近日，国家能源局关于印发《电力网络安全事件应急预案》（国能发安全〔2024〕34号）。其中明确，根据电力网络安全事件造成停电等后果的影响程度，电力网络安全事件分为特别重大、重大、较大和一般四级。特别重大电力网络安全事件在国家网络安全应急办公室组织下进行调查处理和总结评估。重大电力网络安全事件由国家能源局组织调查处理和总结评估，相关总结调查报告报国家网络安全应急办公室。较大及以下电力网络安全事件由派出机构组织调查处理和总结评估，相关总结调查报告报国家能源局，未造成人员伤亡或未造成供电用户停电的，派出机构也可以委托事件发生单位组织调查处理。国家能源局认为有必要的，可以组织事故调查组对电力网络安全事件进行提级调查。负责该事件指挥应对工作的电力调度机构应按照有关规定的权限和程序参与事件调查处理和总结评估。 原文如下： 国家能源局关于印发《电力网络安全事件应急预案》的通知 （国能发安全〔2024〕34号） 各派出机构，全国电力安全生产委员会企业成员单位，有关电力企业： 为深入贯彻习近平总书记关于网络强国的重要思想，加强电力网络安全事件应急能力建设，规范各单位电力网络安全事件应急处置工作，有效预防、及时控制和最大限度消除电力网络安全事件带来的危害和影响，国家能源局制定了《电力网络安全事件应急预案》。现印发给你们，请遵照执行。 国家能源局 2024年5月16日 电力网络安全事件应急预案 一、总则 （一）编制目的 完善电力网络安全事件应对工作机制，有效预防、及时控制和最大限度消除电力网络安全事件带来的危害和影响，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。 （二）编制依据 《中华人民共和国突发事件应对法》（中华人民共和国主席令第六十九号）、《中华人民共和国网络安全法》（中华人民共和国主席令第五十三号）、《关键信息基础设施安全保护条例》（中华人民共和国国务院令第745号）、《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（中华人民共和国国务院令第599号）、《电力监管条例》（中华人民共和国国务院令第432号）、《突发事件应急预案管理办法》（国办发〔2024〕5号）、《国家大面积停电事件应急预案》（国办函〔2015〕134号）、《国家网络安全事件应急预案》（中网办发文〔2017〕4号）、《电力安全生产监督管理办法》（中华人民共和国国家发展和改革委员会2015年第21号令）、《电力监控系统安全防护规定》（中华人民共和国国家发展和改革委员会2014年第14号令）、《电力行业网络安全管理办法》（国能发安全规〔2022〕100号）、《重大活动电力安全保障工作规定》（国能发安全〔2020〕18号）、《电力安全事件监督管理规定》（国能安全〔2014〕205号）等。 （三）适用范围 本预案所指电力网络安全事件是指由计算机病毒或网络攻击、网络侵入等危害网络安全行为导致的，对电力网络和信息系统造成危害，可能影响电力系统安全稳定运行或者影响电力正常供应的事件。 本预案适用于电力网络安全事件的应对工作。涉及电力企业但不属于本预案定义范围内的网络安全事件，参照《国家网络安全事件应急预案》及电力企业所属省、自治区、直辖市制定的本地区网络安全事件应急预案等应对。 （四）工作原则 国家能源局及其派出机构统一指导、电力调度机构分级指挥、各电力企业具体负责，各方面力量密切协同、预防为主、快速反应、科学处置，共同做好电力网络安全事件的预防和处置工作。 （五）事件分级 根据电力网络安全事件造成停电等后果的影响程度，电力网络安全事件分为特别重大、重大、较大和一般四级。 造成《电力安全事故应急处置和调查处理条例》中定义的重大及以上电力安全事故的，为特别重大电力网络安全事件。 造成《电力安全事故应急处置和调查处理条例》中定义的一般或较大电力安全事故的，为重大电力网络安全事件。 造成《电力安全事件监督管理规定》中定义的需重点监督管理的电力安全事件的，为较大电力网络安全事件。 造成电力一次设备被恶意操控，但未构成需重点监督管理的电力安全事件的，为一般电力网络安全事件。 二、职责分工 国家能源局统筹指导电力网络安全事件应对工作，并根据需要组织提供技术支持，具体工作由国家能源局电力安全监管司承担。国家能源局派出机构（以下简称派出机构）在国家能源局统一领导下，统筹指导本辖区电力网络安全事件预防和应对工作，并根据需要组织提供技术支持。 电力调度机构在国家能源局及其派出机构的指导下，负责统一指挥调度范围内的电力网络安全事件应急处置。 各电力企业负责电力网络安全事件的应对工作，负责建立健全本企业的电力网络安全事件应对工作机制，具体负责本企业电力网络安全事件的预防、监测、报告和应急处置工作，在国家能源局及其派出机构的组织下，为其他电力企业的电力网络安全事件应对提供技术支持。 三、监测预警 （一）预警分级 电力网络安全事件预警等级分为四级：由高到低依次用红色、橙色、黄色和蓝色表示，分别对应发生或可能发生特别重大、重大、较大和一般电力网络安全事件。 （二）预警监测 各电力企业应组织对本单位建设运行的网络和信息系统开展网络安全监测工作。电力调度机构将并网电厂涉网部分电力监控系统网络安全运行状态纳入监测，掌握调度范围内网络安全状况。派出机构结合实际统筹组织开展本辖区电力网络安全事件监测工作。派出机构、国家电力调度控制中心（以下简称国调中心）、中国南方电网电力调度控制中心（以下简称南网总调）、全国电力安全生产委员会企业成员单位将重要监测信息报国家能源局，国家能源局组织开展跨区域网络安全信息共享。 （三）预警研判和发布 各电力企业组织对监测信息进行研判，认为需要立即采取防范措施的，应当组织开展处置，对可能发生电力网络安全事件的信息，应立即向其上级电力调度机构以及当地派出机构报告，并提出预警信息的发布建议；全国电力安全生产委员会企业成员单位对可能发生较大及以上电力网络安全事件的信息，应同步报告国家能源局。 派出机构联合电力调度机构组织对监测信息进行研判，认为需要立即采取防范措施的，应当及时通知有关单位，对可能发生较大及以上电力网络安全事件的信息及时向国家能源局报告。派出机构可根据监测研判情况，发布本区域黄色及以下预警，并报告国家能源局。 国家能源局组织研判，确定和发布橙色预警和涉及多区域的预警，对可能发生重大及以上电力网络安全事件的信息及时向国家网络安全应急办公室报告。 预警信息包括事件的类别、预警级别、起始时间、可能影响范围、警示事项、应采取的措施和时限要求、发布单位等。 （四）预警响应 红色预警信息发布后，在国家网络安全应急办公室统一领导、指挥、协调下，在国家能源局指导下，由国调中心或南网总调负责指挥相关电力企业开展预警响应工作。橙色预警和涉及多区域的预警信息发布后，在国家能源局指导下，由国调中心或南网总调负责指挥相关电力企业开展预警响应工作。黄色、蓝色预警信息发布后，根据事件影响范围，在派出机构指导下，由跨省、自治区、直辖市电力调度机构，或省、自治区、直辖市级电力调度机构负责指挥相关电力企业开展预警响应工作。 预警范围内的各单位应做好应急队伍、应急物资等准备工作；采取有效的风险防控措施降低或控制风险，控制威胁蔓延；持续监测威胁蔓延、预警风险及影响发展情况；组织专业技术队伍开展现场分析、处置等工作；做好预警信息要求的其他工作。 （五）预警解除 经研判不会发生电力网络安全事件的，按照“谁发布、谁解除”的原则，由发布单位宣布解除预警，适时终止相关措施。 四、应急响应 （一）事件报告 电力网络安全事件发生后，事件发生单位应立即启动应急预案，实施处置并立即向其上级电力调度机构、当地派出机构、属地公安部门及当地网信部门报告。全国电力安全生产委员会企业成员单位同时报告国家能源局。发生较大及以上电力网络安全事件的，应1小时内报告，一般电力网络安全事件应12小时内报告。 电力调度机构接到电力网络安全事件报告或者监测到相关信息后，应当立即进行核实，对电力网络安全事件级别作出初步认定，及时向上级电力调度机构和当地派出机构报告。派出机构接到电力网络安全事件报告或者监测到相关信息后，应当立即核实有关情况并向国家能源局报告。对初判为重大及以上的电力网络安全事件，国家能源局要立即按程序向国家网络安全应急办公室报告。 （二）响应分级 按照电力网络安全事件的严重程度和发展态势，将应急响应设定为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级四个等级。初判发生特别重大电力网络安全事件，启动Ⅰ级应急响应，在国家网络安全事件应急指挥部统一领导、指挥、协调下，在国家能源局指导下，由国调中心或南网总调负责指挥相关电力企业开展应对工作。初判发生重大电力网络安全事件，由国家能源局启动Ⅱ级应急响应，在国家能源局指导下，由国调中心或南网总调负责指挥相关电力企业开展应对工作。初判发生较大、一般电力网络安全事件，由相关派出机构分别启动Ⅲ级、Ⅳ级应急响应，根据事件影响范围，在派出机构指导下，由跨省、自治区、直辖市电力调度机构，或省、自治区、直辖市级电力调度机构负责指挥相关电力企业开展应对工作。 （三）响应措施 电力网络安全事件发生后，事件发生单位必须立即启动应急预案，实施先期处置，全力控制事件发展态势，减少损失，并保护现场和证据。 事件发生单位应通过技术等手段，及时阻断威胁蔓延并监测跟踪影响发展情况，密切监控事件发展及对电力生产业务的影响。 事件发生单位应尽快进行分析，根据信息系统运行、使用、承载业务的情况，初步判断发生电力网络安全事件的原因、影响、破坏程度、波及的范围等，提出初步应对措施建议。 事件发生单位应保留相关证据，可采取记录、截屏、备份、录像等手段，对事件的发生、发展、处置过程、步骤、结果进行详细记录。 相应电力调度机构进入应急状态，负责指挥应急处置或支援保障工作。 （四）响应结束 I级响应结束由国家能源局报国家网络安全应急办公室，国家网络安全应急办公室提出建议，报国家网络安全事件应急指挥部批准；II级响应结束由国家能源局决定并报国家网络安全应急办公室；III级、IV级响应结束由派出机构决定并报国家能源局。 （五）信息发布 按照及时准确、公开透明、客观统一的原则，加强信息发布，主动向社会发布电力网络安全事件相关信息和应对工作情况，提示相关注意事项和应对措施，及时回应社会关切，澄清不实信息。 五、后期处置 （一）恢复生产 事件发生单位应制定详细可行的工作计划，快速、有效地消除事件造成的不利影响，尽快恢复生产秩序及系统设备正常运行，并做好善后处理等事项。 （二）事件调查及评估 特别重大电力网络安全事件在国家网络安全应急办公室组织下进行调查处理和总结评估。重大电力网络安全事件由国家能源局组织调查处理和总结评估，相关总结调查报告报国家网络安全应急办公室。较大及以下电力网络安全事件由派出机构组织调查处理和总结评估，相关总结调查报告报国家能源局，未造成人员伤亡或未造成供电用户停电的，派出机构也可以委托事件发生单位组织调查处理。国家能源局认为有必要的，可以组织事故调查组对电力网络安全事件进行提级调查。负责该事件指挥应对工作的电力调度机构应按照有关规定的权限和程序参与事件调查处理和总结评估。 事件发生单位应查明事件起因、性质、影响、责任等情况，提出防范、整改措施和处理建议，于应急响应结束后5天内完成自查，向组织事件调查的机关提交自查报告。 事件的调查处理和总结评估工作原则上在应急响应结束后30天内完成。总结调查报告应对事件的起因、性质、影响、责任等进行分析评估，提出处理意见和改进措施。 六、预防工作 （一）日常管理 各电力企业应按职责做好电力网络安全事件日常预防工作，做好网络安全检查、隐患排查、风险评估和容灾备份，健全本单位网络安全监测预警和信息通报机制，及时采取有效措施，减少和避免电力网络安全事件的发生及危害，提高应对电力网络安全事件的能力。 （二）演练 国家能源局定期组织演练，检验和完善预案，提高实战能力。 各电力企业每年至少开展一次应急演练，并将演练情况报送相关派出机构及上级电力调度机构，全国电力安全生产委员会企业成员单位应同步报送国家能源局。 （三）培训 各电力企业应将电力网络安全事件的应急知识列入有关人员的培训内容，加强网络安全特别是网络安全应急预案的培训，提高防范意识及技能。 （四）重大活动期间的预防措施 在国家重要活动、会议期间，有关电力调度机构、电力企业应加强网络安全监测和分析研判，及时预警可能造成重大影响的风险和隐患。重点部门、重点岗位保持24小时值班，及时发现和处置电力网络安全事件隐患。具体参照《重大活动电力安全保障工作规定》执行。 七、保障措施 （一）制度保障 各电力企业要落实网络安全应急工作责任制，把责任落实到具体部门、具体岗位和个人，并建立健全应急工作机制。 （二）经费保障 各电力企业应为电力网络安全事件应急处置提供必要的资金保障，以支撑电力网络安全事件应急物资保障、技术支撑力量保障、基础平台保障、技术保障、指挥保障、预案演练等工作开展。 （三）应急物资保障 各电力企业应根据潜在电力网络安全事件的影响，结合本单位网络安全工作需要，明确应急装备与备品备件的配置标准，购置和储备应急所需物资。各电力企业应掌握所属各单位应急物资储备情况，增强应急资源的统一调配能力，提高应急资源利用效率。各电力企业应加强应急物资动态管理，及时调整、升级软件硬件工具，不断增强应急技术支撑能力。 （四）技术支撑力量保障 加强网络安全应急技术支撑队伍建设，做好电力网络安全事件的监测预警、预防防护、应急处置、应急技术支持工作。国家能源局推动国家级电力网络安全靶场建设，按需组织国家级电力网络安全靶场等行业技术力量，为电力网络安全事件应对处置提供技术支持。各电力企业应建立本单位的网络安全事件应急处置技术支持队伍，加强专家队伍建设，充分发挥在本单位及行业的电力网络安全事件应急处置工作中的作用。 （五）基础平台保障 国家能源局指导电力行业共建共用行业级监测预警、信息通报和漏洞资源基础设施。电力调度机构、主要电力企业积极参与行业级基础设施建设，充分利用行业级基础设施，共享信息、协同研判，共同做好电力网络安全事件的预防和处置工作。 电力调度机构、主要电力企业应加强基础平台建设，做到电力网络安全事件早发现、早预警、早响应，提高应急处置能力。 （六）技术保障 各电力企业应按照“同步规划、同步建设、同步使用”要求，在新建或改建项目的规划、立项、设计、建设、运行等环节落实电力网络安全事件应急处置技术保障。 各电力企业应加强网络安全监测预警、预防防护、处置救援、应急服务等技术研究，不断改进技术装备。 （七）指挥保障 电力调度机构应加强应急指挥队伍的建设和管理，保障资金投入，配备必要的指挥装备，并定期开展应急指挥的培训和演练。 八、附则 （一）预案管理 根据实际情况的变化，国家能源局组织修订本预案。电力企业应参照本预案，制定或修订本单位电力网络安全事件应急预案，并根据企业实际情况的变化，及时修订本单位电力网络安全事件应急预案。 （二）罚则 国家能源局对不按照规定制定预案和组织开展演练，迟报、谎报、瞒报和漏报电力网络安全事件重要情况或者应急管理工作中有其他失职、渎职行为的，依照相关规定对有关责任人给予处理。 （三）与其他文件的衔接关系 因电力网络安全事件进一步引发电力安全事故（事件）的，同时按《电力安全事故应急处置和调查处理条例》《国家大面积停电事件应急预案》《电力安全事件监督管理规定》等有关规定开展事件报告、先期处置及事故调查。涉及电力关键信息基础设施的电力网络安全事件，同时按《关键信息基础设施安全保护条例》等相关规定开展处置。 （四）实施时间 本预案自印发之日起施行。 查看详细>>

国际能源网获悉，6月6日，国家发展改革委国家能源局自然资源部生态环境部中国气象局国家林草局发布《关于开展风电和光伏发电资源普查试点工作的通知》。 《通知》指出，试点地区：选择河北、内蒙古、上海、浙江、西藏、青海等6个省（自治区、直辖市）作为试点地区，以县域为单元，开展风电和光伏发电资源普查试点工作。 试点内容重点做好4方面工作： 摸清开发现状。全面调查试点地区已建、在建风电和光伏发电场站位置、场区范围、发电能力、用地用海类型、光伏板下种植、生态环境敏感性等基本情况。 评估资源禀赋。以已有气象观测数据和已建在建电站的测风测光数据为支撑，开展国产化自主技术的风能太阳能资源精细化数值模拟，时空分辨率分别不低于1千米、1小时，评估各试点地区的风能、太阳能等资源禀赋；结合风电和光伏发电的技术发展水平，评估各试点地区风电和光伏发电的发电能力，以及年、月、日等不同时间尺度的波动特性和分布规律，分析时空分布情况和互补特性等。 明确开发条件。结合风电和光伏发电建设条件需要，摸清各试点地区风光资源分布的海拔高程、坡度坡向、湖泊冰川、地质灾害、潮汐、洋流、海底地貌、台风等环境要素和天然地形地貌特征，摸清生态保护红线、自然保护地、饮用水水源保护区、耕地和永久基本农田、Ⅱ级及以上保护林地、国家级公益林、天然林地、基本草原等环境敏感区及管控要求，以及国土空间、生态环保、水资源、防沙治沙与风电光伏一体化等政策条件。坚持耕地保护优先、生态优先，保护林草植被，重点向“三北”等沙漠、戈壁、荒漠地区倾斜，避让耕地和永久基本农田，尽量避让南方地区林草地，在严守相关管控要求的前提下，提出风电和光伏发电的可利用区域。 评估可开发量。按统一技术标准，全面摸清各试点地区的理论可开发量和技术可开发量。其中，理论可开发量是考虑风光资源禀赋、天然地形地貌等因素后的最大可开发装机规模。技术可开发量是在理论可开发量的基础上，考虑“三区三线”、耕地和永久基本农田、自然保护地、林地、基本草原、湿地、湖泊河道、饮用水水源保护区（含水源保护地）、水利、通航、军事、港口等用地用海政策后的最大可开发装机规模；根据开发条件和发电能力差异等，进行技术可开发量的分级评估。 《通知》还指出，原则上试点地区陆上各县应至少保证1个180m高度的风资源观测点和1个太阳能辐射观测点，并至少实现连续3年有效观测；原则上沿海试点地区海上至少保证5个200m高度的风资源观测点和5个太阳能辐射观测点，并至少实现连续3年有效观测。 原文如下： 为准确掌握我国风电和光伏发电资源条件，以更大力度推动新能源高质量发展，决定在部分地区率先开展风电和光伏发电资源普查试点工作。现就有关事项通知如下： 一、试点地区 按照普查基础良好、对象覆盖全面、具有区域典型性的原则，选择河北、内蒙古、上海、浙江、西藏、青海等6个省（自治区、直辖市）作为试点地区，以县域为单元，开展风电和光伏发电资源普查试点工作。 二、试点内容 各试点地区根据自身资源禀赋，因地制宜开展陆上风电、地面光伏和屋顶分布式光伏发电资源普查，具备条件的地区可拓展至光热及领海范围内海上风电、海上光伏、海洋能等其他新能源发电资源普查。专属经济区的海上风电、光伏发电资源调查由国务院自然资源主管部门结合实际统一组织开展。重点做好4方面工作： （一）摸清开发现状。全面调查试点地区已建、在建风电和光伏发电场站位置、场区范围、发电能力、用地用海类型、光伏板下种植、生态环境敏感性等基本情况。 （二）评估资源禀赋。以已有气象观测数据和已建在建电站的测风测光数据为支撑，开展国产化自主技术的风能太阳能资源精细化数值模拟，时空分辨率分别不低于1千米、1小时，评估各试点地区的风能、太阳能等资源禀赋；结合风电和光伏发电的技术发展水平，评估各试点地区风电和光伏发电的发电能力，以及年、月、日等不同时间尺度的波动特性和分布规律，分析时空分布情况和互补特性等。 （三）明确开发条件。结合风电和光伏发电建设条件需要，摸清各试点地区风光资源分布的海拔高程、坡度坡向、湖泊冰川、地质灾害、潮汐、洋流、海底地貌、台风等环境要素和天然地形地貌特征，摸清生态保护红线、自然保护地、饮用水水源保护区、耕地和永久基本农田、Ⅱ级及以上保护林地、国家级公益林、天然林地、基本草原等环境敏感区及管控要求，以及国土空间、生态环保、水资源、防沙治沙与风电光伏一体化等政策条件。坚持耕地保护优先、生态优先，保护林草植被，重点向“三北”等沙漠、戈壁、荒漠地区倾斜，避让耕地和永久基本农田，尽量避让南方地区林草地，在严守相关管控要求的前提下，提出风电和光伏发电的可利用区域。 （四）评估可开发量。按统一技术标准，全面摸清各试点地区的理论可开发量和技术可开发量。其中，理论可开发量是考虑风光资源禀赋、天然地形地貌等因素后的最大可开发装机规模。技术可开发量是在理论可开发量的基础上，考虑“三区三线”、耕地和永久基本农田、自然保护地、林地、基本草原、湿地、湖泊河道、饮用水水源保护区（含水源保护地）、水利、通航、军事、港口等用地用海政策后的最大可开发装机规模；根据开发条件和发电能力差异等，进行技术可开发量的分级评估。 三、具体任务 （一）建立工作机制。国家层面成立试点工作小组，成员单位包括国家发展改革委、国家能源局、自然资源部、生态环境部、中国气象局、国家林草局，负责制定试点工作方案及相关技术标准指引、建立统一的工作平台，协调解决重大问题、总结试点成效。各试点地区结合实际情况，建立完善的工作机制，充分依托自然资源、林草、气象等现有成果，利用好新能源发电企业现有观测数据基础，加强成果整合、集成，实现跨行业数据共享，做好普查工作中的政策协调、数据融合、经费保障等工作。 （二）统一技术标准。为确保工作的技术规范性和一致性，试点工作小组组织制定普查技术标准指引，明确普查对象可开发量评估、气象资源数值模拟技术路线、观测站标准化建设及数据管理、风光资源数据处理、普查成果制图、普查报告编制等技术规范，根据试点应用和反馈情况，形成标准清单，及时制（修）定相关技术标准。 （三）搭建工作平台。试点工作小组组织搭建统一工作平台，融合基础数据、技术标准、政策要求及普查工作流程，支撑形成各类普查对象可开发量、空间布局等普查成果，推动普查工作智能化、信息化高效开展。各试点地区依托工作平台，融合地区风能太阳能资源、开发利用现状、国土空间规划及其他相关规划等数据，开展资源普查工作，并及时提出修改完善建议。 （四）建设观测网络。各试点地区应优先利用气象站观测数据和风光电站测风测光数据，并按照开发区域全覆盖、观测要素全覆盖的原则，按需开展观测站标准化建设，形成覆盖各试点地区县级行政区、能够指导风电和光伏发电规划布局的区域资源观测网络。原则上试点地区陆上各县应至少保证1个180m高度的风资源观测点和1个太阳能辐射观测点，并至少实现连续3年有效观测；原则上沿海试点地区海上至少保证5个200m高度的风资源观测点和5个太阳能辐射观测点，并至少实现连续3年有效观测；具备海洋能开发基础的沿海试点地区，可根据各省情况开展潮流能、波浪能基本要素的观测。 （五）形成试点成果。各试点地区依托工作平台，以县域为单元，开展资源普查工作，形成陆上（海上）风电和地面（海上、屋顶）光伏等资源普查报告、高精度风光资源图谱、可开发量数据库、工作经验总结等成果，并及时纳入国土空间规划“一张图”实施监督信息系统。 四、工作进度 （一）试点准备阶段。2024年6月至2024年9月，建设技术标准体系和普查工作平台；建立工作机制，完成基础资料收集，开展风光资源观测网络的前期准备工作。 （二）试点实施阶段。2024年10月至2025年9月，以县级行政区域为单元，充分利用现有基础资料和成果，开展试点地区的陆上（海上）风电和地面（海上、屋顶）光伏等资源普查工作，完成资源禀赋、建设条件、可开发量的初步评估。 （三）试点总结阶段。2025年10月至2025年12月，各试点地区形成资源普查成果，总结试点工作经验，报送试点工作小组。 五、工作要求 （一）加强工作组织。各试点地区能源和气象主管部门要高度重视、密切协作，进一步细化资源普查实施方案，建立普查工作机制，开展资源普查工作。水电水利规划设计总院、中国气象局公共气象服务中心发挥能源气象服务保障联合工作机制作用，制定普查技术标准体系指引，搭建普查工作平台，并配合做好资源普查相关技术支撑工作；国家海洋技术中心发挥专业优势，做好海洋能资源普查组织协调和成果集成工作。 （二）整合社会资源。各试点地区要充分调动相关部门及开发企业的积极性，有效利用好气象部门观测资源以及开发企业已有的测风测光等基础数据，充分依托自然资源、林草、生态环境等方面的现有成果，加强各行业既有成果的整合、集成、应用，加快推动试点普查工作高效开展。 （三）利用先进技术。数据融合工作鼓励采用网上填报、云共享、自动识别等方式开展，通过信息化手段提高普查数据处理的效率和质量。试点工作开展过程中，充分利用大数据、云计算、人工智能、地理信息、卫星遥感、激光雷达、数值模拟等新技术，创新风电和光伏发电资源普查方式，科学、高效推进试点工作。 （四）确保数据质量。坚守数据质量第一原则，强化事前事中事后数据质量的管控检查核查。科学统一制定普查工作相关数据标准规范，并做好宣贯及培训工作。严格执行普查方案及标准中相关数据要求，认真组织，科学规范数据处理，确保普查数据真实准确、完整可信。 （五）落实普查经费。坚持节约高效原则，充分利用现有条件和已有经费渠道，发挥试点地区政府和企业的作用，落实资源普查经费，确保普查工作顺利开展。 （六）做好经验总结。普查试点工作完成后，各试点地区要及时进行总结评价，并将试点普查工作成果报试点工作小组，为开展全国范围的风电和光伏发电资源普查工作奠定基础。 试点工作中遇到重大事项或相关问题，及时向试点工作小组报告。其他有条件的省（自治区、直辖市）有风电和光伏发电资源普查意愿的，可参照此通知开展工作。 国家发展改革委国家能源局自然资源部 生态环境部中国气象局国家林草局 2024年5月24日 政策解读 《关于开展风电和光伏发电资源普查试点工作的通知》政策解读 近日，国家发展改革委、国家能源局、自然资源部、生态环境部、中国气象局、国家林草局联合印发《关于开展风电和光伏发电资源普查试点工作的通知》（国能发新能〔2024〕43号），就社会和行业关注的问题，国家能源局有关负责同志接受记者采访，回答记者提问。 一、开展资源普查的背景和意义是什么？ 答：中共中央总书记习近平在主持中共中央政治局第十二次集体学习时强调，要以更大力度推动我国新能源高质量发展，为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障，为共建清洁美丽的世界作出更大贡献。开展风电和光伏发电资源普查，摸清风光资源底数，是我国以风电、光伏发电为主的新能源行业规划和重大项目布局的基础支撑，是推动风电和光伏发电实现大规模、高比例、市场化、高质量发展的基础条件。为保障我国能源安全，助力实现碳达峰、碳中和，亟待开展风电和光伏发电资源普查。 “十四五”以来，我国风电和光伏发电装机规模年均增长超过1亿千瓦，实现跃升式快速增长。截至2023年12月底，我国风电和光伏发电装机规模分别达到4.4亿千瓦和6.1亿千瓦，占全国电源总装机的36%，但与“双碳”目标的要求相比，发展任务还非常艰巨，必须统筹好风光、土地、电网等相关要素保障，亟须开展资源普查，摸清我国风电和光伏发电等新能源资源底数。 目前，第三次国土调查、国土空间规划、生态保护红线划定、林草等要素基本底数已基本确定、相关土地政策等管理规定已相对明确，遥感、气象和大数据等最新最先进技术的应用，开展资源普查也有工作基础和条件。 二、为什么在河北、内蒙古、上海、浙江、西藏、青海等6个省（自治区、直辖市）先行试点？ 答：在全国范围内开展风电和光伏发电资源普查重要且必要，但是由于全国普查尚缺少成熟经验，因此考虑先选择在部分地区开展普查试点，积累经验后再向全国推广实施。 考虑到我国疆域广袤、气候地形多样、资源普查品种全面，按对象覆盖全面、具有区域典型性、普查基础良好等原则，确定河北、内蒙古、上海、浙江、西藏、青海等6个省（自治区、直辖市）作为试点地区。6个试点地区均具有一定的资源普查工作基础，且在资源品种方面能够涵盖陆上风电、陆上光伏发电、屋顶分布式、海上风电、海上光伏发电、光热发电、海洋能等；在区域地形方面涵盖华北、西北、西南、南方等区域，地形特点涵盖平原、高原、山地等类型；在资源开发方面涵盖沙戈荒基地式规模化开发、近海和深远海开发、水风光互补开发、分散分布开发等类型。 三、普查试点的主要内容是什么？ 答：本次普查定位为试点地区全口径的风电和光伏发电资源调查，普查对象包括试点地区的全部风电和光伏发电资源，包括陆上和海上。考虑到屋顶分布式光伏潜力很大，也是光伏发电发展的重要领域，这次也将其纳入普查范围。此外，在具备条件的地区，拟一并开展太阳能光热发电、海洋能资源调查。普查的主要内容： 一是摸清开发现状。全面梳理已建、在建风电和光伏项目开发现状，主要包括场站位置、场区范围、发电能力、用地（海）类型、板下种植及生态环境敏感性等基本情况以及风光复合开发用地情况等。 二是评估资源禀赋。基于已有气象观测数据和已建在建电站的测风测光数据，开展国产化自主技术的风能太阳能资源精细化数值模拟；结合风光发电技术，科学评估各地区风光资源条件、时空分布情况和互补特性等。 三是明确开发条件。充分利用自然资源、林草、生态环境等相关成果，全面排查生态红线、自然保护区、基本农田及基本草原等环境敏感区及管控要求，以及国土空间、生态环保等政策条件，因地制宜评估工程建设条件，明确风电和光伏发电可利用区域。 四是评估可开发量。基于开发现状、资源禀赋评估成果以及可利用区域，按照统一标准、统一工作平台、统一工作流程，分级评估地区风电和光伏发电理论可开发量和技术可开发量。 四、怎样开展普查试点工作？ 答：主要通过建立工作机制、统一技术标准、搭建工作平台、建设工作网络等措施确保试点工作顺利开展。 一是央地分别建立工作机制，充分利用现有成果。国家层面成立试点工作小组，负责统筹制定工作方案、技术标准指引、工作平台建设，协调解决重大问题、总结试点成效。各试点地区结合实际情况，建立完善的工作机制，利用现有观测数据基础，做好政策协调、数据融合、经费保障等工作。 二是国家组织制定统一技术标准。国家层面在试点准备阶段形成统一的技术标准，设计规范的评估方法、建设标准、数据处理等，确保普查工作的技术规范性和一致性。同时要根据试点应用和反馈情况，形成标准清单，及时制（修）定相关技术标准。 三是国家组织搭建工作平台。国家层面综合考虑基础数据、技术标准、政策要求及普查工作流程等，利用智能化、信息化技术，搭建统一工作平台，支撑形成各类普查对象可开发量、空间分布等普查成果。各试点地区依托工作平台开展工作，并及时提出修改完善建议。 四是各省组织观测网络建设。各试点地区优先利用气象站观测数据、满足相关要求的风光电站测风测光数据，并按照开发区域全覆盖、观测要素全覆盖的原则，按需开展观测站标准化建设，形成覆盖各试点地区的区域资源观测网络。各试点地区依托工作平台，以县域为单元，形成陆上（海上）风电和地面（海上、屋顶）光伏等资源普查报告、高精度风光资源图谱、可开发量数据库、工作经验总结等普查成果。 五、后续工作怎么安排？ 答：本次普查工作涉及资源品种多、要素广、技术路线复杂，在试点工作过程中将认真组织实施、做好全过程跟踪，加强调研和工作指导，及时协调解决重大问题，保证本次试点工作高质量完成。 通过开展普查试点，探索部际联动、央地协同的工作机制，协调解决重大问题，推动跨行业数据共享与成果融合，健全新能源发电资源普查标准体系，积极探索多元化资金筹措模式，保障试点普查的各项工作任务高质量完成，形成可复制、可推广、可落实的普查经验，为后续在全国范围内全面开展风电和光伏发电资源普查工作奠定坚实基础。 查看详细>>

6月4日，国家能源局综合司发布关于公开征求《电力市场注册基本规则》意见的通知，本规则所称的经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）。 文件明确了储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商、分布式电源准入等基本条件。 储能企业基本条件：与电网企业签订并网调度协议，接入电力调度自动化系统；具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足结算要求；满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间等对应的技术条件，具体数值以相关标准或国家、地方有关部门规定为准；配建储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度。具有法人资格时，可选择转为独立储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。 虚拟电厂、负荷聚合商基本条件：与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统；具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足结算要求；虚拟电厂具备对聚合资源的调节或控制能力，拥有具备信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、控制执行等功能的软硬件系统；负荷聚合商具备对聚合资源的调节或控制能力，拥有安全、可靠的负荷管理运营系统；虚拟电厂、负荷聚合商的聚合范围、调节性能等条件应满足相应市场的相关规则规定。 分布式电源准入基本条件：依法取得发电项目核准或者备案文件；与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议，根据电压等级标准接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统；具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足电力市场计量和结算的要求。 文件还提出，原则上同一经营主体在同一合同周期内仅可与一家经营主体确立服务关系。 查看详细>>

为加快建立碳足迹管理体系，形成绿色低碳供应链和生产生活方式，推动新质生产力发展，助力实现碳达峰碳中和目标。6月4日，生态环境部等15部门联合印发《关于建立碳足迹管理体系的实施方案》（以下简称《实施方案》）。 《实施方案》主要目标 到2027年，碳足迹管理体系初步建立。制定发布与国际接轨的国家产品碳足迹核算通则标准，制定出台100个左右重点产品碳足迹核算规则标准，产品碳足迹因子数据库初步构建，产品碳足迹标识认证和分级管理制度初步建立，重点产品碳足迹规则国际衔接取得积极进展。到2030年，碳足迹管理体系更加完善，应用场景更加丰富。制定出台200个左右重点产品碳足迹核算规则标准，覆盖范围广、数据质量高、国际影响力强的产品碳足迹因子数据库基本建成，产品碳足迹标识认证和分级管理制度全面建立，产品碳足迹应用环境持续优化拓展。产品碳足迹核算规则、因子数据库与碳标识认证制度逐步与国际接轨，实质性参与产品碳足迹国际规则制定。 《实施方案》主要任务 建立健全碳足迹管理体系 发布重点产品碳足迹核算规则标准。优先聚焦电力、煤炭、天然气、燃油、钢铁、电解铝、水泥、化肥、氢、石灰、玻璃、乙烯、合成氨、电石、甲醇、锂电池、新能源汽车、光伏和电子电器等重点产品，制定发布核算规则标准。按照团体标准先行先试、逐步转化为行业标准或国家标准的原则，研制重点产品碳足迹核算规则标准。依托国家温室气体排放因子数据库，优先聚焦基础能源、大宗商品及原材料、半成品和交通运输等重点领域发布产品碳足迹因子，建立国家产品碳足迹因子数据库。 构建多方参与的碳足迹工作格局 鼓励将产品碳足迹纳入绿色低碳供应链和产品等评价指标，充分发挥产品碳足迹促进产业链上下游企业应用低碳技术、实施低碳改造、优化能源资源配置、履行社会责任的积极作用。 推动产品碳足迹规则国际互信 积极参与国际标准规则制定。指导行业协会、企业主动参与具体产品碳足迹国际规则制定，提升中国贡献度，力争在锂电池、光伏、新能源汽车和电子电器等领域推动制定产品碳足迹国际标准。 持续加强产品碳足迹能力建设 综合运用大数据、区块链、工业互联网标识解析等技术，提升数据监测、采集、存储、核算和校验的可靠性与即时性。推动产品碳足迹因子数据与全国碳排放权交易市场和全国排污许可证管理信息平台相关数据相互校验、互为补充。落实数据安全法规制度，强化产品碳足迹数据流通监管，保障数据交换环境安全可靠，鼓励数字技术企业开展基于云端的安全服务，提升数据安全水平。 查看详细>>