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行業動態

財政部下發152億專項資金推進清潔供暖，光伏取暖大有可為！

近日，國家能源局發布了征求《關於解決“煤改氣”“煤改電”等清潔供暖推進過程中有關問題的通知》的意見函。隨後，財政部發布了《關於下達2019年度大氣汙染防治資金預算的通知》，共計250億元，其中2019年北方地區冬季清潔取暖試點資金152億元。

2019.07.19
山東三部委聯合發文：重點培育光伏、空氣能等可再生能源行業

近日，為深入踐行綠色發展理念，落實省政府深化標準化工作改革要求，促進能源節約和資源綜合利用，提高能源企業科技裝備水平，發揮標準的支撐和引領作用，推動能源行業高質量發展，山東省發改委、山東省能源局、山東省市場監管局現就加強能源行業標準化工作提出以下指導意見。意見原文如下：關於加強能源行業標準化工作的指導意見魯能源科技字（2019）150 號各市發展改革委（能源局）、市場監管局，有關行業協會學會，有關單位：為深入踐行綠色發展理念，落實省政府深化標準化工作改革要求，促進能源節約和資源綜合利用，提高能源企業科技裝備水平，發揮標準的支撐和引領作用，推動能源行業高質量發展，現就加強能源行業標準化工作提出以下指導意見。一、總體要求（一）指導思想以習近平新時代中國特色社會主義思想和黨的十九大精神為指導，圍繞推進能源生產和消費革命,創新能源標準化管理機製，完善能源標準化體係，強化標準實施與監督，規範行業自律發展，構建清潔低碳、安全高效的能源體係，推動能源產業結構優化，實現綠色低碳循環發展。（二）基本原則 1.統籌規劃、分步實施。強化標準引領，明確標準建設目標任務，製定完善激勵和約束機製，充分發揮市場配置資源決定性作用，激發市場主體活力，分行業分步驟製修訂一批地方標準。 2.廣泛參與、協同推進。整合資源優勢，鼓勵各企業、大專院校、科研院所、行業協會學會，以及相關單位積極參與能源標準化工作，發揮特長，集中力量，共同推進。 3.公開透明、先進適用。堅持決策公開、執行公開、管理公開、服務公開、結果公開，符合我省能源建設發展要求，做到技術先進、經濟合理、切實可行，有利於能源節約和科技裝備研發及推廣應用，有利於產業升級和結構優化。 4.依法依規、科學規範。符合法律、法規、規章和強製性標準要求，與現行國家標準、行業標準和地方標準相協調，與產業政策和行業規劃相協調，與全省能源工作重點相協調，積極采用國內外先進標準。（三）發展目標構建以市場標準為主導、政府標準控底線，重點突出、指標先進、科學合理的能源標準體係，主要高耗能領域實現能耗限額標準全覆蓋，重點設備能效指標達到國家標準要求、接近國際先進水平。能源標準有效實施與監督工作更加完善，能源標準與產業政策結合更加緊密，能源標準對能源安全保障和結構優化支撐作用更加顯著。二、工作內容（一）標準範圍能源地方標準主要限製在保障全省能源安全，保護能源消費者權益、防止欺詐，保護環境及法律、法規規定的工作範圍內，並按照《中華人民共和國標準化法》和《中華人民共和國節約能源法》有關要求，嚴格實施管理。（二）重點任務 1.完善標準工作體係。力爭用3年左右時間，充分發揮山東省能源標準化技術委員會（以下簡稱省能標委）的作用，重點在傳統能源清潔高效利用、新能源深度開發利用、戰略性能源安全經濟可靠利用、能源基礎材料研發推廣利用、能源節約與資源綜合利用等領域，依托有關行業協會學會培育形成一批標準技術專委會，製修訂一批能源地方標準，形成“1+N+N”的能源標準工作體係，推動能源行業高質量發展。 2.加強標準有效實施。鼓勵有關企業結合自身實際，積極主動製修訂一批企業標準，提高管理水平，提升競爭實力。鼓勵各行業協會學會突出專業優勢，引領行業發展方向，製修訂一批團體標準，促進行業加強自律，規範企業有序競爭。優先選擇先進成熟適用的企業標準和團體標準上升為地方標準。 3.強化標準監督管理。強化能效標準和能耗限額標準實施後評估工作，確保標準的先進性、科學性和有效性。加強對能源行業地方標準實施情況的調查研究和績效評價，提出地方標準繼續有效、修訂或廢止複查意見，加強能源地方標準複審工作。推動能源新技術、新產品、新設備和創新服務快速轉化為標準，完善能源標準更新機製。 4.加快市場機製建設。構建能源標準化服務新模式，充分發揮行業協會學會標準技術專委會作用，開展業務指導、對標達標、宣貫培訓等，提升企業運用標準能力。依托第三方專業服務機構，完善標準標識機製，為企業提供定製化專業服務，培育形成技術研發—標準製修訂—推廣應用的科技創新機製。（三）重點領域 1.傳統能源行業。重點圍繞煤炭綠色開采，石油複合開采，致密氣、煤層氣和稠重油資源高效開采，頁岩油氣、致密油和海洋深水油氣資源有效開采，低階煤轉化提質、煤製油、煤製氣，燃煤發電清潔、高效、節能、節水、多汙染物一體化脫除，提高燃煤機組彈性運行和靈活調節能力等方麵開展標準製修訂和應用，促進傳統能源清潔高效利用，實現傳統能源行業轉型升級和綠色發展。 2.新能源和可再生能源行業。重點圍繞太陽能光伏高效率、低成本發電，太陽能光熱中高溫利用及冷熱電三聯供，風力大型化、智能化和高可靠性發電，空氣能、生物質能、地熱能大規模、低成本、高效率開發利用，高比例可再生能源分布式並網和大規模外送技術、大規模供需互動等方麵開展標準製修訂和應用，促進新能源深度開發利用，培育壯大新能源和可再生能源行業。 3.戰略性能源行業。重點圍繞核能大型先進壓水堆、高溫氣冷堆、快堆、模塊化小型堆、釷基熔鹽堆、乏燃料及放射性廢物先進後處理、電廠延壽論證，微型、小型燃氣輪機設計、試驗和製造，中型和重型燃氣輪機設計、試驗和製造自主化，生物航空燃油、高能量密度特種清潔油品發展，高效低成本氫氣儲運、高性能低成本燃料電池成套技術產業化，天然氣水合物(可燃冰)開發等方麵開展標準製修訂和應用，促進戰略性能源安全經濟可靠利用，完善能源安全保障體係。 4.能源基礎材料行業。重點圍繞高溫金屬材料、核級材料、光伏組件用高分子材料、新型儲能材料、高效低成本催化材料、綠色照明材料、先進電力電子器件等方麵開展標準製修訂和應用，促進能源基礎材料行業研發推廣利用，推動能源先進技術和高端裝備發展。 5.其他領域。重點圍繞多能源互補綜合利用、分布式供能、超導輸電、智能配電網、電動汽車充電基礎設施與微電網，機械儲能、電化學儲能、儲熱，能源生產、輸送、消費等各環節先進節能技術研究，通過技術升級和係統集成優化提高能源利用效率等方麵開展標準製修訂和應用，促進能源節約與資源綜合利用，降低能耗、物耗。

2019.07.02
內蒙古2019-2021年重大項目滾動實施計劃：涉及多個光伏項目

內蒙古自治區發展和改革委員會關於印發2019-2021年自治區級重大項目滾動實施計劃的通知各盟行政公署、市人民政府，自治區各委、辦、廳、局，各大企業、事業單位：經自治區人民政府同意，現將《2019—2021年自治區級重大項目滾動計劃》印發給你們，並提出以下工作要求，請結合實際一並貫徹落實。一、加強組織領導。自治區政府有關領導負責分管領域重大項目的推進工作。各盟市、旗縣（市、區）要層層建立領導包聯和推進工作機製，著力抓好重大項目的組織實施。自治區各有關部門和單位要按照自身職能職責，積極幫助解決重大項目推進過程中遇到的問題和困難，同時做好與各地區、各有關部門的銜接溝通和組織協調等工作。二、強化要素保障。對於列入滾動計劃的重大項目，要優先保障建設用地、優先保障環境準入、優先保障資源配置，確保重大項目用地、用電、用水等需求。對於已經取得審批手續尚未開工的項目，要積極落實各項建設條件，確保及時開工建設。三、建立與金融部門的對接機製。各級人民政府要組織有關部門向金融機構推送重大項目，與金融機構建立動態銜接機製，多渠道籌集建設資金。四、定期調度分析。各級人民政府要繼續貫徹落實重大項目推進機製，切實做到“月調度、季分析、半年總結、年終考核”，重點抓好前期手續辦理、開複工、投融資和要素保障的關鍵環節，做好統籌調度和相關督導工作，對督導中發現的問題限時整改。五、建立完善獎懲機製。自治區將對各盟市重大項目建設情況進行考核評估。對於投資貢獻大和建設轉型發展項目多的盟市，下一年度優先安排重大項目前期費和相關重大項目支持資金，並優先保障建設用地、用水、用電和節能環保指標；對於重大項目建設進度落後的盟市，將實施約談、通報等懲戒措施。附件：1：2019-2021年自治區級重大項目滾動計劃匯總表（分盟市）.xlsx 2：2019-2021年自治區級重大項目滾動計劃匯總表（分行業）.xlsx 3：2019-2021區年自治級重大項目滾動實施計劃.xlsx

2019.07.02
國務院扶貧辦：嚴格管理新建電站防止光伏扶貧建設質量不高和套取騙取國家補助資金的風險

5月16日，國務院扶貧辦發布了《中共國務院扶貧開發領導小組辦公室黨組關於脫貧攻堅專項巡視整改進展情況的通報》，特別強調：建立全國光伏扶貧信息監測係統，公布第二批光伏扶貧財政補助目錄、光伏扶貧項目計劃。出台光伏扶貧村級電站運維管理辦法，按照“新老區分”的原則，妥善處置存量電站，嚴格管理新建電站，防止光伏扶貧建設質量不高和套取騙取國家補助資金的風險。

2019.07.02
國務院：加強全國光伏扶貧信息監測工作（政策原文）

日前，國務院扶貧辦綜合司關於加強全國光伏扶貧信息監測工作的通知，原文如下：

2019.07.02
國家能源局關於2019年光伏發電項目建設有關事項的通知

剛剛，國家能源局發布關於2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知。各省、自治區、直轄市及新疆生產建設兵團發展改革委（能源局）、經信委（工信委、工信廳），國家能源局各派出監管機構，國家電網有限公司、南方電網公司、內蒙古電力公司，電規總院、水電總院，有關行業協會（學會、商會），各有關企業：近年來，我國風電、光伏發電持續快速發展，技術水平不斷提升，成本顯著降低，開發建設質量和消納利用明顯改善，為建設清潔低碳、安全高效能源體係發揮了重要作用。為全麵貫徹黨的十九大和十九屆二中、三中全會精神，以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，堅持創新、協調、綠色、開放、共享的新發展理念，促進風電、光伏發電技術進步和成本降低，實現高質量發展，現就做好2019年風電、光伏發電項目建設有關要求通知如下。一、積極推進平價上網項目建設各省級能源主管部門會同各派出能源監管機構按照《國家發展改革委國家能源局關於積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》（發改能源〔2019〕19號）要求，研究論證本地區建設風電、光伏發電平價上網項目的條件，在組織電網企業論證並落實平價上網項目的電力送出和消納條件基礎上，優先推進平價上網項目建設。二、嚴格規範補貼項目競爭配置各省級能源主管部門應按照國家可再生能源“十三五”相關規劃和本區域電力消納能力，分別按風電和光伏發電項目競爭配置工作方案確定需納入國家補貼範圍的項目。競爭配置工作方案應嚴格落實公開公平公正的原則，將上網電價作為重要競爭條件，優先建設補貼強度低、退坡力度大的項目。各派出能源監管機構加強對各省（區、市）風電、光伏發電項目競爭配置的監督。三、全麵落實電力送出消納條件各省級能源主管部門會同各派出能源監管機構指導省級電網企業（包括省級政府管理的地方電網企業，以下同），在充分考慮已並網項目和已核準（備案）項目的消納需求基礎上，對所在省級區域風電、光伏發電新增建設規模的消納條件進行測算論證，做好新建風電、光伏發電項目與電力送出工程建設的銜接並落實消納方案，優先保障平價上網項目的電力送出和消納。四、優化建設投資營商環境各省級能源主管部門應核實擬建風電、光伏發電項目土地使用條件及相關稅費政策，確認項目不在征收城鎮土地使用稅的土地範圍；確認有關地方政府部門在項目開發過程中沒有以資源出讓、企業援建和捐贈等名義變相向項目單位收費，沒有強製要求項目單位直接出讓股份或收益用於應由政府承擔的各項事務，沒有強製要求將采購本地設備作為捆綁條件。各派出能源監管機構要加強對上述有關事項的監督。請各有關單位按照上述要求，完善有關管理工作機製，做好風電、光伏發電建設管理工作。請各省級能源主管部門認真做好政策的宣貫和解讀工作，按通知要求規範項目程序，保障相關政策平穩實施。具體要求詳見附件。附件： 1. 2019年風電項目建設工作方案 2. 2019年光伏發電項目建設工作方案國家能源局 2019年5月28日附件2：2019年光伏發電項目建設工作方案為發揮市場在資源配置中的決定性作用，加速降低度電補貼強度，推進光伏產業健康持續發展，現就做好2019年光伏發電開發建設管理工作有關要求通知如下。一、總體思路堅持穩中求進總基調，堅持新發展理念，堅持推動高質量發展，堅持推進市場化改革，落實“放管服”改革要求，完善光伏發電建設管理。在光伏發電全麵實現無補貼平價上網前，對於不需要國家補貼的光伏發電項目，由地方按《國家發展改革委國家能源局關於積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》（發改能源〔2019〕19號）規定自行組織建設；對於需要國家補貼的新建光伏發電項目，原則上均應按本通知由市場機製確定項目和實行補貼競價。二、優化國家補貼項目管理（一）明確項目類別。自2019年起，對需要國家補貼的新建光伏發電項目分以下五類：（1）光伏扶貧項目，包括已列入國家光伏扶貧目錄和國家下達計劃的光伏扶貧項目；（2）戶用光伏：業主自建的戶用自然人分布式光伏項目；（3）普通光伏電站：裝機容量6兆瓦及以上的光伏電站；（4）工商業分布式光伏發電項目：就地開發、就近利用且單點並網裝機容量小於6兆瓦的戶用光伏以外的各類分布式光伏發電項目；（5）國家組織實施的專項工程或示範項目，包括國家明確建設規模的示範省、示範區、示範城市內的光伏發電項目，以及跨省跨區輸電通道配套光伏發電項目等。（二）實施分類管理。根據國家確定的年度新增項目補貼總額，按照以下原則組織本年度新建光伏發電項目。其中，（1）光伏扶貧項目按國家相關政策執行；（2）戶用光伏根據切塊的補貼額度確定的年度裝機總量和固定補貼標準進行單獨管理；（3）除國家有明確政策規定外，普通光伏電站、工商業分布式光伏發電項目以及國家組織實施的專項工程、示範項目（以下簡稱普通光伏項目），原則上均由地方通過招標等競爭性配置方式組織項目，國家根據補貼額度通過排序確定補貼名單。三、戶用光伏項目單獨管理（一）規範戶用光伏管理。新建戶用光伏應依法依規辦理備案等手續，落實各項建設條件，滿足質量安全等要求，年度裝機總量內的項目以建成並網時間作為補貼計算起點執行固定度電補貼標準。文件發布前已建成並網但未納入國家補貼範圍的項目，可按本通知規定向所在地電網企業申報，經當地備案機關和電網企業聯合審核、確認後納入2019年財政補貼規模並按2019年戶用光伏度電補貼標準享受國家補貼政策。（二）完善項目申報程序。國家能源局於每年年初發布國家補貼支持的戶用光伏年度裝機總量。省級電網企業每月10日前對外公布上月新增並網（含新審核確認的文件發布前已建成並網但未納入國家補貼範圍的項目）和當年累計新增並網的戶用光伏裝機容量及項目名單，並於每月12日前向國家能源局和國家可再生能源信息管理中心報送相關信息，國家能源局於每月15日前對外公布當年截至上月底全國累計新增並網裝機容量。當截至上月底的當年累計新增並網裝機容量超過當年可安排的新增項目年度裝機總量時，當月最後一天為本年度可享受國家補貼政策的戶用光伏並網截止時間。四、普通光伏發電國家補貼項目全麵實行市場競爭配置（一）擴大市場配置範圍、實行項目補貼競價。發揮市場在資源配置中的決定性作用，除光伏扶貧、戶用光伏外，其餘需要國家補貼的光伏發電項目原則上均須采取招標等競爭性配置方式，通過項目業主申報、競爭排序方式優選確定國家補貼項目及補貼標準。國家補貼資金優先用於補貼需求下降快、能盡快實現平價的項目和地區，充分發揮國家補貼資金支持先進企業和引領光伏平價的作用。（二）嚴格實行競爭性配置。應當進行市場配置的所有光伏發電項目，均由地方通過招標等競爭性方式配置。各省應綜合考慮發展規劃、當地資源條件、監測預警、市場消納、建設成本等因素，規範組織競爭性配置。省級能源主管部門應按國家政策要求製定本地區統一的競爭性配置資源的工作方案，把預期上網電價作為主要競爭條件，並符合國家光伏發電價格政策規定。競爭配置工作方案要明確技術標準、環境保護、安全質量、建設條件等要求，堅持公開、公平、公正原則，保障充分合理競爭，嚴禁限價競爭或變相設置中標底線價格。（三）明確項目競爭性配置和補貼競價程序。項目補貼競價由地方組織申報、國家統一排序。程序主要包括： 1.省級能源主管部門根據國家安排和相關要求，發布年度擬新建項目名單。 2.省級能源主管部門按國家政策和本省光伏發電項目競爭配置工作方案組織競爭性配置確定項目業主和預期上網電價，省級電網企業研究提出配套接網工程建設安排。 3.省級能源主管部門按要求審核匯總後向國家能源局報送申報補貼項目及預期投產時間、上網電價等。普通光伏電站須提供接網消納、土地落實的支持文件，工商業分布式光伏發電項目須提供土地（場地）落實的支持文件，具體見附件。通知印發前已並網的本年度新建項目須提供電網企業出具的並網時間證明。 4.國家能源局根據修正後的申報補貼項目上網電價報價由低到高排序遴選納入補貼範圍的項目。修正規則為：（1）普通光伏電站和全額上網工商業分布式光伏發電項目：II類資源區修正後的電價=申報電價－0.05元/千瓦時，III類資源區修正後的電價=申報電價－0.15元/千瓦時。（2）自發自用、餘電上網工商業分布式光伏發電項目：修正後的電價=申報電價－所在省份燃煤標杆電價+0.3元/千瓦時，其中燃煤標杆電價不足0.3元/千瓦時地區的項目，申報電價不進行修正。（3）申報電價以0.1厘/千瓦時為最小報價單位。修正後上網電價相同的項目根據各項目裝機容量從小到大排序，直至入選項目補貼總額達到國家確定的當年新增項目補貼總額限額為止，並對外公布項目名單和各項目補貼標準。業主在自有產權建築物或場地自建光伏發電項目可不進行項目業主競爭配置，工商業屋頂光伏和企業已開展前期工作的項目，經地方政府確認後可不進行項目業主競爭配置，上述項目在業主明確上網電價報價後，均可通過省級能源主管部門申報國家補貼競價。 5.項目業主依法依規辦理相關手續、進行項目建設，在國家規定期限內建成並網，按申報確認的上網電價享受國家補貼。（四）補貼申報和競價安排。補貼申報和競價原則上一年組織一次。五、有關要求（一）嚴格預警管理。新建光伏發電項目必須符合國家和本地區的相關規劃，以及市場環境監測評價等管理要求，嚴禁“先建先得”。各省級能源主管部門應與當地省級電網企業充分溝通，對所在省級區域光伏發電新增裝機容量的接網和消納條件進行測算論證，有序組織項目建設。監測評價結果為紅色的地區，除光伏扶貧項目、已安排建設的平價上網示範項目及通過跨省跨區輸電通道外送消納項目外，原則上不安排新建項目。監測評價結果為橙色的地區，在提出有效措施保障改善市場環境的前提下合理調控新建項目。監測評價結果為綠色的地區，可在落實接網消納條件的基礎上有序推進項目建設。西藏新建光伏發電項目，由自治區按照全部電力電量在區內消納及監測預警等管理要求自行管理。（二）明確建設期限。落實企業投資項目承諾製，列入國家補貼範圍的光伏發電項目，應在申報的預計投產時間所在的季度末之前全容量建成並網，逾期未建成並網的，每逾期一個季度並網電價補貼降低0.01元/千瓦時。在申報投產所在季度後兩個季度內仍未建成並網的，取消項目補貼資格，並作為各地光伏發電市場環境監測評價和下一年度申報的重要因素。各省級能源主管部門應在競爭配置和項目建設階段采取適宜方式和切實有效措施，保障項目落實和如期建成並網。電網企業應按照《可再生能源法》和相關文件要求，本著簡化流程和提高效率原則，做好光伏發電項目送出工程建設相關工作，保障項目及時並網。（三）做好新老政策銜接 1.列入以往國家建設規模、已開工但未建成並網的光伏發電項目，執行國家相關價格政策，2019年底仍不能全容量建成並網的光伏發電項目（含二期光伏發電領跑基地項目），不再納入國家補貼範圍。 2.列入以往國家建設規模、未開工的光伏發電項目，已經確定項目業主的，執行國家相關價格政策；尚未確定項目業主的，由地方單獨組織競爭配置確定項目業主和上網電價。2020年底仍不能全容量建成並網的光伏發電項目（含二期光伏發電領跑基地項目），不再納入國家補貼範圍。對因紅色預警不具備建設條件以及國家另有規定情形的，可以適當放寬建設期限。 3.國家明確的跨省跨區輸電通道配套光伏項目，本通知發布前已按相關規定競爭配置確定項目業主和明確上網電價的，繼續執行原有政策；本通知發布前已核準輸電通道建設、明確配套光伏裝機容量但未明確項目業主和上網電價的，按國家能源局相關要求（另行製定）由地方單獨組織競爭配置確定項目業主和上網電價；已明確項目業主但未明確上網電價的，按國家相關價格政策執行。 4.示範基地等單獨競爭配置的項目不進行補貼申報競爭排序，執行各項目競爭確定的上網電價和相應補貼標準。競爭配置項目時應將上網電價作為主要競爭條件，並參考同地區全國補貼競價情況合理設置競價上限。國家光伏發電實證基地項目另行規定。 5.各類示範省、示範區、示範縣、示範城市建設的光伏發電項目，已發文下達建設規模的，按已列入以往國家建設規模的相關電價政策執行。（四）國家能源局各派出能源監管機構要加強對監管區域電網消納能力論證、項目競爭配置、電網送出落實、項目並網和消納等事項的監管。六、2019年工作安排根據財政部《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》等要求，2019年度安排新建光伏項目補貼預算總額度為30億元，其中，7.5億元用於戶用光伏（折合350萬千瓦）、補貼競價項目按22.5億元補貼（不含光伏扶貧）總額組織項目建設，兩項合計不突破30億元預算總額。在全國排序累計補貼總額時，各項目年補貼額為“度電補貼強度×裝機容量×年利用小時數”，其中年利用小時數按《關於做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》（發改能源〔2016〕1150號）規定的最低保障收購年利用小時數計算，未規定最低保障收購年利用小時數的，按II類地區1300、III類地區1100基礎小時數計算。請各省（區、市）能源主管部門在地方組織競爭配置項目業主、對自願申報國家補貼項目進行審核等工作基礎上，於2019年7月1日（含）前按相關要求將2019年擬新建的補貼競價項目、申報上網電價及相關信息報送國家能源局，通過國家能源局門戶網站（網址：http://www.nea.gov.cn），登錄國家可再生能源發電項目信息管理係統填報相關信息，並上傳各項支持性文件。此前發布的有關光伏發電規模管理的文件規定，凡與本通知不一致的，以本通知為準。請各省（區、市）能源主管部門及各有關方麵按照上述要求，認真做好光伏發電項目建設管理工作，共同促進光伏產業健康有序、高質量發展。附件：XX省（區、市）光伏發電國家補貼項目申報材料提綱（參考範本）一、基本情況簡要介紹本省（區、市）太陽能資源、規劃、建設、運行、管理情況。主要包括：（一）太陽能資源情況：包括年平均太陽能輻射量、太陽能資源分區等。（二）規劃情況：“十三五”光伏發電規劃新增裝機和總裝機目標。（三）建設情況：本省（區、市）截至2018年底光伏發電並網裝機情況，包括總裝機容量，以及集中式光伏電站、分布式光伏（分戶用分布式和工商業分布式）等分類統計情況。（四）運行情況：2018年光伏發電上網電量、利用小時數、棄光率，以及2017年和2018年光伏發電市場環境監測評價結果及分析等。（五）消納情況：簡述2018年全省（區、市）光伏發電項目接網消納、棄光、市場監測評價情況，分析存在問題及原因，並研究提出采取保障改善市場環境的有效措施。（六）規劃及政策落實情況：對照《國家能源局關於可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》等文件要求，提供本省（區、市）分年度規模管理及相關政策落實情況，包括有無先建先得、超規模超規劃問題及相關情況。二、國家補貼項目申報情況（一）簡述本次項目競爭性配置和補貼競價申報、審核總體情況，包括：申報範圍、工作組織、主要過程、審核相關情況，以及本次擬申報補貼項目總數量、總裝機容量和預計年補貼資金總需求量。（二）按普通光伏電站、工商業分布式光伏項目（全額上網模式）、工商業分布式光伏項目（自發自用、餘電上網模式）三類分類描述申報項目情況，包括：匯總介紹每類申報項目總體情況（包括項目個數、總裝機容量等），測算每類申報項目的預計年上網電量和年補貼資金需求量。填報補貼競價項目申報表，詳見附表。三、國家相關政策要求等落實情況（一）全省總體情況 1.接網消納落實情況。簡述本省（區、市）光伏發電保障性收購製度落實情況；結合本省（區、市）消納情況簡述本次全省申報項目消納能力（光伏裝機容量）、消納區域和接網條件等。 2.土地（場地）落實情況。簡述本省（區、市）光伏發電土地（場地）資源條件，以及本次全省申報項目地區分布、土地（場地）類型和總體落實情況。 3.其他政策要求落實情況（1）規劃要求落實情況，包括申報項目全部實施後是否超過規劃目標。（2）光伏發電市場環境監測評價相關要求落實情況。（3）地方政府出台的光伏發電配套政策情況，包括光伏發電競爭配置工作方案、提高光伏消納能力相關政策、對土地類型及成本的承諾、綜合服務保障體係等。（4）其他需要說明的情況或問題。（二）普通光伏電站情況 1.接網消納落實情況說明本次申報項目是否均在消納能力範圍內並逐一出具了支持性文件，分別列出本地消納、外送消納的裝機容量。說明本次申報項目接入送出工程是否均已明確由電網企業投資建設並可與項目申報的預計投產時間銜接一致。 2.土地（場地）落實情況說明本次申報項目是否均屬於國家允許建設光伏項目的場地、不占用基本農田且不涉及生態紅線等限製開發的區域，說明場地使用費用的範圍。（三）工商業分布式光伏項目情況 1.接網消納落實情況說明本次申報項目是否均在消納能力範圍內；說明本次申報項目消納區域（或就近利用範圍/電壓等級範圍）。如存在由地市或省級電網企業針對多個分布式項目統一出具支持性文件的，還需說明新增分布式項目裝機總量及附表中各項目是否均已納入該支持性文件。 2.土地（場地）落實情況說明本次申報項目場地是否均屬於國家允許建設光伏項目的場地，並說明場地使用費用的範圍。其中如有地麵建設的，說明是否均不占用基本農田且不涉及生態紅線等限製開發的區域；如有依托建築物建設的，說明是否已落實場地使用權。各類項目均須按附表填寫每個項目的接網消納、土地（場地）落實情況，並提供支持性文件。其中工商業分布式光伏項目可僅提供所在地市或省份的電網企業針對多個分布式項目（或新增分布式項目裝機總量）統一出具的接網消納文件。四、主要支持性文件（一）本省（區、市）電力消納市場及接入係統研究報告。省級電網公司提供全省新增光伏消納能力分析評價意見。（二）地方政府支撐性文件。包括土地類型及成本、綜合服務保障體係落實情況及配套支持政策。（三）省級電網（地方電網）公司承諾文件。包括對全省申報項目和各申報項目消納市場及接入係統方案的論證材料，以及接入係統建設承諾、消納保障承諾等。通知印發前已於本年度建成並網的新建光伏發電項目，須提供電網企業出具的並網時間證明材料。以上文件為申報必須提供的材料，紙質版和電子版隨文報送。其中工商業分布式光伏項目的接網消納支持文件不用每個項目單獨出具。各省（區、市）能源主管部門應通過國家能源局門戶網站（網址：http://www.nea.gov.cn），登錄國家可再生能源發電項目信息管理係統填報附表相關信息，並上傳所取得的各項支持性文件。報送國家能源局紙質申報材料有關信息應與在線提交申報信息一致，如出現不一致的情況，以報送係統申報信息為準。

2019.07.02
國家能源局：2018年度全國可再生能源電力發展監測評價

國家能源局關於2018年度全國可再生能源電力發展監測評價的通報國能發新能〔2019〕53號各省、自治區、直轄市及新疆生產建設兵團發展改革委（能源局），國家電網有限公司、南方電網公司、內蒙古電力公司，各有關單位：為促進可再生能源開發利用，科學評估各地區可再生能源發展狀況，確保實現國家2020年、2030年非化石能源占一次能源消費比重分別達到15%和20%的戰略目標。根據《關於建立可再生能源開發利用目標引導製度的指導意見》（國能新能〔2016〕54號）、《關於做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》（發改能源〔2016〕1150號）和《關於建立健全可再生能源電力消納保障機製的通知》（發改能源〔2019〕807號），我局委托國家可再生能源中心匯總有關可再生能源電力建設和運行監測數據，形成了《2018年度全國可再生能源電力發展監測評價報告》（以下簡稱監測評價報告）。現將監測評價報告予以通報，以此作為各地區2019年可再生能源開發建設和並網運行的基礎數據，請各地區和有關單位高度重視可再生能源電力發展和全額保障性收購工作，采取有效措施推動提高可再生能源利用水平，為完成全國非化石能源消費比重目標作出積極貢獻。附件：2018年度全國可再生能源電力發展監測評價報告國家能源局 2019年6月4日附件 2018年度全國可再生能源電力發展監測評價報告一、全國可再生能源電力發展總體情況截至2018年底，全國可再生能源發電裝機容量7.29億千瓦，占全部電力裝機的38.4%，其中水電裝機（含抽水蓄能）3.52億千瓦，風電裝機1.84億千瓦，光伏發電裝機1.75億千瓦，生物質發電裝機1781萬千瓦。2018年全國可再生能源發電量18670.34億千瓦時，占全部發電量的26.7%，其中水電發電量12329.27億千瓦時，占全部發電量的17.6%，風電發電量3659.60億千瓦時，占全部發電量的5.2%，光伏發電量1775.47億千瓦時，占全部發電量的2.5%，生物質發電量906億千瓦時，占全部發電量的1.3%。二、各省（區、市）可再生能源電力消納情況 2018年，包含水電在內的全部可再生能源電力實際消納量為18158.97億千瓦時，占全社會用電量比重為26.5%，同比持平。綜合考慮各省（區、市）本地生產、本地利用以及外來電力消納情況，2018年各省（區、市）可再生能源電力消納量占本地全社會用電量比重如下：三、各省（區、市）非水電可再生能源電力消納情況 2018年，全國非水電可再生能源電力消納量為6314.20億千瓦時，占全社會用電量比重為9.2%，同比上升1.2個百分點。綜合考慮各省（區、市）本地生產、本地利用以及外來電力消納情況，2018年，各省（區、市）非水電可再生能源電力消納量占本地區全社會用電量比重如表2。從非水電可再生能源電力消納比重水平來看，寧夏、青海、內蒙古和吉林最高，均超過17%；從消納水平同比增長來看，湖南、陝西和西藏三省（區）同比增長較快，分別上升3.0個百分點、2.9個百分點和2.9個百分點；按照國家發展改革委、國家能源局《關於建立健全可再生能源電力消納保障機製的通知》（發改能源〔2019〕807號）公布的2020年各省（區、市）非水電可再生能源電力最低消納責任權重，雲南、寧夏、新疆等11個省（區、市）非水電可再生能源消納比重已達到2020年最低消納責任權重，江蘇、廣東、安徽、貴州、山東、內蒙古和廣西距離達到2020年最低消納責任權重不到1個百分點，京津冀、黑龍江、甘肅和青海非水電可再生能源電力消納比重較2020年最低消納權重仍有較大差距。四、風電、光伏發電保障性收購落實情況 2016年，國家發展改革委、國家能源局依照《可再生能源法》要求，核定了重點地區風電和光伏發電最低保障收購年利用小時數，提出全額保障性收購相關要求。 2018年，在規定風電最低保障收購年利用小時數的地區中，甘肅省未達國家最低保障收購年利用小時數要求，其II、III類資源區實際利用小時數比最低保障收購年利用小時數分別低8小時和77小時。 2018年，在規定光伏發電最低保障收購年利用小時數的地區中，有四個省（區、市）達到光伏發電最低保障收購年利用小時數要求，分別是內蒙古、青海、陝西和黑龍江；有七個省（區、市）未達到要求，分別是甘肅、新疆、寧夏、遼寧、山西、河北和吉林，其中，甘肅I類和II類地區實際利用小時數比最低保障收購年利用小時數分別低172小時和200小時，新疆I類和II類地區分別低147小時和133小時，寧夏I類地區低124小時，遼寧II類地區低93小時，山西II類地區低45小時，河北II類地區低28小時，吉林II類地區低17小時。五、清潔能源消納目標完成情況根據2018年國家發展改革委、國家能源局印發的《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》（發改能源規〔2018〕1575號），所確定的分年度風電、光伏發電和水電消納目標，2018年，全國平均風電利用率93%，超過了2018年風電利用率的目標，重點省區全部達到了2018年消納目標；全國平均光伏發電利用率為97%，超過了2018年平均光伏發電利用率的目標，重點省區中，新疆光伏發電利用率低於目標0.5個百分點；全國平均水能利用率95%，達到了2018年平均水能利用率的目標，重點省區中，四川水能利用率低於目標3個百分點。六、特高壓線路輸送可再生能源情況 2018年，20條特高壓線路年輸送電量3983億千瓦時，其中輸送可再生能源電量2084億千瓦時，占全部年輸送電量的52%。國家電網公司經營區覆蓋範圍內的17條特高壓線路輸送電量3295億千瓦時，其中可再生能源電量1396億千瓦時，占輸送電量的42%；南方電網公司經營區覆蓋範圍內的3條特高壓線路輸送電量688億千瓦時，全部為可再生能源電量。七、國家清潔能源示範省（區）落實情況浙江。2018年，全部可再生能源電力消納量為827億千瓦時（含購買可再生能源綠色電力證書20億千瓦時），實際消納量占本省全社會用電量的比重為17.8%，同比下降1.5個百分點；非水電可再生能源電力消納量為260億千瓦時（含購買可再生能源綠色電力證書20億千瓦時），實際消納量占本省全社會用電量的比重為5.3%，同比上升1.1個百分點。四川。2018年，全部可再生能源電力消納量為2013億千瓦時，占本省全社會用電量的比重為81.9%，同比下降1.6個百分點；非水電可再生能源電力消納量為108億千瓦時，占本省全社會用電量的比重為4.4%，同比上升1.1個百分點。寧夏。2018年，全部可再生能源電力消納量為268億千瓦時，占本省全社會用電量的比重為25.2%，同比上升2.2個百分點；非水電可再生能源電力消納量為237億千瓦時，占本省全社會用電量的比重為22.3%，同比上升1.3個百分點。光伏發電未達到最低保障收購年利用小時數要求，比要求低124小時。甘肅。2018年，全部可再生能源電力消納量為625億千瓦時，占本省全社會用電量的比重為48.4%，同比上升1.5個百分點；非水電可再生能源電力消納量為173億千瓦時，占本省全社會用電量的比重為13.4%，同比下降0.4個百分點。風電和光伏發電均未達到最低保障性收購年利用小時數要求，風電II類和III類資源區分別低8小時和77小時；光伏發電I類和II類資源區分別低172小時和200小時。青海。2018年，全部可再生能源電力消納量為577億千瓦時，占本省全社會用電量的比重為78.2%，同比上升13.3個百分點；非水電可再生能源電力消納量為137億千瓦時，占本省全社會用電量的比重約為18.5%，與2017年基本持平。附件：可再生能源電力發展監測指標核算方法 1、各省（區、市）內消納可再生能源電量，包括本地區可再生能源發電量，加上區域外輸入的可再生能源電量，再扣除跨區送出的可再生能源電量。省（區、市）內消納可再生能源電量 = 本地區可再生能源發電量 – 跨區送出的可再生能源電量 + 跨區送入的可再生能源電量 2、各省（區、市）可再生能源電量消納占比，等於各省（區、市）可再生能源消納量除以本地區全社會用電量。 3、各省（區、市）的全社會用電量及可再生能源發電量，采用國家統計局和國家認可的電力行業信息機構發布的統計數據。 4、跨區跨省交易的可再生能源電量，采用國家電網公司、南方電網公司及內蒙古電力公司提供的數據。 5、可再生能源發電企業與省級電網企業簽署明確的跨區跨省購售電協議的，可再生能源發電企業所發電量根據協議實際執行情況計入對應的購電省份；其他情況按以下原則處理：（1）獨立“點對網”跨區輸入非水電可再生能源電力項目直接並入區域外受端電網，全部計入受端電網區域的非水電可再生能源電力消納量，采用並網計量點的電量數據。（2）混合“點對網”跨區輸入采取與火電或水電等打捆以一組電源向區外輸電的，受端電網接受到的非水電可再生能源電量等於總受電量乘以外送電量中非水電可再生能源比例。外送電量中非水電可再生能源的比例=送端並網點計量的全部非水電可再生能源上網電量/送端並網點計量的全部上網電量。（3）“網對網”跨區輸入區域間或省間電網輸送電量中的非水電可再生能源電力輸送量，根據電力交易機構的結算電量確定。 5、跨省跨區可再生能源電力交易，存在“省送省”、“省送區域”兩種情況。針對“省送區域”情況，如華東、華中接受外省輸入的可再生能源電量時，按該區域內各省全社會用電量占本區域電網內全社會用電量的比重，計算各省輸入的可再生能源電量。即： i省（區、市）內輸入電量=可再生能源輸入電量，n表示區域電網內包含的各省（區、市） 6、京津冀電網（北京、天津、冀北、河北南網）是特殊區域，接入的集中式非水電可再生能源發電項目和區外輸入的非水電可再生能源電量，按統一均攤原則計入比重指標核算，各自區域內接入的分布式非水電可再生能源發電量計入各自區域的比重指標核算。

2019.07.02
國家發改委：全麵放開經營性電力用戶發用電計劃

國家發展改革委關於全麵放開經營性電力用戶發用電計劃的通知發改運行〔2019〕1105號各省、自治區、直轄市發展改革委、經信委（工信委、工信廳、經信廳、工信局）、能源局，北京市城市管理委員會，中國核工業集團有限公司、國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家開發投資集團有限公司、華潤集團有限公司、中國廣核集團有限公司：為深入學習貫徹習近平新時代中國特色社會主義思想和黨的十九大精神，認真落實中央經濟工作會議和政府工作報告部署要求，進一步全麵放開經營性電力用戶發用電計劃，提高電力交易市場化程度，深化電力體製改革，現就全麵放開經營性電力用戶發用電計劃有關要求通知如下。一、全麵放開經營性電力用戶發用電計劃（一）各地要統籌推進全麵放開經營性電力用戶發用電計劃工作，堅持規範有序穩妥的原則，堅持市場化方向完善價格形成機製，落實清潔能源消納要求，確保電網安全穩定運行和電力用戶的穩定供應，加強市場主體準入、交易合同、交易價格的事中事後監管。（二）經營性電力用戶的發用電計劃原則上全部放開。除居民、農業、重要公用事業和公益性服務等行業電力用戶以及電力生產供應所必需的廠用電和線損之外，其他電力用戶均屬於經營性電力用戶。（三）經營性電力用戶中，不符合國家產業政策的電力用戶暫不參與市場化交易，產品和工藝屬於《產業結構調整指導目錄》中淘汰類和限製類的電力用戶嚴格執行現有差別電價政策。符合階梯電價政策的企業用戶在市場化電價的基礎上繼續執行階梯電價政策。（四）擁有燃煤自備電廠的企業按照國家有關規定承擔政府性基金及附加、政策性交叉補貼、普遍服務和社會責任，按約定向電網企業支付係統備用費，取得電力業務許可證，達到能效、環保要求，成為合格市場主體後，有序推進其自發自用以外電量按交易規則參與交易。為促進和鼓勵資源綜合利用，對回收利用工業生產過程中產生可利用的熱能、壓差以及餘氣等建設相應規模的餘熱、餘壓、餘氣自備電廠，繼續實施減免係統備用費和政策性交叉補貼等相關支持政策。（五）各地政府主管部門要會同電網企業，細化研究並詳細梳理暫不參與市場的用戶清單，掌握經營性電力用戶參與市場化交易情況，逐步建立分行業電力用戶參與市場化交易統計分析製度，及時掌握經營性電力用戶全麵放開情況。二、支持中小用戶參與市場化交易（六）積極支持中小用戶由售電公司代理參加市場化交易，中小用戶需與售電公司簽訂代理購電合同，與電網企業簽訂供用電合同，明確有關權責義務。（七）經營性電力用戶全麵放開參與市場化交易主要形式可以包括直接參與、由售電公司代理參與、其他各地根據實際情況研究明確的市場化方式等，各地要抓緊研究並合理製定中小用戶參與市場化交易的方式，中小用戶可根據自身實際自主選擇，也可以放棄選擇權，保持現有的購電方式。各地可結合本地區電力供需形勢，針對全麵放開經營性電力用戶發用電計劃設定一段時間的過渡期。（八）針對選擇參與市場化交易但無法與發電企業達成交易意向的中小用戶，過渡期內執行原有購電方式，過渡期後執行其他市場化購電方式。（九）退出市場化交易或未選擇參與市場化交易的中小用戶，在再次直接參與或通過代理方式參與市場化交易前，由電網企業承擔保底供電責任。三、健全全麵放開經營性發用電計劃後的價格形成機製（十）全麵放開經營性發用電計劃後的價格形成機製，按照價格主管部門的有關政策執行。（十一）對於已按市場化交易規則執行的電量，價格仍按照市場化規則形成。鼓勵電力用戶和發電企業自主協商簽訂合同時，以靈活可浮動的形式確定具體價格，價格浮動方式由雙方事先約定。四、切實做好公益性用電的供應保障工作（十二）各地要進一步落實規範優先發電、優先購電管理有關要求，對農業、居民生活及黨政機關、學校、醫院、公共交通、金融、通信、郵政、供水、供氣等重要公用事業、公益性服務等用戶安排優先購電。結合本地實際，加強分類施策，抓緊研究保障優先發電、優先購電執行的措施，統籌做好優先發電優先購電計劃規範管理工作。（十三）各地要根據優先購電保障原則，詳細梳理優先購電用戶清單，實施動態管理、跟蹤保障，原則上優先購電之外的其他經營性電力用戶全部參與市場。（十四）各地要合理製定有序用電方案並按年度滾動調整，出現電力缺口或重大突發事件時，對優先購電用戶保障供電，其他用戶按照有序用電方案承擔有序用電義務。（十五）電網企業要按照規定承擔相關責任，按照政府定價保障優先購電用戶用電。優先購電首先由優先發電電量予以保障。五、切實做好規劃內清潔電源的發電保障工作（十六）研究推進保障優先發電政策執行，重點考慮核電、水電、風電、太陽能發電等清潔能源的保障性收購。核電機組發電量納入優先發電計劃，按照優先發電優先購電計劃管理有關工作要求做好保障消納工作。水電在消納條件較好地區，根據來水情況，兼顧資源條件、曆史均值和綜合利用等要求，安排優先發電計劃；在消納受限地區，以近年發電量為基礎，根據市場空間安排保量保價的優先發電計劃，保量保價之外的優先發電量通過市場化方式確定價格。風電、太陽能發電等新能源，在國家未核定最低保障收購年利用小時數的地區按照資源條件全額安排優先發電計劃；在國家核定最低保障收購年利用小時數的地區，結合當地供需形勢合理安排優先發電計劃，在國家核定最低保障收購年利用小時數內電量保量保價收購基礎上，鼓勵超過最低保障收購年利用小時數的電量通過參與市場化交易方式競爭上網。（十七）積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網工作，對平價上網項目和低價上網項目，要將全部電量納入優先發電計劃予以保障，在同等條件下優先上網。平價上網項目和低價上網項目如存在棄風、棄光情況，由省級政府主管部門會同電網企業將棄風、棄光電量全額核定為可轉讓的優先發電計劃，可在全國範圍內通過發電權交易轉讓給其他發電企業並獲取收益。電力交易機構要按要求做好棄風、棄光優先發電計劃的發電權交易的組織工作，推動交易落實。（十八）電網企業、電力用戶和售電公司應按要求承擔相關責任，落實清潔能源消納義務。鼓勵參與跨省跨區市場化交易的市場主體消納優先發電計劃外增送清潔能源電量。（十九）鼓勵經營性電力用戶與核電、水電、風電、太陽能發電等清潔能源開展市場化交易，消納計劃外增送清潔能源電量。電力交易機構要積極做好清潔能源消納交易組織工作，進一步降低棄水、棄風、棄光現象。（二十）清潔能源消納受限地區要加快落實將優先發電計劃分為“保量保價”和“保量競價”兩部分，其中“保量競價”部分通過市場化方式形成價格，市場化交易未成交部分可執行本地區同類型機組市場化形成的平均購電價格。六、加強電力直接交易的履約監管（二十一）各地要有針對性地製定和完善相關規章製度，實施守信聯合激勵和失信聯合懲戒機製，加強電力直接交易的履約監管力度。市場主體按照市場交易規則組織簽訂直接交易合同，明確相應的權利義務關係、交易電量和價格等重要事項，並嚴格按照合同內容履約執行。（二十二）地方經濟運行部門要會同電網企業、電力交易機構對電力直接交易合同履約情況實行分月統計，發揮電網企業及電力交易機構作用，將直接交易合同履約情況納入統一管理，在一定範圍內按季度通報。國家能源局派出機構對轄區內電力直接交易合同履約情況進行監管。（二十三）發電企業、電力用戶、售電公司等市場主體要牢固樹立市場意識、法律意識、契約意識和信用意識，直接交易合同達成後必須嚴格執行，未按合同條款執行需承擔相應違約責任並接受相關考核懲罰。七、保障措施（二十四）各地要根據實際情況，采取積極措施確保跨省跨區交易與各區域、省（區、市）電力市場協調運作。在跨省跨區市場化交易中，鼓勵網對網、網對點的直接交易，對有條件的地區，有序支持點對網、點對點直接交易。各地要對跨省跨區送受端市場主體對等放開，促進資源大範圍優化配置和清潔能源消納。北京、廣州電力交易中心和各地電力交易機構要積極創造條件，完善交易規則、加強機製建設、搭建交易平台，組織開展跨省跨區市場化交易。（二十五）中國電力企業聯合會、第三方信用服務機構和各電力交易機構開展電力交易信用數據采集，建立動態信用記錄數據庫，適時公布有關履約信用狀況。對誠實守信、認真履約的企業納入誠信記錄，對履約不力甚至惡意違約的企業納入不良信用記錄並視情況公開通報，對存在違法、違規行為和列入“黑名單”的嚴重失信企業執行聯合懲戒措施。（二十六）各省（區、市）政府主管部門每月向國家發展改革委報送全麵放開發用電計劃進展情況。各電力交易機構、電網企業負責市場化交易的組織和落實，配合有關部門開展監管。各電力交易機構開展對市場交易的核查，按時向各地政府主管部門報告有關情況。國家能源局派出機構對轄區內各省（區、市）全麵放開發用電計劃執行情況進行監督，每季度向國家發展改革委、國家能源局報送相關情況。國家發展改革委 2019年6月22日

2019.07.02
財政部：《可再生能源發展專項資金管理暫行辦法》補充通知

國家財政部官方網站發布了《可再生能源發展專項資金管理暫行辦法》的補充通知。其中明確：可再生能源發展專項資金實施期限為2019至2023年。其中，“十三五”農村水電增效擴容改造中央財政補貼於2020年政策期滿後結束。財政部根據國務院有關規定及可再生能源發展形勢需要等進行評估，根據評估結果再作調整。各有關省（區、市）財政廳（局），新疆生產建設兵團財政局：按照《中央對地方專項轉移支付管理辦法》（財預〔2015〕230號）等文件要求，現對《可再生能源發展專項資金管理暫行辦法》（財建〔2015〕87號）有關事項補充通知如下：一、可再生能源發展專項資金實施期限為2019至2023年。其中，“十三五”農村水電增效擴容改造中央財政補貼於2020年政策期滿後結束。財政部根據國務院有關規定及可再生能源發展形勢需要等進行評估，根據評估結果再作調整。二、可再生能源發展專項資金支持農村水電增效擴容改造。農村水電增效擴容改造采取據實結算方式，“十三五”期間按照改造後電站裝機容量（含生態改造新增）進行獎勵。具體獎勵額度按以下方式明確：某地獎勵額度=獎勵標準×某地改造後電站裝機容量（含生態改造新增）獎勵標準為東部地區700元/千瓦、中部地區1000元/千瓦、西部地區1300元/千瓦。以河流為單元，中央財政獎勵資金不得超過該單元農村水電增效擴容改造總投資的50%（生態改造費用納入改造總投資）。三、可再生能源發展專項資金支持煤層氣(煤礦瓦斯)、頁岩氣、致密氣等非常規天然氣開采利用。2018年，補貼標準為0.3元/立方米。自2019年起，不再按定額標準進行補貼。按照“多增多補”的原則，對超過上年開采利用量的，按照超額程度給予梯級獎補；相應，對未達到上年開采利用量的，按照未達標程度扣減獎補資金。同時，對取暖季生產的非常規天然氣增量部分，給予超額係數折算，體現“冬增冬補”。（一）計入獎補範圍的非常規天然氣開采利用量按以下方式確定：非常規天然氣開采利用量=頁岩氣開采利用量+煤層氣開采利用量×1.2+致密氣開采利用量與2017年相比的增量部分。（二）獎補資金分配係數按以下方式確定： 1. 對超過上年產量以上部分，按照超額比例給予不同的分配係數：對超過上年產量0-5%（含）的，分配係數為1.25；對超過上年產量5-10%（含）的，分配係數為1.5；對超過上年產量10-20%（含）的，分配係數為1.75; 對超過上年產量20%以上的，分配係數為2。 2. 對未達到上年產量的，按照未達標比例扣減不同的分配係數：對未達標部分為上年產量0-5%（含）的，分配係數為1.25；對未達標部分為上年產量5-10%（含）的，分配係數為1.5；對未達標部分為上年產量10-20%（含）的，分配係數為1.75；對未達標部分為上年產量20%以上的，分配係數為2。 3. 每年取暖季（每年1-2月，11-12月）生產的非常規天然氣增量部分，分配係數為1.5。（三）獎補資金計算公式如下：某地（中央企業）當年獎補氣量=上年開采利用量+（當年取暖季開采利用量-上年取暖季開采利用量）×1.5+（當年開采利用量-上年開采利用量）×對應的分配係數某地（中央企業）當年補助資金=當年非常規天然氣獎補資金總額/全國當年獎補氣量×某地（中央企業）當年獎補氣量（四）獎補資金采取先預撥、後清算的方式，由財政部按照國家能源局、財政部各地監管局、中央企業和地方提供的數據測算並將預算下達、資金撥付至地方和中央企業。地方和中央企業按照有利於非常規天然氣開采的原則統籌分配獎補資金，並用於非常規天然氣開采利用的相關工作。四、各級財政、水利、能源等部門及其工作人員在專項資金審核、分配工作中，存在違反規定分配資金、向不符合條件的單位（個人）分配資金、擅自超出規定的範圍或者標準分配或使用專項資金等，以及其他濫用職權、玩忽職守、徇私舞弊等違法違紀行為的，按照《預算法》、《公務員法》、《行政監察法》、《財政違法行為處罰處分條例》等有關規定進行處理。五、本通知自印發之日起實行。附件：致密砂岩氣認定標準財政部 2019年6月11日附件致密砂岩氣認定標準為推動我國致密砂岩氣（以下簡稱致密氣）勘探開發，增加天然氣供應，緩解國內天然氣供需矛盾，調整能源結構，中央財政將致密氣納入非常規天然氣補貼範圍。有關認定標準和條件如下：一、致密氣標準基質空氣滲透率中值小於或等於1毫達西（mD），單井一般無自然產能或自然產能低於工業氣流下限，采取壓裂、水平井、多分支井等特殊技術措施後獲得工業性產量的致密砂岩類氣藏，經氣田（區塊）和井兩級認定符合條件後，可申請補貼。二、致密氣田（區塊）的認定（一）氣田（區塊）按全國礦產儲量委員會核定的儲量單元，分區塊申報認定。當多個儲量單元連片時，可合並整體申報。（二）根據《致密砂岩氣地質評價方法》（BG/T 30501-2014），氣田（區塊）目的層段屬於致密砂岩氣層：目的層段所有取心井岩樣基質空氣滲透率中值小於或等於1毫達西（mD），且目的層段致密砂岩氣井數與所有氣井數之比大於或等於90%。（三）致密砂岩氣田（區塊）內90%及以上已完鑽的開采井（含所有老井及當年投產井）依靠壓裂、水平井、多分支井等特殊技術措施獲得工業性產量。（四）縱向上采用多層合采開采方式的氣田（區塊），所有合采層段必須為致密氣層。三、致密氣井認定在符合條件的致密氣田（區塊）中，2018年及以後采用了壓裂或水平井、多分支井技術增產措施的致密氣井。四、其他條件（一）2018年及以後投產的符合補貼標準的致密氣井（含老井壓裂改造）所生產的致密氣。（二）企業已安裝可以準確計量致密氣井產量的計量設備（單井或井組計量）。（三）致密氣補貼以商品量為準。同一區塊內符合補貼標準和不符合補貼標準的井同時存在的，該區塊享受補貼的商品量按井口產量同比例劃分確定。

2019.07.02
20.76GW！2019年第一批光伏、風電平價上網項目發布

各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委、能源局，國家能源局各派出監管機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司、電力規劃設計總院、水電水利規劃設計總院、各有關發電企業：根據《國家發展改革委國家能源局關於積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》（發改能源〔2019〕19號）要求，共有16個省（自治區、直轄市）能源主管部門向國家能源局報送了2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目名單，總裝機規模2076萬千瓦。現予以公布。請國家電網有限公司、南方電網公司組織所屬有關省級電網企業按照平價上網項目有關政策要求，認真落實電網企業接網工程建設責任，確保平價上網項目優先發電和全額保障性收購，按項目核準（備案）時國家規定的當地燃煤標杆上網電價與風電、光伏發電平價上網項目單位簽訂長期固定電價購售電合同（不少於20年）。請有關省級能源主管部門和派出能源監管機構協調推進有關項目建設，加強對有關支持政策的督促落實。請有關省級能源主管部門、價格主管部門、派出能源監管機構、電力交易機構和電網企業等按照國家發展改革委、國家能源局發布的有關分布式發電市場化交易的文件，在附件3明確的風電、光伏發電交易規模限額範圍內，根據就近消納能力組織推進，做好分布式發電市場化交易試點及有關政策落實工作。附件：1.2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目信息匯總表 2019年5月20日

2019.07.02

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