1、国家能源局发布关于提升新能源和新型并网主体涉网安全能力服务新型电力系统高质量发展的通知。通知指出，要科学界定涉网安全管理范围。国家能源局派出机构应当会同地方电力管理部门，综合考虑系统安全需要、技术经济性及并网主体承受能力等实际情况，根据新能源和新型主体并网的类型、容量规模、接入电压等级、系统运行特性等，科学界定辖区内新能源和新型并网主体涉网安全管理范围，把必须管住的管到位。对于已纳入涉网安全管理范围但暂不满足涉网管理要求的存量新能源和新型并网主体，国家能源局派出机构应会同地方电力管理部门科学制定改造方案并稳妥推进。推动并网主体友好并网。新能源和新型并网主体的业主（单位）要对照《电力系统安全稳定导则》（GB 38755-2019）、《电力系统网源协调技术导则》（GB/T 40594-2021）以及风电、光伏、储能相关的国家标准及行业标准等规定要求，组织实施工程项目建设，保证继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统配置符合要求，避免“带病入网”。其中，远端汇集（大基地等）的集中式新能源应具备快速调压、抑制宽频振荡等支撑能力，必要时配置调相机等装置，防止大规模脱网。

加强接入电网安全风险评估。电网企业要深入研究分析分布式新能源接入安全风险，配合做好分布式新能源接入电网承载力评估工作，引导分布式新能源科学布局、安全接入、高效消纳。地方电力管理部门在开展分布式新能源接入电网承载力评估工作时，应充分考虑分布式新能源接入对电网安全运行的影响。

原文见下：

国家能源局关于提升新能源和新型并网主体涉网安全能力服务新型电力系统高质量发展的通知

各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，北京市城市管理委，各派出机构，全国电力安委会各企业成员单位：

在碳达峰碳中和目标指引下，新能源装机占比快速提升，新型储能、虚拟电厂、分布式智能电网等新型并网主体广泛涌现，新型电力系统建设取得显著进展。但由于新能源和新型并网主体涉网安全管理相关规范标准较为分散，个别新型并网主体尚未纳入统一调度，导致涉网安全管理出现部分真空，影响电力系统安全稳定运行。为深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实《国家发展改革委 国家能源局关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》《国家发展改革委 国家能源局关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，进一步提升新能源和新型并网主体涉网安全能力，强化现有安全管理规范标准的刚性执行，现就有关事项通知如下。

一、准确把握涉网安全管理工作的总体要求

（一）高度重视涉网安全管理工作。加强新能源和新型并网主体涉网安全管理，保障其安全稳定运行，是服务新型电力系统高质量发展的基础和前提，并网主体一旦发生并网安全事故，既损害当前利益，更给行业长期发展带来不利影响。各单位要紧扣新形势下能源转型和电力保供目标，以高度的责任感和使命感，创新安全管理模式，有效管控安全风险，坚决防范并网安全事故发生。

（二）科学界定涉网安全管理范围。国家能源局派出机构应当会同地方电力管理部门，综合考虑系统安全需要、技术经济性及并网主体承受能力等实际情况，根据新能源和新型主体并网的类型、容量规模、接入电压等级、系统运行特性等，科学界定辖区内新能源和新型并网主体涉网安全管理范围，把必须管住的管到位。对于已纳入涉网安全管理范围但暂不满足涉网管理要求的存量新能源和新型并网主体，国家能源局派出机构应会同地方电力管理部门科学制定改造方案并稳妥推进。

（三）压实各方涉网安全管理责任。电力调度机构要加强对纳入涉网安全管理范围的新能源和新型并网主体的统一调度管理，依据有关法律法规和标准规范，做好涉网二次系统和监控系统的技术监督工作。电网企业要加强电网安全风险管控，为并网主体安全并网提供保障。纳入涉网安全管理范围的新能源和新型并网主体的业主（单位）要严格履行主体责任，接受电力调度机构统一调度，执行涉网安全管理规章制度，满足系统安全稳定运行需求。

二、切实提升涉网安全性能

（四）优化涉网管理服务。电力调度机构要加强对并网主体的专业培训，帮助并网主体提升技术人员专业水平和工作能力。前置参与并网主体的设计、建设过程，畅通沟通渠道，及时指导并网主体解决遇到的涉网技术问题。并网前，电力调度机构要严格审核纳入涉网安全管理范围内的并网主体提供的涉网性能型式试验报告，报告应由具备CNAS/CMA资质（中国合格评定国家认可委员会认可或中国计量认证）或同等资质能力的第三方机构出具，审核同意后方可并网；并网后，电力调度机构要强化运行过程中的涉网性能评估，及时提出改进要求，确保涉网性能稳定。

（五）推动并网主体友好并网。新能源和新型并网主体的业主（单位）要对照《电力系统安全稳定导则》（GB 38755-2019）、《电力系统网源协调技术导则》（GB/T 40594-2021）以及风电、光伏、储能相关的国家标准及行业标准等规定要求，组织实施工程项目建设，保证继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统配置符合要求，避免“带病入网”。其中，远端汇集（大基地等）的集中式新能源应具备快速调压、抑制宽频振荡等支撑能力，必要时配置调相机等装置，防止大规模脱网。

（六）推进技术创新与涉网技术标准制修订。积极开展新能源和新型并网主体涉网技术的研究验证及推广应用，提升其安全替代能力。推进新技术、新设备的并网标准制修订工作，逐步构建与新型电力系统发展相适应的涉网安全性能。

三、加强涉网参数管理

（七）规范涉网参数管理流程。电力调度机构要加强对纳入涉网安全管理范围的并网主体涉网参数的统一管理。并网主体涉网安全相关设备的控制逻辑和参数、涉网保护定值等不得擅自调整，关键技术参数的升级或改造相关方案应经充分论证并提交电力调度机构审核同意后实施。控制逻辑或参数发生变化后，应在规定时间内开展涉网性能复核测试，确保满足涉网性能要求。

（八）强化建模及参数实测管理。电力调度机构要基于并网主体实测建模，对高比例电力电子设备接入电网开展电磁暂态仿真或机电-电磁混合仿真校核。并网主体要根据电力系统稳定计算分析要求，开展电磁暂态和机电暂态建模及参数实测，并网前并网主体应向电力调度机构提供并网发电设备相应型号的电磁暂态和机电暂态模型。未纳入涉网安全管理范围的新能源和新型并网主体，可由设备厂家代为提供。

（九）落实涉网参数复测要求。电力调度机构要完善并网主体涉网参数全周期、精细化管理机制，确保电力系统稳定计算分析结论科学准确。并网主体的AGC、AVC、SVG、一次调频等涉网参数应定期开展复测，复测周期不应超过5年，检测应由具备CNAS/CMA资质或同等资质能力的第三方机构开展，试验方案、试验结果和试验报告应经电力调度机构审核确认。

四、优化并网接入服务

（十）加强接入电网安全风险评估。电网企业要深入研究分析分布式新能源接入安全风险，配合做好分布式新能源接入电网承载力评估工作，引导分布式新能源科学布局、安全接入、高效消纳。地方电力管理部门在开展分布式新能源接入电网承载力评估工作时，应充分考虑分布式新能源接入对电网安全运行的影响。

（十一）执行并网调度协议管理。电力调度机构要坚持统一调度、分级管理，组织纳入涉网安全管理范围的新能源和新型并网主体签订并网调度协议。电力调度机构在与虚拟电厂签订并网调度协议时，可根据聚合可调节资源所在电网物理电气分区的不同，将聚合可调节资源划分为一个或多个虚拟电厂单元。虚拟电厂内部接入的电源，要按照并网电源要求进行涉网安全管理，虚拟电厂整体执行运行管理要求，不涉及涉网参数和性能管理。

（十二）强化并网接入过程管控。纳入涉网安全管理范围的新能源和新型并网主体应组织开展并网验收工作，确保一、二次设备及各类系统满足并网要求。电网企业及其电力调度机构应做好并网主体涉网设备的配置、参数、性能、调控能力等并网条件确认工作，条件不满足的不得并网。并网后，各并网主体应完成全部涉网试验，在规定时间内将合格的试验结果提交电力调度机构。

五、强化并网运行管理

（十三）强化容量变更管理。地方电力管理部门要会同电网企业建立新能源和新型并网主体容量（包括交流侧及直流侧）变更的申请、审核、测试等管理机制，电网企业要完善并网主体停运、检修管理流程，确保并网主体并网运行期间发电及调节能力得到有效管控。并网主体要严格执行容量变更管理流程，严禁私自变更容量。

（十四）加强调控能力和信息采集能力建设。纳入涉网安全管理范围的并网主体应具备接收和执行电力调度机构控制和调节指令的能力，满足电网运行“可调可控”要求。并网主体应按照电网运行“可观可测”要求，实时上传主要设备运行信息，包括但不限于有功功率、无功功率、电压、电流等遥测量和主要设备位置、重要保护信号等遥信量，以及并网调度协议要求的其他信息。信息上传应满足分钟级采集要求，相关运行信息和调度控制功能应接入调度系统，通信方式、通信协议应满足电力调度机构要求。

（十五）强化虚拟电厂运行管理。纳入涉网安全管理范围的虚拟电厂按月向电力调度机构提交可调节资源清单和变更申请，月内原则上不得随意变换可调节资源及其容量，确需调整的，应在调整前向电力调度机构提交变更申请。虚拟电厂开展实时运行监测，实时掌握聚合可调节资源的运行状态，自动接收、严格执行参与市场的出清结果，并及时向市场运营机构自动报送执行情况，严禁私自篡改各类数据。

（十六）强化网络安全管理。并网主体要严格执行网络安全相关法律法规、国家标准及行业标准要求，优化电力监控系统网络安全防护体系，强化供应链安全管控，禁止擅自设置或预留任何外部控制接口。采用云平台等互联网技术进行监测的新能源和新型并网主体，应当按照法规、标准，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，并向相应调度机构备案。虚拟电厂的技术支撑系统（或平台）的涉控功能的网络安全防护应当严格落实《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）要求。

（十七）强化通信运行管理。接入电力通信网的新能源和新型并网主体通信设备的运行条件应符合电力通信网运行要求，并由专人维护，通信设备应纳入电力通信网管系统统一管理，并严格执行通信调度运行检修管理要求。上送至电力调度机构的信息应完整、齐全、准确，通讯链路应可靠稳定。

六、营造安全发展环境

（十八）健全监督管理机制。国家能源局及其派出机构、地方电力管理部门应加强涉网安全监督管理，健全监督管理协调机制，定期组织对电网企业及其电力调度机构、并网主体开展监督检查。电力调度机构应加强并网主体涉网安全管理，对于并网主体为规避电力调度机构调控而采取破坏通信设备设施等的行为，要严肃调度纪律并按照相关规定进行考核，必要时按照规定履行电网解列程序，并将情况报告国家能源局及其派出机构、地方电力管理部门。

（十九）加强宣传引导工作。加强政策文件宣传和解读，强化安全共治意识，凝聚安全发展共识，营造有利于并网主体发展的安全环境。积极宣传正面典型，及时总结推广各地在实践中探索的先进经验和有效做法。

2、由国网能源研究院有限公司主办的“统筹源网荷储碳数智治链  推动新型电力系统高质量发展”研讨会在京召开。国网能源院新型电力系统研究领域在会上发布《新型电力系统发展分析报告  2024》（以下简称“报告”），主要内容和观点如下。

　　当前，全球能源供需版图深度调整，统筹推进能源安全保障与绿色低碳转型，积极发展清洁能源、推动经济社会绿色低碳转型，成为各国应对气候变化的普遍共识。我国正在大力推动新能源高质量发展，电力系统结构和特性深刻变化，新型电力系统建设处于加速转型期。

　　报告坚持系统观念和问题导向，设置了国内新型电力系统建设、国际电力系统转型以及相关热点专题三部分。国内部分，研判新型电力系统面临形势和发展趋势，从物理形态、数智赋能等维度分析形态演进，从清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能五个维度建立发展评估体系，系统分析当前建设情况，从科技创新、机制创新双轮驱动力角度分析关键问题和对策；国际部分，基于所提发展评估体系，初步分析中国与其他典型国家和地区电力系统建设情况；专题部分，聚焦热点问题，从智能微电网建设、车网互动发展、气候风险防范等方面进行专题分析。

　　一、国内新型电力系统建设

　　新型电力系统建设受到政策、机制、技术、产业等内外部多重因素影响，需要统筹各要素协同推进，加快形成电力新质生产力和相适应的新型生产关系，夯实新型电力系统高质量发展基础。

　　（1）源网荷储多要素协调发展水平持续提高

　　多元化供应体系：风光新能源发电装机容量突破12亿kW，超过煤电装机规模，煤电机组灵活性改造任务提前完成。截至2024年7月底，全国风电、光伏装机容量合计达到12.1亿kW，提前六年多实现2030年规划目标。甘肃、青海、宁夏、河北等省（区）新能源发电装机容量占比已经超过50%，成为装机主体。截至2023年底，煤电灵活性改造规模达到3.2亿kW。预计2030年全国电源装机容量超过50亿kW，其中新能源发电装机超过28亿kW。

　　多形态电网发展：柔性交直流等新型技术广泛应用，主配微等多形态协同发展的新型电网要素承载能力持续提升。有序推进大型风光基地和外送通道规划建设，送受端电网支撑能力稳步提升。各区域电网坚强性、互济性稳步提升，服务新能源高质量发展。互联通道的“直接送电”和“互济调节”作用更加统筹平衡。安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型配电系统加快建设，城市配电网以大电网为主导，以柔性互动为关键，大量柔性负荷灵活互动；农村配电网以分布式资源合理利用、经济高效配置、电力安全供应为目标，源网荷储聚合管控，与大电网互联互通。具有“两自四化”（即自平衡、自安全、小微化、绿色化、数智化、共享化）特征的自治型微电网等形态有效补充。

　　多样化负荷柔性互动：全社会用电量总体保持较快增长，数据中心等算力基础设施用电量尤为突出。2024年上半年，全国全社会用电量同比增长8.1%，其中第三产业、城乡居民生活用电量分别同比增长11.7%、9.0%。5G基站和数据中心等新型基础设施用电量快速增长，占当年全社会用电量比重持续上升。“新三样”、数据中心、绿电制氢等“高耗电”战略新兴和未来产业加速发展，终端电气化水平逐步提升，加之气候气温对电力需求增长产生持续影响，未来电力需求继续保持较快增长，预计2030年全国全社会用电量可能超过13万亿kW·h。

　　多类型储能优化布局：新型储能是增长主力，在源网荷各侧加快布局，应用能效逐步改善。截至2024年6月底，全国新型储能项目累计装机规模达4444万kW/9906万kW·h，较2023年底增长超过40%，其中独立储能、共享储能占比45.3%，新能源配建储能占比42.8%。新能源配储、独立储能、工商业储能日均运行小时数相较去年同期分别提升1.69、1.81、3.49小时。储能呈现多元化发展态势，预计2030年全国新型储能需求至少超过1.5亿kW。

　　多场景数智赋能赋效：强化电力系统的精准感知、可靠传输、数据融通及安全可信能力。通过“电力”与“算力”“数力”“智力”的深度融合，优化能量流、业务流和价值流，支撑新业态新模式发展，助力电力创新链、产业链、供应链融通发展，为新型电力系统建设提供坚实技术支撑，助力国家双碳目标顺利实现。

　　（2）科技创新驱动力进一步增强

　　基础性技术：复杂系统运行控制能力进一步提升。超大型电力系统电磁暂态仿真平台分析时间尺度、运行方式、典型场景更加多样，规模达到上万节点，可对包含多回直流和高比例新能源的大规模电网实现微秒级电磁暂态仿真。

　　关键性技术：主动支撑、柔性灵活、智慧互动的源网荷储关键性技术创新应用。煤电灵活性改造技术成熟、综合能效高、路线多，但常态化深度调峰、频繁启停对机组运行安全性的影响逐步加大，运维成本也在增加。新能源构网型技术示范应用持续推进，对系统的惯量、频率、电压、黑启动等主动支撑能力进一步提升，逐步从小容量系统向大规模系统推广应用，相关标准规范体系亟需建立健全。大容量柔性直流输电技术应用需求大幅增加，柔性直流双向输电、多端柔性直流输电、混合多端柔性直流输电技术发展及工程应用积极推进，全直流汇集送出输电技术总投资相比传统柔性直流可节省15%以上，是实现大规模远海风电高效经济送出的优选方案。高比例新能源接入对放电时间超过4小时的长时储能需求明显增加，需统筹好长时储能技术的安全性与经济性。

　　（3）治理机制支撑和保障能力有效提升

　　协同规划机制方面，加强源网荷储各层级、多环节协同规划，保障电力系统全环节协同联动。当前，新能源规划布局、风光装机配比需要进一步优化，大电网与分布式系统的发展协调性有待提升，新能源快速发展对电网接纳调控能力提出更高要求。需要强化源网统一规划建设，科学规划风电与光伏装机比例，平抑新能源波动。加强新能源基地与国家产业规划的有效协同，推动高载能产业布局与新能源基地统筹规划，以地区间产业转移协同推进新能源发电布局优化。因地制宜发展“两自四化”自治型分布式新能源系统，实现与广域大系统深度共融发展。

　　市场价格机制方面，持续完善安全保供、新能源消纳市场机制，充分调动各参与主体积极性。在煤电容量电价机制基础上，逐步形成更加市场化的容量电价形成机制，夯实常规电源兜底、灵活资源支撑保障基础。深化完善分时电价、阶梯电价等政策，推动负荷管理工作逐步转向市场引导为主、用户主动响应。区分存量、增量项目，差异化完善中长期市场、现货市场、绿电绿证交易等，加快建设适应新能源占比逐渐提升的电力市场机制。完善分布式光伏参与市场交易的顶层设计，引导各主体合理公平承担系统成本。

　　安全保障机制方面，明晰新型主体安全责任界面，加强全过程电力安全风险管控，提高级联自然灾害、互联基础设施应急协同保障能力。以政策标准、调度协议、技术监督等多种方式明确新型主体安全责任及边界，进一步强化新型主体并网运行安全管理。完善全过程电力安全风险管控机制，将安全风险评估纳入各阶段安全性评价。综合考虑复杂灾害和基础设施跨系统风险，建立健全基础设施协同的立体应急协同机制，推动社会资源参与电力基层安全治理，以更加经济高效的方式提升应急能力。

　　二、国际电力系统转型分析

　　截至2023年底，全球电源总装机容量超过91亿kW，其中新能源装机占比超过27%，火电占比下降至51%。结合国际电力系统转型特征，考虑区域分布、资源禀赋以及电力系统发展实际，选取一些典型国家和地区进行初步的对比分析。

　　清洁低碳维度，中国新能源发展领跑全球，多数国家和地区终端电气化水平较高，中国电力系统碳排放水平相对较高。源端清洁化水平，2023年中国新能源装机容量、发电量规模第一，分别占全球比重达到42%、37%，德国、丹麦新能源发电装机占比均超过50%，丹麦、德国、英国、巴西、澳大利亚新能源发电量占比均超过20%。考虑全年小时级等更小时间尺度运行情况，欧洲新能源渗透率超过20%的累积时段占全年时长的占比，从2015年的5%上升到2023年的62%。终端电气化水平，中国2023年超过28%，高于欧美等国家。系统碳排放水平，中国度电能耗（碳排放）水平、单位GDP能耗（碳排放）持续下降，但总体水平还相对较高。

　　安全充裕维度，受新能源快速发展和气象气温变化影响，多数国家和地区有效供应裕度和系统等效惯量呈现下降趋势，中国灵活调节电源占比相对较低、户均停电时间持续下降。供应充裕性，近年来中国电力有效供应裕度相比德国、欧洲等国家和地区相对较低，欧洲、德国、丹麦等超过1.25；澳大利亚、美国相对较低，均低于1.0，这也印证了两国近年来多次发生电力供应紧张情况。调节充裕性，2023年中国燃气发电、抽水蓄能、新型储能等灵活调节电源占比为7.1%，德国、澳大利亚、日本、英国、美国等国家超过18%。各国家系统等效惯量伴随新能源发电装机占比的提高呈现快速下降趋势，电力系统安全稳定承载能力面临更大挑战。2023年，中国系统等效惯量相比2012年下降30%，高比例新能源接入的丹麦、英国、德国、欧洲等国家和地区系统等效惯量下降幅度超过26%。系统可靠性，2023年中国户均停电时间7.83小时，相比2016年下降54%，欧洲、德国、英国、日本等均低于0.6小时。

　　经济高效维度，中国的风光度电成本快速下降，新能源利用保持较高水平。技术成本与运行经济性，2023年中国陆上风电、光伏加权平均度电成本相比2014年下降幅度分别超过60%、70%；中国线损率4.54%，处于较低水平。新能源利用水平，随着新能源渗透率的提高，多数国家和地区弃电率呈上升趋势，中国维持在较低水平。以风电为例，2023年，中国风电渗透率为15.9%、弃风率为2.3%；德国、英国风电渗透率超过25%，弃风率保持在5%以内；丹麦风电渗透率较高（达47%），弃风率也相对较高（8.2%）。

　　供需协同维度，各国源网荷发展协调性差异较大，需求响应在保供调节中发挥作用加大。源网荷协调性，新能源的快速发展使部分国家和地区电网与电源发展规模、投资差距逐渐拉大，欧美等国家和地区电网发展较为滞后。需求响应水平，中国需求响应规模大幅增长，2023年分时电价调整推动度夏高峰负荷削减1080万kW，美国需求响应规模达到1075万kW；中国V2G充电桩量、速处于领先水平，高于美国、德国等。

　　灵活智能维度，中国电网互联互通水平、电力数字化智能化水平相比其他国家更高。电网互联互通，截至2023年底，中国跨省跨区输电量占全社会用电量的29.3%，欧洲跨境输电量占比为15.4%；中国直流输电容量超过2.3亿kW，占全球比重超过一半。电力数字化智能化，中国、美国、欧洲等国家和地区电力数字化智能化处于较高水平。

　　三、专题研究

　　针对智能微电网建设，因地制宜积极构建“两自四化”智能微电网，增强电网新要素承载能力。面对分布式新能源、新型储能、柔性负荷等新要素快速发展趋势，市场机制和价格政策不断完善，智能微电网需具备“自平衡、自安全、小微化、绿色化、数智化、共享化”的“两自四化”特征，实现源网荷储智能高效协同互动，与电力系统形成安全互助、平衡互补的友好关系。针对工商业、园区、离岛和偏远地区等典型场景，微电网发展围绕消纳分布式新能源、提升电力普遍服务水平、满足用户供电可靠性要求等需求为主。

　　针对车网互动发展，加快完善市场激励机制和平台示范应用，充分发挥新能源汽车对电网调节支撑价值。探索车网互动放电价格机制、容量电价机制及其参与现货市场和辅助服务市场路径，激励车网充分协同，使用户充电需求和电力供需优化需求得到兼顾。加快建立支撑规模化车网互动的数据和平台体系，省级平台、运营商等各级充换电基础设施运营监管平台互联互通、数据共享和治理监管架构。因地制宜推动充换电基础设施关键技术、重大工程、政策机制、发展模式等重大示范。

针对气候风险防范，构建电力防灾抗灾主动安全防御策略，夯实电力系统本质安全基础。提升极端情况下电力系统容灾备份能力，按照灾害严重程度分级分区落实电力基础设施规划标准，统筹推进“平急两用”电力基础设施建设，促进平急快速切换。因地制宜利用分布式能源、微电网等新型应急保障单元和社会应急力量。加强电力气象灾害精细化、精准化监测预警，有效提升气象风险综合防控能力。

3、国家林草局联合国家发展改革委、国家能源局在北京组织召开《三北沙漠戈壁荒漠地区光伏治沙规划（2024—2030年）》专家论证会。专家组一致同意通过论证。

规划以防沙治沙法、可再生能源法等相关法律法规为依据，在深入总结我国新能源建设和防沙治沙经验成就、科学研判当前形势的基础上，与《全国防沙治沙规划（2021—2030年）》《“三北”工程六期规划》《“十四五”可再生能源发展规划》《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》等相衔接，按照生态优先、绿色发展、协同推进的总体思路，提出了光伏治沙发展目标、规划布局、重大工程和实验项目、融合发展路径及保障机制等，构建了“点、线、面”相结合的重点发展区域，构筑了防沙治沙与光伏建设融合发展新模式。

专家组认为，规划具有较强的前瞻性、科学性、指导性和可操作性，规划的实施将有利于科学谋划沙漠、戈壁、荒漠地区光伏治沙项目建设，促进防沙治沙和光伏建设融合发展，对保障国家生态安全、能源安全，建设美丽中国和实现“双碳”目标具有十分重要的意义。

国家林草局提出，要进一步提高对光伏产业和防沙治沙融合发展重要性的认识，科学推进光伏产业和防沙治沙融合发展，采用高效先进的光伏技术和产品，以及实用的防沙治沙技术模式，以实验项目为引领，带动重点项目实施，在改善区域人居环境的同时，维护国家能源安全。要强化发展改革、能源、林草等部门合作，继续发挥各自优势，组织专家认真做好光伏风电基地科学选址，避让生态区位重要、自然景观独特、植被和结皮盖度高的区域；林草部门要切实履行好行业指导的职责，发展改革、能源部门优先考虑在适建区域、重点发展区域规划建设外送通道。要加强光伏风电基地建设的生态影响评估，联合相关部门，组织不同领域专家通过定位监测站监测、数据模型预测等手段，开展光伏风电基地建设对生态的影响评估，为科学推进光伏治沙提供决策依据。

4、宁夏发布“千乡万村驭风行动”建设清单，清单显示，各市共报送试点项目13个共35万。其中，聚源(吴忠市同心县)新能源有限公司（后续将与相关村集体成立合资公司）共获得资源130MW、中国船舶集团风电发展有限公司共获得资源40MW、银川威力传动技术股份有限公司共获得资源30MW，位列前三。

各市发展改革委、农业农村局，国网宁夏电力有限公司：

为贯彻落实《国家发展改革委 国家能源局 农业农村部关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》（发改能源〔2024〕378号）要求，加快全区农村地区能源绿色低碳转型，壮大农村集体经济、助力乡村振兴，自治区发展改革委联合农业农村厅印发了《关于印发<宁夏回族自治区“千乡万村驭风行动”总体方案>的通知》（宁发改能源（发展）〔2024〕450号）（以下简称《通知》），各市均按照《通知》要求报送了试点项目。经研究，现公布“千乡万村驭风行动”风电项目建设清单，并就有关事项通知如下：

一、项目总体情况。各市共报送试点项目13个共35万kW，经自治区自然资源厅、生态环境厅、水利厅、林业和草原局、国网宁夏电力公司等部门核查确认，全部列入“千乡万村驭风行动”风电项目建设清单，具体名单详见附件。

二、合理共享收益。请各市按照国家政策要求，联合相应县区合法合规推进村企合作，以股比分配方式为基本原则，合理确定村集体和开发企业的收益分配标准，避免出现干股模式或要求投资开发企业承担村集体各类不合理费用等情况发生。项目核准前，由县（市、区）出具村企合作、收益共享承诺函，自治区发展改革委对承诺函复核后，由实施主体按照程序推进核准申请相关事项。

三、保障农民利益。各试点项目所在地发展改革、农业农村部门要切实发挥作用，全力配合落实驭风行动项目涉及的关键要素保障，并监督“村企合作”模式的落实情况，做到不与村集体争利，切实保障村集体和农民按照协议约定得到应有的收益。

四、强化项目管理。项目实施主体要依托“新能源云”“国家可再生能源发电项目信息管理平台”等开展项目全生命周期管理工作，及时填报建档立卡信息、项目上网电量、利用小时数等数据。项目收益共享情况及时报县级农业农村主管部门，县级农业农村主管部门及时了解掌握；项目所属村集体应按有关规定及时向村民公开收益分配及使用情况。

五、做好生态保护。纳入建设清单的项目要依法开展环境影响评价，重点关注项目对周边生产、生活、生态可能带来的影响，采用低噪音风电机组，明确安全防护标准和要求，积极融入乡村风貌，助力建设宜居宜业和美乡村。

六、及时总结经验。各市发展改革、农业农村部门应及时跟进项目的开发建设进展，总结好试点项目村企“共建共享”乡村能源合作模式和收益分配机制经验做法，适时报送自治区发展改革委和农业农村厅。

附件：宁夏回族自治区“千乡万村驭风行动”风电项目建设清单

宁夏回族自治区发展改革委 宁夏回族自治区农业农村厅

2024年10月29日

5、三峡能源发布《第二届董事会第二十八次会议决议公告》。

公告披露，三峡能源于2024年10月29日召开第二届董事会第二十八次会议，审议通过《关于福建莆田平海湾海上风电场DE区40万千瓦项目投资决策的议案》，在取得海域使用权证等各项必要前期手续的前提下，同意投资建设福建莆田平海湾海上风电场DE区40万kW项目，项目总投资不超过470194万元。

福建莆田平海湾海上风电场DE区40万kW项目位于莆田市秀屿区平海湾内，场址西距湄洲岛岸线15km以上，中心距离岸线16.5km，场址水深18～27m，场址规划面积约38.8k㎡。项目规划总装机容量400MW，布置8台10MW和20台16MW风电机组，拟建设1座220kV海上升压变电站，采用远程集中监控方案，陆上集控中心设置在福建三峡海上风电国际产业园内。

莆田平海湾海上风电场DE区项目已于2023年6月获得核准批复，项目单位为海峡发电有限责任公司，该公司由长江三峡集团福建能源投资有限公司（65%）和福建福能股份有限公司（35%）共同出资设立。