来源：国网新能源云

《国家创新驱动发展战略纲要》节选内容如下:

四、战略任务

紧紧围绕经济竞争力提升的核心关键、社会发展的紧迫需求、国家安全的重大挑战，采取差异化策略和非对称路径，强化重点领域和关键环节的任务部署。

(一)推动产业技术体系创新，创造发展新优势

加快工业化和信息化深度融合，把数字化、网络化、智能化、绿色化作为提升产业竞争力的技术基点，推进各领域新兴技术跨界创新，构建结构合理、先进管用、开放兼容、自主可控、具有国际竞争力的现代产业技术体系，以技术的群体性突破支撑引领新兴产业集群发展，推进产业质量升级。

1.发展新一代信息网络技术，增强经济社会发展的信息化基础。加强类人智能、自然交互与虚拟现实、微电子与光电子等技术研究，推动宽带移动互联网、云计算、物联网、大数据、高性能计算、移动智能终端等技术研发和综合应用，加大集成电路、工业控制等自主软硬件产品和网络安全技术攻关和推广力度，为我国经济转型升级和维护国家网络安全提供保障。

2.发展智能绿色制造技术，推动制造业向价值链高端攀升。重塑制造业的技术体系、生产模式、产业形态和价值链，推动制造业由大到强转变。发展智能制造装备等技术，加快网络化制造技术、云计算、大数据等在制造业中的深度应用，推动制造业向自动化、智能化、服务化转变。对传统制造业全面进行绿色改造，由粗放型制造向集约型制造转变。加强产业技术基础能力和试验平台建设，提升基础材料、基础零部件、基础工艺、基础软件等共性关键技术水平。发展大飞机、航空发动机、核电、高铁、海洋工程装备和高技术船舶、特高压输变电等高端装备和产品。

3.发展生态绿色高效安全的现代农业技术，确保粮食安全、食品安全。以实现种业自主为核心，转变农业发展方式，突破人多地少水缺的瓶颈约束，走产出高效、产品安全、资源节约、环境友好的现代农业发展道路。系统加强动植物育种和高端农业装备研发，大面积推广粮食丰产、中低产田改造等技术，深入开展节水农业、循环农业、有机农业和生物肥料等技术研发，开发标准化、规模化的现代养殖技术，促进农业提质增效和可持续发展。推广农业面源污染和重金属污染防治的低成本技术和模式，发展全产业链食品安全保障技术、质量安全控制技术和安全溯源技术，建设安全环境、清洁生产、生态储运全覆盖的食品安全技术体系。推动农业向一二三产业融合，实现向全链条增值和品牌化发展转型。

4.发展安全清洁高效的现代能源技术，推动能源生产和消费革命。以优化能源结构、提升能源利用效率为重点，推动能源应用向清洁、低碳转型。突破煤炭石油天然气等化石能源的清洁高效利用技术瓶颈，开发深海深地等复杂条件下的油气矿产资源勘探开采技术，开展页岩气等非常规油气勘探开发综合技术示范。加快核能、太阳能、风能、生物质能等清洁能源和新能源技术开发、装备研制及大规模应用，攻克大规模供需互动、储能和并网关键技术。推广节能新技术和节能新产品，加快钢铁、石化、建材、有色金属等高耗能行业的节能技术改造，推动新能源汽车、智能电网等技术的研发应用。

5.发展资源高效利用和生态环保技术，建设资源节约型和环境友好型社会。采用系统化的技术方案和产业化路径，发展污染治理和资源循环利用的技术与产业。建立大气重污染天气预警分析技术体系，发展高精度监控预测技术。建立现代水资源综合利用体系，开展地球深部矿产资源勘探开发与综合利用，发展绿色再制造和资源循环利用产业，建立城镇生活垃圾资源化利用、再生资源回收利用、工业固体废物综合利用等技术体系。完善环境技术管理体系，加强水、大气和土壤污染防治及危险废物处理处置、环境检测与环境应急技术研发应用，提高环境承载能力。

6.发展海洋和空间先进适用技术，培育海洋经济和空间经济。开发海洋资源高效可持续利用适用技术，加快发展海洋工程装备，构建立体同步的海洋观测体系，推进我国海洋战略实施和蓝色经济发展。大力提升空间进入、利用的技术能力，完善空间基础设施，推进卫星遥感、卫星通信、导航和位置服务等技术开发应用，完善卫星应用创新链和产业链。

7.发展智慧城市和数字社会技术，推动以人为本的新型城镇化。依靠新技术和管理创新支撑新型城镇化、现代城市发展和公共服务，创新社会治理方法和手段，加快社会治安综合治理信息化进程，推进平安中国建设。发展交通、电力、通信、地下管网等市政基础设施的标准化、数字化、智能化技术，推动绿色建筑、智慧城市、生态城市等领域关键技术大规模应用。加强重大灾害、公共安全等应急避险领域重大技术和产品攻关。

8.发展先进有效、安全便捷的健康技术，应对重大疾病和人口老龄化挑战。促进生命科学、中西医药、生物工程等多领域技术融合，提升重大疾病防控、公共卫生、生殖健康等技术保障能力。研发创新药物、新型疫苗、先进医疗装备和生物治疗技术。推进中华传统医药现代化。促进组学和健康医疗大数据研究，发展精准医学，研发遗传基因和慢性病易感基因筛查技术，提高心脑血管疾病、恶性肿瘤、慢性呼吸性疾病、糖尿病等重大疾病的诊疗技术水平。开发数字化医疗、远程医疗技术，推进预防、医疗、康复、保健、养老等社会服务网络化、定制化，发展一体化健康服务新模式，显著提高人口健康保障能力，有力支撑健康中国建设。

9.发展支撑商业模式创新的现代服务技术，驱动经济形态高级化。以新一代信息和网络技术为支撑，积极发展现代服务业技术基础设施，拓展数字消费、电子商务、现代物流、互联网金融、网络教育等新兴服务业，促进技术创新和商业模式创新融合。加快推进工业设计、文化创意和相关产业融合发展，提升我国重点产业的创新设计能力。

10.发展引领产业变革的颠覆性技术，不断催生新产业、创造新就业。高度关注可能引起现有投资、人才、技术、产业、规则“归零”的颠覆性技术，前瞻布局新兴产业前沿技术研发，力争实现“弯道超车”。开发移动互联技术、量子信息技术、空天技术，推动增材制造装备、智能机器人、无人驾驶汽车等发展，重视基因组、干细胞、合成生物、再生医学等技术对生命科学、生物育种、工业生物领域的深刻影响，开发氢能、燃料电池等新一代能源技术，发挥纳米、石墨烯等技术对新材料产业发展的引领作用。

4月1日国家能源局网站发布了《2016年能源工作指导意见》。

《意见》明确：2016年，能源消费总量43.4亿吨标准煤左右，非化石能源消费比重提高到13%左右，天然气消费比重提高到6.3%左右，煤炭消费比重下降到63%以下。?

《意见》还提到，争取在2016年6月底前发布实施能源发展“十三五”规划；编制实施《京津冀能源协同发展专项规划》和《丝绸之路经济带能源发展规划》；推动出台《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》；启动实施“互联网+”智慧能源行动等内容。

针对可再生能源消纳难题，《意见》提出要促进可再生能源就地消纳利用：建设配套调峰电站，提高电网接入消纳能力。开展风电供暖、制氢等示范工程建设。探索风电、光伏就地消纳利用商业新模式。统筹解决弃风、弃光、弃水等行业发展突出问题。探索试点可再生能源开发利用目标管理机制。?

此外《意见》还提出要全面推进电动汽车充电设施建设，2016年，计划建设充电站2000多座、分散式公共充电桩10万个，私人专用充电桩86万个，各类充电设施总投资300亿元。

国家能源局2016年能源工作指导意见?

2016年是“十三五”规划的第一年，认识、适应和引领能源发展新常态，做好全年能源工作，进一步加快能源结构调整、推进发展动力转换，实现“十三五”能源发展起好步开好局，具有十分重要的意义。

一、指导思想和主要目标?

深入贯彻党的十八大、十八届三中、四中、五中全会和习近平总书记系列重要讲话精神，落实中央经济工作会议总体部署，遵循“四个革命、一个合作”战略思想，坚持“创新、协调、绿色、开放、共享”发展理念，以提高发展质量和效益为中心，以推进供给侧结构性改革为主线，着力调整存量做优增量，着力培育能源生产消费新模式新业态，着力提高能源普遍服务水平，努力构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，促进经济社会发展行稳致远。

（一）能源消费。2016年，能源消费总量43.4亿吨标准煤左右，非化石能源消费比重提高到13%左右，天然气消费比重提高到6.3%左右，煤炭消费比重下降到63%以下。

（二）能源供应。2016年，能源生产总量36亿吨标准煤左右，煤炭产量36.5亿吨左右，原油产量2亿吨左右，天然气产量1440亿立方米左右。

（三）能源效率。2016年，单位国内生产总值能耗同比下降3.4%以上，燃煤电厂每千瓦时供电煤耗314克标准煤，同比减少1克。

二、推进科技和体制创新，培育创新发展新动力?

（四）推进能源科技创新?

推广应用先进适用技术装备。实施能源装备制造创新2025行动计划，研究建立先进技术装备创新推广协作机制。示范应用超超临界机组二次再热、大容量超超临界循环流化床锅炉、柔性直流输电、煤矿智能化开采、大型管道电驱压缩机组、深海和非常规油气勘探开发等先进技术装备。

推进重点关键技术攻关。围绕能源安全供应保障、清洁能源发展和化石能源清洁高效利用三大重点领域，集中攻关核电关键设备、燃气轮机、智能电网、大容量储能、燃料电池、天然气长输管线燃驱压缩机组等装备及关键材料的自主研发应用。加快全钒液流储能电池、海上浮式核动力平台、光热发电、智慧矿山、煤层气、生物质能等领域技术定型。

加强革命性技术研究论证。聚焦战略性前沿技术，进一步加大研究论证力度，推进能源互联网、先进核能、煤炭分质梯级利用、能源新材料等领域的技术革命。

强化科技创新基础。加强能源行业标准化工作,推进三代压水堆先进核电技术标准体系建设，加快页岩气、煤层气、电动汽车充电基础设施、油品质量、分布式能源、智能电网等行业标准制修订。研究组建太阳能发电等标准化技术委员会。培育具有国际影响力的能源技术研发中心、重点实验室等创新平台。

（五）加快能源体制创新?

落实电力体制改革措施。推进输配电价改革，加强成本监审，有序扩大试点范围。推进南方、京津冀等区域电力市场和贵州、云南、山西等省电力市场建设综合改革试点。按照相对独立原则，组建京津冀、南方、贵州、云南、山西等电力交易机构。推进跨省跨区电能交易市场化改革，制订实施市场基本规则和监管办法。推进放开发用电计划，优先保障民生购电和清洁能源发电。推进放开售电业务和增量配电投资业务，在广东、重庆等地开展售电侧专项改革试点。加强和规范燃煤自备电厂监督管理。

深化石油天然气体制改革。推动出台《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，拟订配套措施，研究开展油气改革综合试点。有序放开石油勘查、开采、进口、加工准入。推动油气管道网运分开，促进油气管网设施公平开放。推动完善油气价格机制，促进天然气价格市场化。

深化审批制度改革。研究编制国家能源局权力、责任清单，完善权力监督、制约和协调机制。按照国务院统一部署，继续取消、下放审批事项，规范审批行为。改进服务方式，逐步推行网上审批。研究建立行政审批听证和项目决策后评估制度，完善责任追究机制。

加强能源法制建设。加快《电力法》修订和《能源法》《核电管理条例》《国家石油储备条例》立法。研究推进《石油天然气法》《能源监管条例》《海洋石油天然气管道保护条例》立法和《煤炭法》修订。完善电力监管法规、标准。

深化能源市场监管。针对重点地区、典型问题，着力加强重点专项监管和问题监管，促进能源市场健康持续发展。加强简政放权事中事后监管，促进审批事项有机下放承接。加强市场秩序监管，着力规范电力市场准入秩序、电力调度交易与市场秩序。加强电网、油气管网公平开放和成本监管，促进信息公开和公平接入。加强煤电规划建设和成品油质量升级监管，推进工作有序开展。抓好供电监管，提升人民群众用电满意度。加强能源领域行政执法，发挥12398能源监管热线作用，保障各类市场主体合法权益。加强能源行业信用体系建设。加强能源监管信息化建设。

加强电力安全监管。强化安全发展观念，落实以企业为主体的电力安全生产责任制。完善电力安全生产法规体系，创新安全生产监管执法机制。加强源头监管和治理，坚持完善重大隐患挂牌督办、电力事故（事件）警示通报和约谈访谈制度。做好电网、发电、工程施工、网络与信息安全、可靠性等专业安全监管。建立安全生产不良记录和“黑名单”机制。加强电力应急管理，推进电力企业应急能力建设。做好国家重要活动和重点时期保电工作。

三、提高能源系统效率，构建协调发展新格局?

（六）切实加强战略规划引领?

发布实施能源发展“十三五”规划。编制完成能源发展“十三五”规划，以及能源科技创新、电力、核电、煤炭、石油、天然气、可再生能源等专项规划。做好国家级与省级能源总体规划衔接，争取2016年6月底前，两级规划全部按程序报批发布实施。?

研究编制区域中长期发展规划。落实国家区域发展战略，编制实施《京津冀能源协同发展专项规划》和《丝绸之路经济带能源发展规划》。促进区域能源协调发展，研究长江经济带能源发展思路和重点区域能源中长期发展规划。

研究能源长远发展战略。建立重大战略问题研究协商机制，组织开展战略性重大专题研究。研究分析能源发展战略需求，推进能源生产消费革命重大示范工程。

（七）加快调整产业结构?

化解煤炭行业过剩产能。严格控制新增产能，从2016年起，3年内原则上停止审批新建煤矿项目、新增产能的技术改造项目和产能核增项目，确需新建煤矿的，一律实行减量置换。加快淘汰落后产能，继续淘汰9万吨/年及以下煤矿，支持有条件的地区淘汰30万吨/年以下煤矿，逐步淘汰其他落后煤矿，全年力争关闭落后煤矿1000处以上，合计产能6000万吨。严格煤矿基本建设程序，严禁未批先建。严控现有产能产量，严禁超能力生产。鼓励煤电化、煤电铝一体化发展，支持企业兼并重组。完善煤矿关闭退出机制，研究设立相关专项基金。

控制煤电产能规模。合理引导投资建设预期，研究建立煤电建设风险预警机制，定期发布分省煤电规划建设风险预警提示。严控煤电新增规模，在大气污染防治重点地区和电力装机明显冗余地区，原则上不再安排新增煤电规划建设规模，取消、缓核和缓建一批已纳入规划或核准（在建）煤电项目。加大淘汰落后机组力度。严厉查处违规建设行为。

加快炼油产业转型升级。以成品油质量升级为抓手，实施新一轮炼油技术升级改造，形成一批先进产能，淘汰一批落后产能。鼓励多元化发展，积极开展产品深加工和柔性加工，鼓励有条件的企业从主要生产成品油调整为侧重生产化工产品。推进炼油产能走出去，打造具有国际竞争能力的炼油企业集团。

提高油气自主保障能力。推进国家油气重大工程，实施大型油气田及煤层气开发重大专项，研究老油田稳产、老油区稳定以及致密气、海洋油气勘探开发扶持政策。支持非常规油气产能建设和储气设施建设。加快煤层气产业化基地和煤矿瓦斯规模化抽采利用矿区建设。完善国家石油储备体系，加快石油储备基地建设，完善动用轮换机制，提高国家石油储备保障能力。

（八）合理优化空间布局?

实施区域差别化能源开发政策。在水资源可支撑和生态环境能承载的前提下，加大西部地区能源开发力度，稳步增强跨区调出能力。合理控制中部地区能源开发强度和节奏，保持持续发展动力。压减东部地区重点区域煤炭消费总量，重点发展核电、沿海风电、太阳能和海上油气开发利用。

优化跨区能源输送通道建设。加快跨省区输电工程特别是水电、风电外送通道建设，提高清洁能源利用比重。加快跨省区油气长输管道建设，促进主干管道互联互通。加快重点地区和气化率较低地区油气管道建设。推进页岩气、煤层气等非常规天然气配套外输管道建设。加强电力输送通道与煤炭输送通道的统筹协调。

促进能源与高耗能产业协调发展。落实《国务院关于中西部地区承接产业转移的指导意见》，支持西部地区实施高耗能产业布局优化工程，提高能源就地消纳比例。支持东中部地区加快高耗能产业转移，实施清洁能源提速工程，降低对远距离能源输送的依赖。

（九）加强系统集成优化?

着力提升电网调峰能力。鼓励发展天然气调峰电站，适度加快规划内抽水蓄能电站建设。推进西南地区流域龙头水电站建设，提升燃煤电厂调峰能力。稳步推进热电联产机组参与调峰，鼓励发展背压式热电联产。出台节能低碳发电调度办法，优先调度可再生能源发电，合理调整燃煤机组调峰秩序。研究出台政策措施，推动储能技术突破，促进规模化参与调峰应用。完善跨省跨区电力辅助服务补偿机制，进一步挖掘调峰潜力。

积极发展分布式能源。放开用户侧分布式电源建设，鼓励多元主体投资建设分布式能源。研究制订接入电网技术标准规范，推动分布式能源接入各电压等级配电网和终端用能系统。创新分布式能源运营模式，鼓励发展融合储能技术和信息技术的先进微电网。完善各类资源综合利用机组财政支持政策。

积极发展智能电网。研究建立适应基本国情的智能电网技术路线、发展模式和实现路径。示范应用微电网、储能及柔性直流输电工程。加强需求侧管理，推广应用供需互动用电系统。探索智能电网运营商业新模式，建立清洁、安全、便捷、有序的互动用电平台，适应分布式能源、电动汽车等多元化接入需求。

促进可再生能源就地消纳利用。建设配套调峰电站，提高电网接入消纳能力。开展风电供暖、制氢等示范工程建设。探索风电、光伏就地消纳利用商业新模式。统筹解决弃风、弃光、弃水等行业发展突出问题。探索试点可再生能源开发利用目标管理机制。

四、加快清洁化低碳化进程，建设绿色发展新生态

（十）大力发展非化石能源?

积极发展水电。加快推进西南水电基地重大项目建设，推动白鹤滩、叶巴滩、卡拉等重点水电项目核准开工，积极推进怒江水电开发。做好雅鲁藏布江下游水电开发前期研究论证与规划。

稳步发展风电。推动“三北”地区风电健康发展，鼓励东中部和南部地区风电加快发展。推进准东、锡盟、晋北、张家口三期新能源发电基地规划建设，提高新能源发电外送电量比重。研究解决制约海上风电发展的技术瓶颈和体制障碍，促进海上风电健康持续发展。

安全发展核电。继续推进AP1000依托项目建设，抓紧开工大型先进压水堆CAP1400示范工程，适时启动后续沿海AP1000新项目建设。加快推进小堆示范工程。协调各方力量，确保高温气冷堆、华龙一号等示范工程顺利建设。保护和论证一批条件优越的核电厂址，稳妥推进新项目前期工作。加强核电安全质量管理，确保在运在建机组安全可控。

大力发展太阳能。扩大光伏发电“领跑者”基地建设规模。继续推进太阳能热发电示范项目建设，探索太阳能热发电新技术和新模式。统筹做好太阳能发电项目与配套电网建设衔接。

积极开发利用生物质能、地热能等新能源。加快生物天然气开发利用，推进50个生物天然气示范县建设。推动建立燃料乙醇扶持政策动态调整机制，扩大燃料乙醇生产消费。推动地热能规模化开发利用。在京津冀等北方城镇地区推广中深层地热能集中供暖。在长江中下游地区推广地源热泵供暖制冷应用。推进西藏高温地热发电项目建设和中低温地热发电试验。

推动区域能源转型示范。在浙江、四川、宁夏、青海和内蒙古等地区，建设清洁能源战略转型示范省（区）。推进新能源示范城市、绿色能源示范县和新能源示范园区建设，探索建立一批基本依靠清洁能源供能的示范区。推进可再生能源与新城镇、新农村建设融合发展。

（十一）积极推进天然气高效利用?

研究修订《天然气利用政策》。完善交通领域天然气利用技术标准，加强加注站规划建设，积极发展以天然气为燃料的交通工具。鼓励发展天然气调峰发电和冷电热三联供。扩大天然气利用替代，在京津冀、长三角、珠三角等区域，因地制宜替代散烧煤炭，有序发展天然气工业锅炉（窑炉）。推进液化天然气冷能资源综合利用，适度发展天然气工业供热。促进天然气发电与新能源发电融合发展。

（十二）继续实施专项升级改造?

实施煤电超低排放和节能改造。“十三五”期间，全国计划实施超低排放改造约4.2亿千瓦，节能改造约3.4亿千瓦，预计总投资约1500亿元。2016年，启动一批超低排放改造示范项目和节能改造示范项目。修订煤电机组能效标准和最低限值标准。开展煤电节能改造示范项目评估，推广应用先进成熟技术。

加快成品油质量升级改造。2016年，东部11省（市）全面供应国五标准车用汽、柴油。扎实做好2017年全国全面供应国五标准车用汽、柴油准备工作。推进普通柴油升级项目。编制出台车用汽、柴油国六标准。

（十三）鼓励发展新型消费业态?

全面推进电动汽车充电设施建设。按照“桩站先行、适度超前”原则，用好财政支持政策，积极完善相关配套措施，保障工程建设顺利进行。加强与建筑、市政等公共设施的统筹衔接，研究编制充电设施工程技术标准规范。鼓励大众创业、万众创新，积极发展充电设施分享经济。2016年，计划建设充电站2000多座、分散式公共充电桩10万个，私人专用充电桩86万个，各类充电设施总投资300亿元。

启动实施“互联网+”智慧能源行动。促进能源和信息深度融合，探索推广新技术、新模式和新业态，推动建设智慧城市和智慧小镇，助力提升城乡居民生活品质。推动建设智能化生产消费基础设施。加强多能协同综合能源网络建设。推动能源与通信基础设施深度融合。营造开放共享的能源互联网生态体系。发展储能和电动汽车应用新模式。发展智慧用能新模式。培育绿色能源灵活交易市场模式。发展能源大数据服务应用。推动能源互联网关键技术攻关。建设国际领先的能源互联网标准体系。

推广实施电能替代。在居民采暖、工农业生产、交通运输等领域，因地制宜发展电采暖、电锅炉（窑炉）、电蓄能调峰等项目，有序替代散烧煤炭和燃油。研究建立电能替代示范区。到2020年，计划替代散烧煤炭和燃油消费折合标准煤约1.3亿吨。

（十四）切实加强煤炭清洁绿色开发利用?

限制开发高硫、高灰、高砷、高氟煤炭资源。推广充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采等绿色开采技术。加强煤矿粉尘综合治理。完善矿区生态环境补偿机制。提高原煤洗选加工比重。在钢铁、建筑等领域推广高效清洁燃煤锅炉（窑炉）技术。适度发展煤制燃料和低阶煤分级分质加工转化利用。加强煤矸石、矿井水、煤矿瓦斯等资源综合利用。

（十五）持续抓好大气污染防治相关能源保障工作?

深入落实国务院大气污染防治行动计划，尽快建成12条跨区输电通道，保障重点地区清洁能源供应。积极参与京津冀及周边地区、长三角等区域大气污染防治协作机制。继续加大京津冀地区散煤清洁化治理工作力度，确保完成年度考核任务。鼓励其他民用劣质燃煤地区结合本地实际，借鉴实施京津冀散煤清洁化治理模式，切实降低散煤燃烧污染。

五、加强能源国际合作，拓展开放发展新空间?

（十六）加快推动重大能源装备“走出去”?

深入实施“一带一路”能源合作和中巴经济走廊能源合作，进一步完善能源装备出口服务机制，依托工程建设推动能源装备出口。积极推进核电“走出去”，扩大火电机组、水电机组等常规大型成套设备出口，拓展风电、光伏发电等新能源装备出口，鼓励炼化装备、运营、设计企业“抱团出海”。稳妥投资海外输配电项目。鼓励以企业为主体，发展电力装备服务出口。

（十七）积极拓展海外油气合作?

巩固重点国家和资源地区油气产能合作，积极参与国际油气基础设施建设，促进与“一带一路”沿线国家油气管网互联互通。推进中俄东线天然气管道建设，确保按计划建成。务实推动中俄西线天然气合作项目。稳妥推进天然气进口。加强与资源国炼化合作，多元保障石油资源进口。

（十八）积极参与国际能源治理?

加快建设上海国际能源交易中心。加强东北亚、上海合作组织能源合作，推动建立区域能源市场。推动核电等中国能源标准国际化。办好G20峰会能源系列会议，确保取得预期成果和实效。加强与国际能源署、国际可再生能源署、国际能源宪章等国际能源组织合作，提高中国参与国际能源治理的话语权和影响力。

六、实施能源民生工程，增进共享发展新福祉

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（十九）全方位支持贫困地区能源资源开发利用?

围绕全面建成小康社会总目标，贯彻落实中央扶贫开发工作会议精神，坚持精准扶贫、精准脱贫，采取非常规举措，着力加快贫困地区能源开发建设，着力提高当地能源普遍服务水平，促进贫困地区经济发展和民生改善，为打赢脱贫攻坚战、确保贫困地区与全国同步建成小康社会提供坚强的能源保障。

（二十）着力加强贫困地区能源开发建设?

落实《国家能源局关于加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚的实施意见》，加大贫困地区能源项目支持和资金投入力度，新建能源开发项目和输送通道，优先向革命老区、民族地区、边疆地区和连片特困地区布局。扎实推进农村贫困地区农网改造升级、农村动力电全覆盖、光伏扶贫三大能源扶贫工程。统筹出台扶贫开发优惠产业政策，调整完善水电利益共享等能源资源开发收益分配政策，研究建立特殊地区电力普遍服务补偿机制，让更多的贫困地区和贫困群众从能源资源开发中受益。

（二十一）启动实施新一轮农村电网改造升级?

组织编制三年滚动实施计划，建立项目储备库，预计总投资约3000亿元。尽快启动第一批升级改造项目，预计投资约420亿元，其中中央预算内投资85亿元。两年内实现农村稳定可靠供电服务。组织编制小城镇、中心村农网改造升级和机井通电实施方案（2016-2017年），预计投资约1500亿元，到2017年中心村全部完成农网改造，平原地区机井通电全覆盖。

（二十二）全面实施城镇配电网建设改造?

计划用五年左右时间，全面加快城镇配电网建设改造，促进经济发展和民生改善。到2020年，中心城市（区）智能化建设和应用水平大幅提高，供电可靠率达到99.99%，用户年均停电时间不超过1小时，供电质量达到国际先进水平；城镇地区供电能力及供电安全水平显著提升，供电可靠率接近99.9%，用户年均停电时间不超过10小时，保障地区经济社会快速发展。

? ? ? ?近日，国家发改委官网发布了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的通知，该办法适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能发电等非水可再生能源。水力发电参照执行。

? ? ? ? 办法指出，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。

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国家发展改革委关于印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的通知

　　发改能源〔2016〕625号

　　各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（工信委、工信厅），国家能源局各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，华能、大唐、华电、国电、国电投、神华、三峡、华润、中核、中广核、中国节能集团公司：

为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及相关配套文件要求，根据《可再生能源法》,我们编制了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，现印发你们，请按照执行。

可再生能源发电全额保障性收购管理办法

　　第一章 ? ? ? 总 ? 则

　　第一条 ? 为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及相关配套文件的有关要求，加强可再生能源发电全额保障性收购管理，保障非化石能源消费比重目标的实现，推动能源生产和消费革命，根据《中华人民共和国可再生能源法》等法律法规，制定本办法。

第二条 ? 本办法适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能发电等非水可再生能源。水力发电参照执行。

　　第二章 全额保障性收购

　　第三条 ? 可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。水力发电根据国家确定的上网标杆电价（或核定的电站上网电价）和设计平均利用小时数，通过落实长期购售电协议、优先安排年度发电计划和参与现货市场交易等多种形式，落实优先发电制度和全额保障性收购。根据水电特点，为促进新能源消纳和优化系统运行，水力发电中的调峰机组和大型机组享有靠前优先顺序。

第四条 ? 各电网企业和其他供电主体（以下简称电网企业）承担其电网覆盖范围内，按照可再生能源开发利用规划建设、依法取得行政许可或者报送备案、符合并网技术标准的可再生能源发电项目全额保障性收购的实施责任。

　第五条 ? 可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。

第六条 ? 国务院能源主管部门会同经济运行主管部门对可再生能源发电受限地区，根据电网输送和系统消纳能力，按照各类标杆电价覆盖区域，参考准许成本加合理收益，核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数并予以公布，并根据产业发展情况和可再生能源装机投产情况对各地区各类可再生能源发电保障性收购年利用小时数适时进行调整。地方有关主管部门负责在具体工作中落实该小时数，可再生能源并网发电项目根据该小时数和装机容量确定保障性收购年上网电量。

第七条 ? 不存在限制可再生能源发电情况的地区，电网企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购。

　第八条 ? 生物质能、地热能、海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争，上网电量由电网企业全额收购；各类特许权项目、示范项目按特许权协议或技术方案明确的利用小时数确定保障性收购年利用小时数。

第九条 ? 保障性收购电量范围内，受非系统安全因素影响，非可再生能源发电挤占消纳空间和输电通道导致的可再生能源并网发电项目限发电量视为优先发电合同转让至系统内优先级较低的其他机组，由相应机组按影响大小承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用，并做好与可再生能源调峰机组优先发电的衔接。

计入补偿的限发电量最大不超过保障性收购电量与可再生能源实际发电量的差值。保障性收购电量范围内的可再生能源优先发电合同不得主动通过市场交易转让。因并网线路故障（超出设计标准的自然灾害等不可抗力造成的故障除外）、非计划检修导致的可再生能源并网发电项目限发电量由电网企业承担补偿。由于可再生能源资源条件造成实际发电量达不到保障发电量以及因自身设备故障、检修等原因造成的可再生能源并网发电项目发电量损失由可再生能源发电项目自行承担，不予补偿。

可再生能源发电由于自身原因，造成不能履行的发电量应采用市场竞争的方式由各类机组竞价执行。可再生能源并网发电项目保障性收购电量范围内的限电补偿费用标准按项目所在地对应的最新可再生能源上网标杆电价或核定电价执行。

第十条 ? 电网企业协助电力交易机构（未设立交易机构地区由电网企业负责）负责根据限发时段电网实际运行情况，参照调度优先级由低到高顺序确定承担可再生能源并网发电项目限发电量补偿费用的机组范围（含自备电厂），并根据相应机组实际发电量大小分摊补偿费用。保障性收购电量范围内限发电量及补偿费用分摊情况按月统计报送国务院能源主管部门派出机构和省级经济运行主管部门备案，限发电量补偿分摊可根据实际发电情况在月度间滚动调整，并按年度结算相关费用。

第十一条 ? 鼓励超出保障性收购电量范围的可再生能源发电量参与各种形式的电力市场交易，充分发挥可再生能源电力边际成本低的优势，通过市场竞争的方式实现优先发电，促进可再生能源电力多发满发。

对已建立电力现货市场交易机制的地区，鼓励可再生能源发电参与现货市场和中长期电力合约交易，优先发电合同逐步按现货交易及相关市场规则以市场化方式实现；参与市场交易的可再生能源发电量按照项目所在地的补贴标准享受可再生能源电价补贴。

　第三章 保障措施

　　第十二条 ? 国务院能源主管部门按照全国可再生能源开发利用规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重。省级能源主管部门会同经济运行主管部门指导电网企业制定落实可再生能源发电量比重目标的措施，并在年度发电计划和调度运行方式安排中予以落实。

第十三条 ? 省级经济运行主管部门在制定发电量计划时，严格落实可再生能源优先发电制度，使可再生能源并网发电项目保障性收购电量部分通过充分安排优先发电并严格执行予以保障。发电计划须预留年内计划投产可再生能源并网发电项目的发电计划空间，在年度建设规模内的当年新投产项目按投产时间占全年比重确定保障性收购年利用小时数。

第十四条 ? 电网企业应按照本办法与可再生能源并网发电项目企业在每年第四季度签订可再生能源优先发电合同。

第十五条 ? 电网企业应按照节能低碳电力调度原则，依据有关部门制定的市场规则，优先执行可再生能源发电计划和可再生能源电力交易合同，保障风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电享有最高优先调度等级，不得要求可再生能源项目向优先级较低的发电项目支付费用的方式实现优先发电。电网企业应与可再生能源发电企业在共同做好可再生能源功率预测预报的基础上，将发电计划和合同分解到月、周、日、小时等时段，优先安排可再生能源发电。

第十六条 ? 电网企业应建立完善适应高比例可再生能源并网的调度运行机制，充分挖掘系统调峰潜力，科学安排机组组合，合理调整旋转备用容量，逐步改变按省平衡的调度方式，扩大调度平衡范围。各省（区、市）有关部门和省级电网企业应积极配合，促进可再生能源跨省跨区交易，合理扩大可再生能源电力消纳范围。

第十七条 ? 风电、太阳能发电等可再生能源发电企业应配合电网企业加强功率预测预报工作，提高短期和中长期预测水平，按相关规定向电网企业或电力交易机构提交预报结果，由电网企业统筹确定网内可再生能源发电预测曲线，确保保障性收购电量的分解落实，并促进市场交易电量部分多发满发。可再生能源发电企业应按有关规定参与辅助服务费用分摊。

第十八条 ? 建立供需互动的需求侧响应机制，形成用户参与辅助服务分担共享机制。鼓励通过价格手段引导电力用户优化用电负荷特性，实现负荷移峰填谷。鼓励用户参与调峰调频等辅助服务，提高系统的灵活性和可再生能源消纳能力。

　　第四章 监督管理

　　第十九条 ? 国务院能源主管部门及派出机构履行可再生能源发电全额保障性收购的监管责任。

　第二十条 ? 国务院能源主管部门派出机构应会同省级经济运行主管部门，根据本办法，结合本地实际情况，制定实施细则，报国家发展改革委、国家能源局同意后实施。

第二十一条 ? 国务院能源主管部门派出机构会同省级能源主管部门和经济运行主管部门负责对电网企业与可再生能源并网发电项目企业签订优先发电合同情况和执行情况进行监管。

第二十二条 ? 可再生能源并网发电项目限发电量由电网企业和可再生能源发电企业协助电力交易机构按国家有关规定的进行计算统计。对于可再生能源并网发电项目限发电量及补偿费用分摊存在异议的，可由国务院能源主管部门派出机构会同省级经济运行主管部门协调。

　第二十三条 ? 对于发生限制可再生能源发电的情况，电网企业应及时分析原因，并保留相关运行数据，以备监管机构检查。相关情况由国务院能源主管部门及派出机构定期向社会公布。

　　第五章 ? ?附 ? 则

　　第二十四条 ? 本办法由国家发展改革委、国家能源局负责解释，并根据电力体制改革和电力市场建设情况适时修订。

　　第二十五条 ? 本办法自发布之日起施行。

　　来源：中国社会科学院创新工程课题《世界能源中国展望（2015-2016）》课题组中期成果）（报告由中国社会科学院徐小杰研究员的团队合力研发，程覃思承担数据库更新，朱子阳协助，徐小杰集成、提升和发展）

　　中国社会科学院创新工程课题《世界能源中国展望（2015-2016）》课题组对2015年9月前的现行政策情景（CPS，为当年出台的政策和政策性指向）进行了回顾，认为现行政策方向是正确的，从数据分析看可以达到预定的目标，但是在结构调整、效率提升和节能上仍存在不确定性，因而能源转型效果未必是必然的和无风险的。在经济增速较高和规模较大的前提下更是如此。

我们认为，为了确保能源转型，必须以减缓经济增长为大前提。之后从终端消费导向入手，重新确定煤炭产业方向、油气产业定位，消除非化石能源发展瓶颈，确立正确的节能减排关系。

　　为此，我们对“生态能源新战略情景”（EES，为本课题的推荐情景）进行了进一步的提升和发展，通过对比两种情景下的发展思路、方式和基本假设（见表1），发现EES情景追求更高质量的经济增长，更优化的产业结构和更高的能源效率与低碳发展方式，从而产生了优于CPS的八大能源转型趋势（见表2）。在此情景下，不仅现行政策目标可以实现，而且可以提前实现，达到更好的效果。

趋势展望

1、能源需求可在2020年形成高峰平台，并逐步与经济增长脱钩。

　　我们发现，在CPS情景下，从2015年到2030年中国能源需求将以1.97%的速度持续增长，在展望期（2011-2030年）内未见需求峰值或高峰平台。而在EES情景下，由于经济增长相对放缓，结构调整加大和效率提升，中国能源需求将于2020年后进入高峰平台，并至少维持至2030年，且能源需求总量低于同期的CPS情景下的总量。

　　从能源需求弹性系数看，2025年后能源需求增长与经济增长之间的刚性关联逐步脱钩，体现了适度放慢国民生产总值增长速度，更有利于推动直接节能，调整结构，提高能源效率的效果。到2030年后可见证上述脱钩现象。

2、发电量可趋缓，电气化程度可明显提升，使终端能源更加清洁、环保。

　　在CPS情景下，发电总量及发电量弹性系数偏高，而电力在终端能源消费中的占比（或电气化率）较低。然而，在EES情景下，发电总量及发电量弹性系数降低一些，但是，电气化率反则提升，因为二次能源转换率提升，终端生活和工业部门能源消费中的电力利用领域和范围更加广泛，从而终端能源消费更加清洁、环保、减排，更有利于建设低碳、环保和可持续的发展环境，实现“美丽中国”的目标。

3、煤炭的清洁高效利用可对节能减排作出更大的贡献。

　　煤炭是推动中国能源转型的关键环节。在CPS情景下，煤炭需求于2019年基本进入高峰平台，并于2025年达到峰值（约31亿吨标准煤）；而在EES情景下，煤炭需求于2019年便达到峰值（29亿吨标准煤），之后明显下降，无高峰平台。

　　在CPS情景之下，煤炭在能源消费中的占比相应地逐年下降，2020年低于60%，2030年接近50%，而在EES情景下，2030年的煤炭需求占比降至44%，两者相差超过6个百分点。可见，在EES情景下，煤炭在一次能源需求中的占比更低，将为各类清洁能源占比的提升提供空间，从而使能源结构更加优化。

　　值得注意的是，在两种情景下，发电用煤在煤炭消费中的占比（即电煤占比）均逐年提升，终端用煤占比（指工业与生活终端用煤在全部煤炭消费中比重）逐年下降，两者之间形成消长关系。尤其在EES情景下，电煤占比上升速度快于CPS情景，终端耗煤占比下降速度又快于CPS情景。在此情形下，煤炭的清洁高效利用必将对节能减排作出更大的贡献。

4、在能源系统优化下，油气替代和消费结构重构将使对外依存度低于预期。

　　我们预计，2020年前国际油价依然维持低位（布伦特原油价格为45-65美元/桶）。在这一油价预期下，上述两种情景将推动中国加大油气进口，对外依存度相应攀升。在CPS情景下，石油对外依存度将从2015年的60.67%稳步上升到2020年63%之上（已考虑煤制油、电动汽车和LNG交通工具等燃油替代潜力）。

　　而在EES情景下，2020年石油对外依存度可维持在到62.41%，2030年可进一步降至59%。之所以出现这种结果是因为EES情景将石油消费纳入能源系统的优化之中，更加突出能源替代和节能潜力。我们测算，煤制油、电动汽车和LNG车船以及生物质燃料所替代的燃油规模可达5000万吨以上，可以有效地降低石油进口。

　　天然气的对外依赖情形类似。而且根据我们对天然气的最新认识，未来天然气增速缓于之前的双位数预期，进口天然气规模受到一定的抑制，直到天然气的利用瓶颈得到解决，到2030年左右形成适合本国的消费结构。

　　可见，人们必须在能源结构调整和系统优化的基础上研判油气对外依存度。

5、非化石能源占比目标或将提前实现。

　　在上述两种情景下，非化石能源占一次能源消费比例和非化石能源发电占发电量的比例均逐年增加。其中，CPS情景下的非化石能源占比较低，提升较慢，到2030年仍可达到20%左右的政策目标；而EES情景下非化石能源的占比更高，增速较快，到2030年非化石能源占比达到24%，比CPS情景高近4个百分点。非化石能源发电的占比在EES的情景下，增长更为突出。仅就非化石能源的一次能源占比看，可提前四年左右实现中国对外承诺的政策目标。我们认为，这是一个带政策条件、却可努力实现的目标。

6、核电增长不可少、不可慢、且要稳。

　　核电也是中国能源供应和能源转型中不可忽视的重要一环，并在2030年非化石能源占比目标中发挥作用。其中在CPS情景下，到2030年核电规模可达171GW（按此装机容量，将相继超过日本、法国和美国，成为世界第一核电大国），核能占比6.0%。

　　而EES情景下的核电规模为153GW，核能占比6.3%。我们认为，后者的核电装机增长相对稳健，但是2015年必须起步，2020-2025年为快速建设期（每年投建8-10台机组）。但是，如何形成与上述核电发展规模相适应的核电综合实力、民族品牌和核电文化，是重大挑战。

7、能源效率仍是关键。

　　推动能源转型的另一重要途径是能源效率。显然，我们对EES情景下的能源效率做了较高的假设（见表1），并认为在持续推动以上海外高桥第三发电股份公司的2台百万千万机组的276克/度或新机组251克/度为代表的国内先进燃煤发电效率、三大产业能耗和能源消费结构调整上是可以实现的。因此，单位油当量能耗的产值高于CPS情景下的产值。到2030年，CPS情景下的每吨油当量产值（以2011年不变价格计算）为37306元；而EES情景下，这一产值可达到41626元，比前者高近10%。

　　我们始终认为，能源效率在中国具有极大的潜力，应成为政策导向、产业战略和消费方式转变的重点，也是衡量能源转型的关键指标。

8、碳排放峰值不仅可以提前实现，还可以在2020年后趋于下降。

　　通过上述能源系统优化，两种情景下的碳强度均趋于下降，实现中国对外承诺的碳排放峰值目标。但是，在CPS情景下，碳排放到2025达到峰值，随后保持一个高峰平台（110亿吨），缓慢回落；而在EES情景下，碳排放在2020年前便可达到峰值（101亿吨），随后呈现快速下降态势，说明碳排放峰值不仅可以提前实现，而且可以达峰后下降。我们认为，在系列政策推动下，这一碳减排态势是可以实现的。

政策建议

1经济增长

　　经济增长政策不仅需考虑规模与速度的关系，更主要是速度、质量与效益的关系。我们建议将2016-2018年的GDP增速微降至6.6%。随着经济规模的扩大，2019年后有可能降至4.5%，2030年有望回升到5%。这一增长政策目标是通过适度降低速度，将重点转向更高的经济质量和更优的结构上。这样一降一转升将为所有能源转型政策提供更大的空间。

2终端消费导向

这一政策从终端消费入手，提升电气化程度。通过数据库优化，这一目标可以在较低的发用电量的基础上实现提升电气化的理想效果。

3煤炭产业

　　煤炭政策算加、减和乘法。减法的重点在于尽力削减生活和工业终端用煤，尤其是在东部；加法的重点在于提升高效清洁发电用煤占比。在严格控制总量下，鼓励比较经济的超低排放；在大幅降低度电煤耗上推进CCUS。因此，煤炭产业不必期许价格和需求回升，不仅要“上大压小”，更要优胜劣汰和大面积转产。并到2020年和2025年得到体现其效果。

4油气产业

　　油气供需必须放在能源系统优化中研究其方向，必须改变目前自我规划的局面；油气发展必须立足国内、立足节约，扩大燃油气替代。稳油增气需要有国内市场需求作支撑，接受市场的选择。

5非化石能源

　　在稳增水电的同时，多增风、光、热，稳步发展核电。当前，多增风光热的关键在于集中与分布式相结合的大小电网消纳能力、智能电网支持和终端消费电力占比的提升。需要强调以电网能力建设为主体，电网应成为改革的贡献者，而不能成为改革的对象。

6节能减排

　　节能的关键在于创新和提升能效空间，节能不仅必减排，而且是减排的前提条件；而减排最终靠结构优化、技术推广和节能基础上的CCUS。

结 语

　　总而言之，现行政策方向是正确的，从数据分析看可以达到预定的目标，但是在结构调整、效率提升和节能上存在不确定性，因而能源转型效果未必是必然的和无风险的。在经济增速较高和规模较大的前提下更是如此。我们认为认为，为了确保能源转型，必须以减缓经济增长为大前提。之后从终端消费导向入手，重新确定煤炭产业方向、油气产业定位，消除非化石能源发展瓶颈。确立正确的节能减排关系。只有这样，不仅现行政策目标可以实现，而且可以提前实现，并达到更优化的效果。

2015年10月14日转载于《能源网》

发展“十三五”规划编制工作的指导意见

国能综新能〔2015〕177号

各省（区、市）发展改革委（能源局），国家发展改革委能源研究所、水电水利规划设计总院、电力规划设计总院、国家可再生能源中心、国家地热能中心、国家海洋技术中心、风能协会、光伏专委会，有关研究机构：

为促进可再生能源产业持续健康发展，做好“十三五”可再生能源发展工作，根据《可再生能源法》及国家能源局“十三五”能源规划工作方案，统筹考虑能源、电力规划及水电、风电、太阳能、生物质能等专项规划，现就进一步做好可再生能源发展“十三五”规划编制工作，提出如下指导意见：

一、高度重视可再生能源发展“十三五”规划的研究编制工作

可再生能源发展“十三五”规划是能源发展“十三五”规划的重要组成部分，是调整优化能源结构、转变能源发展方式的重要内容，是“十三五”时期指导可再生能源产业持续健康发展的纲领性文件，对理顺可再生能源发展思路、明确可再生能源发展目标、优化可再生能源产业布局、促进可再生能源持续健康发展具有重要意义。

各地区、各有关部门要高度重视编制可再生能源发展“十三五”规划的重要意义，紧紧围绕推动能源生产和消费革命、打造中国能源升级版的战略部署，把做好可再生能源规划作为转变能源发展方式、调整能源结构的重要任务，科学提出可再生能源发展目标，明确可再生能源重大项目、重点任务、重大利用措施以及体制机制创新方案，为实现2020年非化石能源消费占比15%和2030年非化石能源消费占比20%的战略目标、推动能源生产和消费革命、促进国民经济和社会可持续发展提供重要保障。

二、规划编制的工作重点

（一）突出转变能源发展方式和推动能源结构调整方向。要围绕2020年非化石能源消费占比15%、2030年非化石能消费占比20%的战略目标以及2020年各省（区、市）需完成的可再生能源电力配额指标要求，结合能源、电力增长需求和环境约束条件，在“十三五”时期，充分发挥非化石能源的替代作用，大力推动能源结构调整。“三北”和“西南”等地区新增用电需求主要以可再生能源供应为主，中东部地区主要以非化石能源和外来电为主。各地区要明确提出本地区“十三五”时期非化石消费占一次能源消费的比重目标，作为能源规划、电力规划和可再生能源规划中的关键发展指标，要提出非化石能源装机占全部装机的比重、非化石能源发电量占全部发电量的比重等具体考核指标，并相应提出煤炭消费比重及火电装机控制性指标，做好规划目标的衔接工作。

（二）要科学论证“十三五”期间各类可再生能源发展目标。要系统总结本地区“十二五”可再生能源规划执行情况和可再生能源发展现状，认真分析本地区可再生能源资源特点和条件，结合市场消纳能力、电网送出条件以及技术进步趋势，在能源总体规划框架下，研究提出“十三五”时期本地区可再生能源发展的总体目标和水电、风电、太阳能发电、生物质发电以及各类非电可再生能源的发展目标，明确本地区可再生能源发电量占全社会用电量的比重，以及可再生能源消费占一次能源消费的比重，建立相应的指标体系，纳入本地区电力、能源以及经济社会发展“十三五”规划，我局将按照《可再生能源法》的规定，依据全国可再生能源规划目标，结合各地区提出的规划目标及规划主要内容，提出各地区可再生能源规划发展目标的意见，商有关部门后作为各地区可再生能源的发展目标。

（三）认真研究本地区“十三五”时期可再生能源重点任务和重大项目布局。“十三五”时期，要继续坚持“集中式与分布式并举、本地消纳与外送相结合”的发展方针，统筹研究可再生能源发展重点任务和重大项目布局。“三北”、“西南”等可再生能源资源丰富地区，要提出水电、风电、太阳能发电基地及重大项目，科学论证基地及重大项目规模、布局和消纳市场，明确开发时序。中东部地区要发挥市场优势，积极开发利用当地可再生能源资源，做好风能、太阳能、生物质能和地热能利用的布局工作，落实好分散式风电和分布式光伏发电建设任务。已批复的抽水蓄能选点规划和海上风电发展规划省份，要结合规划明确项目建设规模、建设布局。具备开展太阳能热发电的省份，要提出太阳能热发电基地及重点区域布局。要优化各类可再生能源利用方式，因地制宜发展生物质成型燃料、沼气及太阳能热水器等非电可再生能源。结合本地区实际，继续规划建设清洁能源示范省、新能源示范城市、绿色能源示范县等，提出更高可再生利用水平（如100%可再生能源）示范区的规划设想，以及扩大示范和深化推动发展机制创新的设想和建设。结合电力体制改革，规划建设若干以智能电网、物联网和储能技术为支撑、新能源发挥重要作用的微电网示范工程或新能源综合供能区域。

（四）统筹好可再生能源本地消纳和外送电需求。要把落实可再生能源发电的消纳市场作为编制可再生能源规划的核心任务。把提高可再生能源消纳能力作为编制能源、电力规划的重要内容。积极开展各类促进可再生能源消纳的示范项目规划，挖掘本地区消纳可再生能源的潜力。统筹协调好大型可再生能源基地和跨省跨区输电通道规划建设，充分利用跨省跨区输电通道最大限度送出可再生能源。可再生能源资源丰富地区可根据资源条件和市场消纳情况，提出若干可再生能源送出专线需求，纳入本地区可再生能源及能源、电力发展规划，及时向我局报送纳入国家能源规划的建议。

（五）加快可再生能源技术装备和产业体系建设。各有关研究单位要围绕可再生能源产业链建设、技术研发、人才培养和服务体系配套等方面，进一步加强可再生能源产业体系研究。系统分析“十三五”时期海上风电、太阳能热发电技术、太阳能工业供热技术、生物质供热、地热供热、风电供热技术、海洋能等技术发展前景。以技术进步为核心，着力提高可再生能源装备制造能力，研究建立国家、地方和企业共同构成的多层次可再生能源技术创新模式，培育具有自主知识产权的可再生能源产业体系，提出对国家完善可再生能源行业人才培养机制和加强配套产业服务体系建设的有关建议。

（六）研究提出支持可再生能源发展的配套政策和保障体系。加快推进职能转变，简政放权，合理下放可再生能源审批权限，明确审核条件和标准，规范简化审批程序，加强事中事后监管。完善可再生能源管理体系，建立省级政府可再生能源开发建设和运行管理一体化管理体系。结合电力体制改革总体部署，率先开展体制机制改革试点。提出各地区发展可再生能源配套政策措施和保障体系，明确本地区对发展可再生能源的土地、税收等优惠政策，提出本地区对可再生能源发展的支持措施。

三、编制规划的主要任务及时间安排

（一）2015年6月底前完成各地区规划建议初稿和国家规划专题研究工作。各省（区、市）能源主管部门在已有规划研究工作基础上，认真组织本地区可再生能源发展“十三五”规划研究工作，提出规划初稿。特别是应尽早提出希望列入全国能源规划、电力规划和可再生能源规划的重大可再生能源发电基地、重大示范项目和重大机制创新的规划建议。国家可再生能源中心等研究机构及行业协会要按照任务分工和规划编制需要，开展国家可再生能源发展“十三五”规划专题研究工作，形成相关课题研究成果。规划期为2016-2020年，发展目标展望到2030年。各有关单位于2015年6月底前，将各地区规划初稿和相关课题研究成果报送国家能源局新能源司。

（二）2015年9月底前形成全国规划初稿。国家能源局新能源司组织有关单位，在各地区、各研究机构及行业协会规划建议稿及相关课题研究成果基础上，编制全国可再生能源发展“十三五”规划初稿，并与国家相关规划衔接后，于2015年9月底前印发全国可再生能源发展“十三五”规划初稿，征求各地区、各有关部门意见建议。

（三）2015年12月底前形成全国规划送审稿。各省（区、市）能源主管部门对全国可再生能源发展“十三五”规划初稿提出意见建议，并于2015年10月底前，将意见反馈国家能源局，国家能源局将根据各地区和有关部门意见建议完善规划初稿，12月底前，形成规划送审稿，按程序批准后印发实施。

（四）各地区完成本地区规划。各省（区、市）能源主管部门在全国可再生能源发展“十三五”规划印发两月内，按照全国可再生能源发展“十三五”规划以及我局会同各省（区、市）人民政府商定的各行政区域可再生能源开发利用目标和其他规划内容的衔接情况，修改完善本地区可再生能源发展“十三五”规划，经本级人民政府批准后，报国家能源局备案。

四、有关工作要求

（一）加强组织协调。国家能源局委托国家可再生能源中心牵头编制国家可再生能源发展“十三五”规划，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院、国家地热能中心、国家海洋技术中心及相关企业做好配合工作。各省（区、市）能源主管部门应成立相应工作机构，组织本地区相关部门及企业参与规划编制工作。

（二）做好规划衔接。要按照规划编制工作统一部署，做好可再生能源规划与能源总体规划、能源专项规划，省级可再生能源规划与国家可再生能源规划，可再生能源规划与城乡、国土、环保、交通等相关规划之间的衔接，确保规划的科学性和可操作性。

（三）广泛征求意见。规划编制过程中，要加强调查研究，对规划方案进行科学论证。要通过专题研讨、座谈研讨、专家论证和公开征求意见等方式，广泛听取各方意见和建议，确保规划研究论证充分。

（四）及时提供资料。各地区、各行业协会要积极配合，按照规划编制工作安排，及时协助国家可再生能源中心统计各地区可再生能源发展目标、重大项目及工程情况，提交规划所需各类基础数据和资料，参与“十三五”规划系列研讨会和征求意见会议。

各地区、各相关单位收到通知后，请按照要求尽快开展可再生能源发展“十三五”规划编制工作。国家能源局将根据进度安排和工作需要，适时召开会议协调推进规划编制相关工作。

附件：全国可再生能源发展“十三五”规划研究专题及分工

国家能源局综合司

2015年4月13日

第一章　总则

第一条?根据《中华人民共和国可再生能源法》和《财政部?国家发展改革委国家能源局关于印发<可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法>的通知》（财综〔2011〕115号），制定本办法。

第二条?本办法所称可再生能源发电是指风力发电、生物质能发电（包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电）、太阳能发电、地热能发电和海洋能发电等。

第二章　补助项目确认

第三条?申请补助的项目必须符合以下条件:

（一）属于《财政部?国家发展改革委?国家能源局关于印发<可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法>的通知》规定的补助范围。

（二）按照国家有关规定已完成审批、核准或备案，且已经过国家能源局审核确认。具体审核确认办法由国家能源局另行制定。

（三）符合国家可再生能源价格政策，上网电价已经价格主管部门审核批复。

第四条?符合本办法第三条规定的项目，可再生能源发电企业、可再生能源发电接网工程项目单位、公共可再生能源独立电力系统项目单位，按属地原则向所在地省级财政、价格、能源主管部门提出补助申请（格式见附1）。省级财政、价格、能源主管部门初审后联合上报财政部、国家发展改革委、国家能源局。

第五条?财政部、国家发展改革委、国家能源局对地方上报材料进行审核，并将符合条件的项目列入可再生能源电价附加资金补助目录。

第三章　补助标准

第六条?可再生能源发电项目上网电量的补助标准，根据可再生能源上网电价、脱硫燃煤机组标杆电价等因素确定。

第七条?专为可再生能源发电项目接入电网系统而发生的工程投资和运行维护费用，按上网电量给予适当补助，补助标准为：50公里以内每千瓦时1分钱，50-100公里每千瓦时2分钱，100公里及以上每千瓦时3分钱。

第八条?国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统的销售电价，执行同一地区分类销售电价，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分，通过可再生能源电价附加给予适当补助，补助标准暂定为每千瓦每年0.4万元。

第九条?可再生能源发电项目、接网工程及公共可再生能源独立电力系统的价格政策，由国家发展改革委根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。

根据《中华人民共和国可再生能源法》有关规定通过招标等竞争性方式确定的上网电价，按照中标确定的价格执行，但不得高于同类可再生能源发电项目的政府定价水平。

第四章　预算管理和资金拨付

第十条?按照中央政府性基金预算管理要求和程序，财政部会同国家发展改革委、国家能源局编制可再生能源电价附加补助资金年度收支预算。

第十一条?可再生能源电价附加补助资金原则上实行按季预拨、年终清算。省级电网企业、地方独立电网企业根据本级电网覆盖范围内的列入可再生能源电价附加资金补助目录的并网发电项目和接网工程有关情况，于每季度第三个月10日前提出下季度可再生能源电价附加补助资金申请表（格式见附2），经所在地省级财政、价格、能源主管部门审核后，报财政部、国家发展改革委、国家能源局。

公共可再生能源独立电力系统项目于年度终了后随清算报告一并提出资金申请。

第十二条?财政部根据可再生能源电价附加收入、省级电网企业和地方独立电网企业资金申请等情况，将可再生能源电价附加补助资金拨付到省级财政部门。省级财政部门按照国库管理制度有关规定及时拨付资金。

第十三条?省级电网企业、地方独立电网企业应根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费。

第十四条?年度终了后1个月内，省级电网企业、地方独立电网企业、公共可再生能源独立电力系统项目单位，应编制上年度可再生能源电价附加补助资金清算申请表（格式见附3），报省级财政、价格、能源主管部门，并提交全年电费结算单或电量结算单等相关证明材料。

第十五条?省级财政、价格、能源主管部门对企业上报材料进行初步审核，提出初审意见，上报财政部、国家发展改革委、国家能源局。

第十六条?财政部会同国家发展改革委、国家能源局组织审核地方上报材料，并对补助资金进行清算。

第五章?附则

第十七条　本办法由财政部会同国家发展改革委、国家能源局负责解释。

第十八条　本办法自发布之日起施行。2012年可再生能源电价附加补助资金的申报、审核、拨付等按本办法执行。

第一章? 总? 则
第一条 为了促进可再生能源发电产业的发展，依据《中华人民共和国可再生能源法》和《中华人民共和国电力法》，特制定本规定。
第二条 本规定所称的可再生能源发电包括：水力发电、风力发电、生物质发电（包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电）、太阳能发电、地热能发电以及海洋能发电等。
第三条 依照法律和国务院规定取得行政许可的可再生能源并网发电项目和电网尚未覆盖地区的可再生能源独立发电项目适用本规定。
第四条 可再生能源发电项目实行中央和地方分级管理。
国家发展和改革委员会负责全国可再生能源发电项目的规划、政策制定和需国家核准或审批项目的管理。省级人民政府能源主管部门负责本辖区内属地方权限范围内的可再生能源发电项目的管理工作。
可再生能源发电规划应纳入同级电力规划。
第二章? 项目管理
第五条 可再生能源开发利用要坚持按规划建设的原则。可再生能源发电规划的制定要充分考虑资源特点、市场需求和生态环境保护等因素，要注重发挥资源优势和规模效益。项目建设要符合省级以上发展规划和建设布局的总体要求，做到合理有序开发。
第六条 主要河流上建设的水电项目和25万千瓦及以上水电项目，5万千瓦及以上风力发电项目，由国家发展和改革委员会核准或审批。其他项目由省级人民政府投资主管部门核准或审批，并报国家发展和改革委员会备案。需要国家政策和资金支持的生物质发电、地热能发电、海洋能发电和太阳能发电项目向国家发展和改革委员会申报。
第七条 可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。
实行招标的可再生能源发电项目的上网电价，按照中标确定的价格执行；电网企业收购和销售非水电可再生能源电量增加的费用在全国范围内由电力用户分摊，具体办法另行制定。
第八条 国家发展和改革委员会负责制定可再生能源发电统计管理办法。省级人民政府能源主管部门负责可再生能源发电的统计管理和汇总，并于每年2月10日前上报国家发展和改革委员会。
第九条 国家电力监管委员会负责可再生能源发电企业的运营监管工作，协调发电企业和电网企业的关系，对可再生能源发电、上网和结算进行监管。
第三章? 电网企业责任
第十条 省级（含）以上电网企业应根据省级（含）以上人民政府制定的可再生能源发电中长期规划，制定可再生能源发电配套电网设施建设规划，并纳入国家和省级电网发展规划，报省级人民政府与国家发展和改革委员会批准后实施。
第十一条 电网企业应当根据规划要求，积极开展电网设计和研究论证工作，根据可再生能源发电项目建设进度和需要，进行电网建设与改造，确保可再生能源发电全额上网。
第十二条 可再生能源并网发电项目的接入系统，由电网企业建设和管理。
对直接接入输电网的水力发电、风力发电、生物质发电等大中型可再生能源发电项目，其接入系统由电网企业投资，产权分界点为电站（场）升压站外第一杆（架）。
对直接接入配电网的太阳能发电、沼气发电等小型可再生能源发电项目，其接入系统原则上由电网企业投资建设。发电企业（个人）经与电网企业协商，也可以投资建设。
第十三条 电网企业负责对其所收购的可再生能源电量进行计量、统计，省级电网企业应于每年1月20日前汇总报送省级人民政府能源主管部门，并抄报国家发展和改革委员会。
第四章? 发电企业责任
第十四条 发电企业应当积极投资建设可再生能源发电项目，并承担国家规定的可再生能源发电配额义务。发电配额指标及管理办法另行规定。
大型发电企业应当优先投资可再生能源发电项目。
第十五条 可再生能源发电项目建设、运行和管理应符合国家和电力行业的有关法律法规、技术标准和规程规范，注重节约用地，满足环保、安全等要求。
第十六条 发电企业应按国家可再生能源发电项目管理的有关规定，认真做好设计、用地、水资源、环保等有关前期准备工作，依法取得行政许可，未经许可不得擅自开工建设。
获得行政许可的项目，应在规定的期限内开工和建成发电。未经原项目许可部门同意，不得对项目进行转让、拍卖或变更投资方。
第十七条 可再生能源发电项目建设，应当严格执行国家基本建设项目管理的有关规定，落实环境保护、生态建设、水土保持等措施，加强施工管理，确保工程质量。
第十八条 发电企业应该安装合格的发电计量系统，并在每年的1月15日前将上年度的装机容量、发电量及上网电量上报省级人民政府能源主管部门。
第五章 附? 则
第十九条 电网企业和发电企业发生争议，可以根据事由向国家发展和改革委员会或国家电力监管委员会申请调解，不接受调解的，可以通过民事诉讼裁处。
第二十条 不执行本规定造成企业和国家损失的，由国家发展和改革委员会或省级人民政府委托的审计事务所进行审查核定损失，按照核定的损失额赔偿损失。有关罚款办法另行制定。
第二十一条 本规定自发布之日起执行。
第二十二条 本规定由国家发展和改革委员会负责解释。
中华人民共和国国家发展和改革委员会
二○○六年一月五日