益突出的大背景下，电力工业如何减少污染物排放，实现可持续发展，是世界各国面临的共同挑战。就中国而言，日益增长的用电需求既为电力工业提供了广阔的发展空间，也对电力工业效率和清洁生产提出了新的、更高的要求。近年来，中国电力工业按照科学发展观的要求，着力于构建资源节约型和环境友好型社会，努力转变发展方式，加快结构调整，实现了历史性跨越。

一是发电装机快速增长，电力供需基本平衡。2002年至2007年，五年新增发电装机相当于过去53年的总和，年均增长15%。截至去年末，中国发电装机容量达到7.18亿千瓦，位居世界第二位。在不到三年的时间里，迅速扭转了电力供应紧张局面，实现了全国大部分地区电力供需基本平衡。

二是清洁能源加速发展，电力结构逐步得到调整。在装机快速增长的同时，电源结构得到优化，发电效率不断提高。到去年末，水电装机为1.45亿千瓦，比2002年增加了72%，核电装机为906万千瓦，比2002年增加了一倍，风电装机为600万千瓦，去年一年的发展规模相当于历年风电装机容量总和;30万千瓦及以上大型火电机组比重达到59%，60万千瓦及以上清洁高效机组已成为新建项目的主力机型。

三是电网规模迅速扩大，电压等级不断提升。去年末，中国220千伏及以上输电线路长度达33万公里，220千伏及以上变电容量11.78亿千伏安，均居世界第一位。全国大部分地区已形成500千伏主网架，西北地区750千伏输变电工程投产，1000千伏特高压交流试验示范工程和800千伏直流试验示范工程正在建设之中。2007年，全国线损率6.85%，比2002年降低0.67个百分点。

四是出台上大压小政策，节能减排成效显著。中国政府确定了“十一五”关停5000万千瓦小火电机组的目标，到目前为止，已关停2896万千瓦。仅此一项每年可节约一次能源6492万吨标煤，减少二氧化硫排放103万吨，减少二氧化碳排放1.8亿吨。截至去年末，中国10万千瓦以下的小火电机组已由2005年的31%降低到18%;单位供电标准煤耗357克，比2002年降低7%，厂用电率5.92%，比2002年降低4%。

五是推进电力体制改革，实现“厂网分开”。在中央国有电力资产层面，对发电业务和电网业务的一体化经营实行分离重组，实现了“政企分开”、“厂网分开”，打破了垄断经营。发电企业在竞争中，将市场压力转为发展动力，通过加强内部管理、发挥规模优势，管理效率和机组安全运营水平得到明显提高。

六是改造和完善农村电网，解决无电人口问题。农村电网结构明显增强，供电能力和供电可靠性显著提高，并通过电网的延伸，解决了3000多万无电人口的用电问题，农村生产和生活条件明显改善。近年来，国家又安排资金相继启动了中西部农网完善工程和无电地区电力建设工程。

在看到成绩的同时，我们也清醒地认识到与许多国家一样，中国电力工业的发展同样面临资源和环境两个瓶颈。目前，中国人均装机仅0.54千瓦，与工业化国家相比还存在较大差距。随着经济发展和社会进步，中国的电力需求还将进一步增加。中国电力工业可持续发展，仍然需要克服很多困难，解决很多问题。能源消费过度依赖煤炭，电源结构不尽合理。中国发电量的80%以上来自煤电，大量消耗煤炭造成了较大的环境和运输压力。电网建设相对滞后，电网与电源的结构性矛盾在一定范围内仍然存在，局部地区“窝电”和缺电并存。电力市场化改革任务还未完成，电价机制需要进一步理顺，电网调度监管体系尚不健全。此外，受当前国际金融危机影响，中国电力市场供需关系也面临很多不确定性因素，无疑为电力工业的结构优化增加了困难。

女士们、先生们!

坚定不移地发展清洁电力，提高能源效率，减少污染物排放，保护生态环境是世界电力工业发展的大趋势，也是中国电力工业健康发展的内在要求。中国今后将着力推进以下几方面的工作。

一、继续调整电力工业结构。目前，中国核电装机仅占电力总装机的1.3%，发展潜力很大。无论是从人才队伍，还是从技术水平和装备制造能力看，都具备了加快发展核电的条件。中国水电资源丰富，可开发的资源量约5.4亿千瓦。在科学论证、系统规划、妥善处理好生态环境保护和移民安置的前提下，2020年水电装机规模可望达到3亿千瓦。在风电发展方面，我们将重点建设甘肃河西走廊、苏北沿海和内蒙古三个1000万千瓦级的大风电场，打造“风电三峡工程”。另外，还要适度发展生物质发电。

二、大力发展洁净煤发电技术。为减少温室气体排放，应对气候变化，加强先进清洁发电技术的示范推广是必要的。中国拟开展一些示范项目的建设，比如采用IGCC、循环流化床和碳捕获等技术的电站项目，实现火电的高效发展和清洁发展。同时，进一步优化电力布局，鼓励发展热电联产、煤矸石综合利用电厂、余热余压余气发电、低浓度瓦斯发电等，提高能源利用效率。

三、加快老机组脱硫改造步伐。控制在役燃煤火电机组的污染排放十分重要。中国政府将进一步采取有效措施，落实相关优惠政策，加快在役的燃煤火电机组的脱硫改造步伐，到2010年实现在役火电机组全部脱硫运行。同时，鼓励在役的中型燃煤火电机组进行节能改造，提高机组运行效率，减少排放。

四、继续关停小火电机组。中国政府将继续实施上大压小政策，加快火停小火电机组的步伐，淘汰落后的电力生产能力。与此同时，加快大型、高效、清洁燃煤机组的建设，采取措施降低单位供电煤耗和厂用电率，进一步推进电力工业节能减排。

五、加强电网抗灾能力建设。加强电网建设，实现更大范围的资源优化配置。进一步推进西电东送、南北互济、全国区域电网互联。加强城乡电网建设与改造，逐步解决无电人口的用电问题。根据电力资源和需求分布，优化电源电网的布局，修订和完善适合我国国情的电力建设标准和规范，全面提高电网调度自动化系统的设备等级和技术水平，增强电力系统抵御自然灾害的能力。

六、积极稳妥推进电力体制改革。要在巩固“厂网分开”的基础上，逐步推进主辅分离，改进发电调度方式，加快电力市场建设，积极培育市场主体，推进电价改革，加快政府职能转变，逐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。

各位朋友，东亚和西太平洋是经济发展和电力消费增长较快的地区，电力工业节能减排的潜力也十分巨大。国际社会应创造条件，尤其是发达国家应提供资金和技术，支持发展中国家实施节能减排。中国愿在平等互利的基础上，进一步加强与国际社会的交流与合作，为实现电力工业可持续发展，应对全球气候变暖做出贡献。

最后，预祝本次大会取得圆满成功!