措施是管理學的名詞，通常是指針對問題的解決辦法、方式、方案、途徑。 以下是為大家整理的關于2022年編外人員改革政策出臺的文章3篇 , 歡迎大家前來參考查閱！
2022年編外人員改革政策出臺篇1
(一)統籌謀劃光伏發電試點項目
根據各地光照資源和生態保護因素，福州、莆田、泉州、廈門、漳州分別可優選推薦5個項目、單個3萬千瓦左右、總規模20萬千瓦左右；寧德、南平、三明、龍巖、平潭可優先推薦3個、單個項目2萬千瓦左右，總規模10萬千瓦左右的光伏發電項目。在6月底前報福建省發改委，經組織論證審核后，確定一批項目作為2021年度福建省光伏發電試點項目，支持開發建設。
(二)加強光伏發電試點項目審核優選
1.準確把握光伏發電試點項目類型。列入集中式光伏發電試點的5個類型項目，包括近海養殖漁光互補項目、工業園區成片屋頂光伏項目、污水垃圾處理廠光伏項目、已完成生態修復的廢棄礦區光伏項目、糧庫光伏項目。
2.認真審核光伏發電試點項目基本條件。列入集中式光伏發電試點項目，應當符合國土空間規劃等相關要求，不占用生態紅線，不造成新的生態破壞，不出現土地或生態退化趨勢，不影響正常生成；應當取得相關方面的支持意見；應當配備一定規模的儲能準備，原則上同步配備不少于開發規模10%的儲能能力；應當具備相應前期工作基礎，能在年內開發建設，且原則上可在年內全部建成并網。
3.明確優選光伏發電試點項目審核程序。其中，近海養殖漁光互補、已完成生態修復的廢棄礦區光伏項目，由省發改委按規定辦理備案；工業園區成片屋頂光伏、污水垃圾處理廠光伏、糧庫光伏項目，由屬地發改部門辦理備案。
(三)積極做好光伏發電試點項目協調服務
光伏試點項目上網電價嚴格執行國家政策規定，項目單位需作出承諾；若國家要求開展競價，項目單位需在建設方案中按照政策要求給出申報電價并作出承諾。
(四)加強配套送出工程建設
(五)完善有關電價政策
結合電力市場化改革和電價形成機制改革相關要求，對新增光伏及風電項目，通過綜合評價方式確定項目法人的，執行國家和省上網電價有關政策；通過電價競爭方式確定項目法人的，由競價形成上網電價，且不得超過我省光伏、風電指導價。上述競價方式確定的電價均為平、枯水期上網電價，豐水期上網電價按照我省新能源發電項目參與電力市場化交易有關政策執行。
(六)分配方式
采用自帶負荷、直接配置、競爭配置相結合方式，確定風電、光伏發電項目建設計劃，具體建設計劃如下：
1.自帶負荷建設計劃。對新投資建設、增量電量較大（新增年用電量5億千瓦時以上）、并且無法在已規劃綠電園區建設的項目，在落實增量電量后（以新投資項目投產后一年實際耗電量為準），可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式，將增量電量折算為新能源項目裝機容量，由省級能源主管部門為相應企業配置風電、光伏發電項目建設計劃。
2.直接配置建設計劃。從總消納空間中剔除增量負荷配置建設計劃后，拿出40%的容量，平均分配給調峰能力在100萬千瓦以上并且存量清潔供熱機組總容量在200萬千瓦以上的電力企業以及年產量800萬噸以上的煤炭生產企業，直至其風電、光伏發電項目總容量與最大電網調峰能力（煤炭產量800萬噸參照調峰能力100萬千瓦執行）一致。
3.競爭配置建設計劃。剔除增量負荷配置建設計劃和直接配置建設計劃后，剩余容量由省級能源主管部門通過競爭性配置方式確定風電、光伏發電項目建設計劃。
2022年編外人員改革政策出臺篇2
2021年是光伏產業正式邁入“平價時代”的第一年，是光伏行業發展的嶄新開始。2021年上半年度國家和地方層面就“碳達峰”、“碳中和”目標下進一步推動可再生能源行業發展出臺諸多政策性法規。經過對2021年上半年國家及地方主要光伏發電政策的梳理和分析，我們發現2021年上半年光伏發電政策呈現五個主要趨勢：
1.承接上年度對可再生清潔能源消納的重視，進一步保障消納、保障并網、落實消納權重、簡化并網流程；
2.分布式光伏項目受到鼓勵，國家和地方政府紛紛出臺政策鼓勵分布式光伏項目發展；
3.開發指標的競爭性配置仍然繼續，但競爭性配置不再是電價補貼，而是分配保障性并網的待遇。各地將依據本區域非水電可再生能源電力消納責任權重和新能源合理利用率目標建立多元保障機制，對完成年度非水電最低消納責任權重所必需的新增并網項目，由電網企業實行保障性并網，指標以外的則實行市場化并網；
4.大力推進“風光水火儲一體化”和“源網荷儲一體化”兩個一體化進程，鼓勵建設多能互補項目，明確多能互補項目的優先地位或將儲能配置作為強制性要求；
5.在現有電力市場化交易規則的基礎上進一步支持可再生能源電力交易。
現將2021上半年度國家性及地方性主要政策及主要內容分節梳理如下：
01國家性政策
一、國家能源局推進太陽能、風電供暖
2021年1月27日，國家能源局發布《關于因地制宜做好可再生能源供暖工作的通知》，指出鼓勵開展以清潔能源為主體的局域電網和微電網建設，支持將風電、光伏、儲能和微電網方式用于北方地區取暖。鼓勵大中型城市有供暖需求的民用建筑優先使用太陽能供暖系統；鼓勵在小城鎮和農村地區使用戶用太陽能供暖系統；在農業大棚、養殖等用熱需求大且與太陽能特性相匹配的行業充分利用太陽能供暖；在集中供暖網未覆蓋、有冷熱雙供需求的地區試點使用太陽能熱水、供暖和制冷三聯供系統；鼓勵采用太陽能供暖與其他供暖方式相結合的互補供暖系統。構建政府、電網企業、發電企業、用戶側共同參與的風電供暖協作機制，通過熱力站點蓄熱鍋爐與風電場聯合調度運行實現風電清潔供暖，提高風電供暖項目整體運營效率和經濟性。
二、清潔能源是建立健全綠色低碳循環發展經濟體系重點之一
2021年2月2日，國務院發布《關于加快建立健全綠色低碳循環發展經濟體系的指導意見》，其中提到推動能源體系綠色低碳轉型。堅持節能優先，完善能源消費總量和強度雙控制度。提升可再生能源利用比例，大力推動風電、光伏發電發展，因地制宜發展水能、地熱能、海洋能、氫能、生物質能、光熱發電。
三、六部門組織開展第二批智能光伏試點示范工作
2021年2月9日，工信部、住建部、交通運輸部、農業農村部、國家能源局、國家鄉村振興局發布《關于開展第二批智能光伏試點示范的通知》，指出支持建設一批智能光伏示范項目，包括應用智能光伏產品，融合大數據、互聯網和人工智能，為用戶提供智能光伏服務的項目。通知從申報條件、組織實施、管理和激勵措施幾個方面對試點工作做出了部署。
四、多部門出臺金融舉措，支持風電、光伏、生物質等可再生能源行業發展
2021年2月24日，國家發改委、財政部、中國人民銀行等五部委聯合發布《關于引導加大金融支持力度促進風電和光伏發電等行業健康有序發展的通知》，通過九大措施，加大金融支持力度，促進風電和光伏發電等行業健康有序發展，其主要內容如下：
1.金融機構按照商業化原則與可再生能源企業協商展期或續貸。對短期償付壓力較大但未來有發展前景的可再生能源企業，金融機構可以按照風險可控原則，在銀企雙方自主協商的基礎上，根據項目實際和預期現金流，予以貸款展期、續貸或調整還款進度、期限等安排。
2.金融機構按照市場化、法治化原則自主發放補貼確權貸款。已納入補貼清單的可再生能源項目所在企業，對已確權應收未收的財政補貼資金，可申請補貼確權貸款。
3.對補貼確權貸款給予合理支持。各類銀行金融機構均可在依法合規前提下向具備條件的可再生能源企業在規定的額度內發放補貼確權貸款。
4.補貼資金在貸款行定點開戶管理。可再生能源企業與銀行達成合作意向的，企業需在銀行開設補貼確權貸款專戶，作為補貼資金封閉還貸的專用賬戶。
5.通過核發綠色電力證書方式適當彌補企業分擔的利息成本。
6.足額征收可再生能源電價附加。
7.企業結合實際情況自愿選擇是否主動轉為平價項目，對于自愿轉為平價項目的，可優先撥付資金，貸款額度和貸款利率可自主協商確定。
五、促進清潔能源高效利用為能源消納監管的主要目標
2021年3月17日，國家能源局綜合司印發《清潔能源消納情況綜合監管工作方案》，重點對地方政府主管部門、電網企業、電力調度機構、電力交易機構、發電企業落實清潔能源消納目標任務、可再生能源電力消納責任權重、并網接入、優化調度、跨省區交易、參與輔助服務市場等情況開展監管。監管方案的主要內容如下：
1.清潔能源消納主要目標完成和重點任務落實情況。
2.落實可再生能源電力消納責任權重情況。
3.清潔能源發電項目并網接入情況。清潔能源發電項目是否存在未辦理手續提前并網，是否簽訂并網調度協議及執行情況如何等。
4.清潔能源優化調度情況。包括電力調度機構是否落實優先安排清潔能源年度發電計劃；電網企業是否嚴格落實可再生能源發電全額保障性收購制度；清潔能源項目是否按照規定有序參與電力市場化交易和發電權交易等。
5.清潔能源跨省區交易消納情況。
6.清潔能源參與輔助服務市場情況。
六、加快向清潔低碳轉型發展為2021年能源工作的主要目標之一
2021年4月19日，國家能源局發布《2021年能源工作指導意見》，從能源結構調整、能源供應保障、能源質量效率、能源科技創新和電力市場體制改革等幾個方面提出了2021年能源工作的目標。
針對新能源的發展，意見指出：
1.大力發展非化石能源。研究出臺關于促進新時代新能源高質量發展的若干政策，印發《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》，2021年風電、光伏發電量占全社會用電量的比重達到11%左右。扎實推進主要流域水電站規劃建設，按期建成投產白鶴灘水電站首批機組。在確保安全的前提下積極有序發展核電。推動有條件的光熱發電示范項目盡早建成并網。研究啟動在西藏等地的地熱能發電示范工程。有序推進生物質能開發利用，加快推進纖維素等非糧生物燃料乙醇產業示范；
2.增強清潔能源消納能力。發布2021年各省（區、市）可再生能源電力消納責任權重，加強評估和考核。健全完善清潔能源消納的電力市場機制，積極推廣就地就近消納的新模式新應用。在確保電網安全的前提下，推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展，提升輸電通道新能源輸送能力，提高中東部地區清潔電力受入比重。
3.積極推進新能源“隔墻售電”就近交易。
七、國家能源局發布“十四五”電力源網荷儲一體化和多能互補工作方案
2021年4月25日，國家能源局綜合司向各省市發改委及能源局印發《關于報送“十四五”電力源網荷儲一體化和多能互補工作方案的通知》，就“碳達峰”、“碳中和”目標下推動電力源網荷儲一體化和多能互補工作給出指導意見，其主要內容如下：
1.發展重點為實施后每年不低于2億千瓦時新能源電量消納能力且新能源電量消納能力占比不低于整體電量50%的項目以及每年不低于20億千瓦時新能源電量消納能力的項目。
2.穩妥實施“風光火（儲）一體化”。優先依托存量煤電項目推動風光火（儲）一體化發展，擴大新能源電力打捆規模。允許利用近區已納入國家電力發展規劃煤電項目推動增量風光火（儲）一體化發展，從嚴控制新增煤電需求。
3.鼓勵“風光水（儲）”“風光儲”一體化。
八、財政部明確2021年補貼資金撥付原則
2021年5月10日，財政部發布《關于下達2021年可再生能源電價附加補助資金預算的通知》，明確電網公司在撥付補貼資金時，應按如下原則執行：
1.優先足額撥付第一批至第三批國家光伏扶貧目錄內項目（扶貧容量部分）；
2.優先足額撥付50kW及以下裝機規模的自然人分布式項目；
3.優先足額撥付2019年采取競價方式確定的光伏項目以及2020年采取“以收定支”原則確定的新增光伏、生物質項目；
4.對于國家確定的光伏“領跑者”項目，以及國家認可的地方參照建設光伏扶貧項目，優先保障撥付至項目并網之日起至2020年底應付補貼資金的50%；
5.其他發電項目，按照各項目并網之日起至2020年底應付補貼資金，采取等比例方式撥付；
6.對于發電小時數已達到合理利用小時數的項目，補貼資金撥付至合理利用小時數后停止撥付。撥付資金已超過合理利用小時數的項目，應在后續電費結算中予以抵扣，抵扣資金用于其他符合條件項目的補貼資金；
7.電網企業應加強補貼資金管理，可再生能源發電項目上網電量扣除廠用電外購電部分后按規定享受補貼。
2022年編外人員改革政策出臺篇3
一、寧夏中衛市光伏項目用地收費標準為230元/畝·年
2021年1月7日，寧夏中衛市人民政府辦公室發布《關于調整新能源光伏、風力發電項目用地租賃費收費標準的通知》，明確光伏項目用地收費標準為230元/畝·年，該標準暫定執行5年，該通知主要內容如下：
1.收費范圍：沙坡頭區轄區內新能源光伏發電項目的電池組件、列陣占地（永久性建設用地除外）。
2.收費標準：光伏項目用地收費標準：230元/畝·年。
3.收費期限：2020年1月1日前取得用地手續的光伏項目，土地租賃費到期未繳納（或未完全繳納），該日期之前的使用年期按原收費標準一次性收取租賃費；該日期之后的使用年期按新標準收取租賃費。2020年1月1日之后取得用地手續的光伏項目土地租賃費按新標準實施，每3年收取一次租賃費。
二、西藏光伏發電上網電價將繼續執行分類電價
2021年1月15日，西藏自治區人民政府發布《關于適當降低部分銷售電價的通知》，明確西藏光伏發電上網電價將繼續執行分類電價，其主要內容如下：
1.光伏電站分類：（1）第Ⅰ類，集中式光伏電站；（2）第Ⅱ類，分布式光伏電站。分布式光伏發電企業在項目備案時可以選擇“自發自用、余量上網”或“全額上網”中的一種模式；已按“自發自用、余量上網”模式執行的項目，在用電負荷顯著減少（含消失）或供用電關系無法履行的情況下，允許變更為“全額上網”模式。選擇“全額上網”模式，項目單位要向當地能源主管部門申請變更備案，并不得再變回“自發自用、余量上網”模式。
2.上網電價：第Ⅰ類集中式光伏發電項目為0.10元/千瓦時；第Ⅱ類分布式光伏發電項目，其中選擇“全額上網”模式的為0.10元/千瓦時，選擇“自發自用、余量上網”模式的為0.25元/千瓦時。
3.適當降低部分銷售電價，原則上在全區范圍內實行基本電價和電度電價“兩部制電價”。
三、陜西超出保障利用小時數的電量參與市場化交易
2021年1月20日，陜西發改委、國家能源局西北監管局發布《陜西省2021年新能源發電企業參與市場化交易實施方案》，載明超出保障利用小時數的電量可參與市場化交易，其主要內容如下：
(一)市場交易模式
超出保障利用小時數的電量，按以下三種模式參與市場化交易：
1.參與跨省區外送交易。新能源發電企業可在北京電力交易平臺上以雙邊協商、掛牌、集中競價等方式直接參與，也可與陜西火電機組“新火打捆”共同參與。新能源外送電量上限以不影響完成陜西省可再生能源電力消納責任權重指標為前提，結合2020年可再生能源全年發電情況，暫定2021年上限規模不超過14億千瓦時（該限額可按照實際購入外省新能源的情況進行調整）。
2.參與省內“綠電”交易。2021年將組織“十四運”、“殘特奧會”、“煤改電用戶電采暖”及其它“綠電”試點項目的“100%”純清潔能源交易，新能源發電企業可在陜西電力交易平臺上參加交易，預計“綠電”交易規模25-30億千瓦時。
3.參與省內合同電量轉移交易。前兩種市場化交易模式仍不能滿足的新能源發電缺額，可與省內火電企業以不高于當年新能源企業外送平均價的價格進行合同電量轉移交易，購買火電企業的省內直接交易合同。
(二)電費結算
1.保障利用小時數以內的發電量作為“保量保價”優先發電計劃，按照本省燃煤機組標桿上網電價結算，國家另有規定的遵照規定執行；市場化交易電量按交易合同電價結算；附加補助資金按照國家政策執行。
2.“保量保價”優先發電量和“保量競價”市場化發電量以外的發電部分視為超發電量。為鼓勵新能源發電企業積極參與市場化交易，確保交易計劃執行的公平公正，超發電量結算價格，初步確定按照當年新能源發電企業外送平均價下浮10%結算。
四、接入京冀唐電網的可再生能源發電企業按照自愿的原則參與綠色電力交易
2021年1月28日，華北監管局聯合京津冀三地政府修訂了《京津冀綠色電力市場化交易規則》并在此基礎上制定了《京津冀綠色電力市場化交易優先調度實施細則（試行）》，主要內容分別如下：
(一)《京津冀綠色電力市場化交易規則》
1.接入京冀唐電網的可再生能源發電企業按照自愿的原則參與綠色電力交易。保障性收購年利用小時數以內的電量按價格主管部門核對的標桿上網電價全額結算，保障性收購年利用小時數以外的電量應參與綠色電力交易并以市場交易價格結算。市場交易價格不低于標桿上網電價的市場交易電量部分，計入保障性收購年利用小時數以內的電量。
2.可再生能源發電企業準入條件：（1）按照可再生能源開發利用規劃建設、依法取得電力業務許可證（發電類）；（2）接入電網、已并網運行的可再生能源發電項目；（3）符合并網技術標準。
3.交易周期和方式：現階段主要以年度和月度為周期開展市場化交易，綠色電力交易可采用單向掛牌、雙邊協商、集中競價等方式進行。
4.電能計量：交易電量按照電力用戶、可再生能源發電企業與電網企業簽訂的《供用電合同》《購售電合同》所約定的計量點進行計量。電能計量裝置的設置、定期校驗、異常處理等技術管理要求，按照電力用戶、可再生能源發電企業與電網企業簽訂的《供用電合同》《購售電合同》的約定執行。
5.電費計算：電力交易機構負責向市場主體出具結算依據，由電網企業組織電費結算，相關市場主體維持現有結算關系不變。
(二)《京津冀綠色電力市場化交易優先調度實施細則（試行）》
1.交易執行的前提和條件：參與交易的新能源場站應滿足國家、行業及所在電網關于新能源場站并網運行的相關要求。參與交易的場站應做好年度電量預測和分解，根據預測情況合理申報市場化交易電量。
2.安全校核：交易機構每月月底前向調度機構提供次月無約束交易結果，新能源企業根據自身參與交易情況，每月月底前向調度機構和交易機構提供次月保障性收購小時計劃。
3.交易的執行：從每月1日零時起，調度機構逐日統計各新能源場站的實發電量和利用小時數，并在有功控制調度主站中設定不同類型場站的發電優先級：第一優先級為光伏扶貧電站；第二優先級為國家政策規定的其他需要優先保障的新能源場站；第三優先級為參與交易的新能源場站；第四優先級為其他所有未參與交易的普通風電場和普通光伏電站。
