近年来，我国清洁能源产业不断发展壮大，已成为推动能源转型发展的重要力量，为建设清洁低碳、安全高效的能源体系做出了突出贡献。但同时，清洁能源发展不平衡不充分的矛盾也日益突显，特别是清洁能源消纳问题突出，已严重制约行业健康可持续发展，引起了国家的高度重视和社会各界的广泛关注。

去年以来，中央经济工作会议和政府工作报告对清洁能源消纳问题做出总体部署，在各方共同努力下，清洁能源消纳问题有所缓解，取得了阶段性成果。为更加有效的解决清洁能源消纳问题，建立促进消纳的长效机制，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》（以下简称《行动计划》），制定了清洁能源消纳的工作目标，提出了七类共28条针对性的工作举措，引起了社会强烈反响。

为此，国家能源局电力司有关负责同志接受了记者采访，回答了记者问题。

问：《行动计划》出台有什么重大意义？目标是什么？

壮大清洁能源产业是推动我国能源结构调整的重要举措，实现充分消纳则是清洁能源产业高质量发展的关键保障。近年来，党中央、国务院和社会各界对清洁能源消纳问题高度关注，习近平总书记在党的十九大报告和中央经济工作会议上对大力发展清洁能源提出明确要求，李克强总理多次对促进清洁能源消纳做出重要批示。在国家高度重视和行业共同努力下，目前清洁能源消纳取得一定成效，整体呈现好转态势。但是，当前取得的成绩还不牢固，短期临时性措施多，长效机制少；局部单一品种措施多，全局性机制少。为进一步巩固已有成果，我们在认真研究、广泛听取各方意见以及实施专项调研的基础上，编制了《行动计划》，旨在提出更加有力有效促进清洁能源消纳的措施，形成全社会促进清洁能源消纳的工作合力，推动建立清洁能源消纳的长效机制，为促进清洁能源高质量发展、推动我国能源结构调整提供可靠保障。

《行动计划》按照“2018年清洁能源消纳取得显著成效，2020年基本解决清洁能源消纳问题”的总体工作目标，科学测算并细化分解了风电、光伏、水电、核电等各能源品种逐年的具体目标。其中，2018年，风电利用率高于88%（力争达到90%以上），光伏发电利用率高于95%，全国水能利用率95%以上，大部分核电实现安全保障性消纳；2019年，风电利用率高于90%（力争达到92%左右），光伏发电利用率高于95%，全国水能利用率95%以上，核电基本实现安全保障性消纳；2020年，风电利用率达到国际先进水平（力争达到95%左右），弃光率低于5%，全国水能利用率95%以上，核电实现安全保障性消纳。此外，针对我国清洁能源消纳问题集中在少数重点省份的特点，《行动计划》还将目标分解至重点省份，提出了分省分年度消纳目标。

问：今年以来，在促进清洁能源消纳方面开展了哪些工作，取得了什么成效？

今年以来，按照党中央、国务院领导同志关于清洁能源消纳的重要批示要求，国家发展改革委、国家能源局高度重视，全力推进清洁能源消纳，在有序规划开发、完善扶持政策体系、落实保障性消纳、提升输电通道能力、增强系统调节能力、建立市场化机制等方面开展了大量工作，并取得了积极成效。

2018年，全国风、光、水、核四种清洁能源总发电装机达到7.49亿千瓦，总发电量累计2.08万亿千瓦时，其中，风电利用率达92.8％，弃风率7.2％，同比下降4.9个百分点；光伏利用率达97.0％，弃光率3.0％，同比下降2.8个百分点；水能利用率95.0％以上；核电运行平稳，利用率保持较高水平。整体而言，清洁能源消纳的形势持续向好，已经达到国际先进水平（风电利用率90%，光伏发电利用率95%）。

问：当前我国清洁能源消纳还面临哪些困难和问题？原因是什么？

清洁能源消纳利用是一个涉及电源、电网以及用电负荷的系统性问题。目前我国清洁能源消纳主要面临以下几方面的困难：一是资源和需求逆向分布，风光资源大部分分布在“三北”地区，水能资源主要集中在西南地区，而用电负荷主要位于中东部和南方地区,由此带来的跨省区输电压力较大；二是清洁能源高速发展与近年来用电增速不匹配，近年来在国家政策的积极支持下，清洁能源特别是风电、光伏发电的装机整体保持着较快的增长速度，远超全社会用电量的增速，供需不匹配问题造成了较大的消纳压力；三是风电、光伏发电的出力受自然条件影响，存在比较大的波动性，大规模并网后，给电力系统的调度运行带来了较大挑战。目前我国电力系统尚不完全适应如此大规模波动性新能源的接入。

问：目前我国清洁能源消纳问题主要集中在哪些地区？分别有什么特点？

目前我国清洁能源消纳问题存在较为明显的地域和时段集中分布的特征。其中，弃风弃光主要集中在新疆、甘肃和内蒙古等地区，多发生于冬季供暖期以及夜间负荷低谷时段。2018年，上述三省区弃风弃光电量超过300亿千瓦时，占全国总弃风弃光电量比例超过90%，弃风弃光的原因主要是新能源装机占比高，热电机组和自备电厂装机规模大，系统调峰压力较大，同时部分特高压通道的输电能力不足，存在新能源外送受限问题。弃水主要集中在西南的四川、云南地区，多发生于汛期，弃水的原因主要是水电建设规模较大，需要大规模跨省区外送消纳，涉及地域范围广、市场主体多、协调难度大，目前存在一定的网源建设不协调问题，同时市场化交易机制不健全，市场配置资源的决定性作用还没有充分发挥。

 问：针对清洁能源消纳面临的困难和问题，《行动计划》提出了哪些具体措施？

为建立清洁能源消纳长效机制，确保实现消纳目标，《行动计划》从电源开发布局优化、市场改革调控、宏观政策引导、电网基础设施完善、电力系统调节能力提升、电力消费方式变革、考核与监管等7个方面，提出了28项具体措施：一是从清洁能源发展规划、投产进度、煤电有序清洁发展等方面进一步优化电源布局，合理控制电源开发节奏；二是从电力中长期交易、清洁能源跨省区市场交易、现货交易、辅助服务补偿机制等方面加快电力市场化改革，发挥市场调节功能；三是从可再生能源电力配额制度、非水可再生能源电价政策、清洁能源优先发电制度、可再生能源法修订等方面加强宏观政策引导，形成有利于清洁能源消纳的体制机制；四是从火电灵活性改造、火电最小出力与开机方式核定、自备电厂调峰、可再生能源功率预测等方面深挖电源侧调峰潜力，全面提升电力系统调节能力；五是从电网汇集和外送清洁能源能力、跨省区通道可再生能源输送比例、城乡配电网建设、多种能源联合调度、电网运行管理等角度完善电网基础设施，充分发挥电网资源配置平台作用；六是从清洁能源的绿色消费模式、可再生能源就近高效利用、储能技术发展、北方地区清洁取暖、需求侧响应等角度促进源网荷储互动，积极推进电力消费方式变革；七是从清洁能源消纳的目标考核、信息公开和报送、监管督查等角度落实责任主体，提高消纳考核及监管水平。

问：《行动计划》提出的“利用率”的概念，与常用的弃风率、弃光率有什么区别，应如何理解？

长期以来，我国清洁能源发展一直以“弃电”的高低作为评价标准，但“弃电量”“弃电率”的说法只关注清洁能源电力的未利用部分，忽视了整个能源和电力系统为消纳清洁能源付出的努力和成本，易引起社会各界的误解。从整个能源系统经济性和全社会用电成本的角度，结合电力系统自身的特性，清洁能源消纳存在一个经济合理的利用率范围，片面追求百分之百消纳，将极大提高系统的备用成本，限制电力系统可承载的新能源规模，反而制约了新能源发展，因此并不是百分之百完全消纳最好。

实际上，近年来随着我国能源清洁产业不断发展壮大，在风电、光伏等装机和发电量比重快速提升的同时，清洁能源利用水平正逐步接近并部分超过国际公认的平均合理水平。因此，为引导社会舆论正面关注清洁能源开发利用工作，促进产业高质量发展，《行动计划》更加突出清洁能源的“利用率”，将风电利用率、光伏利用率和水能利用率作为清洁能源开发利用水平的主要评价指标。

问：如何进行清洁能源消纳目标考核？《行动计划》提出对利用率超过95％的限发电量不再记入全国限电量统计，是如何考虑的？

为确保各项措施有效落地取得实效，《行动计划》将强化清洁能源消纳目标的考核工作，重点包括：科学测算清洁能源消纳年度总体目标和分区域目标；弃水、弃风、弃光情况严重和核电机组利用率低的省（区、市），要制定本地区解决清洁能源消纳问题的专项方案；组织具备接受外送清洁能源消纳条件的省（区、市），明确本区域消纳目标；明确新能源与煤电联合外送通道中，非水可再生能源占总电量的运行比重目标，并实施年度考核。

关于限电量统计的问题，涉及两方面内容。一方面，目前部分媒体比较关注清洁能源限电率和限电量的“双降”，但限电绝对量与清洁能源的装机规模和利用水平均相关，随着我国清洁能源发展规模持续扩大，绝对限电量的横向对比意义减弱，限电量增大也不一定意味着利用水平降低，因此不宜使用限发电量的绝对数值作为评价指标，必须要从利用率的角度来考虑。另一方面，《行动计划》参考国际先进水平（风电利用率90%，光伏发电利用率95%），提出2020年全国平均风电利用率、光伏利用率、水能利用率指标分别为95%左右、高于95%和高于95%，达到了国际先进水平。同时，由于我国清洁能源发展规模逐步扩大，特别是集中连片清洁能源开发地区，即使清洁能源利用水平控制在合理范围内，限发电量的绝对量也较大，容易引发炒作和误解。为此，我们参考国际经验对全网统计口径进行了优化，对于风电、光伏以及水能利用率高于95%的区域和主要流域，其限发电量在合理范围内，不再计入全国限电量的统计范围。

问：如何理解系统消纳清洁能源的能力不足？怎样提升系统清洁能源消纳能力？

系统消纳清洁能源能力不足，主要体现在系统的调节能力无法满足清洁能源发电出力与实际用电负荷需求之间的差异性。实际中，风电、光伏发电等新能源出力具有较大的波动性，在时段分布上与用电负荷存在较大差异，如，风电一般夜间出力较大，但此时用电负荷较小；光伏发电出力在傍晚快速减小，但此时实际用电负荷正迎来晚高峰。水电出力受来水情况影响，汛期出力较大而枯期出力有限。此外，核电考虑到经济性与安全性，一般承担系统基荷，很少参与调峰。在以上各种因素的综合作用下，系统的实际调度运行面临较大困难，调节能力成为决定清洁能源消纳水平的关键。

提升系统的清洁能源消纳能力，重点在于挖掘调峰潜力，提升系统的调节能力，直接途径包括新建抽水蓄能电站、气电、大型龙头水电站等灵活性调节电源以及储能电站等。同时，我国“三北”地区供热机组与自备电厂机组规模较大，可以通过实施火电灵活性改造、引导自备电厂参与系统调峰等方式，提升系统的调节能力。此外，在实际调度运行过程中，应当核定火电机组的最小技术出力率和最小开机方式，确保调峰能力得到充分利用。

问：《行动计划》在电网建设和运行方面提出了哪些措施和要求？

为充分发挥电网资源配置平台作用，《行动计划》针对性提出以下措施与要求。一是提升电网汇集和外送清洁能源能力。加快推进水电外送通道建设，研究推进高比例可再生能源通道建设，重点解决有关输电断面能力不足问题。二是提高存量跨省区输电通道可再生能源输送比例。充分发挥送受两端煤电机组的调频和调峰能力，利用可再生能源的功率预测结果滚动修正送电曲线。2020年底前，主要跨省区输电通道中可再生能源电量比例力争达到平均30%以上。三是实施城乡配电网建设和智能化升级，增强电网分布式清洁能源接纳能力以及对清洁供暖等新型终端用电的保障能力。此外，《行动计划》提出研究探索多种能源联合调度，包括研究试点火电和可再生能源联合优化运行、按区域组织多种电源协调运行的联合调度单元、鼓励新建核电项目配套建设抽水蓄能等调峰电源。

问：《行动计划》在发挥市场调节功能与加强宏观政策引导方面是如何考虑的？

宏观政策是保障清洁能源发展的基础，市场则是形成促进清洁能源消纳长效机制的关键，相对而言更加灵活。《行动计划》统筹兼顾了市场与宏观政策两方面的措施，力争最大化促进清洁能源消纳。一方面，加快电力市场化改革，完善电力中长期交易机制，扩大清洁能源跨省区市场交易，统筹推进电力现货市场建设，全面推进辅助服务补偿（市场）机制建设，发挥市场调节功能。另一方面，加强宏观政策引导，研究实施可再生能源电力配额制度，完善非水可再生能源电价政策，落实清洁能源优先发电制度，启动可再生能源法修订工作，形成有利于清洁能源消纳的体制机制。

问：可再生能源市场化交易与保障性收购之间矛盾吗？

二者之间并不矛盾。在风电、光伏等可再生能源发展初期，保障性收购政策通过保量保价有效保障了项目的合理收益。当前，随着发展规模持续高速扩大，可再生能源消纳利用的总量和外部环境发生了较大变化，相应的政策也需要做出适当调整。可再生能源市场化交易主要考虑是在保障项目合理收益水平的前提下，更多的鼓励通过市场化的方式促进可再生能源消纳，例如通过参与现货市场保障清洁能源优先出清和消纳，本质上也是为了保障可再生能源的有效利用和项目的合理收益，与保障性收购政策的目的是一致的

问：新能源企业在清洁能源消纳方面有什么义务？终端电力用户可以做出什么贡献？

新能源企业既是清洁能源消纳的直接受益者，也是重要的参与者，承担着重要责任，例如提升新能源的功率预测水平，为调度机构优化调度运行方式提供可靠保障；参与电力现货市场、辅助服务市场，以市场化方式提升系统调节能力，促进清洁能源消纳。

终端电力用户可以通过坚持绿色消费理念、优先选用清洁能源电力的方式，为清洁能源消纳提供充足的市场空间，同时也可以参与电力辅助服务市场，通过用户可中断负荷等资源为系统消纳清洁能源提供调峰服务，增强系统的调节能力。

2019年3月16-17日，新能区块链有限公司总经理刘太金一行8人莅临我司进行为期2天的业务考察洽谈。公司总经理孙杨东、副总经理高洪鹏先生全程陪同，双方进行了深入沟通。

新能区块链有限公司是一家致力于将分布式光伏发电项目与区块链相结合的平台公司，概念设计与服务推广国内领先，目标是将区块链与实体经济结合，以分布式光伏等新能源产业的上链应用为核心，打造“全球智慧能源数字服务平台”，打造“新能源+区块链”新的生态模式，助力分布式光伏等新能源行业的发展，促进全球生态的可持续发展。

潍柴分布式电站—现场交流

龙湖天恩电站—中控室

辉渠天恩电站—实地考察

央子天恩电站—参观交流

会议室座谈

3月17日，在公司102会议室与考察团队召开讨论会，双方就新能源未来发展趋势及区块链平台发展前景展开深入交流，公司总经理孙杨东先生与会讨论。会上，新能区块链项目团队详细阐述了新能源区块链运作模式及进展情况，并期望在平台建设方面与安迅运维公司展开良好合作。

公司总经理孙杨东先生表示“新能源区块链”平台建设作为打造“互联网+”战略目标的“桥头堡”非常具有前瞻性，对公司主营光伏发电业务未来市场化发展提供了更多的可能性。接下来，我们会积极与新能公司的区块链平台建设展开合作，力争在新一代能源流通链条建设上发挥重要作用。

座谈会上双方就未来的合作达成了共识，对未来新能源发展及双方的合作之前景充满了信心。相信在双方努力合作下，新能源区块链平台的上线必将成为引领行业发展的风向标，新能源产业必将迎来新的产业升级机遇。

春风和煦，阳光正好。会议在一片热烈气氛中结束，新能区块链有限公司项目团队为期两天的考察行程取得圆满成功。在此，让我们一起预祝双方未来的合作收获欣欣希望，结得累累硕果！

截至2018年底，全国光伏发电装机达到1.74亿千瓦，较上年新增4426万千瓦，同比增长34%。其中，集中式电站12384万千瓦，较上年新增2330万千瓦，同比增长23%；分布式光伏5061万千瓦，较上年新增2096万千瓦，同比增长71%。

2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%；平均利用小时数1115小时，同比增加37小时。光伏发电平均利用小时数较高的地区中，蒙西1617小时、蒙东1523小时、青海1460小时、四川1439小时。

2018年，全国光伏发电弃光电量54.9亿千瓦时，同比减少18.0亿千瓦时；弃光率3%，同比下降2.8个百分点，实现弃光电量和弃光率“双降”。弃光主要集中在新疆和甘肃，其中，新疆（不含兵团）弃光电量21.4亿千瓦时，弃光率16%，同比下降6个百分点；甘肃弃光电量10.3亿千瓦时，弃光率10%，同比下降10个百分点。

全国各省（区、市）2018年光伏发电统计信息详见附表。

附表：

2018年全国光伏发电统计信息

注：1.以上统计不包括港澳台地区；

       2.数据来源：国家可再生能源中心。

                                                                                                                                                                                       （来源：国家能源局）

山东省能源局于近日印发了2019年全省能源工作指导意见，意见提出加快发展可再生能源。落实“双招双引”战略决策，加强与有实力有资质的大型企业合作，聚焦海上风电与海洋牧场、波浪能、潮汐能融合发展等领域，启动150万千瓦左右海上风电融合发展试点示范项目，打造经略海洋典型标杆。巩固济宁、新泰采煤沉陷区光伏领跑基地经验成果，推进黄河三角洲盐碱滩涂光伏基地规划建设;本着自我平衡、就近消纳原则，规范分布式光伏电站发展。在农林生物质富集地区和城市周边，合理布局生物质能、垃圾热电联产机组。力争可再生能源发电装机达到3100万千瓦，占电力总装机的22%;发电量540亿千瓦时，约占总发电量的10%。

此外，实施“绿动力计划”。清洁高效利用传统能源，深度开发利用新能源。推广高效环保锅炉，提高煤炭利用效率;推广“太阳能+”多能互补应用模式，举办2019年第十四届中国(济南)国际太阳能利用大会暨多能互补应用展览会;推广阳信、泗水等县生物质能源应用做法，打造县域清洁供热“山东模式”。实施绿色能源示范村镇、可再生能源集中供热等重大工程。

坚持创新驱动。实施“四个一工程”，发挥高等院校、科研院所、协会学会作用，搭建一批产学研用平台，推进国家级核电产业技术创新平台建设，加大大型核电站余热回收利用等课题科研力度，力争尽早形成科研成果，稳步推进科研成果工程化、产业化;围绕培育大容量储能、生物质液体燃料、互联网+智慧能源、新能源微电网等新业态，攻克一批关键核心技术;推广太阳能中高温利用、生物质分布式锅炉等先进适用装备，建设一批产业化项目;制修订一批地方标准，规范行业健康发展。

突出规划引领。启动全省能源中长期发展规划修编，编制出台核能中长期发展、海上风电、抽水蓄能电站选址、地热能开发利用等规划，加快构建导向明确、政策配套、协同推进的绿色能源发展规划体系，完善规划考核评价机制，强化规划指引和刚性约束，确保目标任务落地落实。

推进依法治理。制定和修订《山东省压煤村庄搬迁管理办法》《山东省煤炭清洁高效利用管理办法》等政府规章，制定海上风电竞争性配置办法、可再生能源电力配额制实施方案、优先发电量计划管理办法、煤电机组运行在线监测管理办法、煤矿安全风险管控和隐患排查治理办法、煤炭行政执法程序规定等规范性文件。依法加大对相关法律法规和政策标准执行情况的监督检查力度。（来源：索比光伏网）

国家能源局综合司关于发布2018年度光伏发电

市场环境监测评价结果的通知

国能综通新能〔2019〕11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），各派出能源监管机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司:

　　为推动光伏发电建设运营环境不断优化，引导企业理性投资，促进光伏产业健康有序发展，根据《国家能源局关于建立市场环境监测评价机制引导光伏产业健康有序发展的通知》（国能发新能〔2017〕79号），现将全国2018年度光伏发电市场环境监测评价结果予以公布。本评价结果将作为加强光伏行业管理、引导各地有序开发的重要依据。

国家能源局综合司

　　2019年2月1日

                                                                                                                                                                             （来源：国家能源局）

国家发改委、国家能源局今日联合发布《关于建立增量配电业务改革试点项目直接联系制度的通知》，包括辽宁大连瓦房店、江苏连云港徐圩新区等12个增量配电业务重点试点项目作为直接联系项目。

《通知》指出，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）精神，有序向社会资本放开配售电业务，2016年11月以来，国家发展改革委、国家能源局分三批在全国范围内批复了320个增量配电业务改革试点。为及时跟踪了解试点项目进展情况，研究解决改革试点中存在的问题，加快推进试点项目落地见效，国家发展改革委、国家能源局决定选取部分重点试点项目作为直接联系项目。

《通知》要求：一要建立直接联系项目定期直报制度。请直接联系项目业主每月5日前向直接联系司局书面报告项目进展情况和存在的主要问题，提出意见建议。报告内容应当详实、准确、客观。尚未确定项目业主的，由试点项目所在地发展改革部门报送。二要加强对直接联系项目的指导协调。国家发展改革委体改司、运行局、价格司，国家能源局法改司、电力司、市场监管司对相关试点项目进行全程指导和协调推动。对项目推进中的主要矛盾和问题，直接联系司局要加强实地调研，充分了解实际情况，及时明确协调解决意见，推动项目尽快落地运行。

《通知》全文如下：

来源：国家发改委

11月14日，国家能源局迎来了第五任局长章建华。新局长履新后的次日，便发布了任上的第一份文件，将火烧向可再生能源。

15日上午，国家能源局综合司年内第三次发布《关于实行可再生能源电力配额制的通知（征求意见稿）》，明确我国可再生能源自2019年1月1日起正式进行配额考核。

《通知》指出，售电企业和电力用户协同承担配额义务。承担配额义务的市场主体分两类：第一类为各类直接向电力用户供电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司；第二类为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。

《通知》还强调，可再生能源配额可通过转让、购买绿证来完成。各承担配额义务的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成配额，同时可以自愿认购绿证，绿证所对应的可再生能源电量等量记为配额完成量。

值得注意的是，2019年度配额指标将于2019年第一季度另行发布；2020年指标为指导性指标，根据可再生能源资源情况、跨省跨区通道输送可再生能源情况进行动态调整。

据悉，可再生能源配额制作为新能源发展的重要保障制度，早在2009年就被正式提出。此后经多次公开征集意见，但一直难以有实质性的落地，可谓一波三折，因此，配额制也被称为是最为难产的政策。

如今，新能源产业已经进入全面进入回暖期，各种利好消息不断传来。先是习近平总书记在民企座谈会上单独指示新能源产业的发展，而后国家能源局快速响应，在第二天召开光伏产业专门会议。随后，国家能源局“一把手”到位，并且其新官上任的第一份文件便是全力推动可再生能源配额制的落地与实施。

至此，历经十年博弈，多次箭在弦上却始终“难产”的可再生能源配额制，终于乘着多重东风“瓜熟蒂落”。这无疑是给以光伏产业为代表的可再生能源行业打了一针兴奋剂，也为身处中美贸易摩擦升级、平价上网渐行渐近、消纳隐忧未除、补贴退坡加速等多重压力下的可再生能源行业，带来了新动力和新机遇。

现将《通知》全文发出，以供参考：

国家发展改革委 国家能源局关于实行
可再生能源电力配额制的通知

（征求意见稿）

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），国家能源局各派出监管机构，有关中央企业，各有关单位：

为深入贯彻习近平总书记关于推进能源生产和消费革命战略的重要论述，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进可再生能源开发利用，依据《中华人民共和国可再生能源法》《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，决定实行可再生能源电力配额制。现将有关事项和政策措施通知如下。

一、对电力消费设定可再生能源配额。可再生能源电力配额是按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源比重指标，包括可再生能源电力总量配额（简称“总量配额”）和非水电可再生能源电力配额（简称“非水电配额”）。满足总量配额的可再生能源电力包括全部可再生能源发电种类；满足非水电配额的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。对各省级行政区域规定的应达到的最低可再生能源比重指标为约束性指标，按超过约束性指标10%确定激励性指标。

二、按省级行政区域确定配额指标。各省级能源主管部门会同电力运行管理部门在国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司和省属地方电网企业技术支持下，测算并提出本省级行政区域当年可再生能源电力配额指标建议，于每年1月底前报送国务院能源主管部门。国务院能源主管部门组织第三方机构对各省级行政区域年度可再生能源电力配额指标进行评估，在此基础上将拟确定的两类配额指标征求各省级能源主管部门以及国家电网公司、南方电网公司的意见，综合论证后于每年3月底前向各省级行政区域下达当年可再生能源电力配额指标。

三、各省级人民政府承担配额落实责任。各省级能源主管部门会同电力运行管理部门按年度组织制定本省级行政区域可再生能源电力配额实施方案（简称“配额实施方案”），报省级人民政府批准后实施。配额实施方案主要应包括：年度配额指标及配额分配、配额实施工作机制、配额履约方式、对配额义务主体的考核方式等。各省级行政区域配额实施方案对承担配额义务主体设定的配额指标可以高于国务院能源主管部门向各本区域下达的可再生能源电力配额约束性指标。

四、售电企业和电力用户协同承担配额义务。承担配额义务的市场主体第一类为各类直接向电力用户供电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司（简称配售电公司）；第二类为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。第一类承担与其年售电量相对应的配额，第二类承担与其用电量相对应的配额。各配额义务主体的售电量和用电量中，公益性电量（含专用计量的供暖电量）免于配额考核。

五、电网企业承担经营区配额实施责任。国家电网公司、南方电网公司指导所属省级电力公司依据有关省级人民政府批准的配额实施方案，负责组织经营区内各承担配额义务的市场主体履行可再生能源电力配额义务。有关省级能源主管部门会同电力运行管理部门督促省属地方电网企业以及未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业履行可再生能源电力配额义务。各承担配额义务的市场主体及电力用户均须完成所在区域电网企业分配的可再生能源消纳电量，并在电网企业统一组织下共同完成本经营区的配额。电网企业及电力交易机构优先为电网企业之外市场主体完成其配额提供便利，在电网企业经营区完成整体配额且已完成全部应消纳可再生能源电量前提下，电网企业自身承担的配额在考核时可相应核减。

六、做好配额实施与电力交易衔接。电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的承担配额义务的市场主体优先完成可再生能源电力配额相应电力交易。在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担配额义务的市场主体给予提醒。承担配额义务的市场主体参与电力市场交易时，应向电力交易机构作出履行可再生能源电力配额义务的承诺。

七、配额义务的核算方式。各承担配额义务的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成配额，同时可通过以下补充（替代）方式完成配额。

（一）向超额完成年度配额的市场主体购买其超额消纳的可再生能源电量实现，双方自主确定转让价格。

（二）自愿认购可再生能源电力绿色证书（简称“绿证”），绿证对应的可再生能源电量等量记为配额完成量。

八、配额监测核算和交易。国家可再生能源信息管理中心会同各电力交易机构负责承担配额义务市场主体的配额账户设立，配额完成量核算及转让、配额完成统计及信息发布等工作。北京电力交易中心、广州电力交易中心对配额完成量转让进行业务指导。各省级行政区域内的配额完成量转让原则上由省级电力交易中心组织，跨省级行政区域的配额完成量转让在北京电力交易中心和广州电力交易中心组织下进行。国家可再生能源信息管理中心与国家电网公司、南方电网公司等电网企业及各电力交易中心联合建立可再生能源电力消纳、配额监测核算技术体系并实现信息共享。

九、做好配额相关信息报送。国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司和省属地方电网企业向省级能源主管部门、电力运行管理部门和所在地区国务院能源主管部门派出监管机构报送上年度本经营区及各配额义务市场主体可再生能源电力配额完成情况的监测、统计信息。各省级能源主管部门向国务院能源主管部门报送各省级行政区域配额完成情况报告。

十、省级主管部门负责对承担配额义务的市场主体进行考核。省级能源主管部门会同电力运行管理部门对本省级行政区域承担配额义务的市场主体的配额完成情况进行考核，按年度公布可再生能源电力配额考核报告。各省级能源主管部门会同电力运行管理部门负责督促未履行配额义务的电力市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处罚，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒。

十一、国家按省级区域监测评价。国务院能源主管部门对各省级行政区域配额完成情况，以及国家电网公司、南方电网公司对所属省级电网公司配额组织实施和管理工作进行监测评价。省级能源主管部门会同电力运行管理部门对省属地方电网企业以及未通过省级电网公司售电的企业的配额实施进行督导考核。由于自然原因或重大事故导致可再生能源发电送出或受限，在配额考核时相应核减。

十二、超额完成配额不计入能耗考核。在确保完成全国能源消耗总量和强度“双控”目标条件下，对于实际完成配额超过本区域激励性配额指标的省级行政区域，超出激励性配额指标部分的可再生能源消费量不纳入该地区能耗“双控”考核。对纳入能耗考核的企业，超额完成省级配额实施方案对其确定的应完成配额的电量折算的能源消费量不计入其能耗考核。

十三、加强配额实施监管。国务院能源主管部门派出监管机构负责对各配额义务主体的配额完成情况进行监管，并向国务院能源主管部门报送各省级行政区域以及各电网企业经营区的配额总体完成情况专项监管报告。

2018年各地区配额完成情况不进行考核，随本通知下达的2018年配额指标用于各地区自我核查，2020年配额指标用于指导各地区可再生能源发展。自2019年1月1日起正式进行配额考核，2019年度配额指标将于2019年第一季度另行发布。

为便于各地及早安排资金，加快脱贫攻坚步伐，近日，中央财政提前下达全国28个省区市2019年中央财政专项扶贫资金预算909.78亿元。其中，安排120亿元，继续重点支持西藏、四川凉山州、云南怒江州、甘肃临夏州等深度贫困地区，并将资金分解到具体区、州。

值得注意的是，上述重点支持的扶贫地区，自然资源非常优渥。尤其是西藏、甘肃等地，太阳能资源丰富，大力开展光伏扶贫项目，因地制宜巩固脱贫成效，确保脱贫质量，切实提高资金使用效益，成为这些贫困地区脱贫攻坚的不二之选。

光伏扶贫作为我国精准扶贫十大工程之一，自2014年开展试点工作以来，经过4年发展，取得了显著的阶段性成果，在稳定带动贫困群众增收脱贫、有效保护生态环境、积极推动能源领域供给侧结构性改革等方面形成了“一举多得”的效果，一直受到国务院扶贫办和国家能源局的推崇。

即便在引起光伏产业强烈震动的“531新政”中，国家能源局对光伏产业的各路指标严格控制，唯有光伏扶贫项目不受限制。

在扶贫规模上，从2016年的2GW到2017年的4GW，再到2018年的15GW，村级光伏扶贫电站规模几乎呈指数级增长。在帮扶贫困户数上看，从2016年的43万户、2017年71万户到2018年3月的200万户，普及户数也在成倍增长，可见村级光伏扶贫电站已然成为打好精准脱贫攻坚战的重要手段。

此外，在日前由国务院扶贫办、中央组织部、中央宣传部、中央文明办、国家发展改革委、公安部、司法部、财政部、水利部、农业农村部、文化和旅游部、国家卫生健康委和国家医疗保障局等13个国家部委、机关联合下发的《关于开展扶贫扶志行动的意见》中，光伏扶贫也被重点提及：规范光伏扶贫产业，增强“造血”的能力。

实际上，为了积极推进光伏扶贫工作，早在今年3月份，国家能源局和国务院扶贫办就曾联合发布《光伏扶贫电站管理办法》，有效促进了光伏扶贫的健康有序发展。

与此同时，内蒙古、河北、四川、安徽等省市与地区也早已纷纷发布文件积极响应下发光伏扶贫补助资金。国家能源局综合司、国务院扶贫办综合司更是于10月中旬联合发布了关于上报光伏扶贫项目计划有关事项的通知，要求各地区上报光伏扶贫项目，进一步调动了各方积极性、加大光伏扶贫力度，给光伏扶贫吃下了一颗“定心丸”。

此次财政部提前下达2019年专项扶贫资金，要求各地要严格按照有关文件精神和要求，提前谋划，切实管好用好财政专项扶贫资金，确保资金精准高效使用，是对《关于开展扶贫扶志行动的意见》的进一步促进和实施，也对光伏扶贫和打赢脱贫攻坚决战具有重要意义。

据悉，2019年是脱贫攻坚战“啃硬骨头”的关键一年，也是大多数贫困县实现脱贫摘帽的收关之年，越到最后关头，越要有一鼓作气攻城拔寨的决心。光伏扶贫，将成为2019年扶贫工作的重要方式，为国家扶贫大业贡献能量。