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国能新能[2011]361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：

为加强水电工程勘察设计管理，规范勘察设计和设计变更行为，保证设计质量和工程安全，根据水电工程建设管理实际，国家能源局组织制定了《水电工程勘察设计管理办法》和《水电工程设计变更管理办法》。现印发你们，请遵照执行。

附件：一、水电工程勘察设计管理办法

二、水电工程设计变更管理办法

二Ｏ一一年十一月三日

主题词：能源 水电 管理  通知

附件一：

水电工程勘察设计管理办法

第一章 总则

第一条 为加强水电工程勘察设计管理，保证勘察设计质量和工程安全，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《建设工程勘察设计管理条例》和《建设工程质量管理条例》等法律法规，制定本办法。

第二条 本办法适用于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）。其他水电工程参照执行。

第三条 本办法所称水电工程勘察设计是指根据水电工程建设要求，查明、分析和评价工程场地地质条件，分析论证技术、经济、资源和环境相关情况，确定工程设计方案，编制勘察设计文件的活动。

第四条 水电工程建设应坚持“先勘察、后设计、再施工”的原则。

水电工程勘察设计应与社会经济发展水平相适应，做到安全可靠、技术先进、经济合理、资源节约和环境友好，实现水电开发的经济效益、社会效益和环境效益相统一。

第五条 水电工程勘察设计阶段分为河流水电规划（或抽水蓄能电站选点规划）、预可行性研究、可行性研究、招标设计及施工详图设计等五个阶段。勘察设计单位应分阶段开展工作，提出符合相应阶段规程规范要求的勘察设计文件。

第六条 勘察设计单位应依法进行工程勘察设计，严格执行工程建设强制性标准，确保勘察设计文件的完整性、真实性和准确性，并对勘察设计的成果质量负责。

第七条 国家能源局负责水电工程勘察设计活动的监督管理。

各级地方能源主管部门按规定权限负责和参与本行政区域水电工程勘察设计活动的监督管理。

第八条 发挥设计咨询的作用，鼓励在大型水电工程勘察设计工作中开展工程设计咨询，提高设计水平，优化设计方案，保证设计质量。

第二章 资质与合同

第九条 从事水电工程勘察设计活动的单位应具有国家规定的相应资质。勘察设计单位应在其资质等级许可的范围内承揽工程勘察设计业务。

禁止勘察设计单位超越其资质等级许可的范围或者以其他勘察设计单位的名义承揽工程勘察设计业务。禁止勘察设计单位允许其他单位或者个人以本单位的名义承揽勘察设计业务。

第十条 勘察设计单位从事大型水电工程勘察设计应具有工程勘察和工程设计甲级资质（水力发电）；承担坝高200米及以上水电工程和地震基本烈度Ⅷ度及以上高坝水电工程的勘察设计单位应具有大（1）型水电工程勘察设计业绩。

第十一条 水电工程勘察设计依法实行招标发包或直接发包。发包工作一般应在河流水电规划或抽水蓄能电站选点规划批准后进行。

第十二条 建设单位不得将工程勘察设计业务发包给不具有相应资质和业绩的勘察设计单位。勘察设计单位不得将所承揽的勘察设计业务转包或违法分包。

第十三条 建设单位应依法与勘察设计单位签订勘察设计合同，对勘察设计工作范围、内容、深度、进度、质量及服务进行约定，保证合理的勘察设计周期，执行国家有关勘察设计收费标准。

建设单位不得强迫或暗示勘察设计单位违反工程建设强制性标准，降低工程质量。

第十四条 两个及以上单位承担同一工程勘察设计的，合同中应明确主体勘察设计单位。主体勘察设计单位负责总体策划、组织协调和设计集成。其他勘察设计单位负责向主体勘察设计单位提供资料和成果，并对其成果质量负责。

第三章 技术要求

第十五条 勘察设计单位应做好勘察设计工作策划，确定勘察设计的重点以及相关技术路线，编制勘察设计科研工作大纲，合理配置与勘察设计任务相适应的资源和专业技术人员。

第十六条 勘察设计单位应收集并分析勘察设计工作所需的地形地质、水文气象、生态环境、移民安置、经济社会发展等基础资料，所采用资料应真实、有效。

第十七条 工程地质勘察应涵盖枢纽工程建设区、水库淹没影响区和移民安置区。勘察设计单位应重视对断层、滑坡体、堆积体、泥石流、岩溶、崩塌等不良地质现象的调查分析，保证选址的合理性和建筑物地基的安全性。

第十八条 勘察设计单位应根据工程需要，组织开展重大技术问题研究和科技攻关工作，科学论证工程设计方案，确保工程安全可靠。

第十九条 勘察设计单位应会同地方政府按阶段要求开展移民安置规划设计工作。移民安置规划设计应以资源环境承载力为基础，与当地国民经济和社会发展规划以及土地利用总体规划、城市总体规划、村庄和集镇规划等相适应，听取移民和安置区居民以及建设单位的意见。

可行性研究阶段，移民安置规划设计文件应达到枢纽工程同等设计深度。

第二十条 勘察设计单位应依据批复的项目环境影响评价报告、水土保持方案报告和安全预评价报告，开展环境保护措施设计、水土保持措施设计和劳动安全与工业卫生设计。

第二十一条 勘察设计单位应以审定的可行性研究报告为依据开展招标设计，复核、深化和细化设计方案，满足招标文件编制的要求。

第二十二条 勘察设计单位负责编制施工详图阶段设计文件，满足工程施工要求。施工图设计文件应对涉及工程质量和施工安全的重点部位注明有关安全质量方面的提示信息，对防范工程安全质量风险提出指导意见。

第二十三条 勘察设计单位应建立健全技术质量管理体系，落实技术质量责任制，对勘察设计产品进行分级管理，按规定履行勘察设计文件校审制度，并做好勘察设计文件的归档工作。

第四章 技术审查

第二十四条 国家对水电工程勘察设计文件实行技术审查制度，委托行业技术管理单位对勘察设计文件进行技术审查。技术审查包括河流水电规划报告（或抽水蓄能电站选点规划报告）审查、预可行性研究报告审查、可行性研究报告以及有关专题报告审查。

第二十五条 技术审查内容主要包括：检查勘察设计工作是否执行国家法律法规和工程建设强制性标准；评价勘察设计范围、内容和深度是否满足规程规范的要求；审议勘察设计采用基础资料是否全面准确、重大技术问题是否论证充分、结论是否正确；审定工程主要特征参数及工程设计方案和移民安置方案；协调工程综合利用等有关问题。

第二十六条 审查单位应坚持技术决策的独立性、公正性和科学性，组织有关单位和专家开展技术审查工作，听取有关部门、地方政府以及建设单位的意见，形成技术审查意见，并对审查结论负责。

技术审查工作完成后，审查单位应及时将审查意见上报国家能源局，并印送建设单位和有关单位。

第二十七条 经审查的勘察设计文件是后续勘察设计工作的基础。

可行性研究报告及其审查意见是项目核准和建设的技术依据。

第五章 现场服务

第二十八条 工程施工阶段，勘察设计单位应设立现场设计代表机构，及时派驻相应的技术人员，制定相关工作制度，提供现场技术服务，满足工程建设要求。

第二十九条 现场设计代表应做好技术交底；跟踪现场施工情况，研究并及时解决工程建设有关技术问题；参与隐蔽工程和关键部位的检查验收；配合工程质量检查、质量监督、安全鉴定和工程验收等工作。

第三十条 现场设计代表应按照有关要求，开展地质编录和工程地质条件预测预报；根据开挖揭露的地质条件和工程其他实际情况，加强工程重大技术问题解决方案的复核，及时完善设计方案和施工技术要求。

第三十一条 现场设计代表发现不按设计文件要求施工、野蛮施工、弄虚作假或偷工减料等情况，应及时以书面形式向建设单位反映。必要时，应报告质量监督机构和国家能源局。

第六章 设计变更

第三十二条 招标设计和施工详图设计阶段，对审定的工程特征参数、工程设计方案和移民安置方案进行的调整、补充和优化均属设计变更。

第三十三条 工程设计变更分为一般设计变更和重大设计变更。一般设计变更由设计单位负责编制设计变更文件。重大设计变更由建设单位组织设计单位编制专题报告，报原审查单位审查。

水电工程设计变更管理办法另行制定。

第七章 设计回访

第三十四条 勘察设计单位应定期开展枢纽工程设计回访，检查评价枢纽建筑物和主要设施设备的安全性、适用性。根据工程实际需要，开展必要的设计复核，总结勘察设计经验，并为工程安全运行提供技术支持。

第三十五条 枢纽工程设计回访分为全面设计回访和专项设计回访。全面设计回访至少每10年一次。首次全面设计回访，应在工程投入运行后的5年之内进行。专项设计回访视需要进行。

建设单位或运行管理单位应为设计回访提供必要的工作条件。勘察设计单位应向建设单位或运行单位提交设计回访报告。

第八章 附 则

第三十六条 本办法由国家能源局负责解释，自发布之日起施行。

附件二：

水电工程设计变更管理办法

第一条 为加强水电工程设计和建设管理，规范设计变更行为，保证工程安全和质量，依据《建设工程勘察设计管理条例》和《水电工程勘察设计管理办法》，制定本办法。

第二条 本办法适用于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）。其他水电工程参照执行。

第三条 设计变更是指在招标设计阶段和施工详图阶段，对审定的工程主要特征参数、工程设计方案和移民安置方案等所进行的改变，包括调整、补充和优化。

第四条 设计变更应坚持科学求实的原则，符合国家有关法律法规和工程建设强制性标准的规定，做到先论证、后审查（或审核）、再实施。

第五条 设计变更分为一般设计变更和重大设计变更。重大设计变更是指涉及工程安全、质量、功能、规模、概算，以及对环境、社会有重大影响的设计变更。除此之外的其他设计变更为一般设计变更。

水电工程重大设计变更的界定见附件。水电工程概算调整管理办法另行制定。

第七条 设计单位应结合工程建设实际,复核工程设计方案和主要参数，及时提出必要的设计变更文件。建设单位、监理单位和施工单位可以提出变更设计的建议，设计单位应考虑施工水平和管理水平的影响，对变更设计的建议进行技术、经济论证。确需变更的，由设计单位编制设计变更文件。

第八条 重大设计变更文件应达到或超过可行性研究阶段的深度要求。内容主要包括：

（一）工程概况；

（二）重大设计变更的缘由和必要性、变更的项目和内容、与设计变更相关的基础资料及试验数据；

（三）设计变更与原勘察设计文件的对比分析；

（四）变更设计方案及原设计方案在工程量、工程进度、造价或费用等方面的对照清单和相应的单项设计概算文件；

（五）必要时，还应包含设计变更方案的施工图设计及其施工技术要求。

第九条  工程建设过程中，因抢险救援或应急处置导致的设计变更，应由参建各方代表签字确认。属于重大设计变更的，建设单位应及时组织设计单位编制设计变更文件，并按规定程序报审。

第十条 审查单位在收到建设单位重大设计变更审查申请后，负责组织开展审查工作，提出审查意见，报送国家能源局。

第十一条 经审定的重大设计变更一般不得再次变更。确需再次变更的，建设单位须组织设计单位先进行必要性论证，报原审查（或审核）单位同意后，再行编制设计变更文件，履行相关程序。

第十二条严禁借设计变更变相扩大工程建设规模、增加建设内容，提高建设标准；严禁借设计变更，降低安全质量标准，损害和削弱工程应有的功能和作用；严禁肢解设计变更内容，规避审查。

第十三条 本办法由国家能源局负责解释，自发布之日起施行。

附：水电工程重大设计变更范围目录

水电工程重大设计变更范围目录

（一）设计条件和安全标准

1、工程开发方式、开发任务及工程规模的变化；

2、水库特征水位、水库调度运行方式重大改变；

3、工程等别及主要建筑物设计安全标准的变化。

（二）工程布置及主要建筑物

1、坝、厂址及其主要建筑物场址的变化；

2、主要建筑物的布置或结构方案的改变；

3、增加或取消重要的单体水工建筑物；

4、主要筑坝材料料源方案的改变；

5、施工导流方式或导流建筑物方案的变化；

6、工程总进度及主要控制进度的变化。

（三）机电及金属结构设备

1、电站接入系统方式和电气主接线方案的变化；

2、机组型式、单机容量和重要技术参数的变化；

3、高压配电装置和高压引出线设计方案的变化；

4、电站控制运行方式及继电保护方案的重大变化；

5、金属结构设备布置方案及设备型式的重大变化。

（四）环境保护和水土保持

1、环境保护和水土保持工程措施的重大变化；

2、环境保护和水土保持工程项目的增加或取消。

（五）移民安置

1、征地范围调整及重要实物指标的较大变化；

2、移民安置方案与移民安置进度的重大变化；

3、城（集）镇迁建和专项处理方案重大变化。

转自中国能源网

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各省、自治区、直辖市财政厅（局）、发展改革委、能源局、物价局，财政部驻各省、自治区、直辖市财政监察专员办事处，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古自治区电力有限责任公司：

为了促进可再生能源的开发利用，根据《中华人民共和国可再生能源法》有关规定，财政部会同国家发展改革委、国家能源局共同制定了《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》，现印发给你们，请遵照执行。

财政部 国家发展改革委 国家能源局

二○一一年十一月二十九日

附件：

可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法

第一章 总则

第一条 为了促进可再生能源的开发利用，根据《中华人民共和国可再生能源法》的有关规定，制定本办法。

第二条 可再生能源发展基金的资金筹集、使用管理和监督检查等适用本办法。

第二章 资金筹集

第三条 可再生能源发展基金包括国家财政公共预算安排的专项资金（以下简称可再生能源发展专项资金）和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入等。

第四条 可再生能源发展专项资金由中央财政从年度公共预算中予以安排（不含国务院投资主管部门安排的中央预算内基本建设专项资金）。

第五条 可再生能源电价附加在除西藏自治区以外的全国范围内，对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电（含农业排灌用电）后的销售电量征收。

第六条 各省、自治区、直辖市纳入可再生能源电价附加征收范围的销售电量包括：

（一）省级电网企业（含各级子公司）销售给电力用户的电量；

（二）省级电网企业扣除合理线损后的趸售电量（即实际销售给转供单位的电量，不含趸售给各级子公司的电量）；

（三）省级电网企业对境外销售电量；

（四）企业自备电厂自发自用电量；

（五）地方独立电网（含地方供电企业，下同）销售电量（不含省级电网企业销售给地方独立电网的电量）；

（六）大用户与发电企业直接交易的电量。

省（自治区、直辖市）际间交易电量，计入受电省份的销售电量征收可再生能源电价附加。

第七条 可再生能源电价附加征收标准为8厘/千瓦时。根据可再生能源开发利用中长期总量目标和开发利用规划，以及可再生能源电价附加收支情况，征收标准可以适时调整。

第八条 可再生能源电价附加由财政部驻各省、自治区、直辖市财政监察专员办事处（以下简称专员办）按月向电网企业征收，实行直接缴库，收入全额上缴中央国库。

电力用户应缴纳的可再生能源电价附加，按照下列方式由电网企业代征：

（一）大用户与发电企业直接交易电量的可再生能源电价附加，由代为输送电量的电网企业代征；

（二）地方独立电网销售电量的可再生能源电价附加，由地方电网企业在向电力用户收取电费时一并代征；

（三）企业自备电厂自发自用电量应缴纳的可再生能源电价附加，由所在地电网企业代征；

（四）其他社会销售电量的可再生能源电价附加，由省级电网企业在向电力用户收取电费时一并代征。

第九条 可再生能源电价附加收入填列政府收支分类科目第103类01款68项“可再生能源电价附加收入”。

第十条 省级电网企业和地方独立电网企业，应于每月10日前向驻当地专员办申报上月实际销售电量（含自备电厂自发自用电量，下同）和应缴纳的可再生能源电价附加。专员办应于每月12日前完成对企业申报的审核，确定可再生能源电价附加征收额，并向申报企业开具《非税收入一般缴款书》。省级电网企业和地方独立电网企业，应于每月15日前，按照专员办开具《非税收入一般缴款书》所规定的缴款额，足额上缴可再生能源电价附加。

第十一条 专员办根据省级电网企业和地方独立电网企业全年实际销售电量，在次年3月底前完成对相关企业全年应缴可再生能源电价附加的汇算清缴工作。

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为扎实开展居民用电服务质量监管专项行动，国家电监会按照民生优先、务求实效的原则，于近日制定了居民用电服务质量监管专项行动有关指标。

居民生活用电保障指标

（一）供电质量指标

1、供电可靠率城市地区年供电可靠率不低于99%,农村地区年供电可靠率符合所在地派出机构的规定。

2、电压合格率城市居民用户受电端电压合格率不低于95%，农村居民用户受电端电压合格率符合所在地派出机构的规定。

（二）有序用电指标

1、供电企业有序用电方案 （包括调整方案）经当地政府部门批准后，5个工作日内报当地监管机构备案。

2、电力供需紧张，电力或电量缺口占当期最大用电需求比例超过10%以上的，供电企业应向当地监管机构报告。

3、因供需紧张等原因需要停电、限电的，供电企业应严格按照政府批准的有序用电方案或者事故应急处置方案执行。有序用电方案中必须优先保证居民生活用电，停限电前供电企业应提前1天，以适当的方式和渠道公告停电区域、停电线路、停电时间；居民停限电时间不得连续超过5小时，应避免安排在对居民生活有较大影响的时段，如：中午11:00~14:00，下午17:00~21:00。

（三）检修停电指标

1、供电设施计划检修停电，供电企业应当提前7天公告停电区域、停电线路、停电时间。

2、供电设施临时检修停电，供电企业应当提前24小时公告停电区域、停电线路、停电时间。

（四）故障报修抢修指标

1、供电企业应当建立完善的报修服务制度，公开报修电话，保持电话的畅通，24小时受理供电故障报修。

2、抢修工作人员到达现场抢修的时限，自接到报修之时起，城区范围不超过45分钟，农村地区不超过90分钟，边远、交通不便地区不超过2小时。因天气、交通等特殊原因无法在规定时限内到达现场的，应当向用户做出解释。

（五）恢复供电指标

1、电力故障引起停电的原因消除后，供电企业应当尽快恢复正常供电，城区用户不能在1天内、农村地区用户不能在3天内恢复供电的，供电企业应当向用户说明原因。

2、居民用户逾期未结清电费的，自逾期之日起计算超过30日，经催缴后，可按国家规定的程序停止供电，停电前7天内，将停电通知书送达用户，费用结清后24小时内恢复供电。

居民生活和保障性住房报装接电指标

（一）居民生活用电报装指标

1、向用户提供供电方案的期限自受理用户用电申请之日起，不超过3个工作日。

2、给用户装表接电的期限自受电装置检验合格并办结相关手续之日起，不超过3个工作日。

（二）保障性住房用电报装指标在手续齐全的前提下，供电企业应主动配合保障性住房开发商，按照以下期限，及时办理施工用电和永久用电报装，不得以供电能力不足为由拒绝或拖延保障性住房办理报装接电。

1、提供供电方案的期限自受理用户用电申请之日起，低压供电用户不超过7个工作日；高压单电源供电用户工程不超过15个工作日；高压双电源供电用户工程不超过30个工作日。

2、受电工程设计文件审核期限自受理之日起，低压工程不超过8个工作日，高压工程不超过20个工作日。

审核后的受电工程设计文件和有关资料如有变更，供电企业复核的期限应当符合：自受理客户设计文件复核申请之日起，低压供电用户一般不超过5个工作日；高压供电用户一般不超过15个工作日。

3、受电工程启动中间检查期限自接到用户申请之日起，低压工程不超过3个工作日，高压供电不超过5个工作日。

4、受电工程启动竣工检验期限自接到用户受电装置竣工报告和检验申请之日起，低压工程不超过5个工作日，高压工程不超过7个工作日。

5、装表接电期限自受电工程检验合格并办结相关　　手续之日起，不超过5个工作日。

用电计量和电费计收指标

（一）用电计量指标

1、居民用户对计量装置准确性有异议，有权向供电企业提出校验申请，在用户交付验表费后，供电企业应在5个工作日内出具检测结果。居民用户提出抄表数据异常后，供电企业应在7个工作日内核实并答复。

2、供电企业对居民用户计量装置进行轮换，应提前3个工作日公示。更换电能表时，如居民用户不在家，应以其他方式通知其电能表底数；供电企业拆回的电能表至少存放30天，以便用户提出异议时进行复核。

（二）电费计收指标

1、因特殊原因不能实行一户一表计费时，供电企业应加强合表用户计费表计管理，如用户提出需求，供电企业应对用户装设分表、公平分算电费、合理分摊损耗提供技术指导。

2、供电企业应当向用户提供不少于两种可供选择的交纳电费方式，如：营业场所交费、银行（邮政）代收交费、自助交费及充值卡付费等。

3、如采用预付费方式收取电费，供电企业应当满足用户的知情权和选择权，并利用停电预警、预置电量或者配备应急电卡等方式，尽可能减少用户因未能及时预付电费而断电。

信息公开指标

供电企业应公开以下与人民群众利益密切相关的信息，如有变化，应在20个工作日内更新。

1、供电企业基本情况。企业性质、办公地址、营业场所及联系方式、电力业务许可证（供电类）及编号等。

2、供电企业办理用电业务的程序及时限。各类用户办理新装、增容与变更用电性质等用电业务的程序、时限要求等。

3、供电企业执行的电价和收费标准。供电企业向各类用户计收电费时执行的电价标准以及供电企业向用户提供有偿服务时收费的项目、标准和依据等。

4.供电质量和“两率”情况。供电企业执行的供电质量标准以及供电企　　业电压合格率、供电可靠率情况等。

5、停限电有关信息。因供电设施计划检修需要停限电的，供电企业应当提前7天公告停电区域、停电线路和停电时间。其他情况发生停限电时，供电企业应当将有关情况及时公布。

6、供电企业供电服务所执行的法律法规以及供电企业制定的涉及用户利益的有关规定。

7、供电企业供电服务承诺以及投诉电话。

投诉举报和督查整改处置指标

（一）供电企业投诉举报处置指标

1、供电企业应当在营业区内设立24小时不间断供电服务热线电话，受理用户用电信息查询、业务咨、故障报修、服务质量投诉等。供电服务热线电话应当具备录音功能。

2、供电企业应当自接到投诉之日起，1个工作日内联系用户，10个工作日内提出处理意见并答复用户。

3、经电力监管机构调查核实，居民投诉举报事项事实清楚，符合法律法规等规定的，供电企业应按照监管机构的要求在1个月内整改完毕，如不能完成整改，应向当地监管机构书面说明原因。

（二）监管机构投诉举报处置指标

1、监管机构应当在辖区内设立24小时不间断电力投诉举报热线电话，受理用户投诉举报等事项。

2、电力监管机构应当自收到投诉事项之日起7日内作出是否受理的决定；作出不予受理决定的，应当向投诉人说明理由。

3、投诉事项应当自受理之日起60日内办结。特殊情况下，经电力监管机构负责人批准后，可以延长办理期间，但延长期限不得超过30日，并告知投诉人延期理由。

4、电力监管机构办结投诉事项，应当自作出投诉处理决定之日起5日内告知投诉人。

5、举报应当自受理之日起60日内办结。特殊情况下，经电力监管机构负责人批准后，可以延长办理期限，但延长期限不得超过30日，对具名举报的举报人，应当告知其延期理由。

转自中国电力新闻网

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主送：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，水电水利规划设计总院

抄送：国家发展改革委

为加强水电工程建设管理，规范概算调整工作，保障工程建设顺利进行与工程效益有效发挥，促进水电建设持续健康发展，根据国家基本建设管理和水电工程造价管理有关规定，我局制定了《水电工程概算调整管理办法》（试行），现予印发，请遵照执行。

附件：水电工程概算调整管理办法（试行）

二Ｏ一一年三月十六日

主题词：能源 水电 概算 管理 通知

附件：

水电工程概算调整管理办法（试行）

第一条 为加强水电工程建设管理，规范概算调整工作，根据国家基本建设管理和水电工程造价管理有关规定，制定本办法。

第二条 本办法适用于在主要河流上建设的水电工程项目、总装机容量25万千瓦机以上水电工程项目、抽水蓄能电站项目，其他水电工程可参照执行。

第三条 对于经核准并开工建设的水电工程，在建设过程中由于国家政策调整、市场价格变化以及工程设计变更等原因，导致原批准设计概算不能满足工程实际需要，且投资完成额超过原批准设计概算80%及以上的，可向国家能源局申请调整概算。

第四条 申请调整概算时，应提交以下材料：

（一）项目核准文件；

（二）原工程可行性研究报告、设计概算文件及技术审查文件；

（三）工程调整概算报告（或称工程复核概算报告），应包括调整后的概算文件及与原批准设计概算对比分析，分类定量说明投资变化原因、依据和计算方法；

（四）设计变更汇总专题报告及重大设计变更审查、核准意见；

（五）与调整概算有关的合同文件及结算资料；

（六）调整概算所需的其他材料。

第五条 工程调整概算报告由项目法人委托原设计概算编制单位编制。项目法人委托编制完成调整概算报告，并经工程所在地省级发展改革委、能源局和所属计划单列企业集团（或中央管理企业）同意后，方可向国家能源局申请调整概算。

第六条 国家能源局收到概算调整申请报告后，委托原设计概算审查单位，按照工程概算管理的有关规定，组织专家进行技术审查并出具审查意见。

第七条 工程调整概算报告应按照静态控制、动态管理的原则，以原设计概算为基础，根据设计变更汇总专题报告、建设征地和移民安置规划调整专项报告（含补偿投资概算调整）等复核调整设计概算相应项目及工程量，按原设计概算价格水平编制工程静态投资，并在分年度静态投资基础上，依据工程建设期国家政策调整、市场价格变化以及工程建设实际情况，编制工程建设期价差和贷款利息。

第八条 工程调整概算报告编制单位和编制人员，应严格执行国家的政策、法规和行业的有关规定，广泛、深入地了解工程实际，认真分析工程实施过程中的变化情况，实事求是，合理反映工程实际情况和造价水平。

第九条 工程调整概算报告的编制依据主要包括：

（一）国家有关法律、法规及行业有关规定；

（二）经审定、批准的可行性研究报告及设计概算；

（三）重大设计变更专题报告及审查、核准意见；

（四）建设征地和移民安置、环境保护工程、水土保持工程、劳动安全与工业卫生等专项调整报告及审查意见；

（五）一般工程设计变更报告；

（六）国家或行业主管部门发布的相关价格指数以及工程建设期间市场价格资料；

（七）机电及金属结构设备的采购合同文件、分年度材料采购合同文件、施工合同及其它重要合同文件、结算资料等；

（八）其他相关资料。

第十条 工程设计变更复核是编制工程调整概算报告的重要基础。工程设计变更包括重大设计变更和一般设计变更等内容。水电工程重大设计变更的界定及审查、核准程序按照国家及行业相关规定执行。在提交工程调整概算报告的同时，应提交工程设计变更汇总专题报告。

第十一条 工程设计变更汇总专题报告应按照设计概算项目划分，对工程项目和工程量变化情况进行说明，特别是对新增项目和工程投资变化较大的工程项目和工程量，应说明设计方案变更情况，分析变更原因，按照《水电工程设计工程量计算规定》有关要求编制变更工程量计算书，并附有关图纸。

第十二条 对申请调整概算的工程，审查单位应严格按照国家、行业的有关政策、法律、规定，结合市场价格变化及工程建设实际，区别不可抗力因素和人为因素，组织有关专家对工程调整概算报告及相关资料进行认真审查，提出审查意见。

第十三条 对由于地质条件变化或其他合理原因造成设计变更的工程项目和工程量，经审查认可后在调整概算中予以调整。属于重大设计变更的，须按规定已经履行设计变更审查、核准程序，并取得原设计审查单位的审查意见；未履行相关程序的，不予调整。

第十四条 对由于政策调整、市场价格上涨等不可抗力因素造成建安工程费用、设备价格、独立费用以及建设期利息增加的，经审查认可后予以调整。

第十五条 涉及环境保护、水土保持、安全设施等方面的设计变更，应以有关主管部门的变更审批文件作为依据。

第十六条 需对批准的建设征地和移民安置规划及补偿投资进行调整的水电工程，应当依照《大中型水利水电工程建设征地补偿和移民安置条例》及相关法律法规，编制建设征地和移民安置规划调整报告，同时对补偿投资进行调整，经专项审查后，按重新审定的补偿投资计入工程调整概算报告。

第十七条 对由于勘察、设计、施工、设备材料供应、监理单位过失造成工程投资超过原设计概算的，根据违约责任扣减有关责任单位的费用，超出的投资不作为计取独立费用的基数。对过失情节严重的责任单位，由相关部门依法予以处理。

第十八条 对由于项目法人单位管理不善、失职渎职，擅自扩大规模、提高标准、增加建设内容，以及因上述原因造成工程投资超过原设计概算的，其超出的投资不予调整，并将视情给予批评、通报或追究项目法人单位的法律责任。

第十九条 经国家能源局审查认可的工程调整概算，作为原项目核准机关对项目核准文件规定内容调整出具书面确认意见或重新核准的依据。同时，也是工程项目融资、投资控制管理、项目经济评价和对项目进行稽查、审计的依据。

第二十条 本办法由国家能源局负责解释，自印发之日起施行。

转自中国能源网

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再续他山之石可以攻玉

——广东省电力行业协会赴长三角发电企业节能减排考察报告

节能降耗，减排环保是发电企业永恒的主题。

如何在苛刻的环保指标下继续生存、发展，一直是燃煤电厂不得不面对的严峻问题。在面临生死存亡的关头，绝大部分燃煤电厂不怨天不怨地，充分依靠技术改造和科技创新，在布满荆棘的苛刻的环保指标的重围中杀出一条血路来。2010年，笔者曾跟随广东省电力行业协会节能减排考察团赴上海外高桥第三发电有限公司进行节能技改调研，收获颇丰，并以《他山之石可以攻玉》为题作专门报道，其经验对省电力企业有着深远的影响。如今，外三已名扬海内外，成为节能减排的楷模。近日，笔者再次有幸跟随广东省电力行业协会赴长三角节能减排学习交流团来到了上海吴泾第二发电有限公司和神华国华舟山发电有限公司，进行燃煤电厂节能技改和“近零排放”调研，所见所闻令人振奋，感慨良多。两家燃煤电厂能够在节能减排的大潮中站稳船头，屹立不倒，很关键一点，就是他们能适应时代发展的潮流，能根据自身的实际情况，因地制宜，明确目标，找准方向，通过技术改造和科技创新，使各项能耗和环保指标迈入领先行列。其经验和做法很值得我省燃煤电厂学习借鉴。

一、关于两家电厂

上海吴泾第二发电有限公司    上海吴泾第二发电有限责任公司建于1994年10月，目前装机容量为120万千瓦。

为提升企业的综合竞争力，从2003年开始，该公司加大科技、技术改造力度，截至2010年底，先后完成48个科技、260个技改项目，累计节约标煤约8.79万吨、节约厂用电量7021.34万千瓦•时，相关生产经济指标改善显著，提高了机组的经济性和可靠性，二号机组、一号机组分别于2008年6月和2009年5月荣获国家电力监管委员会颁发的“全国发电可靠性金牌机组（火电60万千瓦级）”称号。

该公司一贯重视环保工作。为减少对黄浦江的热污染，在工程建设期，该公司专门建造了两座上海火电企业唯一的大型冷却塔。在上海市政府以及上级单位的关心支持下，2007年12月15日，一号机组脱硫改造项目顺利通过168小时满负荷试运行，这是上海市在建机组统一脱硫改造的第一台大机组。2008年6月1日，二号机组脱硫改造项目顺利通过168小时满负荷试运行，自此，该公司成为上海首个实现机组完全脱硫的大型公用电厂，比政府要求的投产时间提前半年多。2010年10月8日，一号机组脱硝改造项目（被列为“市减排示范性工程”）开工奠基仪式隆重举行，该公司成为上海市第一个实施烟气脱硝改造的火电企业，成为减排的“排头兵”，为上海的环保事业尽心尽责。

2013年，该公司依托上海申能能源科技有限公司，对投产13年的二号机组进行技术改造，其经济性和环保性得到了大幅的提高，取得了良好的经济效益和社会效益，折合机组煤耗下降5.86克/千瓦时，年收益达1000多万元。

神华国华（舟山）发电有限责任公司    神华国华（舟山）发电有限责任公司位于浙江舟山市定海区白泉镇外山咀，目前装机容量为910MW。该公司作为“九·五”期间浙江省重点工程，始建于1996年，首台125MW机组于1997年11月正式投入商业运行，第二台135MW机组于2004年3月25日动态移交生产，第三台300MW机组于2010年10月投入生产，第四台350MW机组项目于2014年6月25日通过168小时试运后，也正式投入生产。

舟山发电公司由北京国华电力有限责任公司、浙江浙能电力股份有限公司及舟山海洋综合开发投资有限公司三家单位共同出资建设，由北京国华控股管理。

该公司作为舟山市本岛的主要电源点，负责舟山市80%的电力供应。依托神华集团“矿电路港航”一体化和“产运销”一条龙优势，以及国华电力专业化管理，2013年该公司累计完成发电量37.02亿千瓦时，实现利润20407万元，资产总额达24.37亿元，为舟山市创造了12362万元的财政税收。

近年来，舟山发电公司认真贯彻落实《火电厂大气污染物排放标准》、《大气污染防治行动计划》及实施细则的要求，积极以“环保优先”、“主动环保”的理念和举措，认真履行社会责任，实施了“高品质绿色发电计划”和“清洁高效近零排放工程”，致力于建设清洁高效、生态文明的环保企业。

该公司4号机组工程为1×350MW超临界燃煤汽轮发电机组，项目概算投资总额14.56亿元，按照神华集团“高品质发展电”的要求，投入约1.4亿元同步配套建设高效烟气脱硝装置、高频电源静电除尘装置、烟气海水脱硫装置、湿式电除尘装置等当今国内最先进环保设施，打造了国内首台新建“近零排放”燃煤机组（燃煤机组大气污染物排放低于天然气机组限值排放标准，即粉尘≤5mg/Nm³,二氧化硫≤35mg/Nm³，氮氧化物≤50mg/Nm³），该燃煤机组除主要环保指标全部优于天然气排放指标外，在同类机组中，主要的技术、经济指标等也全国领先，其发电煤耗279g/kwh，供电煤耗294g/kwh的煤耗数据，有力的保证了该机组在未来的市场上的竞争力。

目前，该公司还在积极筹划“上大压小”三期项目，建设2×660MW超超临界“近零排放”燃煤发电机组，其目标为：以“清洁高效”为路径的发展建设理念，将三期工程建设成“低碳环保、技术领先、世界一流的数字化电站”。

上海吴泾第二发电有限责任公司二号老机组的能耗大幅降低和舟山发电公司新建四号机组的“近零排放”，引起了国内外同行的瞩目和关注，为什么他们能够取得如此骄人成绩，两个关键词，那就是技术改造和科技创新。

二、技术亮点

（一）上海吴泾第二发电有限责任公司的技术改造

上海吴泾第二发电有限责任公司二号机组投产于2001年5月6日，容量为600MW，运行至今已有十多个年头了，各项环保指标和经济技术指标都远远落后于同容量新机组，为此，决定对该机组进行技术改造。该公司根据机组的实际情况，找出迫切需要解决的问题进行改造，其改造委托上海申能能源科技有限公司进行。技术改造项目主要包括：蒸汽加热启动项目、广义回热项目、低温省煤气项目、中温省煤器项目等。这一系列的技改目的是为了降低排烟损失，优化风侧系统，从而提高机组经济性和环保性，亮点多多。

1、蒸汽加热启动项目

亮点：增加省进门旁路系统、锅炉工质回收系统及高加邻机汽源系统；

节能原理：启动过程中，以给水和空气为媒介对受热面预加热：

          （1）改善燃烧条件，缩短点火到汽机冲转时间；

          （2）避免受热面干烧现象，改善低负荷运行经济性和安全性；

          （3）降低氧化皮颗粒对汽轮机叶片的侵蚀；

          （4）避免低温烟气进入脱硝催化剂，提高其使用寿命。

通过蒸汽加热项目的改造，改善了燃烧条件对受热面整体加热，使锅炉处于“热炉、热风”的热环境，缩短了燃油时间和综合能耗。

2、广义回热项目

亮点： 在锅炉风道上增加#10、#11、#20和#21暖风器；

节能原理：利用抽汽提高冷、热一/二次风温：

          （1）提高空预器冷端风温，防止空预器的低温腐蚀和堵塞；

          （2）改善锅炉燃烧效果，降低飞灰含碳量，提高机组经济性。

通过广义项目的改造，优化了风侧系统，提高了冷热一/二次风温，提高了磨煤机出力和煤种适应性，改善了锅炉燃烧效果。

系统节能效果：折合机组煤耗下降1.9g/kwh， 年收益约370万元。

3、低温省煤器项目

亮点：在吸收塔前的进口烟道上增设低温省煤器；

节能原理：利用凝结水吸收排烟热量，节省汽轮机抽汽。

          在燃料消耗量不变的情况下，获得更多的发电量。

通过对低温省煤器项目的改造，降低排烟损失，凝结水吸收排烟热量，减少抽汽量，提高机组经济性。

系统节能效果：折合机组煤耗下降1.96g/kwh， 年收益约380万元。

4、中温省煤器项目

亮点：增设空预器烟气旁路烟道，并安装高低压侧中温省煤器；

节能原理：高低压给水吸收烟气热量后升温，与此同时烟温降低：

         （1）配合低低温除尘技术：烟尘浓度由27mg/m3降至21mg/m3；

         （2）降低锅炉排烟热损失，提高锅炉效率，提高机组经济性。

通过对中温省煤器项目的改造，提高了除尘效率，降低了排烟温度，减少了烟尘排放，降低了排烟损失，高低压给水吸收排烟热量，提高了经济性。

系统节能效果：折合机组煤耗下降2g/kwh， 年收益约390万元。

（二）神华国华舟山发电有限公司的科技创新

总投资13.48亿元的神华国华舟山电厂二期4号机组扩建工程，于2012年11月28日开工建设，于今年6月5日首次并网，是国内首台新建“近零排放”燃煤机组。

神华国华舟山电厂采取了哪些手段实现“近零排放”？

据神华国华舟山发电有限公司总经理朱江涛介绍，该公司4号燃煤机组按照国华电力“清洁高效近零排放工程”的要求，同步配套建设了高效烟气脱硝装置 （低氮燃烧器+SCR催化还原）、采用高效静电除尘装置（高频电源、旋转电极）、烟气海水脱硫装置、湿式电除尘装置，最终实现了“近零排放”，其亮点引人注目。

亮点1：采用高频电源、旋转电极技术除尘

除尘器采用高频电源、旋转电极技术，大幅提高电除尘器供电效率、节约电能，并提高除尘效率。根据浙江菲达公司的选型程序计算并结合实际工程应用经验，旋转电极电除尘器设计效率99.94%，保证效率99.89%。旋转电极式电除尘技术，改传统的振打清灰为清灰刷清灰，可清除高比电阻粉尘、粘性粉尘，不仅克服了电除尘器“反电晕”和“二次扬尘”两个技术瓶颈，同时提高了除尘效率，减少了PM2.5的排放。

亮点2：利用海水天然碱度进行烟气脱硫

神华国华舟山电厂是首个获得国家环保部环评中心评审通过的脱硫效率达到97%的海水脱硫项目。海水脱硫工艺是利用机组循环水中的海水天然碱度（包括CO32和HCO3）吸收并中和烟气中SO2的脱硫方法。烟气在吸收塔内自下而上，海水由上而下喷淋，逆向接触，海水将烟气中的SO2反应变为SO32后流入曝气池，利用海水中的溶解氧（DO）以及向曝气池海水通入大量空气，使SO32氧化成为海水中大量存在、对海洋生态无害的SO42的形式回归大海。

此方法工艺简单，节约资源，设备少，运行可靠性高，经海水脱硫后烟气中的SO2浓度低于35毫克/标准立方米。

亮点3：采用低氮燃烧器+SCR催化还原脱硝技术进行烟气脱硝

采用低氮燃烧器+SCR催化还原脱硝技术。低氮燃烧器采用上海锅炉厂先进的低氮燃烧器，基本实现机组负荷75%~100%时，锅炉出口烟气氮氧化物浓度小于160毫克/标准立方米，负荷50%~75%时，锅炉出口烟气氮氧化物浓度小于200毫克/标准立方米。在锅炉省煤器后布置SCR装置，锅炉烟道内喷入氨气，在一定温度下将烟气中氮氧化物选择性催化还原为氮气，同时生成水。SCR选择性催化还原技术脱硝效率高，氨逃逸率低，脱硝效率达80%，保证机组排放氮氧化物排放浓度小于50毫克/标准立方米。

亮点4：采用湿式电除尘器提高单位面积的集尘效率

利用喷水雾化对放电极和集尘极连续冲洗，使放电极和集尘极始终保持清洁，电极上无粉尘堆积现象，有效消除反电晕现象的发生，提高单位面积的集尘效率，在相同条件下可达到更低的排放浓度。湿式电除尘器除尘效率大于或等于70%，PM2.5去除率大于或等于70%，雾滴去除率大于或等于70%，实现5毫克/标准立方米以下的“近零排放”。

三、几点启示

上海吴泾第二发电有限责任公司二号机组节能技改的成功做法和神华国华舟山发电有限公司新建四号机组实现“近零排放”的经验，对我省燃煤电厂有很好的启示和借鉴作用。

（一）旧机组的节能技改要有的放矢

旧机组运行时间长，加上受当时设计能力的局限，各种能耗指标和环保指标必然达不到当今社会要求。要使旧机组焕发生机，就必须进行技术改造，而这个改造应该是有的放矢的改造，而不是眉毛胡子一把抓的改造。所谓有的放矢，就是有针对性地对相关设备和相关系统进行技术改造。上海吴泾第二发电有限责任公司对其二号机组的技术改造就是一个非常成功的例子。为了使二号机组的技术改造达到当今能耗和环保指标的要求，该公司对二号机组的设备系统进行了全面的试验、测评和分析，找出了影响能耗和环保指标的主要设备和系统，如蒸汽加热启动、广义回热、低温省煤器和中温省煤器等设备、系统。并初步确定对其进行技术改造。为了确定对这些设备和系统进行技术改造的可行性，该公司委托上海申能能源科技有限公司对上述四个项目进行可行性研究，最终决定并完成项目的实施。通过有的放矢对上述项目的技术改造，进而达到全面提高机组经济性和环保性的目的，节能效果十分显著。这些做法很值得我省同行学习借鉴。

（二）旧机组节能技改不能以能耗和成本为代价

节能技改如果以高能耗和高成本为代价，那就失去了技改意义，还不如把旧机组推倒重建。上海吴泾第二发电有限责任公司在二号机组改造前就很重视这个问题，特别对投入和产出之比尤为关注。为此，他们聘请了先进的节能策划团队（上海申能能源科技有限公司）进行系统的诊断和提出一系列改造方案，并对方案进行反复论证（改造项目的技术含量，项目改造的资金投入和改造后所能取得的成效，），目的以最少的投入获取最大的效益，而且这个团队对改造后的效果负责。这样从真正意义上达到节能技改的目的。中电联秘书长王志轩曾建议，燃煤电厂不宜进行环境效益小，经济代价大的环保改造，并建议“以最可行的技术”作为超低排放的依据，鼓励企业积极采用低费用或者无费用的超低排放技术方法。上海吴泾第二发电有限责任公司正是这样做了。建议我省燃煤电厂对旧机组的技术改造可借鉴其做法，使节能技改真正达到能耗、成本代价小环境、经济效益大的效果。

(三)新机组“近零排放”建设要因地制宜，不求最先进但求最合适

所谓“近零排放”即接近零排放，通过新设备装置，让烧煤做到像烧天然气一样清洁。神华国华舟山发电有限公司四号机组“近零排放”建设成效显著，各项环保指标优于天然气机组的排放标准，主要通过高效烟气脱硝装置、高效静电除尘装置、烟气海水脱硫装置和湿式电除尘装置来实现“近零排放”。特别是烟气海水脱硫效果十分好，其脱硫效率不低于97%。但是烟气海水脱硫只适用于类似舟山发电厂等近海的燃煤电厂，对我省山区或丘陵地区新建的电厂来说根本不可能实现。但没有海水脱硫并不等于说就没有其他脱硫技术，例如，湿法石灰石-石膏脱硫等，可能还会有其他先进的脱硫方法。就是说，舟山电厂的经验可以借鉴与选取，而不能生搬硬套，最先进不一定最适用，一定要根据当地的环境和本企业的实际情况，因地制宜，采用最适合自己的设备和技术，才能达到预期的效果。另外，舟山电厂在项目实施过程中形成的项目可研、前期评估、实施后评估，确保项目事实能完全达到预期目的的做法，也可供我省电力企业借鉴。

四、展望

节能降耗、减排环保是当今社会的必然要求，也是发电企业特别是燃煤电厂的首要任务，而在建和新建燃煤电厂要达到“近零排放”更是一种趋势。

不久前，三部委联合印发了《煤电节能减排升级与改造计划》通知，其核心内容就是“严控大气污染物排放”，要求京津冀、长三角、珠三角等各省（区、市）地级及以上城市执行大气污染特别排放限值。我省发电企业特别是珠三角燃煤发电企业将面临着更加严峻的考验。

近日，国家发改委又建议长三角三省一市积极推进火电机组超低排放技术改造，要求电力污染减排方面，在全面达到现行燃煤电厂排放标准的基础上，推进一批超低排放改造示范项目。据了解，浙江省要求在2017年底之前，全省所有新建、在建火电机组必须采用烟气清洁排放技术，对现有60万千瓦以上火电机组基本完成烟气清洁排放技术改造，达到天然气机组排放标准要求。

兄弟省市发电企业节能减排工作已经走在我省的前面，我省的发电企业必须认清形势，积极努力迎头赶上。

本次长三角之行，开拓了视野，学到了经验，对进一步开展节能降耗、减排环保活动具有较强的现实意义和指导意义。面对电力行业节能减排新形势，我们必须认清形势，克服困难，学习他人先进经验，结合自身实际，依靠科学进步，打一场节能减排的翻身仗，争当节能减排的排头兵。

他山之石可以攻玉。笔者相信，只要我省发电企业吸收兄弟单位的先进经验，结合本企业实际，用最适合本企业的技改和环保技术方法去开展节能降耗和“近零排放”，用“低成本、低费用”技术控制污染物排放，就一定能够走在广东节能减排的最前列，对广东经济发展和节能减排起到推波助澜作用，就一定能够实现习近平总书记提出的蓝天常在、青山常在、绿水常在的美好愿景。（广东省电力行业协会供稿）

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