2022年编外人员改革政策出台(通用3篇)

措施是管理学的名词，通常是指针对问题的解决办法、方式、方案、途径。 以下是为大家整理的关于2022年编外人员改革政策出台的文章3篇 , 欢迎大家前来参考查阅！

2022年编外人员改革政策出台篇1

　　(一)统筹谋划光伏发电试点项目

　　根据各地光照资源和生态保护因素，福州、莆田、泉州、厦门、漳州分别可优选推荐5个项目、单个3万千瓦左右、总规模20万千瓦左右；宁德、南平、三明、龙岩、平潭可优先推荐3个、单个项目2万千瓦左右，总规模10万千瓦左右的光伏发电项目。在6月底前报福建省发改委，经组织论证审核后，确定一批项目作为2021年度福建省光伏发电试点项目，支持开发建设。

　　(二)加强光伏发电试点项目审核优选

　　1.准确把握光伏发电试点项目类型。列入集中式光伏发电试点的5个类型项目，包括近海养殖渔光互补项目、工业园区成片屋顶光伏项目、污水垃圾处理厂光伏项目、已完成生态修复的废弃矿区光伏项目、粮库光伏项目。

　　2.认真审核光伏发电试点项目基本条件。列入集中式光伏发电试点项目，应当符合国土空间规划等相关要求，不占用生态红线，不造成新的生态破坏，不出现土地或生态退化趋势，不影响正常生成；应当取得相关方面的支持意见；应当配备一定规模的储能准备，原则上同步配备不少于开发规模10%的储能能力；应当具备相应前期工作基础，能在年内开发建设，且原则上可在年内全部建成并网。

　　3.明确优选光伏发电试点项目审核程序。其中，近海养殖渔光互补、已完成生态修复的废弃矿区光伏项目，由省发改委按规定办理备案；工业园区成片屋顶光伏、污水垃圾处理厂光伏、粮库光伏项目，由属地发改部门办理备案。

　　(三)积极做好光伏发电试点项目协调服务

　　光伏试点项目上网电价严格执行国家政策规定，项目单位需作出承诺；若国家要求开展竞价，项目单位需在建设方案中按照政策要求给出申报电价并作出承诺。

　　(四)加强配套送出工程建设

　　(五)完善有关电价政策

　　结合电力市场化改革和电价形成机制改革相关要求，对新增光伏及风电项目，通过综合评价方式确定项目法人的，执行国家和省上网电价有关政策；通过电价竞争方式确定项目法人的，由竞价形成上网电价，且不得超过我省光伏、风电指导价。上述竞价方式确定的电价均为平、枯水期上网电价，丰水期上网电价按照我省新能源发电项目参与电力市场化交易有关政策执行。

　　(六)分配方式

　　采用自带负荷、直接配置、竞争配置相结合方式，确定风电、光伏发电项目建设计划，具体建设计划如下：

　　1.自带负荷建设计划。对新投资建设、增量电量较大（新增年用电量5亿千瓦时以上）、并且无法在已规划绿电园区建设的项目，在落实增量电量后（以新投资项目投产后一年实际耗电量为准），可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，将增量电量折算为新能源项目装机容量，由省级能源主管部门为相应企业配置风电、光伏发电项目建设计划。

　　2.直接配置建设计划。从总消纳空间中剔除增量负荷配置建设计划后，拿出40%的容量，平均分配给调峰能力在100万千瓦以上并且存量清洁供热机组总容量在200万千瓦以上的电力企业以及年产量800万吨以上的煤炭生产企业，直至其风电、光伏发电项目总容量与最大电网调峰能力（煤炭产量800万吨参照调峰能力100万千瓦执行）一致。

　　3.竞争配置建设计划。剔除增量负荷配置建设计划和直接配置建设计划后，剩余容量由省级能源主管部门通过竞争性配置方式确定风电、光伏发电项目建设计划。

2022年编外人员改革政策出台篇2

　　2021年是光伏产业正式迈入“平价时代”的第一年，是光伏行业发展的崭新开始。2021年上半年度国家和地方层面就“碳达峰”、“碳中和”目标下进一步推动可再生能源行业发展出台诸多政策性法规。经过对2021年上半年国家及地方主要光伏发电政策的梳理和分析，我们发现2021年上半年光伏发电政策呈现五个主要趋势：

　　1.承接上年度对可再生清洁能源消纳的重视，进一步保障消纳、保障并网、落实消纳权重、简化并网流程；

　　2.分布式光伏项目受到鼓励，国家和地方政府纷纷出台政策鼓励分布式光伏项目发展；

　　3.开发指标的竞争性配置仍然继续，但竞争性配置不再是电价补贴，而是分配保障性并网的待遇。各地将依据本区域非水电可再生能源电力消纳责任权重和新能源合理利用率目标建立多元保障机制，对完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网，指标以外的则实行市场化并网；

　　4.大力推进“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”两个一体化进程，鼓励建设多能互补项目，明确多能互补项目的优先地位或将储能配置作为强制性要求；

　　5.在现有电力市场化交易规则的基础上进一步支持可再生能源电力交易。

　　现将2021上半年度国家性及地方性主要政策及主要内容分节梳理如下：

　　01国家性政策

　　一、国家能源局推进太阳能、风电供暖

　　2021年1月27日，国家能源局发布《关于因地制宜做好可再生能源供暖工作的通知》，指出鼓励开展以清洁能源为主体的局域电网和微电网建设，支持将风电、光伏、储能和微电网方式用于北方地区取暖。鼓励大中型城市有供暖需求的民用建筑优先使用太阳能供暖系统；鼓励在小城镇和农村地区使用户用太阳能供暖系统；在农业大棚、养殖等用热需求大且与太阳能特性相匹配的行业充分利用太阳能供暖；在集中供暖网未覆盖、有冷热双供需求的地区试点使用太阳能热水、供暖和制冷三联供系统；鼓励采用太阳能供暖与其他供暖方式相结合的互补供暖系统。构建政府、电网企业、发电企业、用户侧共同参与的风电供暖协作机制，通过热力站点蓄热锅炉与风电场联合调度运行实现风电清洁供暖，提高风电供暖项目整体运营效率和经济性。

　　二、清洁能源是建立健全绿色低碳循环发展经济体系重点之一

　　2021年2月2日，国务院发布《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》，其中提到推动能源体系绿色低碳转型。坚持节能优先，完善能源消费总量和强度双控制度。提升可再生能源利用比例，大力推动风电、光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电。

　　三、六部门组织开展第二批智能光伏试点示范工作

　　2021年2月9日，工信部、住建部、交通运输部、农业农村部、国家能源局、国家乡村振兴局发布《关于开展第二批智能光伏试点示范的通知》，指出支持建设一批智能光伏示范项目，包括应用智能光伏产品，融合大数据、互联网和人工智能，为用户提供智能光伏服务的项目。通知从申报条件、组织实施、管理和激励措施几个方面对试点工作做出了部署。

　　四、多部门出台金融举措，支持风电、光伏、生物质等可再生能源行业发展

　　2021年2月24日，国家发改委、财政部、中国人民银行等五部委联合发布《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，通过九大措施，加大金融支持力度，促进风电和光伏发电等行业健康有序发展，其主要内容如下：

　　1.金融机构按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷。对短期偿付压力较大但未来有发展前景的可再生能源企业，金融机构可以按照风险可控原则，在银企双方自主协商的基础上，根据项目实际和预期现金流，予以贷款展期、续贷或调整还款进度、期限等安排。

　　2.金融机构按照市场化、法治化原则自主发放补贴确权贷款。已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业，对已确权应收未收的财政补贴资金，可申请补贴确权贷款。

　　3.对补贴确权贷款给予合理支持。各类银行金融机构均可在依法合规前提下向具备条件的可再生能源企业在规定的额度内发放补贴确权贷款。

　　4.补贴资金在贷款行定点开户管理。可再生能源企业与银行达成合作意向的，企业需在银行开设补贴确权贷款专户，作为补贴资金封闭还贷的专用账户。

　　5.通过核发绿色电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本。

　　6.足额征收可再生能源电价附加。

　　7.企业结合实际情况自愿选择是否主动转为平价项目，对于自愿转为平价项目的，可优先拨付资金，贷款额度和贷款利率可自主协商确定。

　　五、促进清洁能源高效利用为能源消纳监管的主要目标

　　2021年3月17日，国家能源局综合司印发《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》，重点对地方政府主管部门、电网企业、电力调度机构、电力交易机构、发电企业落实清洁能源消纳目标任务、可再生能源电力消纳责任权重、并网接入、优化调度、跨省区交易、参与辅助服务市场等情况开展监管。监管方案的主要内容如下：

　　1.清洁能源消纳主要目标完成和重点任务落实情况。

　　2.落实可再生能源电力消纳责任权重情况。

　　3.清洁能源发电项目并网接入情况。清洁能源发电项目是否存在未办理手续提前并网，是否签订并网调度协议及执行情况如何等。

　　4.清洁能源优化调度情况。包括电力调度机构是否落实优先安排清洁能源年度发电计划；电网企业是否严格落实可再生能源发电全额保障性收购制度；清洁能源项目是否按照规定有序参与电力市场化交易和发电权交易等。

　　5.清洁能源跨省区交易消纳情况。

　　6.清洁能源参与辅助服务市场情况。

　　六、加快向清洁低碳转型发展为2021年能源工作的主要目标之一

　　2021年4月19日，国家能源局发布《2021年能源工作指导意见》，从能源结构调整、能源供应保障、能源质量效率、能源科技创新和电力市场体制改革等几个方面提出了2021年能源工作的目标。

　　针对新能源的发展，意见指出：

　　1.大力发展非化石能源。研究出台关于促进新时代新能源高质量发展的若干政策，印发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，2021年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到11%左右。扎实推进主要流域水电站规划建设，按期建成投产白鹤滩水电站首批机组。在确保安全的前提下积极有序发展核电。推动有条件的光热发电示范项目尽早建成并网。研究启动在西藏等地的地热能发电示范工程。有序推进生物质能开发利用，加快推进纤维素等非粮生物燃料乙醇产业示范；

　　2.增强清洁能源消纳能力。发布2021年各省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重，加强评估和考核。健全完善清洁能源消纳的电力市场机制，积极推广就地就近消纳的新模式新应用。在确保电网安全的前提下，推进电力源网荷储一体化和多能互补发展，提升输电通道新能源输送能力，提高中东部地区清洁电力受入比重。

　　3.积极推进新能源“隔墙售电”就近交易。

　　七、国家能源局发布“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案

　　2021年4月25日，国家能源局综合司向各省市发改委及能源局印发《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》，就“碳达峰”、“碳中和”目标下推动电力源网荷储一体化和多能互补工作给出指导意见，其主要内容如下：

　　1.发展重点为实施后每年不低于2亿千瓦时新能源电量消纳能力且新能源电量消纳能力占比不低于整体电量50%的项目以及每年不低于20亿千瓦时新能源电量消纳能力的项目。

　　2.稳妥实施“风光火（储）一体化”。优先依托存量煤电项目推动风光火（储）一体化发展，扩大新能源电力打捆规模。允许利用近区已纳入国家电力发展规划煤电项目推动增量风光火（储）一体化发展，从严控制新增煤电需求。

　　3.鼓励“风光水（储）”“风光储”一体化。

　　八、财政部明确2021年补贴资金拨付原则

　　2021年5月10日，财政部发布《关于下达2021年可再生能源电价附加补助资金预算的通知》，明确电网公司在拨付补贴资金时，应按如下原则执行：

　　1.优先足额拨付第一批至第三批国家光伏扶贫目录内项目（扶贫容量部分）；

　　2.优先足额拨付50kW及以下装机规模的自然人分布式项目；

　　3.优先足额拨付2019年采取竞价方式确定的光伏项目以及2020年采取“以收定支”原则确定的新增光伏、生物质项目；

　　4.对于国家确定的光伏“领跑者”项目，以及国家认可的地方参照建设光伏扶贫项目，优先保障拨付至项目并网之日起至2020年底应付补贴资金的50%；

　　5.其他发电项目，按照各项目并网之日起至2020年底应付补贴资金，采取等比例方式拨付；

　　6.对于发电小时数已达到合理利用小时数的项目，补贴资金拨付至合理利用小时数后停止拨付。拨付资金已超过合理利用小时数的项目，应在后续电费结算中予以抵扣，抵扣资金用于其他符合条件项目的补贴资金；

　　7.电网企业应加强补贴资金管理，可再生能源发电项目上网电量扣除厂用电外购电部分后按规定享受补贴。

2022年编外人员改革政策出台篇3

　　一、宁夏中卫市光伏项目用地收费标准为230元/亩·年

　　2021年1月7日，宁夏中卫市人民政府办公室发布《关于调整新能源光伏、风力发电项目用地租赁费收费标准的通知》，明确光伏项目用地收费标准为230元/亩·年，该标准暂定执行5年，该通知主要内容如下：

　　1.收费范围：沙坡头区辖区内新能源光伏发电项目的电池组件、列阵占地（永久性建设用地除外）。

　　2.收费标准：光伏项目用地收费标准：230元/亩·年。

　　3.收费期限：2020年1月1日前取得用地手续的光伏项目，土地租赁费到期未缴纳（或未完全缴纳），该日期之前的使用年期按原收费标准一次性收取租赁费；该日期之后的使用年期按新标准收取租赁费。2020年1月1日之后取得用地手续的光伏项目土地租赁费按新标准实施，每3年收取一次租赁费。

　　二、西藏光伏发电上网电价将继续执行分类电价

　　2021年1月15日，西藏自治区人民政府发布《关于适当降低部分销售电价的通知》，明确西藏光伏发电上网电价将继续执行分类电价，其主要内容如下：

　　1.光伏电站分类：（1）第Ⅰ类，集中式光伏电站；（2）第Ⅱ类，分布式光伏电站。分布式光伏发电企业在项目备案时可以选择“自发自用、余量上网”或“全额上网”中的一种模式；已按“自发自用、余量上网”模式执行的项目，在用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网”模式。选择“全额上网”模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，并不得再变回“自发自用、余量上网”模式。

　　2.上网电价：第Ⅰ类集中式光伏发电项目为0.10元/千瓦时；第Ⅱ类分布式光伏发电项目，其中选择“全额上网”模式的为0.10元/千瓦时，选择“自发自用、余量上网”模式的为0.25元/千瓦时。

　　3.适当降低部分销售电价，原则上在全区范围内实行基本电价和电度电价“两部制电价”。

　　三、陕西超出保障利用小时数的电量参与市场化交易

　　2021年1月20日，陕西发改委、国家能源局西北监管局发布《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》，载明超出保障利用小时数的电量可参与市场化交易，其主要内容如下：

　　(一)市场交易模式

　　超出保障利用小时数的电量，按以下三种模式参与市场化交易：

　　1.参与跨省区外送交易。新能源发电企业可在北京电力交易平台上以双边协商、挂牌、集中竞价等方式直接参与，也可与陕西火电机组“新火打捆”共同参与。新能源外送电量上限以不影响完成陕西省可再生能源电力消纳责任权重指标为前提，结合2020年可再生能源全年发电情况，暂定2021年上限规模不超过14亿千瓦时（该限额可按照实际购入外省新能源的情况进行调整）。

　　2.参与省内“绿电”交易。2021年将组织“十四运”、“残特奥会”、“煤改电用户电采暖”及其它“绿电”试点项目的“100%”纯清洁能源交易，新能源发电企业可在陕西电力交易平台上参加交易，预计“绿电”交易规模25-30亿千瓦时。

　　3.参与省内合同电量转移交易。前两种市场化交易模式仍不能满足的新能源发电缺额，可与省内火电企业以不高于当年新能源企业外送平均价的价格进行合同电量转移交易，购买火电企业的省内直接交易合同。

　　(二)电费结算

　　1.保障利用小时数以内的发电量作为“保量保价”优先发电计划，按照本省燃煤机组标杆上网电价结算，国家另有规定的遵照规定执行；市场化交易电量按交易合同电价结算；附加补助资金按照国家政策执行。

　　2.“保量保价”优先发电量和“保量竞价”市场化发电量以外的发电部分视为超发电量。为鼓励新能源发电企业积极参与市场化交易，确保交易计划执行的公平公正，超发电量结算价格，初步确定按照当年新能源发电企业外送平均价下浮10%结算。

　　四、接入京冀唐电网的可再生能源发电企业按照自愿的原则参与绿色电力交易

　　2021年1月28日，华北监管局联合京津冀三地政府修订了《京津冀绿色电力市场化交易规则》并在此基础上制定了《京津冀绿色电力市场化交易优先调度实施细则（试行）》，主要内容分别如下：

　　(一)《京津冀绿色电力市场化交易规则》

　　1.接入京冀唐电网的可再生能源发电企业按照自愿的原则参与绿色电力交易。保障性收购年利用小时数以内的电量按价格主管部门核对的标杆上网电价全额结算，保障性收购年利用小时数以外的电量应参与绿色电力交易并以市场交易价格结算。市场交易价格不低于标杆上网电价的市场交易电量部分，计入保障性收购年利用小时数以内的电量。

　　2.可再生能源发电企业准入条件：（1）按照可再生能源开发利用规划建设、依法取得电力业务许可证（发电类）；（2）接入电网、已并网运行的可再生能源发电项目；（3）符合并网技术标准。

　　3.交易周期和方式：现阶段主要以年度和月度为周期开展市场化交易，绿色电力交易可采用单向挂牌、双边协商、集中竞价等方式进行。

　　4.电能计量：交易电量按照电力用户、可再生能源发电企业与电网企业签订的《供用电合同》《购售电合同》所约定的计量点进行计量。电能计量装置的设置、定期校验、异常处理等技术管理要求，按照电力用户、可再生能源发电企业与电网企业签订的《供用电合同》《购售电合同》的约定执行。

　　5.电费计算：电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，由电网企业组织电费结算，相关市场主体维持现有结算关系不变。

　　(二)《京津冀绿色电力市场化交易优先调度实施细则（试行）》

　　1.交易执行的前提和条件：参与交易的新能源场站应满足国家、行业及所在电网关于新能源场站并网运行的相关要求。参与交易的场站应做好年度电量预测和分解，根据预测情况合理申报市场化交易电量。

　　2.安全校核：交易机构每月月底前向调度机构提供次月无约束交易结果，新能源企业根据自身参与交易情况，每月月底前向调度机构和交易机构提供次月保障性收购小时计划。

　　3.交易的执行：从每月1日零时起，调度机构逐日统计各新能源场站的实发电量和利用小时数，并在有功控制调度主站中设定不同类型场站的发电优先级：第一优先级为光伏扶贫电站；第二优先级为国家政策规定的其他需要优先保障的新能源场站；第三优先级为参与交易的新能源场站；第四优先级为其他所有未参与交易的普通风电场和普通光伏电站。