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Industry developments

行业动态

财政部下发152亿专项资金推进清洁供暖，光伏取暖大有可为！

近日，国家能源局发布了征求《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》的意见函。随后，财政部发布了《关于下达2019年度大气污染防治资金预算的通知》，共计250亿元，其中2019年北方地区冬季清洁取暖试点资金152亿元。

2019.07.19
山东三部委联合发文：重点培育光伏、空气能等可再生能源行业

近日，为深入践行绿色发展理念，落实省政府深化标准化工作改革要求，促进能源节约和资源综合利用，提高能源企业科技装备水平，发挥标准的支撑和引领作用，推动能源行业高质量发展，山东省发改委、山东省能源局、山东省市场监管局现就加强能源行业标准化工作提出以下指导意见。意见原文如下：关于加强能源行业标准化工作的指导意见鲁能源科技字（2019）150 号各市发展改革委（能源局）、市场监管局，有关行业协会学会，有关单位：为深入践行绿色发展理念，落实省政府深化标准化工作改革要求，促进能源节约和资源综合利用，提高能源企业科技装备水平，发挥标准的支撑和引领作用，推动能源行业高质量发展，现就加强能源行业标准化工作提出以下指导意见。一、总体要求（一）指导思想以习近平新时代中国特色社会主义思想和党的十九大精神为指导，围绕推进能源生产和消费革命,创新能源标准化管理机制，完善能源标准化体系，强化标准实施与监督，规范行业自律发展，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，推动能源产业结构优化，实现绿色低碳循环发展。（二）基本原则 1.统筹规划、分步实施。强化标准引领，明确标准建设目标任务，制定完善激励和约束机制，充分发挥市场配置资源决定性作用，激发市场主体活力，分行业分步骤制修订一批地方标准。 2.广泛参与、协同推进。整合资源优势，鼓励各企业、大专院校、科研院所、行业协会学会，以及相关单位积极参与能源标准化工作，发挥特长，集中力量，共同推进。 3.公开透明、先进适用。坚持决策公开、执行公开、管理公开、服务公开、结果公开，符合我省能源建设发展要求，做到技术先进、经济合理、切实可行，有利于能源节约和科技装备研发及推广应用，有利于产业升级和结构优化。 4.依法依规、科学规范。符合法律、法规、规章和强制性标准要求，与现行国家标准、行业标准和地方标准相协调，与产业政策和行业规划相协调，与全省能源工作重点相协调，积极采用国内外先进标准。（三）发展目标构建以市场标准为主导、政府标准控底线，重点突出、指标先进、科学合理的能源标准体系，主要高耗能领域实现能耗限额标准全覆盖，重点设备能效指标达到国家标准要求、接近国际先进水平。能源标准有效实施与监督工作更加完善，能源标准与产业政策结合更加紧密，能源标准对能源安全保障和结构优化支撑作用更加显著。二、工作内容（一）标准范围能源地方标准主要限制在保障全省能源安全，保护能源消费者权益、防止欺诈，保护环境及法律、法规规定的工作范围内，并按照《中华人民共和国标准化法》和《中华人民共和国节约能源法》有关要求，严格实施管理。（二）重点任务 1.完善标准工作体系。力争用3年左右时间，充分发挥山东省能源标准化技术委员会（以下简称省能标委）的作用，重点在传统能源清洁高效利用、新能源深度开发利用、战略性能源安全经济可靠利用、能源基础材料研发推广利用、能源节约与资源综合利用等领域，依托有关行业协会学会培育形成一批标准技术专委会，制修订一批能源地方标准，形成“1+N+N”的能源标准工作体系，推动能源行业高质量发展。 2.加强标准有效实施。鼓励有关企业结合自身实际，积极主动制修订一批企业标准，提高管理水平，提升竞争实力。鼓励各行业协会学会突出专业优势，引领行业发展方向，制修订一批团体标准，促进行业加强自律，规范企业有序竞争。优先选择先进成熟适用的企业标准和团体标准上升为地方标准。 3.强化标准监督管理。强化能效标准和能耗限额标准实施后评估工作，确保标准的先进性、科学性和有效性。加强对能源行业地方标准实施情况的调查研究和绩效评价，提出地方标准继续有效、修订或废止复查意见，加强能源地方标准复审工作。推动能源新技术、新产品、新设备和创新服务快速转化为标准，完善能源标准更新机制。 4.加快市场机制建设。构建能源标准化服务新模式，充分发挥行业协会学会标准技术专委会作用，开展业务指导、对标达标、宣贯培训等，提升企业运用标准能力。依托第三方专业服务机构，完善标准标识机制，为企业提供定制化专业服务，培育形成技术研发—标准制修订—推广应用的科技创新机制。（三）重点领域 1.传统能源行业。重点围绕煤炭绿色开采，石油复合开采，致密气、煤层气和稠重油资源高效开采，页岩油气、致密油和海洋深水油气资源有效开采，低阶煤转化提质、煤制油、煤制气，燃煤发电清洁、高效、节能、节水、多污染物一体化脱除，提高燃煤机组弹性运行和灵活调节能力等方面开展标准制修订和应用，促进传统能源清洁高效利用，实现传统能源行业转型升级和绿色发展。 2.新能源和可再生能源行业。重点围绕太阳能光伏高效率、低成本发电，太阳能光热中高温利用及冷热电三联供，风力大型化、智能化和高可靠性发电，空气能、生物质能、地热能大规模、低成本、高效率开发利用，高比例可再生能源分布式并网和大规模外送技术、大规模供需互动等方面开展标准制修订和应用，促进新能源深度开发利用，培育壮大新能源和可再生能源行业。 3.战略性能源行业。重点围绕核能大型先进压水堆、高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、钍基熔盐堆、乏燃料及放射性废物先进后处理、电厂延寿论证，微型、小型燃气轮机设计、试验和制造，中型和重型燃气轮机设计、试验和制造自主化，生物航空燃油、高能量密度特种清洁油品发展，高效低成本氢气储运、高性能低成本燃料电池成套技术产业化，天然气水合物(可燃冰)开发等方面开展标准制修订和应用，促进战略性能源安全经济可靠利用，完善能源安全保障体系。 4.能源基础材料行业。重点围绕高温金属材料、核级材料、光伏组件用高分子材料、新型储能材料、高效低成本催化材料、绿色照明材料、先进电力电子器件等方面开展标准制修订和应用，促进能源基础材料行业研发推广利用，推动能源先进技术和高端装备发展。 5.其他领域。重点围绕多能源互补综合利用、分布式供能、超导输电、智能配电网、电动汽车充电基础设施与微电网，机械储能、电化学储能、储热，能源生产、输送、消费等各环节先进节能技术研究，通过技术升级和系统集成优化提高能源利用效率等方面开展标准制修订和应用，促进能源节约与资源综合利用，降低能耗、物耗。

2019.07.02
内蒙古2019-2021年重大项目滚动实施计划：涉及多个光伏项目

内蒙古自治区发展和改革委员会关于印发2019-2021年自治区级重大项目滚动实施计划的通知各盟行政公署、市人民政府，自治区各委、办、厅、局，各大企业、事业单位：经自治区人民政府同意，现将《2019—2021年自治区级重大项目滚动计划》印发给你们，并提出以下工作要求，请结合实际一并贯彻落实。一、加强组织领导。自治区政府有关领导负责分管领域重大项目的推进工作。各盟市、旗县（市、区）要层层建立领导包联和推进工作机制，着力抓好重大项目的组织实施。自治区各有关部门和单位要按照自身职能职责，积极帮助解决重大项目推进过程中遇到的问题和困难，同时做好与各地区、各有关部门的衔接沟通和组织协调等工作。二、强化要素保障。对于列入滚动计划的重大项目，要优先保障建设用地、优先保障环境准入、优先保障资源配置，确保重大项目用地、用电、用水等需求。对于已经取得审批手续尚未开工的项目，要积极落实各项建设条件，确保及时开工建设。三、建立与金融部门的对接机制。各级人民政府要组织有关部门向金融机构推送重大项目，与金融机构建立动态衔接机制，多渠道筹集建设资金。四、定期调度分析。各级人民政府要继续贯彻落实重大项目推进机制，切实做到“月调度、季分析、半年总结、年终考核”，重点抓好前期手续办理、开复工、投融资和要素保障的关键环节，做好统筹调度和相关督导工作，对督导中发现的问题限时整改。五、建立完善奖惩机制。自治区将对各盟市重大项目建设情况进行考核评估。对于投资贡献大和建设转型发展项目多的盟市，下一年度优先安排重大项目前期费和相关重大项目支持资金，并优先保障建设用地、用水、用电和节能环保指标；对于重大项目建设进度落后的盟市，将实施约谈、通报等惩戒措施。附件：1：2019-2021年自治区级重大项目滚动计划汇总表（分盟市）.xlsx 2：2019-2021年自治区级重大项目滚动计划汇总表（分行业）.xlsx 3：2019-2021区年自治级重大项目滚动实施计划.xlsx

2019.07.02
国务院扶贫办：严格管理新建电站防止光伏扶贫建设质量不高和套取骗取国家补助资金的风险

5月16日，国务院扶贫办发布了《中共国务院扶贫开发领导小组办公室党组关于脱贫攻坚专项巡视整改进展情况的通报》，特别强调：建立全国光伏扶贫信息监测系统，公布第二批光伏扶贫财政补助目录、光伏扶贫项目计划。出台光伏扶贫村级电站运维管理办法，按照“新老区分”的原则，妥善处置存量电站，严格管理新建电站，防止光伏扶贫建设质量不高和套取骗取国家补助资金的风险。

2019.07.02
国务院：加强全国光伏扶贫信息监测工作（政策原文）

日前，国务院扶贫办综合司关于加强全国光伏扶贫信息监测工作的通知，原文如下：

2019.07.02
国家能源局关于2019年光伏发电项目建设有关事项的通知

刚刚，国家能源局发布关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知。各省、自治区、直辖市及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），国家能源局各派出监管机构，国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力公司，电规总院、水电总院，有关行业协会（学会、商会），各有关企业：近年来，我国风电、光伏发电持续快速发展，技术水平不断提升，成本显著降低，开发建设质量和消纳利用明显改善，为建设清洁低碳、安全高效能源体系发挥了重要作用。为全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中全会精神，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，坚持创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念，促进风电、光伏发电技术进步和成本降低，实现高质量发展，现就做好2019年风电、光伏发电项目建设有关要求通知如下。一、积极推进平价上网项目建设各省级能源主管部门会同各派出能源监管机构按照《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）要求，研究论证本地区建设风电、光伏发电平价上网项目的条件，在组织电网企业论证并落实平价上网项目的电力送出和消纳条件基础上，优先推进平价上网项目建设。二、严格规范补贴项目竞争配置各省级能源主管部门应按照国家可再生能源“十三五”相关规划和本区域电力消纳能力，分别按风电和光伏发电项目竞争配置工作方案确定需纳入国家补贴范围的项目。竞争配置工作方案应严格落实公开公平公正的原则，将上网电价作为重要竞争条件，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。各派出能源监管机构加强对各省（区、市）风电、光伏发电项目竞争配置的监督。三、全面落实电力送出消纳条件各省级能源主管部门会同各派出能源监管机构指导省级电网企业（包括省级政府管理的地方电网企业，以下同），在充分考虑已并网项目和已核准（备案）项目的消纳需求基础上，对所在省级区域风电、光伏发电新增建设规模的消纳条件进行测算论证，做好新建风电、光伏发电项目与电力送出工程建设的衔接并落实消纳方案，优先保障平价上网项目的电力送出和消纳。四、优化建设投资营商环境各省级能源主管部门应核实拟建风电、光伏发电项目土地使用条件及相关税费政策，确认项目不在征收城镇土地使用税的土地范围；确认有关地方政府部门在项目开发过程中没有以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向项目单位收费，没有强制要求项目单位直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务，没有强制要求将采购本地设备作为捆绑条件。各派出能源监管机构要加强对上述有关事项的监督。请各有关单位按照上述要求，完善有关管理工作机制，做好风电、光伏发电建设管理工作。请各省级能源主管部门认真做好政策的宣贯和解读工作，按通知要求规范项目程序，保障相关政策平稳实施。具体要求详见附件。附件： 1. 2019年风电项目建设工作方案 2. 2019年光伏发电项目建设工作方案国家能源局 2019年5月28日附件2：2019年光伏发电项目建设工作方案为发挥市场在资源配置中的决定性作用，加速降低度电补贴强度，推进光伏产业健康持续发展，现就做好2019年光伏发电开发建设管理工作有关要求通知如下。一、总体思路坚持稳中求进总基调，坚持新发展理念，坚持推动高质量发展，坚持推进市场化改革，落实“放管服”改革要求，完善光伏发电建设管理。在光伏发电全面实现无补贴平价上网前，对于不需要国家补贴的光伏发电项目，由地方按《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）规定自行组织建设；对于需要国家补贴的新建光伏发电项目，原则上均应按本通知由市场机制确定项目和实行补贴竞价。二、优化国家补贴项目管理（一）明确项目类别。自2019年起，对需要国家补贴的新建光伏发电项目分以下五类：（1）光伏扶贫项目，包括已列入国家光伏扶贫目录和国家下达计划的光伏扶贫项目；（2）户用光伏：业主自建的户用自然人分布式光伏项目；（3）普通光伏电站：装机容量6兆瓦及以上的光伏电站；（4）工商业分布式光伏发电项目：就地开发、就近利用且单点并网装机容量小于6兆瓦的户用光伏以外的各类分布式光伏发电项目；（5）国家组织实施的专项工程或示范项目，包括国家明确建设规模的示范省、示范区、示范城市内的光伏发电项目，以及跨省跨区输电通道配套光伏发电项目等。（二）实施分类管理。根据国家确定的年度新增项目补贴总额，按照以下原则组织本年度新建光伏发电项目。其中，（1）光伏扶贫项目按国家相关政策执行；（2）户用光伏根据切块的补贴额度确定的年度装机总量和固定补贴标准进行单独管理；（3）除国家有明确政策规定外，普通光伏电站、工商业分布式光伏发电项目以及国家组织实施的专项工程、示范项目（以下简称普通光伏项目），原则上均由地方通过招标等竞争性配置方式组织项目，国家根据补贴额度通过排序确定补贴名单。三、户用光伏项目单独管理（一）规范户用光伏管理。新建户用光伏应依法依规办理备案等手续，落实各项建设条件，满足质量安全等要求，年度装机总量内的项目以建成并网时间作为补贴计算起点执行固定度电补贴标准。文件发布前已建成并网但未纳入国家补贴范围的项目，可按本通知规定向所在地电网企业申报，经当地备案机关和电网企业联合审核、确认后纳入2019年财政补贴规模并按2019年户用光伏度电补贴标准享受国家补贴政策。（二）完善项目申报程序。国家能源局于每年年初发布国家补贴支持的户用光伏年度装机总量。省级电网企业每月10日前对外公布上月新增并网（含新审核确认的文件发布前已建成并网但未纳入国家补贴范围的项目）和当年累计新增并网的户用光伏装机容量及项目名单，并于每月12日前向国家能源局和国家可再生能源信息管理中心报送相关信息，国家能源局于每月15日前对外公布当年截至上月底全国累计新增并网装机容量。当截至上月底的当年累计新增并网装机容量超过当年可安排的新增项目年度装机总量时，当月最后一天为本年度可享受国家补贴政策的户用光伏并网截止时间。四、普通光伏发电国家补贴项目全面实行市场竞争配置（一）扩大市场配置范围、实行项目补贴竞价。发挥市场在资源配置中的决定性作用，除光伏扶贫、户用光伏外，其余需要国家补贴的光伏发电项目原则上均须采取招标等竞争性配置方式，通过项目业主申报、竞争排序方式优选确定国家补贴项目及补贴标准。国家补贴资金优先用于补贴需求下降快、能尽快实现平价的项目和地区，充分发挥国家补贴资金支持先进企业和引领光伏平价的作用。（二）严格实行竞争性配置。应当进行市场配置的所有光伏发电项目，均由地方通过招标等竞争性方式配置。各省应综合考虑发展规划、当地资源条件、监测预警、市场消纳、建设成本等因素，规范组织竞争性配置。省级能源主管部门应按国家政策要求制定本地区统一的竞争性配置资源的工作方案，把预期上网电价作为主要竞争条件，并符合国家光伏发电价格政策规定。竞争配置工作方案要明确技术标准、环境保护、安全质量、建设条件等要求，坚持公开、公平、公正原则，保障充分合理竞争，严禁限价竞争或变相设置中标底线价格。（三）明确项目竞争性配置和补贴竞价程序。项目补贴竞价由地方组织申报、国家统一排序。程序主要包括： 1.省级能源主管部门根据国家安排和相关要求，发布年度拟新建项目名单。 2.省级能源主管部门按国家政策和本省光伏发电项目竞争配置工作方案组织竞争性配置确定项目业主和预期上网电价，省级电网企业研究提出配套接网工程建设安排。 3.省级能源主管部门按要求审核汇总后向国家能源局报送申报补贴项目及预期投产时间、上网电价等。普通光伏电站须提供接网消纳、土地落实的支持文件，工商业分布式光伏发电项目须提供土地（场地）落实的支持文件，具体见附件。通知印发前已并网的本年度新建项目须提供电网企业出具的并网时间证明。 4.国家能源局根据修正后的申报补贴项目上网电价报价由低到高排序遴选纳入补贴范围的项目。修正规则为：（1）普通光伏电站和全额上网工商业分布式光伏发电项目：II类资源区修正后的电价=申报电价－0.05元/千瓦时，III类资源区修正后的电价=申报电价－0.15元/千瓦时。（2）自发自用、余电上网工商业分布式光伏发电项目：修正后的电价=申报电价－所在省份燃煤标杆电价+0.3元/千瓦时，其中燃煤标杆电价不足0.3元/千瓦时地区的项目，申报电价不进行修正。（3）申报电价以0.1厘/千瓦时为最小报价单位。修正后上网电价相同的项目根据各项目装机容量从小到大排序，直至入选项目补贴总额达到国家确定的当年新增项目补贴总额限额为止，并对外公布项目名单和各项目补贴标准。业主在自有产权建筑物或场地自建光伏发电项目可不进行项目业主竞争配置，工商业屋顶光伏和企业已开展前期工作的项目，经地方政府确认后可不进行项目业主竞争配置，上述项目在业主明确上网电价报价后，均可通过省级能源主管部门申报国家补贴竞价。 5.项目业主依法依规办理相关手续、进行项目建设，在国家规定期限内建成并网，按申报确认的上网电价享受国家补贴。（四）补贴申报和竞价安排。补贴申报和竞价原则上一年组织一次。五、有关要求（一）严格预警管理。新建光伏发电项目必须符合国家和本地区的相关规划，以及市场环境监测评价等管理要求，严禁“先建先得”。各省级能源主管部门应与当地省级电网企业充分沟通，对所在省级区域光伏发电新增装机容量的接网和消纳条件进行测算论证，有序组织项目建设。监测评价结果为红色的地区，除光伏扶贫项目、已安排建设的平价上网示范项目及通过跨省跨区输电通道外送消纳项目外，原则上不安排新建项目。监测评价结果为橙色的地区，在提出有效措施保障改善市场环境的前提下合理调控新建项目。监测评价结果为绿色的地区，可在落实接网消纳条件的基础上有序推进项目建设。西藏新建光伏发电项目，由自治区按照全部电力电量在区内消纳及监测预警等管理要求自行管理。（二）明确建设期限。落实企业投资项目承诺制，列入国家补贴范围的光伏发电项目，应在申报的预计投产时间所在的季度末之前全容量建成并网，逾期未建成并网的，每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时。在申报投产所在季度后两个季度内仍未建成并网的，取消项目补贴资格，并作为各地光伏发电市场环境监测评价和下一年度申报的重要因素。各省级能源主管部门应在竞争配置和项目建设阶段采取适宜方式和切实有效措施，保障项目落实和如期建成并网。电网企业应按照《可再生能源法》和相关文件要求，本着简化流程和提高效率原则，做好光伏发电项目送出工程建设相关工作，保障项目及时并网。（三）做好新老政策衔接 1.列入以往国家建设规模、已开工但未建成并网的光伏发电项目，执行国家相关价格政策，2019年底仍不能全容量建成并网的光伏发电项目（含二期光伏发电领跑基地项目），不再纳入国家补贴范围。 2.列入以往国家建设规模、未开工的光伏发电项目，已经确定项目业主的，执行国家相关价格政策；尚未确定项目业主的，由地方单独组织竞争配置确定项目业主和上网电价。2020年底仍不能全容量建成并网的光伏发电项目（含二期光伏发电领跑基地项目），不再纳入国家补贴范围。对因红色预警不具备建设条件以及国家另有规定情形的，可以适当放宽建设期限。 3.国家明确的跨省跨区输电通道配套光伏项目，本通知发布前已按相关规定竞争配置确定项目业主和明确上网电价的，继续执行原有政策；本通知发布前已核准输电通道建设、明确配套光伏装机容量但未明确项目业主和上网电价的，按国家能源局相关要求（另行制定）由地方单独组织竞争配置确定项目业主和上网电价；已明确项目业主但未明确上网电价的，按国家相关价格政策执行。 4.示范基地等单独竞争配置的项目不进行补贴申报竞争排序，执行各项目竞争确定的上网电价和相应补贴标准。竞争配置项目时应将上网电价作为主要竞争条件，并参考同地区全国补贴竞价情况合理设置竞价上限。国家光伏发电实证基地项目另行规定。 5.各类示范省、示范区、示范县、示范城市建设的光伏发电项目，已发文下达建设规模的，按已列入以往国家建设规模的相关电价政策执行。（四）国家能源局各派出能源监管机构要加强对监管区域电网消纳能力论证、项目竞争配置、电网送出落实、项目并网和消纳等事项的监管。六、2019年工作安排根据财政部《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》等要求，2019年度安排新建光伏项目补贴预算总额度为30亿元，其中，7.5亿元用于户用光伏（折合350万千瓦）、补贴竞价项目按22.5亿元补贴（不含光伏扶贫）总额组织项目建设，两项合计不突破30亿元预算总额。在全国排序累计补贴总额时，各项目年补贴额为“度电补贴强度×装机容量×年利用小时数”，其中年利用小时数按《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号）规定的最低保障收购年利用小时数计算，未规定最低保障收购年利用小时数的，按II类地区1300、III类地区1100基础小时数计算。请各省（区、市）能源主管部门在地方组织竞争配置项目业主、对自愿申报国家补贴项目进行审核等工作基础上，于2019年7月1日（含）前按相关要求将2019年拟新建的补贴竞价项目、申报上网电价及相关信息报送国家能源局，通过国家能源局门户网站（网址：http://www.nea.gov.cn），登录国家可再生能源发电项目信息管理系统填报相关信息，并上传各项支持性文件。此前发布的有关光伏发电规模管理的文件规定，凡与本通知不一致的，以本通知为准。请各省（区、市）能源主管部门及各有关方面按照上述要求，认真做好光伏发电项目建设管理工作，共同促进光伏产业健康有序、高质量发展。附件：XX省（区、市）光伏发电国家补贴项目申报材料提纲（参考范本）一、基本情况简要介绍本省（区、市）太阳能资源、规划、建设、运行、管理情况。主要包括：（一）太阳能资源情况：包括年平均太阳能辐射量、太阳能资源分区等。（二）规划情况：“十三五”光伏发电规划新增装机和总装机目标。（三）建设情况：本省（区、市）截至2018年底光伏发电并网装机情况，包括总装机容量，以及集中式光伏电站、分布式光伏（分户用分布式和工商业分布式）等分类统计情况。（四）运行情况：2018年光伏发电上网电量、利用小时数、弃光率，以及2017年和2018年光伏发电市场环境监测评价结果及分析等。（五）消纳情况：简述2018年全省（区、市）光伏发电项目接网消纳、弃光、市场监测评价情况，分析存在问题及原因，并研究提出采取保障改善市场环境的有效措施。（六）规划及政策落实情况：对照《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》等文件要求，提供本省（区、市）分年度规模管理及相关政策落实情况，包括有无先建先得、超规模超规划问题及相关情况。二、国家补贴项目申报情况（一）简述本次项目竞争性配置和补贴竞价申报、审核总体情况，包括：申报范围、工作组织、主要过程、审核相关情况，以及本次拟申报补贴项目总数量、总装机容量和预计年补贴资金总需求量。（二）按普通光伏电站、工商业分布式光伏项目（全额上网模式）、工商业分布式光伏项目（自发自用、余电上网模式）三类分类描述申报项目情况，包括：汇总介绍每类申报项目总体情况（包括项目个数、总装机容量等），测算每类申报项目的预计年上网电量和年补贴资金需求量。填报补贴竞价项目申报表，详见附表。三、国家相关政策要求等落实情况（一）全省总体情况 1.接网消纳落实情况。简述本省（区、市）光伏发电保障性收购制度落实情况；结合本省（区、市）消纳情况简述本次全省申报项目消纳能力（光伏装机容量）、消纳区域和接网条件等。 2.土地（场地）落实情况。简述本省（区、市）光伏发电土地（场地）资源条件，以及本次全省申报项目地区分布、土地（场地）类型和总体落实情况。 3.其他政策要求落实情况（1）规划要求落实情况，包括申报项目全部实施后是否超过规划目标。（2）光伏发电市场环境监测评价相关要求落实情况。（3）地方政府出台的光伏发电配套政策情况，包括光伏发电竞争配置工作方案、提高光伏消纳能力相关政策、对土地类型及成本的承诺、综合服务保障体系等。（4）其他需要说明的情况或问题。（二）普通光伏电站情况 1.接网消纳落实情况说明本次申报项目是否均在消纳能力范围内并逐一出具了支持性文件，分别列出本地消纳、外送消纳的装机容量。说明本次申报项目接入送出工程是否均已明确由电网企业投资建设并可与项目申报的预计投产时间衔接一致。 2.土地（场地）落实情况说明本次申报项目是否均属于国家允许建设光伏项目的场地、不占用基本农田且不涉及生态红线等限制开发的区域，说明场地使用费用的范围。（三）工商业分布式光伏项目情况 1.接网消纳落实情况说明本次申报项目是否均在消纳能力范围内；说明本次申报项目消纳区域（或就近利用范围/电压等级范围）。如存在由地市或省级电网企业针对多个分布式项目统一出具支持性文件的，还需说明新增分布式项目装机总量及附表中各项目是否均已纳入该支持性文件。 2.土地（场地）落实情况说明本次申报项目场地是否均属于国家允许建设光伏项目的场地，并说明场地使用费用的范围。其中如有地面建设的，说明是否均不占用基本农田且不涉及生态红线等限制开发的区域；如有依托建筑物建设的，说明是否已落实场地使用权。各类项目均须按附表填写每个项目的接网消纳、土地（场地）落实情况，并提供支持性文件。其中工商业分布式光伏项目可仅提供所在地市或省份的电网企业针对多个分布式项目（或新增分布式项目装机总量）统一出具的接网消纳文件。四、主要支持性文件（一）本省（区、市）电力消纳市场及接入系统研究报告。省级电网公司提供全省新增光伏消纳能力分析评价意见。（二）地方政府支撑性文件。包括土地类型及成本、综合服务保障体系落实情况及配套支持政策。（三）省级电网（地方电网）公司承诺文件。包括对全省申报项目和各申报项目消纳市场及接入系统方案的论证材料，以及接入系统建设承诺、消纳保障承诺等。通知印发前已于本年度建成并网的新建光伏发电项目，须提供电网企业出具的并网时间证明材料。以上文件为申报必须提供的材料，纸质版和电子版随文报送。其中工商业分布式光伏项目的接网消纳支持文件不用每个项目单独出具。各省（区、市）能源主管部门应通过国家能源局门户网站（网址：http://www.nea.gov.cn），登录国家可再生能源发电项目信息管理系统填报附表相关信息，并上传所取得的各项支持性文件。报送国家能源局纸质申报材料有关信息应与在线提交申报信息一致，如出现不一致的情况，以报送系统申报信息为准。

2019.07.02
国家能源局：2018年度全国可再生能源电力发展监测评价

国家能源局关于2018年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报国能发新能〔2019〕53号各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委（能源局），国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力公司，各有关单位：为促进可再生能源开发利用，科学评估各地区可再生能源发展状况，确保实现国家2020年、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%和20%的战略目标。根据《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能〔2016〕54号）、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号）和《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），我局委托国家可再生能源中心汇总有关可再生能源电力建设和运行监测数据，形成了《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》（以下简称监测评价报告）。现将监测评价报告予以通报，以此作为各地区2019年可再生能源开发建设和并网运行的基础数据，请各地区和有关单位高度重视可再生能源电力发展和全额保障性收购工作，采取有效措施推动提高可再生能源利用水平，为完成全国非化石能源消费比重目标作出积极贡献。附件：2018年度全国可再生能源电力发展监测评价报告国家能源局 2019年6月4日附件 2018年度全国可再生能源电力发展监测评价报告一、全国可再生能源电力发展总体情况截至2018年底，全国可再生能源发电装机容量7.29亿千瓦，占全部电力装机的38.4%，其中水电装机（含抽水蓄能）3.52亿千瓦，风电装机1.84亿千瓦，光伏发电装机1.75亿千瓦，生物质发电装机1781万千瓦。2018年全国可再生能源发电量18670.34亿千瓦时，占全部发电量的26.7%，其中水电发电量12329.27亿千瓦时，占全部发电量的17.6%，风电发电量3659.60亿千瓦时，占全部发电量的5.2%，光伏发电量1775.47亿千瓦时，占全部发电量的2.5%，生物质发电量906亿千瓦时，占全部发电量的1.3%。二、各省（区、市）可再生能源电力消纳情况 2018年，包含水电在内的全部可再生能源电力实际消纳量为18158.97亿千瓦时，占全社会用电量比重为26.5%，同比持平。综合考虑各省（区、市）本地生产、本地利用以及外来电力消纳情况，2018年各省（区、市）可再生能源电力消纳量占本地全社会用电量比重如下：三、各省（区、市）非水电可再生能源电力消纳情况 2018年，全国非水电可再生能源电力消纳量为6314.20亿千瓦时，占全社会用电量比重为9.2%，同比上升1.2个百分点。综合考虑各省（区、市）本地生产、本地利用以及外来电力消纳情况，2018年，各省（区、市）非水电可再生能源电力消纳量占本地区全社会用电量比重如表2。从非水电可再生能源电力消纳比重水平来看，宁夏、青海、内蒙古和吉林最高，均超过17%；从消纳水平同比增长来看，湖南、陕西和西藏三省（区）同比增长较快，分别上升3.0个百分点、2.9个百分点和2.9个百分点；按照国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）公布的2020年各省（区、市）非水电可再生能源电力最低消纳责任权重，云南、宁夏、新疆等11个省（区、市）非水电可再生能源消纳比重已达到2020年最低消纳责任权重，江苏、广东、安徽、贵州、山东、内蒙古和广西距离达到2020年最低消纳责任权重不到1个百分点，京津冀、黑龙江、甘肃和青海非水电可再生能源电力消纳比重较2020年最低消纳权重仍有较大差距。四、风电、光伏发电保障性收购落实情况 2016年，国家发展改革委、国家能源局依照《可再生能源法》要求，核定了重点地区风电和光伏发电最低保障收购年利用小时数，提出全额保障性收购相关要求。 2018年，在规定风电最低保障收购年利用小时数的地区中，甘肃省未达国家最低保障收购年利用小时数要求，其II、III类资源区实际利用小时数比最低保障收购年利用小时数分别低8小时和77小时。 2018年，在规定光伏发电最低保障收购年利用小时数的地区中，有四个省（区、市）达到光伏发电最低保障收购年利用小时数要求，分别是内蒙古、青海、陕西和黑龙江；有七个省（区、市）未达到要求，分别是甘肃、新疆、宁夏、辽宁、山西、河北和吉林，其中，甘肃I类和II类地区实际利用小时数比最低保障收购年利用小时数分别低172小时和200小时，新疆I类和II类地区分别低147小时和133小时，宁夏I类地区低124小时，辽宁II类地区低93小时，山西II类地区低45小时，河北II类地区低28小时，吉林II类地区低17小时。五、清洁能源消纳目标完成情况根据2018年国家发展改革委、国家能源局印发的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》（发改能源规〔2018〕1575号），所确定的分年度风电、光伏发电和水电消纳目标，2018年，全国平均风电利用率93%，超过了2018年风电利用率的目标，重点省区全部达到了2018年消纳目标；全国平均光伏发电利用率为97%，超过了2018年平均光伏发电利用率的目标，重点省区中，新疆光伏发电利用率低于目标0.5个百分点；全国平均水能利用率95%，达到了2018年平均水能利用率的目标，重点省区中，四川水能利用率低于目标3个百分点。六、特高压线路输送可再生能源情况 2018年，20条特高压线路年输送电量3983亿千瓦时，其中输送可再生能源电量2084亿千瓦时，占全部年输送电量的52%。国家电网公司经营区覆盖范围内的17条特高压线路输送电量3295亿千瓦时，其中可再生能源电量1396亿千瓦时，占输送电量的42%；南方电网公司经营区覆盖范围内的3条特高压线路输送电量688亿千瓦时，全部为可再生能源电量。七、国家清洁能源示范省（区）落实情况浙江。2018年，全部可再生能源电力消纳量为827亿千瓦时（含购买可再生能源绿色电力证书20亿千瓦时），实际消纳量占本省全社会用电量的比重为17.8%，同比下降1.5个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为260亿千瓦时（含购买可再生能源绿色电力证书20亿千瓦时），实际消纳量占本省全社会用电量的比重为5.3%，同比上升1.1个百分点。四川。2018年，全部可再生能源电力消纳量为2013亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为81.9%，同比下降1.6个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为108亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为4.4%，同比上升1.1个百分点。宁夏。2018年，全部可再生能源电力消纳量为268亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为25.2%，同比上升2.2个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为237亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为22.3%，同比上升1.3个百分点。光伏发电未达到最低保障收购年利用小时数要求，比要求低124小时。甘肃。2018年，全部可再生能源电力消纳量为625亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为48.4%，同比上升1.5个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为173亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为13.4%，同比下降0.4个百分点。风电和光伏发电均未达到最低保障性收购年利用小时数要求，风电II类和III类资源区分别低8小时和77小时；光伏发电I类和II类资源区分别低172小时和200小时。青海。2018年，全部可再生能源电力消纳量为577亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为78.2%，同比上升13.3个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为137亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重约为18.5%，与2017年基本持平。附件：可再生能源电力发展监测指标核算方法 1、各省（区、市）内消纳可再生能源电量，包括本地区可再生能源发电量，加上区域外输入的可再生能源电量，再扣除跨区送出的可再生能源电量。省（区、市）内消纳可再生能源电量 = 本地区可再生能源发电量 – 跨区送出的可再生能源电量 + 跨区送入的可再生能源电量 2、各省（区、市）可再生能源电量消纳占比，等于各省（区、市）可再生能源消纳量除以本地区全社会用电量。 3、各省（区、市）的全社会用电量及可再生能源发电量，采用国家统计局和国家认可的电力行业信息机构发布的统计数据。 4、跨区跨省交易的可再生能源电量，采用国家电网公司、南方电网公司及内蒙古电力公司提供的数据。 5、可再生能源发电企业与省级电网企业签署明确的跨区跨省购售电协议的，可再生能源发电企业所发电量根据协议实际执行情况计入对应的购电省份；其他情况按以下原则处理：（1）独立“点对网”跨区输入非水电可再生能源电力项目直接并入区域外受端电网，全部计入受端电网区域的非水电可再生能源电力消纳量，采用并网计量点的电量数据。（2）混合“点对网”跨区输入采取与火电或水电等打捆以一组电源向区外输电的，受端电网接受到的非水电可再生能源电量等于总受电量乘以外送电量中非水电可再生能源比例。外送电量中非水电可再生能源的比例=送端并网点计量的全部非水电可再生能源上网电量/送端并网点计量的全部上网电量。（3）“网对网”跨区输入区域间或省间电网输送电量中的非水电可再生能源电力输送量，根据电力交易机构的结算电量确定。 5、跨省跨区可再生能源电力交易，存在“省送省”、“省送区域”两种情况。针对“省送区域”情况，如华东、华中接受外省输入的可再生能源电量时，按该区域内各省全社会用电量占本区域电网内全社会用电量的比重，计算各省输入的可再生能源电量。即： i省（区、市）内输入电量=可再生能源输入电量，n表示区域电网内包含的各省（区、市） 6、京津冀电网（北京、天津、冀北、河北南网）是特殊区域，接入的集中式非水电可再生能源发电项目和区外输入的非水电可再生能源电量，按统一均摊原则计入比重指标核算，各自区域内接入的分布式非水电可再生能源发电量计入各自区域的比重指标核算。

2019.07.02
国家发改委：全面放开经营性电力用户发用电计划

国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知发改运行〔2019〕1105号各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委（工信委、工信厅、经信厅、工信局）、能源局，北京市城市管理委员会，中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润集团有限公司、中国广核集团有限公司：为深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想和党的十九大精神，认真落实中央经济工作会议和政府工作报告部署要求，进一步全面放开经营性电力用户发用电计划，提高电力交易市场化程度，深化电力体制改革，现就全面放开经营性电力用户发用电计划有关要求通知如下。一、全面放开经营性电力用户发用电计划（一）各地要统筹推进全面放开经营性电力用户发用电计划工作，坚持规范有序稳妥的原则，坚持市场化方向完善价格形成机制，落实清洁能源消纳要求，确保电网安全稳定运行和电力用户的稳定供应，加强市场主体准入、交易合同、交易价格的事中事后监管。（二）经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。（三）经营性电力用户中，不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》中淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策。符合阶梯电价政策的企业用户在市场化电价的基础上继续执行阶梯电价政策。（四）拥有燃煤自备电厂的企业按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任，按约定向电网企业支付系统备用费，取得电力业务许可证，达到能效、环保要求，成为合格市场主体后，有序推进其自发自用以外电量按交易规则参与交易。为促进和鼓励资源综合利用，对回收利用工业生产过程中产生可利用的热能、压差以及余气等建设相应规模的余热、余压、余气自备电厂，继续实施减免系统备用费和政策性交叉补贴等相关支持政策。（五）各地政府主管部门要会同电网企业，细化研究并详细梳理暂不参与市场的用户清单，掌握经营性电力用户参与市场化交易情况，逐步建立分行业电力用户参与市场化交易统计分析制度，及时掌握经营性电力用户全面放开情况。二、支持中小用户参与市场化交易（六）积极支持中小用户由售电公司代理参加市场化交易，中小用户需与售电公司签订代理购电合同，与电网企业签订供用电合同，明确有关权责义务。（七）经营性电力用户全面放开参与市场化交易主要形式可以包括直接参与、由售电公司代理参与、其他各地根据实际情况研究明确的市场化方式等，各地要抓紧研究并合理制定中小用户参与市场化交易的方式，中小用户可根据自身实际自主选择，也可以放弃选择权，保持现有的购电方式。各地可结合本地区电力供需形势，针对全面放开经营性电力用户发用电计划设定一段时间的过渡期。（八）针对选择参与市场化交易但无法与发电企业达成交易意向的中小用户，过渡期内执行原有购电方式，过渡期后执行其他市场化购电方式。（九）退出市场化交易或未选择参与市场化交易的中小用户，在再次直接参与或通过代理方式参与市场化交易前，由电网企业承担保底供电责任。三、健全全面放开经营性发用电计划后的价格形成机制（十）全面放开经营性发用电计划后的价格形成机制，按照价格主管部门的有关政策执行。（十一）对于已按市场化交易规则执行的电量，价格仍按照市场化规则形成。鼓励电力用户和发电企业自主协商签订合同时，以灵活可浮动的形式确定具体价格，价格浮动方式由双方事先约定。四、切实做好公益性用电的供应保障工作（十二）各地要进一步落实规范优先发电、优先购电管理有关要求，对农业、居民生活及党政机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等重要公用事业、公益性服务等用户安排优先购电。结合本地实际，加强分类施策，抓紧研究保障优先发电、优先购电执行的措施，统筹做好优先发电优先购电计划规范管理工作。（十三）各地要根据优先购电保障原则，详细梳理优先购电用户清单，实施动态管理、跟踪保障，原则上优先购电之外的其他经营性电力用户全部参与市场。（十四）各地要合理制定有序用电方案并按年度滚动调整，出现电力缺口或重大突发事件时，对优先购电用户保障供电，其他用户按照有序用电方案承担有序用电义务。（十五）电网企业要按照规定承担相关责任，按照政府定价保障优先购电用户用电。优先购电首先由优先发电电量予以保障。五、切实做好规划内清洁电源的发电保障工作（十六）研究推进保障优先发电政策执行，重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购。核电机组发电量纳入优先发电计划，按照优先发电优先购电计划管理有关工作要求做好保障消纳工作。水电在消纳条件较好地区，根据来水情况，兼顾资源条件、历史均值和综合利用等要求，安排优先发电计划；在消纳受限地区，以近年发电量为基础，根据市场空间安排保量保价的优先发电计划，保量保价之外的优先发电量通过市场化方式确定价格。风电、太阳能发电等新能源，在国家未核定最低保障收购年利用小时数的地区按照资源条件全额安排优先发电计划；在国家核定最低保障收购年利用小时数的地区，结合当地供需形势合理安排优先发电计划，在国家核定最低保障收购年利用小时数内电量保量保价收购基础上，鼓励超过最低保障收购年利用小时数的电量通过参与市场化交易方式竞争上网。（十七）积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网工作，对平价上网项目和低价上网项目，要将全部电量纳入优先发电计划予以保障，在同等条件下优先上网。平价上网项目和低价上网项目如存在弃风、弃光情况，由省级政府主管部门会同电网企业将弃风、弃光电量全额核定为可转让的优先发电计划，可在全国范围内通过发电权交易转让给其他发电企业并获取收益。电力交易机构要按要求做好弃风、弃光优先发电计划的发电权交易的组织工作，推动交易落实。（十八）电网企业、电力用户和售电公司应按要求承担相关责任，落实清洁能源消纳义务。鼓励参与跨省跨区市场化交易的市场主体消纳优先发电计划外增送清洁能源电量。（十九）鼓励经营性电力用户与核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源开展市场化交易，消纳计划外增送清洁能源电量。电力交易机构要积极做好清洁能源消纳交易组织工作，进一步降低弃水、弃风、弃光现象。（二十）清洁能源消纳受限地区要加快落实将优先发电计划分为“保量保价”和“保量竞价”两部分，其中“保量竞价”部分通过市场化方式形成价格，市场化交易未成交部分可执行本地区同类型机组市场化形成的平均购电价格。六、加强电力直接交易的履约监管（二十一）各地要有针对性地制定和完善相关规章制度，实施守信联合激励和失信联合惩戒机制，加强电力直接交易的履约监管力度。市场主体按照市场交易规则组织签订直接交易合同，明确相应的权利义务关系、交易电量和价格等重要事项，并严格按照合同内容履约执行。（二十二）地方经济运行部门要会同电网企业、电力交易机构对电力直接交易合同履约情况实行分月统计，发挥电网企业及电力交易机构作用，将直接交易合同履约情况纳入统一管理，在一定范围内按季度通报。国家能源局派出机构对辖区内电力直接交易合同履约情况进行监管。（二十三）发电企业、电力用户、售电公司等市场主体要牢固树立市场意识、法律意识、契约意识和信用意识，直接交易合同达成后必须严格执行，未按合同条款执行需承担相应违约责任并接受相关考核惩罚。七、保障措施（二十四）各地要根据实际情况，采取积极措施确保跨省跨区交易与各区域、省（区、市）电力市场协调运作。在跨省跨区市场化交易中，鼓励网对网、网对点的直接交易，对有条件的地区，有序支持点对网、点对点直接交易。各地要对跨省跨区送受端市场主体对等放开，促进资源大范围优化配置和清洁能源消纳。北京、广州电力交易中心和各地电力交易机构要积极创造条件，完善交易规则、加强机制建设、搭建交易平台，组织开展跨省跨区市场化交易。（二十五）中国电力企业联合会、第三方信用服务机构和各电力交易机构开展电力交易信用数据采集，建立动态信用记录数据库，适时公布有关履约信用状况。对诚实守信、认真履约的企业纳入诚信记录，对履约不力甚至恶意违约的企业纳入不良信用记录并视情况公开通报，对存在违法、违规行为和列入“黑名单”的严重失信企业执行联合惩戒措施。（二十六）各省（区、市）政府主管部门每月向国家发展改革委报送全面放开发用电计划进展情况。各电力交易机构、电网企业负责市场化交易的组织和落实，配合有关部门开展监管。各电力交易机构开展对市场交易的核查，按时向各地政府主管部门报告有关情况。国家能源局派出机构对辖区内各省（区、市）全面放开发用电计划执行情况进行监督，每季度向国家发展改革委、国家能源局报送相关情况。国家发展改革委 2019年6月22日

2019.07.02
财政部：《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》补充通知

国家财政部官方网站发布了《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》的补充通知。其中明确：可再生能源发展专项资金实施期限为2019至2023年。其中，“十三五”农村水电增效扩容改造中央财政补贴于2020年政策期满后结束。财政部根据国务院有关规定及可再生能源发展形势需要等进行评估，根据评估结果再作调整。各有关省（区、市）财政厅（局），新疆生产建设兵团财政局：按照《中央对地方专项转移支付管理办法》（财预〔2015〕230号）等文件要求，现对《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》（财建〔2015〕87号）有关事项补充通知如下：一、可再生能源发展专项资金实施期限为2019至2023年。其中，“十三五”农村水电增效扩容改造中央财政补贴于2020年政策期满后结束。财政部根据国务院有关规定及可再生能源发展形势需要等进行评估，根据评估结果再作调整。二、可再生能源发展专项资金支持农村水电增效扩容改造。农村水电增效扩容改造采取据实结算方式，“十三五”期间按照改造后电站装机容量（含生态改造新增）进行奖励。具体奖励额度按以下方式明确：某地奖励额度=奖励标准×某地改造后电站装机容量（含生态改造新增）奖励标准为东部地区700元/千瓦、中部地区1000元/千瓦、西部地区1300元/千瓦。以河流为单元，中央财政奖励资金不得超过该单元农村水电增效扩容改造总投资的50%（生态改造费用纳入改造总投资）。三、可再生能源发展专项资金支持煤层气(煤矿瓦斯)、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用。2018年，补贴标准为0.3元/立方米。自2019年起，不再按定额标准进行补贴。按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；相应，对未达到上年开采利用量的，按照未达标程度扣减奖补资金。同时，对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。（一）计入奖补范围的非常规天然气开采利用量按以下方式确定：非常规天然气开采利用量=页岩气开采利用量+煤层气开采利用量×1.2+致密气开采利用量与2017年相比的增量部分。（二）奖补资金分配系数按以下方式确定： 1. 对超过上年产量以上部分，按照超额比例给予不同的分配系数：对超过上年产量0-5%（含）的，分配系数为1.25；对超过上年产量5-10%（含）的，分配系数为1.5；对超过上年产量10-20%（含）的，分配系数为1.75; 对超过上年产量20%以上的，分配系数为2。 2. 对未达到上年产量的，按照未达标比例扣减不同的分配系数：对未达标部分为上年产量0-5%（含）的，分配系数为1.25；对未达标部分为上年产量5-10%（含）的，分配系数为1.5；对未达标部分为上年产量10-20%（含）的，分配系数为1.75；对未达标部分为上年产量20%以上的，分配系数为2。 3. 每年取暖季（每年1-2月，11-12月）生产的非常规天然气增量部分，分配系数为1.5。（三）奖补资金计算公式如下：某地（中央企业）当年奖补气量=上年开采利用量+（当年取暖季开采利用量-上年取暖季开采利用量）×1.5+（当年开采利用量-上年开采利用量）×对应的分配系数某地（中央企业）当年补助资金=当年非常规天然气奖补资金总额/全国当年奖补气量×某地（中央企业）当年奖补气量（四）奖补资金采取先预拨、后清算的方式，由财政部按照国家能源局、财政部各地监管局、中央企业和地方提供的数据测算并将预算下达、资金拨付至地方和中央企业。地方和中央企业按照有利于非常规天然气开采的原则统筹分配奖补资金，并用于非常规天然气开采利用的相关工作。四、各级财政、水利、能源等部门及其工作人员在专项资金审核、分配工作中，存在违反规定分配资金、向不符合条件的单位（个人）分配资金、擅自超出规定的范围或者标准分配或使用专项资金等，以及其他滥用职权、玩忽职守、徇私舞弊等违法违纪行为的，按照《预算法》、《公务员法》、《行政监察法》、《财政违法行为处罚处分条例》等有关规定进行处理。五、本通知自印发之日起实行。附件：致密砂岩气认定标准财政部 2019年6月11日附件致密砂岩气认定标准为推动我国致密砂岩气（以下简称致密气）勘探开发，增加天然气供应，缓解国内天然气供需矛盾，调整能源结构，中央财政将致密气纳入非常规天然气补贴范围。有关认定标准和条件如下：一、致密气标准基质空气渗透率中值小于或等于1毫达西（mD），单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，采取压裂、水平井、多分支井等特殊技术措施后获得工业性产量的致密砂岩类气藏，经气田（区块）和井两级认定符合条件后，可申请补贴。二、致密气田（区块）的认定（一）气田（区块）按全国矿产储量委员会核定的储量单元，分区块申报认定。当多个储量单元连片时，可合并整体申报。（二）根据《致密砂岩气地质评价方法》（BG/T 30501-2014），气田（区块）目的层段属于致密砂岩气层：目的层段所有取心井岩样基质空气渗透率中值小于或等于1毫达西（mD），且目的层段致密砂岩气井数与所有气井数之比大于或等于90%。（三）致密砂岩气田（区块）内90%及以上已完钻的开采井（含所有老井及当年投产井）依靠压裂、水平井、多分支井等特殊技术措施获得工业性产量。（四）纵向上采用多层合采开采方式的气田（区块），所有合采层段必须为致密气层。三、致密气井认定在符合条件的致密气田（区块）中，2018年及以后采用了压裂或水平井、多分支井技术增产措施的致密气井。四、其他条件（一）2018年及以后投产的符合补贴标准的致密气井（含老井压裂改造）所生产的致密气。（二）企业已安装可以准确计量致密气井产量的计量设备（单井或井组计量）。（三）致密气补贴以商品量为准。同一区块内符合补贴标准和不符合补贴标准的井同时存在的，该区块享受补贴的商品量按井口产量同比例划分确定。

2019.07.02
20.76GW！2019年第一批光伏、风电平价上网项目发布

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出监管机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、电力规划设计总院、水电水利规划设计总院、各有关发电企业：根据《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）要求，共有16个省（自治区、直辖市）能源主管部门向国家能源局报送了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单，总装机规模2076万千瓦。现予以公布。请国家电网有限公司、南方电网公司组织所属有关省级电网企业按照平价上网项目有关政策要求，认真落实电网企业接网工程建设责任，确保平价上网项目优先发电和全额保障性收购，按项目核准（备案）时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电平价上网项目单位签订长期固定电价购售电合同（不少于20年）。请有关省级能源主管部门和派出能源监管机构协调推进有关项目建设，加强对有关支持政策的督促落实。请有关省级能源主管部门、价格主管部门、派出能源监管机构、电力交易机构和电网企业等按照国家发展改革委、国家能源局发布的有关分布式发电市场化交易的文件，在附件3明确的风电、光伏发电交易规模限额范围内，根据就近消纳能力组织推进，做好分布式发电市场化交易试点及有关政策落实工作。附件：1.2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目信息汇总表 2019年5月20日

2019.07.02

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