对十三届全国人大二次会议第8824号建议的答复

　　您提出的关于加快能源清洁低碳转型服务绿色发展的建议收悉，现答复如下：

　　我局高度重视电力科技创新与发展，一直积极稳妥地推进科技进步，鼓励电网科技创新，支持利用特高压输电技术作为远距离大容量输电的重要方式之一。近年来，在党中央、国务院总体部署下，按照绿色发展要求，我局积极探索通过特高压输电技术跨省区优化配置能源资源，不断加大跨省区输电工程规划建设力度。截至目前，我国已建成特高压输电通道20项，其中直流13项、交流7项，输电规模超过1.3亿千瓦，累计输送电量超过1.6万亿千瓦时，在稳增长、调结构、促发展、惠民生、治雾霾等方面发挥了重要作用，为我国能源转型和经济社会高质量发展提供了有力支撑。

　　关于您提出的着力推动网源协调发展的建议。去年8月，国家发展改革委、能源局联合印发的《提升输电通道利用率行动计划（2018-2020年）》（发改能源〔2018〕1180号）提出，加强电源、电网在规划、核准、建设、运行等各环节的统筹和协调，合理把握建设时序，确保同步规划、同步建设、同步投产，实现网源荷协调发展，提升电力系统整体效率。目前，我局正会同有关单位进一步推动落实相关具体举措，提升输电通道利用效率，支撑清洁能源发展和能源结构转型。

　　关于您提出的尽快安排实施晋中～晋东南～南阳和菏泽～驻马店特高压交流工程的建议。为深入论证未来电网格局，科学推进电网规划建设，2017年，我局委托中国工程院开展《我国未来电网格局研究》。去年9月，中国工程院完成我国未来电网格局专题咨询第一阶段工作，提出了《我国未来电网格局研究（2020年）咨询意见》，其中包括“坚持以六大区域电网直流异步互联、不建设‘三华’特高压交流同步电网”。您提出的工程方案涉及到华北、华中区域特高压交流联网等事宜，牵涉面较广，还需结合中国工程院意见进一步统筹研究，慎重决策。

　　关于您提出的按照规划规模和消纳目标确定新能源建设时序和并网容量的建议。我局在风电年度建设管理中已明确提出，新列入年度开发建设方案中的项目，必须以电网企业投资建设电力工程并达到最低保障年利用小时数为前提，在项目所在地市（县）级区域内具备消纳条件的优先纳入年度建设方案。今年1月，国家发展改革委、能源局联合印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号），要求项目必须以电网企业落实接网和消纳条件为前提，要求电网企业做好接网等配套电网建设与项目建设进度衔接，使项目建成后能够及时并网运行。对需要补贴的项目，相关管理政策也要求以落实配套送出工程和消纳为前提条件。

　　关于您提出的进一步压减东中部特别是重污染地区的煤电项目和已有煤电产能的建议。我局积极贯彻落实党中央、国务院关于大气污染防治决策部署，按照《大气污染防治行动计划》和《打赢蓝天保卫战三年行动计划》要求，在重点区域严格控制燃煤机组新增装机规模，新增用电量主要依靠区域内非化石能源发电和外送电满足。按照国家有关产业政策，加大淘汰落后煤电产能，在与地方能源主管部门做好衔接的基础上，印发年度淘汰关停不达标机组工作任务，适时开展监督检查工作。“十三五”期间，中东部地区共淘汰落后煤电机组超过2000万千瓦，其中“2+26”城市共淘汰落后煤电机组超过1000万千瓦。下一步，我局继续按照国家有关政策，做好中东部特别是重点地区控制煤电产能工作，进一步鼓励地方加大煤电淘汰落后产能工作力度，提高煤电清洁高效发展水平，同时注重电力系统调峰能力建设，在确保电力系统安全稳定运行的前提下，推进清洁能源跨省区外送消纳。

　　关于您提出的完善市场机制和配套政策的建议。近年来，我局与相关部委出台了系列政策，促进电能替代和清洁能源发展。一是将电能替代项目配套电网投资纳入电网企业输配电价。2016年，国家发展改革委、能源局等八部委联合印发《关于推进电能替代的指导意见》（发改能源〔2016〕1054号），明确结合输配电价改革，将因电能替代引起的合理配电网建设改造投资纳入相应配电网企业有效资产，将合理运营成本计入输配电准许成本。二是大力推动煤改电。2017年，国家发展改革委出台《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》（发改价格〔2017〕1684号），通过鼓励地方价格主管部门推行上网侧峰谷分时电价和完善销售侧峰谷分时电价政策、优化居民阶梯电价政策、大力推进电力市场化机制等办法推进煤改电。三是积极推进跨省跨区电力市场化交易，按照我局印发的《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》（国能发监管〔2018〕36号）、国家发展改革委、能源局联合印发的《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易的通知》（发改运行〔2018〕1027号）等文件要求，不断健全完善电力市场交易机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，通过跨省跨区发电权交易等方式，实现清洁能源在更大范围内消纳。四是制定促进绿色发展的价格政策。2018年，国家发展改革委出台《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》（发改价格规〔2018〕943号），加大峰谷电价实施力度，鼓励地方建立动态调整机制，利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制促进储能发展，同时对实行两部制电价的电动汽车集中式充换电设施、港口岸电等用电免收容量电费。

　　此外，为促进能源节约，财政部会同有关部门出台了一系列税收优惠政策。一是随着增值税转型改革及营改增全面推开，电网企业充分享受净减税的改革红利。2018月5月至今，增值税标准税率由17%降至13%，效率下调幅度23.5%。二是对包括电网企业在内的部分行业增值税留抵税额，按照规定予以退还，缓解企业资金压力。三是支持农村电网发展，对农村电管站在收取电价时一并向用户收取的农村电网维护费免征增值税。四是企业从事国家重点扶持的公共基础设施项目投资经营所得，可享受“三免三减半”税收优惠。五是对节约能源、使用新能源的车船可以免征或者减半征收车船税，2020年12月31日前，对购置的新能源汽车免征车辆购置税。

　　关于您提出的推动储能、蓄能技术创新，加快建设抽水蓄能工程和用户侧储能、蓄能设施的建议。建设储能电站对于提升电力系统灵活性和安全稳定性有重要作用，也是促进风电等新能源消纳能力的有效措施。为更好地推动我国储能技术创新发展和推广应用，近两年，国家发展改革委、能源局联合相关部委印发了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（发改能源〔2017〕1701号）、《关于促进储能技术与产业发展的指导意见2019-2020年行动计划》（发改办能源〔2019〕725号）等相关文件。同时，我局鼓励开展多种储能示范应用，推动新型储能技术发展等。目前我局已复函同意开展大连液流电池储能调峰电站（80万千瓦时）、江苏金坛盐穴压缩空气储能（20万千瓦时）和甘肃网域大规模电池储能（72万千瓦时）等项目的试验示范工作。此外，我局一直稳步推进抽水蓄能电站选点规划及优化调整工作，目前已完成福建、广西、安徽、浙江、青海、贵州等省（区）的电站选点工作，其他省（区）工作正在积极开展中。

　　下一步，我局将在落实好现行政策基础上，充分考虑您的建议，积极会同有关单位健全完善相关制度、政策和措施。感谢您对国家能源工作的关心和理解，希望今后继续支持和指导。 

　　国家能源局

　　2019年7月12日