7月28日消息，國家能源局印發了《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》，下面是全部內容：

國家能源局關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見

各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委（能源局），各派出能源監管機構，國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司:

在《可再生能源法》以及有關政策支持下，我國可再生能源產業快速發展，技術水平顯著提高，制造產業能力快速提升，市場應用規模不斷擴大，為推動能源結構調整、保護生態環境和培育經濟發展新動能發揮了重要作用。為深入貫徹能源生產和消費革命戰略，有效解決可再生能源發展中出現的棄水棄風棄光和補貼資金不足等問題，實現可再生能源產業持續健康有序發展，現就做好可再生能源發展“十三五”規劃實施提出以下意見：

一、加強可再生能源目標引導和監測考核

各省（區、市）能源主管部門根據國家能源發展“十三五”規劃、電力發展“十三五”規劃、可再生能源發展“十三五”規劃和《國家能源局關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》（國能新能[2016]54號）對各地區非水電可再生能源發電量占全社會用電量比重指標以及加強水電利用消納的要求，結合本地區可再生能源發展規劃和市場消納條件，合理確定本地區可再生能源電力發展目標，加強項目建設管理和政策落實工作，推進可再生能源電力有序規范發展。國家能源局按年度對各省（區、市）可再生能源開發利用進行監測評估和考核，并向社會公布評估和考核結果。

二、加強可再生能源發展規劃的引領作用

各省（區、市）能源主管部門應根據國家發展改革委、國家能源局發布的各類能源規劃和經國家能源局批復的本區域能源發展“十三五”規劃，制定本地區可再生能源發展相關規劃并按年度制定實施方案，明確可再生能源電力年度建設規模、建設任務、結構和布局，協調好可再生能源電力與常規能源發電的關系。

各省（區、市）能源主管部門要以有關規劃為依據，科學合理布局，結合電力市場編制可再生能源電力建設年度實施方案，指導電網企業研究配套電網建設和可再生能源電力消納方案。把充分利用存量與優化增量相結合，各年度在落實電力送出和消納條件的基礎上，有序組織水電、風電、光伏發電等可再生能源電力建設。

三、加強電網接入和市場消納條件落實

各省（區、市）能源主管部門要把落實可再生能源電力送出消納作為安排本區域可再生能源電力建設規模及布局的基本前提條件。各省級電網公司應對年度新增建設規模的接網條件和消納方案進行研究，并出具電力消納意見。集中式風電和光伏發電的年度規模確定及分配都要以省級電網企業承諾投資建設電力送出工程和出具的電力系統消納能力意見為前提。

對大型水電、風電、光伏發電基地，所在省（區、市）能源主管部門及市（縣）級地方政府能源主管部門首先要落實電力消納市場。所發電量本地消納的基地，有關省級能源主管部門要會同地方政府和省級電網企業明確電力消納機制和保障措施；所發電量跨省跨區消納的基地，要符合國家能源和電力相關發展規劃，送受端省級政府及電網企業要協商達成送受電協議、輸電及消納方案。

發揮跨省跨區特高壓輸電通道消納可再生能源的作用。對國家能源局已明確可再生能源電量比重指標的特高壓輸電通道，按已明確的指標進行考核；對未明確指標的特高壓輸電通道由有關監管機構對其進行一年為周期的監測，確定可再生能源電量比重指標及通道利用指標。水能、風能、太陽能資源富集地區后續規劃新建的特高壓輸電通道均應明確輸送可再生能源電量比重指標，以輸送水電為主的特高壓輸電通道應明確通道利用率指標。

四、創新發展方式促進技術進步和成本降低

各省（區、市）能源主管部門應遵循發揮市場在資源配置中起決定性作用和更好發揮政府作用的理念，結合電力體制改革等創新可再生能源電力發展模式。鼓勵結合社會資本投資經營配電網、清潔能源局域電網和微電網建設，實現可再生能源高效利用并降低成本。原則上不再支持建設無技術進步目標、無市場機制創新、補貼強度高的集中式光伏發電項目。

國家能源局會同有關部門制定光伏產品的市場應用技術標準、領跑者技術標準，加速技術進步和落后產能退出市場。各省（區、市）能源主管部門組織地方政府，對具備成片開發土地資源且具備統一送出消納條件的光伏電站場址，編制光伏發電先進技術應用基地。國家能源局按年度統一組織光伏發電先進技術應用基地優選，被選上的基地納入該地區年度新增建設規模。對優選上的基地，由所在地省級能源主管部門在國家能源局指導下組織地方政府采取公開競爭方式選擇項目投資主體，并提出統一的技術標準，以此引領技術進步和產業升級，促進成本下降，減少補貼需求。

五、健全風電、光伏發電建設規模管理機制

各省（區、市）能源主管部門應根據風電產業預警信息合理布局風電項目。預警結果為綠色地區的省（區、市）能源主管部門，根據相關規劃在落實電力送出和市場消納的前提下，自主確定風電年度建設實施方案，嚴格核實納入年度建設方案各項目的風資源勘查評價、電力送出及消納市場等建設條件，并指導開發企業與電網企業做好銜接，將年度建設實施方案報送國家能源局。分散式風電嚴格按照有關技術規定和規劃執行，不受年度建設規模限制。

按照市場自主和競爭配置并舉的方式管理光伏發電項目建設。對屋頂光伏以及建立市場化交易機制就近消納的2萬千瓦以下光伏電站等分布式項目，市場主體在符合技術條件和市場規則的情況下自主建設；對集中式光伏電站，以不發生限電為前提，設定技術進步、市場消納、降低補貼等條件，通過競爭配置方式組織建設；國家能源局統一組織光伏發電先進技術應用基地建設，基地及基地內項目業主均按照有關規定通過競爭方式選擇；光伏扶貧根據有關地區扶貧任務的需要，有關省（區、市）能源主管部門會同扶貧部門組織地方政府編制光伏扶貧計劃。

根據國家發展改革委、國家能源局發布的各類能源規劃和經國家能源局批復的各地區能源發展規劃以及各省（區、市）能源主管部門報送的“十三五”風電、光伏發電分年度規模建議，國家能源局將各省（區、市）分年度建設規模方案予以公布（見附件1、2），各省（區、市）能源主管部門按此方案做好規劃實施工作。2017年各省（區、市）風電、光伏發電按隨文公布的新增建設規模執行。2018年以及后續年度，各省（區、市）能源主管部門按年度向國家能源局報送年度實施方案建議，其中包括新增建設規模和布局信息以及電網公司關于投資建設電力送出工程和消納能力的意見。

國家能源局對各省（區、市）能源主管部門報送的年度實施方案和相關條件進行核實，按照當年電網企業承諾的電力送出和消納條件最終確定各省（區、市）當年新增建設規模。對應納入年度規模管理的發電項目，各省（區、市）能源主管部門必須嚴格按當年下達的年度新增建設規模組織建設。

六、加強和規范生物質發電管理

生物質發電（主要包括農林生物質發電和垃圾焚燒發電）“十三五”規劃布局規模一次性下達。各省（區、市）能源主管部門根據規劃布局，組織開展項目核準工作，每年2月底之前上報上一年度項目核準及建設運行情況。“十三五”中期組織開展本地區生物質發電“十三五”規劃修編，進行滾動調整。

大力推進農林生物質熱電聯產，從嚴控制只發電不供熱項目。將農林生物質熱電聯產作為縣域重要的清潔供熱方式，為縣城及農村提供清潔供暖，為工業園區和企業提供清潔工業蒸汽，直接替代縣域內燃煤鍋爐及散煤利用。因地制宜推進城鎮生活垃圾焚燒熱電聯產項目建設。

納入生物質發電“十三五”規劃布局方案的是符合國家可再生能源基金支持政策的農林生物質發電和垃圾焚燒發電項目。不符合國家可再生能源基金支持政策，或者不申請國家可再生能源基金支持的布局項目，不納入本規劃布局方案。有關地方能源主管部門核準建設規劃布局方案之外的生物質發電項目（沼氣發電除外），由所在省（區、市）負責解決補貼資金問題。

七、多措并舉擴大補貼資金來源

各省（區、市）能源主管部門組織本地區可再生能源電力建設，除了考慮電網接入和市場消納保障，還應考慮本地區可再生能源電價附加征收情況、本地區其他補貼資金來源等因素。鼓勵各級地方政府多渠道籌措資金支持可再生能源發展，已制定本省級區域支持可再生能源建設和利用補貼政策的地區可相應擴大建設規模。

各省（區、市）能源主管部門和各派出能源監管機構應會同有關部門監測評價風電、光伏發電、生物質發電項目電費結算、補貼資金到位以及企業經營狀況，向社會及時發布信息，提醒企業投資經營風險，合理把握可再生能源電力建設節奏。

八、加強政策保障

各級地方政府能源主管部門要積極落實國家支持可再生能源發展的政策，完善政府管理和服務機制，在土地利用等方面降低成本，不得以收取資源費等名義增加企業負擔。電網企業要遵照《可再生能源法》的規定，與依法取得行政許可或報送備案的可再生能源發電企業做好銜接，及時投資建設配套電網，簽訂并網調度協議和購售電合同，履行對可再生能源發電的全額保障性收購責任。

各級地方政府能源主管部門與電網企業要貫徹《可再生能源法》的要求，按照電力體制改革工作部署，以可再生能源發電全額保障性收購要求作為依據，落實可再生能源發電項目合同的簽訂和執行。若可再生能源企業優先發電合同未履行，其優先發電權可以轉讓。

各派出能源監管機構要按照《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》第十二、十三條等有關要求，會同省級能源主管部門、經濟運行主管部門及電網企業嚴格落實國家核定的最低保障小時數。各派出能源監管機構要加強可再生能源電力項目接入電網監管，并會同地方政府有關部門加強對可再生能源發電全額保障性收購執行情況的監管和考核工作。

附件：

1. 2017-2020年風電新增建設規模方案

2. 2017-2020年光伏電站新增建設規模方案

3. 生物質發電“十三五”規劃布局方案

國家能源局

2017年7月19日

附件1

2017-2020年風電新增建設規模方案

備注：1、上述新增建設規模是根據“十三五”規劃、本地消納能力和各地區報送方案提出的初步規模，預警結果為綠色地區可在實際建設中自行調整；

2、吉林、黑龍江、甘肅、寧夏、內蒙古、新疆自治區、新疆兵團暫不下達各年度新增建設規模，待棄風限電緩解后另行下達；

3、表中不含特高壓輸電通道配套的風電基地和海上風電建設規模。特高壓通道配套風電基地規模，根據特高壓通道規劃、啟動時間和建設周期另行單獨配置，原則上風電可按特高壓通道輸送風電最大能力配置。

附件2

2017-2020年光伏電站新增建設規模方案

備注：1、表中“2020年規劃并網目標”是全國太陽能發展“十三五”規劃以及經國家能源局批復的各省（區、市）能源發展“十三五”規劃確定的目標，為到2020年底累計的并網裝機容量；

2、北京、天津、上海、福建、重慶、西藏、海南7個省（區、市）自行管理本區域“十三五”時期光伏電站建設規模，根據本地區能源規劃、市場消納等條件有序建設；

3、本表規模不包括不限建設規模的分布式光伏發電項目、村級扶貧電站以及跨省跨區輸電通道配套建設的光伏電站；各種結合農業大棚、牲畜養殖建設的光伏電站項目均按集中式電站納入年度規模管理；

4、甘肅、新疆（含兵團）、寧夏目前棄光限電嚴重，暫不安排2017-2020年新增建設規模，待棄光限電情況明顯好轉后另行研究確定；

5、各省（區、市）2017年度新增建設規模優先建設光伏扶貧電站，不再單獨下達集中式光伏扶貧電站規模；河北、山東、河南、江西、湖南、湖北、云南、廣東等提前使用2017年建設規模超過50萬的省份新增建設規模全部用于建設光伏扶貧電站；

6、有關省（區、市）依據《國家能源局關于調整2016年光伏發電建設規模有關問題的通知》（國能新能〔2016〕383號）調增的建設規模計入2016年。對有關省（區）能源主管部門據此文件安排的調增建設規模，符合文件規定的均為有效，國家能源局不再單另下文確認。調增規模超過100萬千瓦的，請有關省級能源主管部門自行對超過部分剔除；

7、2017-2020年每年安排領跑基地項目800萬千瓦，由國家能源局統一組織競爭優選確定；

8、張家口市光伏發電建設規模根據國家批復的有關專項規劃建設，不占表中所列河北省各年度建設規模；

9、河南省2017年度建設規模中的40萬千瓦用于專項支持蘭考、永城、虞城、商水農村能源革命試點。

附件3

生物質發電"十三五"規劃布局方案

注：生物質發電具體項目布局略，見紙質文件