请问：《可再生能源中长期发展规划》的具体内容有谁知道

数据显示，截至2018年底，我国可再生能源发电装机占全部电力装机的比重已达到38.3%，其替代作用日益突显。而根据不久前国家能源局公布的信息，2019年上半年，我国可再生能源发电装机已至7.5亿千瓦，较去年同期增长9.5%。其中，水电装机3.54亿千瓦(抽水蓄能为2999万千瓦)；风电装机1.93亿千瓦；光伏发电装机1.86亿千瓦；生物质发电装机1995万千瓦。

不过，根据中电联最新发布的数据，2019年1月份-8月份，我国新增光伏装机为1495万千瓦，比上年同期同比大幅下降54.7%。在业界看来，导致这一局面主要因为2019年度光伏补贴政策的改变，以及由此导致的政策推出时间延迟，而其中根源问题之一，在于可再生能源发电补贴资金缺口较大；且随着可再生能源发电成本的大幅下降，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏国家补贴的 历史 使命似乎也已完成。

事实上，此前财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电 健康 发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上就曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴(户用光伏是否包含其中尚未明确)。

以光伏为例，据相关媒体报道，目前，“2020年的光伏发电补贴政策”即将进入意见征求阶段，而鉴于此，业界推测，2020年大概率将成为我国光伏电站(户用待定)享受国家补贴的最后一年。

根据财政部公布的数据，按照相关办法，2012年以来，财政部累计安排可再生能源补贴资金超过4500亿元，其中2019年安排866亿元。

财政部介绍，一方面，对于新增项目，一是积极推进平价上网项目，目前已经公布了第一批共计2076万千瓦平价上网项目名单；二是调控优化发展速度，加大竞争配置力度，明确新建风电、光伏发电项目必须通过竞争配置，优先建设补贴强度低的项目，有效降低新建项目补贴强度。三是价格主管部门积极完善价格形成机制推动补贴强度降低的政策措施，新建陆上风电2019年和2020年的最低指导价已经分别下降到每千瓦时0.34元和每千瓦时0.29元，在局部地区已经低于煤电标杆电价；新建光伏发电项目2019年的指导价已经下降到每千瓦时0.4元，通过加大竞争配置力度可进一步降低补贴强度。通过上述措施，可以有效降低新增规模项目所需补贴资金，缓解补贴缺口扩大趋势。

另一方面，对于存量项目，一是拟放开目录管理，由电网企业确认符合补贴条件的项目，简化拨付流程；二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求；三是与税务部门保持沟通，进一步加强可再生能源电价附加征收力度，增加补贴资金收入。通过上述措施，可逐步缓解存量项目补贴压力。

近期能源资源产品价格改革进展　推进资源性产品价格和环保收费改革，既是完善市场经济体制，提高资源配置效率的客观需要，也是推动节能减排，促进我国经济发展方式转变的迫切要求要“完善反映市场供求关系、资源稀缺程度、环境损害成本的生产要素和资源价格形成机制”，今年的政府工作报告中明确指出要“推进资源性产品价格改革”。今年上半年，水、电力、成品油等重要能源资源价格改革取得积极成效。一、积极推进水价改革近年来，各地积极推进水价改革，不断完善水价形成机制，取得了显著成效。污水处理收费和水资源费征收制度普遍建立，非居民用水超定额加价制度全面实施，居民用水阶梯式水价制度逐步施行，反映我国水资源稀缺状况、水处理和污水治理成本的水价体系基本形成，对于促进水资源的合理配置、提高用水效率和水污染防治工作，保障供水和污水处理行业健康发展起到了积极作用。但同时也应该看到，当前我国城市供水价格、污水处理费、水资源费等仍然存在征收标准偏低、征收范围偏窄等问题，不利于促进资源的节约使用。今年以来，天津、上海、南京、广州、兰州和银川等城市相继调整了水价，沈阳、西宁等城市已召开听证会，准备调整水价。从各地实际情况来看，调价原因各有不同：有的是为了解决污水处理费偏低的问题，有的是为了缓解供水企业生产经营亏损，有的则是为筹集南水北调等水利工程建设资金。这些措施是符合改革方向的，有利于促进资源的节约使用和环境保护。截至2008年底，36个大中城市居民生活用水和工业用水的终端平均水价（包含自来水价格、污水处理费、水资源费等）分别为每吨2.35元和3.19元，比2005年分别提高12.4%和17.2%。其中，居民生活用水、工业用水污水处理费实际收取标准分别为每吨0.70元和1.00元，比2005年分别提高了29.6%和38.9%，污水处理费标准的调整幅度明显超过终端水价调整幅度。为确保水价改革稳妥实施，近日，我委与住房城乡建设部联合下发《关于做好城市供水价格管理等有关问题的通知》，明确要求当前水价调整要以建立有利于促进节约用水、合理配置水资源和提高用水效率为核心的水价形成机制，促进水资源的可持续利用为目标，重点缓解污水处理费偏低的问题。要求各地在调整水价的过程中，要统筹考虑供水、污水处理行业发展需要和社会承受能力，合理把握水价调整的力度和时机，防止集中出台调价项目；水价矛盾积累较大的地区，要统筹安排，分步到位。严格履行成本监审和听证程序，切实加强对供水定价成本的审核，促使供水企业加强内部管理和强化自我约束，抑制不合理的成本支出，提高水价决策的透明度。同时，进一步简化水价分类，实现工商业用水同价；积极推行居民生活用水阶梯式水价制度，减少水价调整对低收入家庭的影响，提高居民节水意识。做好对低收入家庭的保障工作，根据水价调整的影响，对低收入家庭因地制宜地采取提高低保标准、增加补贴等多种方式，确保其基本生活用水，保障其基本生活水平不降低。二、继续深化电价改革电价改革的最终目标，是发电、售电价格由市场竞争形成，输电、配电价格由政府制定。按照这一改革目标，今年上半年，我们积极推进上网电价、销售电价等方面的价格改革。一是完善可再生能源发电价格政策。为规范风电价格管理，下发《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按照风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风资源区，并相应制定风电标杆上网电价。一方面，通过事先公布标杆电价水平，为投资者提供明确的投资预期，鼓励开发优质资源，限制开发劣质资源，有利于促进风电开发的有序进行；另一方面，也有利于激励风电企业不断降低投资成本和运营成本，提高经营管理效率，促进风电产业健康发展。二是推进电力用户与发电企业直接交易工作。今年3月份，明确放开20%的售电市场，对符合国家产业政策、用电电压等级在110千伏以上的大型工业用户，允许其向发电企业直接购电，鼓励供需双方协商定价。6月份，与国家电监会、国家能源局联合下发《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》，进一步规范和指导各地推进电力用户与发电企业直接交易试点工作。这些政策的出台，进一步推进了电价改革，有利于引入竞争机制，增加电力用户选择权，促进合理的电价机制形成。三是清理整顿优惠电价。针对部分省份自行出台对高耗能企业实行优惠电价，不利于促进高耗能行业结构调整和产业升级的情况，报经国务院批准，我委与国家电监会、国家能源局联合下发《关于清理优惠电价有关问题的通知》，对各地凡是以发、用电企业双边交易等名义，擅自降低发电企业上网电价或用电企业销售电价，对高耗能企业实行优惠电价措施的进行全面清理，促进国民经济健康发展。下一步，将按照既定的改革方向，继续深化电价改革。指导各地开展电力用户与发电企业直接交易试点；研究制定大型并网光伏电站标杆上网电价，完善生物质发电价格机制；抓紧研究下发销售电价分类结构的指导办法，减少交叉补贴；进一步规范电能交易价格管理办法。三、认真落实成品油价格和税费改革方案按照完善后的成品油价格形成机制，国内成品油价格实行与国际市场原油价格有控制的间接接轨，以国际市场原油价格为基础，加国内平均加工成本、税收、流动环节费用和适当利润确定。今年以来，根据国际市场油价变化情况，国家有升有降地调整了成品油价格，其中3次有控制地提高了成品油价格，2次下调成品油价格，对调动炼油企业积极性，保障国内成品油市场供应起到了积极作用。我国石油资源缺乏，随着国民经济持续快速发展，石油需求迅速增长，国内石油生产远远不能满足需要。据统计，2008年我国石油净进口2亿吨左右，占全部石油消费量的51.3%，而且我国石油消费对外依存度还在逐年上升。如果不推进成品油价格改革，理顺国内石油价格关系，就难以有效地利用国际石油资源，难以保证经济社会发展对石油的需求，势必影响国民经济持续、稳定、健康发展。另一方面，我国经济结构不合理，经济增长方式粗放，石油资源消耗过多，浪费现象突出。大排量车辆有增无减，交通状况日益恶化，人民群众生活环境质量不断下降。节能减排和环境保护是我国经济发展过程中应长期坚持的基本国策。推进成品油价格改革，理顺成品油价格，有利于发挥价格杠杆作用，促进石油资源节约和环境保护，有利于促进经济发展方式转变，实现经济社会可持续发展。有些人总是拿我国油价与美国相比。我国国情客观上要求成品油不能像美国一样实行低税负和低价格的政策，如果我国人均石油消费达到美国的水平，全世界的石油都难以满足我国石油需求。因此，我们需要利用价格和税收杠杆，尽早引导石油合理消费，通过适当合理的价格，促进石油资源节约和节能减排，保证国家能源安全。同时，我们也清醒地认识到，在目前的经营体制下，推进成品油价格改革工作也会面临诸多矛盾和问题，有关制度、办法也需要不断完善。但这是改革中的矛盾和问题，只能用继续深化改革的办法去解决。下一步，我们将继续坚决执行经国务院批准的成品油价格形成机制，为保持国民经济持续健康发展，不断提高人民生活水平作出贡献。同时要充分考虑社会各方面的承受能力，适时调整并适度控制成品油价格。

全文 1940 字，阅读大约需要 5 分钟 未经许可严禁以任何形式转载 南方能源观察 欢迎投稿，投稿邮箱： eomagazine@126.com 编辑 黄燕华 审核 冯洁 6月1日下午，国家发改委等九部委联合发布了《“十四五”可再生能源发展规划》（以下简称《规划》，明确了“十四五”可再生能源发展的主要目标，同时更加注重可再生能源的大规模开发、高水平消纳以及市场化发展。 大规模开发 中国已经承诺二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和，明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。截至2020年底，全国风电和光伏发电装机达到5.3...全文

可再生能源发展面临的主要问题仍然是成本较高、市场竞争力弱。降低可再生能源产品成本、改善其经济性的根本途径就是大力推进并改善可再生能源的产业化、规模化发展。但是，我国可再生能源的产业化、规模化发展仍面临如下问题。

1．市场成熟度低，保障能力不足

尽管我国在建立可再生能源市场方面做了许多工作，但也还存在很多问题，主要表现在：对建立完善可再生能源市场的战略性、长期性和艰巨性的认识不足；由于成本相对过高以及产品自身特点原因，目前可再生能源还缺乏广泛的社会认同和完善的市场环境。

2．政策体系不完善，措施不配套

虽然我国颁布了可再生能源法，其制度建设要求也比较全面，但是政策措施和制度建设不配套，尚未完全适应可再生能源发展的要求。

主要是：

（1）各种可再生能源发展的专项规划或发展路线图未能及时出台，尚未形成明确的规划目标引导机制；

（2）缺乏市场监管机制，对于能源垄断企业的责任、权力和义务，没有明确的规定；也缺乏产品质量检测认证体系；

（3）可再生能源的规划、项目审批、专项资金安排、价格机制等缺乏统一的协调机制；

（4）规划、政策制定和项目决策缺乏公开透明度；

（5）缺乏法律实施的报告、监督和自我完善体系。

（6）缺乏可再生能源与社会和自然生态环境保护的协调发展保障机制和政策，特别是水电、生物质能还需要完善移民安置、土地利用和生态保护配套政策。

3．技术研发投入不足，自主创新能力较弱

为了尽快降低成本、克服电网等外部支撑条件的限制，必须依赖持续不断的技术创新和产业化应用。虽然我国在可再生能源利用关键技术研发水平和创新能力方面有所提高，但总体上和国外发达国家相比仍然明显落后，主要表现在：

（1）基础研究薄弱，创新性、基础性研究工作开展较少、起步较晚、水平较低，如光伏发电技术、纤维素制乙醇等技术，缺乏大规模发展所需的技术基础；

（2）缺乏强有力的技术研究支撑平台，难以支持科技基础研究和提供公共技术服务；

（3）缺乏清晰系统的技术发展路线和长期的发展思路，没有制定连续、滚动的研发投入计划；

（4）用于研发的资金支持明显不足

各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：

为推进经济结构战略性调整，加强薄弱环节建设，促进经济持续健康发展，迫切需要在公共服务、资源环境、生态建设、基础设施等重点领域进一步创新投融资机制，充分发挥社会资本特别是民间资本的积极作用。为此，特提出以下意见。

一、总体要求

(一)指导思想。全面贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中全会精神，按照党中央、国务院决策部署，使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用，打破行业垄断和市场壁垒，切实降低准入门槛，建立公平开放透明的市场规则，营造权利平等、机会平等、规则平等的投资环境，进一步鼓励社会投资特别是民间投资，盘活存量、用好增量，调结构、补短板，服务国家生产力布局，促进重点领域建设，增加公共产品有效供给。

(二)基本原则。实行统一市场准入，创造平等投资机会创新投资运营机制，扩大社会资本投资途径优化政府投资使用方向和方式，发挥引导带动作用创新融资方式，拓宽融资渠道完善价格形成机制，发挥价格杠杆作用。

二、创新生态环保投资运营机制

(三)深化林业管理体制改革。推进国有林区和国有林场管理体制改革，完善森林经营和采伐管理制度，开展森林科学经营。深化集体林权制度改革，稳定林权承包关系，放活林地经营权，鼓励林权依法规范流转。鼓励荒山荒地造林和退耕还林林地林权依法流转。减免林权流转税费，有效降低流转成本。

(四)推进生态建设主体多元化。在严格保护森林资源的前提下，鼓励社会资本积极参与生态建设和保护，支持符合条件的农民合作社、家庭农场(林场)、专业大户、林业企业等新型经营主体投资生态建设项目。对社会资本利用荒山荒地进行植树造林的，在保障生态效益、符合土地用途管制要求的前提下，允许发展林下经济、森林旅游等生态产业。

(五)推动环境污染治理市场化。在电力、钢铁等重点行业以及开发区(工业园区)污染治理等领域，大力推行环境污染第三方治理，通过委托治理服务、托管运营服务等方式，由排污企业付费购买专业环境服务公司的治污减排服务，提高污染治理的产业化、专业化程度。稳妥推进政府向社会购买环境监测服务。建立重点行业第三方治污企业推荐制度。

(六)积极开展排污权、碳排放权交易试点。推进排污权有偿使用和交易试点，建立排污权有偿使用制度，规范排污权交易市场，鼓励社会资本参与污染减排和排污权交易。加快调整主要污染物排污费征收标准，实行差别化排污收费政策。加快在国内试行碳排放权交易制度，探索森林碳汇交易，发展碳排放权交易市场，鼓励和支持社会投资者参与碳配额交易，通过金融市场发现价格的功能，调整不同经济主体利益，有效促进环保和节能减排。

三、鼓励社会资本投资运营农业和水利工程

(七)培育农业、水利工程多元化投资主体。支持农民合作社、家庭农场、专业大户、农业企业等新型经营主体投资建设农田水利和水土保持设施。允许财政补助形成的小型农田水利和水土保持工程资产由农业用水合作组织持有和管护。鼓励社会资本以特许经营、参股控股等多种形式参与具有一定收益的节水供水重大水利工程建设运营。社会资本愿意投入的重大水利工程，要积极鼓励社会资本投资建设。

(八)保障农业、水利工程投资合理收益。社会资本投资建设或运营管理农田水利、水土保持设施和节水供水重大水利工程的，与国有、集体投资项目享有同等政策待遇，可以依法获取供水水费等经营收益承担公益性任务的，政府可对工程建设投资、维修养护和管护经费等给予适当补助，并落实优惠政策。社会资本投资建设或运营管理农田水利设施、重大水利工程等，可依法继承、转让、转租、抵押其相关权益征收、征用或占用的，要按照国家有关规定给予补偿或者赔偿。

(九)通过水权制度改革吸引社会资本参与水资源开发利用和保护。加快建立水权制度，培育和规范水权交易市场，积极探索多种形式的水权交易流转方式，允许各地通过水权交易满足新增合理用水需求。鼓励社会资本通过参与节水供水重大水利工程投资建设等方式优先获得新增水资源使用权。

(十)完善水利工程水价形成机制。深入开展农业水价综合改革试点，进一步促进农业节水。水利工程供非农业用水价格按照补偿成本、合理收益、优质优价、公平负担的原则合理制定，并根据供水成本变化及社会承受能力等适时调整，推行两部制水利工程水价和丰枯季节水价。价格调整不到位时，地方政府可根据实际情况安排财政性资金，对运营单位进行合理补偿。

四、推进市政基础设施投资运营市场化

(十一)改革市政基础设施建设运营模式。推动市政基础设施建设运营事业单位向独立核算、自主经营的企业化管理转变。鼓励打破以项目为单位的分散运营模式，实行规模化经营，降低建设和运营成本，提高投资效益。推进市县、乡镇和村级污水收集和处理、垃圾处理项目按行业“打包”投资和运营，鼓励实行城乡供水一体化、厂网一体投资和运营。

(十二)积极推动社会资本参与市政基础设施建设运营。通过特许经营、投资补助、政府购买服务等多种方式，鼓励社会资本投资城镇供水、供热、燃气、污水垃圾处理、建筑垃圾资源化利用和处理、城市综合管廊、公园配套服务、公共交通、停车设施等市政基础设施项目，政府依法选择符合要求的经营者。政府可采用委托经营或转让—经营—转让(TOT)等方式，将已经建成的市政基础设施项目转交给社会资本运营管理。

(十三)加强县城基础设施建设。按照新型城镇化发展的要求，把有条件的县城和重点镇发展为中小城市，支持基础设施建设，增强吸纳农业转移人口的能力。选择若干具有产业基础、特色资源和区位优势的县城和重点镇推行试点，加大对市政基础设施建设运营引入市场机制的政策支持力度。

(十四)完善市政基础设施价格机制。加快改进市政基础设施价格形成、调整和补偿机制，使经营者能够获得合理收益。实行上下游价格调整联动机制，价格调整不到位时，地方政府可根据实际情况安排财政性资金对企业运营进行合理补偿。

五、改革完善交通投融资机制

(十五)加快推进铁路投融资体制改革。用好铁路发展基金平台，吸引社会资本参与，扩大基金规模。充分利用铁路土地综合开发政策，以开发收益支持铁路发展。按照市场化方向，不断完善铁路运价形成机制。向地方政府和社会资本放开城际铁路、市域(郊)铁路、资源开发性铁路和支线铁路的所有权、经营权。按照构建现代企业制度的要求，保障投资者权益，推进蒙西至华中、长春至西巴彦花铁路等引进民间资本的示范项目实施。鼓励按照“多式衔接、立体开发、功能融合、节约集约”的原则，对城市轨道交通站点周边、车辆段上盖进行土地综合开发，吸引社会资本参与城市轨道交通建设。

(十六)完善公路投融资模式。建立完善政府主导、分级负责、多元筹资的公路投融资模式，完善收费公路政策，吸引社会资本投入，多渠道筹措建设和维护资金。逐步建立高速公路与普通公路统筹发展机制，促进普通公路持续健康发展。

(十七)鼓励社会资本参与水运、民航基础设施建设。探索发展“航电结合”等投融资模式，按相关政策给予投资补助，鼓励社会资本投资建设航电枢纽。鼓励社会资本投资建设港口、内河航运设施等。积极吸引社会资本参与盈利状况较好的枢纽机场、干线机场以及机场配套服务设施等投资建设，拓宽机场建设资金来源。

六、鼓励社会资本加强能源设施投资

(十八)鼓励社会资本参与电力建设。在做好生态环境保护、移民安置和确保工程安全的前提下，通过业主招标等方式，鼓励社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站。在确保具备核电控股资质主体承担核安全责任的前提下，引入社会资本参与核电项目投资，鼓励民间资本进入核电设备研制和核电服务领域。鼓励社会资本投资建设风光电、生物质能等清洁能源项目和背压式热电联产机组，进入清洁高效煤电项目建设、燃煤电厂节能减排升级改造领域。

(十九)鼓励社会资本参与电网建设。积极吸引社会资本投资建设跨区输电通道、区域主干电网完善工程和大中城市配电网工程。将海南联网Ⅱ回线路和滇西北送广东特高压直流输电工程等项目作为试点，引入社会资本。鼓励社会资本投资建设分布式电源并网工程、储能装置和电动汽车充换电设施。

(二十)鼓励社会资本参与油气管网、储存设施和煤炭储运建设运营。支持民营企业、地方国有企业等参股建设油气管网主干线、沿海液化天然气(LNG)接收站、地下储气库、城市配气管网和城市储气设施，控股建设油气管网支线、原油和成品油商业储备库。鼓励社会资本参与铁路运煤干线和煤炭储配体系建设。国家规划确定的石化基地炼化一体化项目向社会资本开放。

(二十一)理顺能源价格机制。进一步推进天然气价格改革，2015年实现存量气和增量气价格并轨，逐步放开非居民用天然气气源价格，落实页岩气、煤层气等非常规天然气价格市场化政策。尽快出台天然气管道运输价格政策。按照合理成本加合理利润的原则，适时调整煤层气发电、余热余压发电上网标杆电价。推进天然气分布式能源冷、热、电价格市场化。完善可再生能源发电价格政策，研究建立流域梯级效益补偿机制，适时调整完善燃煤发电机组环保电价政策。

七、推进信息和民用空间基础设施投资主体多元化

(二十二)鼓励电信业进一步向民间资本开放。进一步完善法律法规，尽快修订电信业务分类目录。研究出台具体试点办法，鼓励和引导民间资本投资宽带接入网络建设和业务运营，大力发展宽带用户。推进民营企业开展移动通信转售业务试点工作，促进业务创新发展。

(二十三)吸引民间资本加大信息基础设施投资力度。支持基础电信企业引入民间战略投资者。推动中国铁塔股份有限公司引入民间资本，实现混合所有制发展。

(二十四)鼓励民间资本参与国家民用空间基础设施建设。完善民用遥感卫星数据政策，加强政府采购服务，鼓励民间资本研制、发射和运营商业遥感卫星，提供市场化、专业化服务。引导民间资本参与卫星导航地面应用系统建设。

八、鼓励社会资本加大社会事业投资力度

(二十五)加快社会事业公立机构分类改革。积极推进养老、文化、旅游、体育等领域符合条件的事业单位，以及公立医院资源丰富地区符合条件的医疗事业单位改制，为社会资本进入创造条件，鼓励社会资本参与公立机构改革。将符合条件的国有单位培训疗养机构转变为养老机构。

　(二十六)鼓励社会资本加大社会事业投资力度。通过独资、合资、合作、联营、租赁等途径，采取特许经营、公建民营、民办公助等方式，鼓励社会资本参与教育、医疗、养老、体育健身、文化设施建设。尽快出台鼓励社会力量兴办教育、促进民办教育健康发展的意见。各地在编制城市总体规划、控制性详细规划以及有关专项规划时，要统筹规划、科学布局各类公共服务设施。各级政府逐步扩大教育、医疗、养老、体育健身、文化等政府购买服务范围，各类经营主体平等参与。将符合条件的各类医疗机构纳入医疗保险定点范围。

(二十七)完善落实社会事业建设运营税费优惠政策。进一步完善落实非营利性教育、医疗、养老、体育健身、文化机构税收优惠政策。对非营利性医疗、养老机构建设一律免征有关行政事业性收费，对营利性医疗、养老机构建设一律减半征收有关行政事业性收费。

(二十八)改进社会事业价格管理政策。民办教育、医疗机构用电、用水、用气、用热，执行与公办教育、医疗机构相同的价格政策。养老机构用电、用水、用气、用热，按居民生活类价格执行。除公立医疗、养老机构提供的基本服务按照政府规定的价格政策执行外，其他医疗、养老服务实行经营者自主定价。营利性民办学校收费实行自主定价，非营利性民办学校收费政策由地方政府按照市场化方向根据当地实际情况确定。

九、建立健全政府和社会资本合作(PPP)机制

(二十九)推广政府和社会资本合作(PPP)模式。认真总结经验，加强政策引导，在公共服务、资源环境、生态保护、基础设施等领域，积极推广PPP模式，规范选择项目合作伙伴，引入社会资本，增强公共产品供给能力。政府有关部门要严格按照预算管理有关法律法规，完善财政补贴制度，切实控制和防范财政风险。健全PPP模式的法规体系，保障项目顺利运行。鼓励通过PPP方式盘活存量资源，变现资金要用于重点领域建设。

(三十)规范合作关系保障各方利益。政府有关部门要制定管理办法，尽快发布标准合同范本，对PPP项目的业主选择、价格管理、回报方式、服务标准、信息披露、违约处罚、政府接管以及评估论证等进行详细规定，规范合作关系。平衡好社会公众与投资者利益关系，既要保障社会公众利益不受损害，又要保障经营者合法权益。

(三十一)健全风险防范和监督机制。政府和投资者应对PPP项目可能产生的政策风险、商业风险、环境风险、法律风险等进行充分论证，完善合同设计，健全纠纷解决和风险防范机制。建立独立、透明、可问责、专业化的PPP项目监管体系，形成由政府监管部门、投资者、社会公众、专家、媒体等共同参与的监督机制。

(三十二)健全退出机制。政府要与投资者明确PPP项目的退出路径，保障项目持续稳定运行。项目合作结束后，政府应组织做好接管工作，妥善处理投资回收、资产处理等事宜。

十、充分发挥政府投资的引导带动作用

(三十三)优化政府投资使用方向。政府投资主要投向公益性和基础性建设。对鼓励社会资本参与的生态环保、农林水利、市政基础设施、社会事业等重点领域，政府投资可根据实际情况给予支持，充分发挥政府投资“四两拨千斤”的引导带动作用。

(三十四)改进政府投资使用方式。在同等条件下，政府投资优先支持引入社会资本的项目，根据不同项目情况，通过投资补助、基金注资、担保补贴、贷款贴息等方式，支持社会资本参与重点领域建设。抓紧制定政府投资支持社会投资项目的管理办法，规范政府投资安排行为。

十一、创新融资方式拓宽融资渠道

(三十五)探索创新信贷服务。支持开展排污权、收费权、集体林权、特许经营权、购买服务协议预期收益、集体土地承包经营权质押贷款等担保创新类贷款业务。探索利用工程供水、供热、发电、污水垃圾处理等预期收益质押贷款，允许利用相关收益作为还款来源。鼓励金融机构对民间资本举办的社会事业提供融资支持。

(三十六)推进农业金融改革。探索采取信用担保和贴息、业务奖励、风险补偿、费用补贴、投资基金，以及互助信用、农业保险等方式，增强农民合作社、家庭农场(林场)、专业大户、农林业企业的贷款融资能力和风险抵御能力。

(三十七)充分发挥政策性金融机构的积极作用。在国家批准的业务范围内，加大对公共服务、生态环保、基础设施建设项目的支持力度。努力为生态环保、农林水利、中西部铁路和公路、城市基础设施等重大工程提供长期稳定、低成本的资金支持。

　(三十八)鼓励发展支持重点领域建设的投资基金。大力发展股权投资基金和创业投资基金，鼓励民间资本采取私募等方式发起设立主要投资于公共服务、生态环保、基础设施、区域开发、战略性新兴产业、先进制造业等领域的产业投资基金。政府可以使用包括中央预算内投资在内的财政性资金，通过认购基金份额等方式予以支持。

(三十九)支持重点领域建设项目开展股权和债权融资。大力发展债权投资计划、股权投资计划、资产支持计划等融资工具，延长投资期限，引导社保资金、保险资金等用于收益稳定、回收期长的基础设施和基础产业项目。支持重点领域建设项目采用企业债券、项目收益债券、公司债券、中期票据等方式通过债券市场筹措投资资金。推动铁路、公路、机场等交通项目建设企业应收账款证券化。建立规范的地方政府举债融资机制，支持地方政府依法依规发行债券，用于重点领域建设。

创新重点领域投融资机制对稳增长、促改革、调结构、惠民生具有重要作用。各地区、各有关部门要从大局出发，进一步提高认识，加强组织领导，健全工作机制，协调推动重点领域投融资机制创新。各地政府要结合本地实际，抓紧制定具体实施细则，确保各项措施落到实处。国务院各有关部门要严格按照分工，抓紧制定相关配套措施，加快重点领域建设，同时要加强宣传解读，让社会资本了解参与方式、运营方式、盈利模式、投资回报等相关政策，进一步稳定市场预期，充分调动社会投资积极性，切实发挥好投资对经济增长的关键作用。发展改革委要会同有关部门加强对本指导意见落实情况的督促检查，重大问题及时向国务院报告。

附件：重点政策措施文件分工方案

详解国发60号文全文内容

详解国发60号文全文内容

国发60号文附件

国务院

2014年11月16日

随着世界经济的持续发展，能源需求保持稳步增长，温室气体排放与气候变化问题成为各国关注的焦点和需要共同面临的挑战。根据国际环保组织“全球碳计划”的测算，中国作为经济快速发展的新兴国家，能源消费增长迅速，中国的碳排放总量于2006年超过美国，人均碳排放于2014年超越欧盟。作为碳排放总量最大的发展中国家，中国在碳减排方面做出了自己的努力与贡献，相继制定了中国应对气候变化国家方案、强化应对气候变化等行动政策。根据《强化应对气候变化行动——中国国家自主贡献》，我国确定于2030年前碳排放达到峰值，单位国内生产总值碳排放比2005年下降60%～65%，逐步实现向低碳经济的转型。但长期以来我国各地区之间发展不平衡，这不仅表现在人均GDP差异巨大，还表现在产业结构、能源结构、能源利用效率等方面，并进一步产生地区间碳排放转移与碳泄漏等问题。因此有必要厘清地区发展不平衡对低碳经济转型造成的压力与挑战，明确各地区碳排放的驱动因素，为各地区制定差异化的二氧化碳减排政策提供依据。

一、地区发展不平衡与碳排放现状

二氧化碳排放主要由经济活动中的化石能源燃烧产生，因此碳排放问题实际上是一个能源问题。地区间经济发展不平衡表现在经济活动在空间分布上的差异，并会反映到能源系统上，导致碳排放在地区间的不平等。二氧化碳减排是一个涉及时间、空间和行业的复杂系统，政策制定需要地区间的协调与配合，从而减小地区间发展差距，实现二氧化碳减排目标的分解与最终实现[1]。

(一)地区间碳排放差异

我国幅员辽阔，各地区资源禀赋、地理条件、国家给予的定位与政策不尽相同，导致各地区发展速度不一致，地区之间存在巨大的发展差异。由于二氧化碳排放与产业结构、能源结构、能源利用效率等方面息息相关，最终在二氧化碳排放方面各地区也存在显著的差异。碳排放的核算问题一直是学界研究的一个主题，目前采用最多的是基于能源消费量的计算方法[2]。参考IPCC和国家气候变化协调小组办公室和国家发改委能源研究所提出的方法，计算出各种化石能源的碳排放系数。由EPS中国能源数据库获得各省各种能源消费量，计算出各省2013年二氧化碳排放量，并进一步计算出碳生产力①(见图1)。

2013年二氧化碳排放最多的五个省份从高到低依次是山东、河北、山西、江苏、内蒙古，其排放量均超过80 000万吨排放最少的三个省份海南、西藏和青海均只有约8 000万吨，前者是后者的10倍以上，可见省份之间碳排放的巨大差异。考虑到省份之间人口数量与碳排放总量的正相关关系，进一步用碳生产力考察省份之间二氧化碳排放与经济之间的关系。结果显示碳生产力最高的省份是北京市和广东省，两者的碳生产力均超过0.9万元/吨二氧化碳，北京市该指标更是高达1.79万元/吨二氧化碳。山东、山西、内蒙古、辽宁的二氧化碳排放总量都位居前十，但其碳生产力比较低，都没有达到0.5万元/吨二氧化碳，不及北京和广东碳生产力的一半。碳排放量和碳生产力的差异揭示出地区间低碳经济转型的差异，而其根源很大程度上在于地区发展的不均衡。

(二)产业结构差异

由于行业间存在的异质性，导致不同行业的能源强度和二氧化碳排放存在差异。从产业结构上看，第二产业是二氧化碳排放的主要来源，但在工业内部，不同行业的能耗强度也是不同的，其中炼焦化工和金属制造业以及电力热力的生产和供应业消耗的化石能源数量巨大，其碳排放占工业部门碳排放的80%以上[3]，这些部门就成为减排重点关注的部门，关系到减排目标能否顺利实现。

由于各省经济发展水平不一致，表现在产业结构上就是各产业占比存在较大差异。如图2所示，2013年第二产业占比最高的五个省份是青海、陕西、河南、吉林和辽宁，这些省份或者是处于工业化前期，工业处于扩张阶段，或者是属于传统的工业大省。工业占比最低的两个省份是北京和上海，两个省份都基本完成工业化，产业结构以服务业为主导。其余省份的'第二产业占比基本都在50%左右，能源消耗强度相对较高。鉴于工业部门的能耗强度不同，进一步计算出高耗能行业产出占工业产出的比值②。该比值最高的省份是河北省，其值高达83.63%，这不仅给节能减排造成巨大压力，还给周围省份的环境带来负面影响，由此可见京津冀建立联合行动机制治理大气污染的必要性。部分中西部省份如甘肃、青海、宁夏等高耗能产业产出占工业产出的比值也比较高，虽然工业化前期或许需要高耗能产业占比提高的过程，但这无疑给碳减排造成一定难度。北京、上海等的高耗能产业占工业比值在30%左右，相对于黑龙江、重庆等省市而言，仍有一定下降空间，应进一步实现工业向低能耗、低污染转型。

(三)能源结构差异

二氧化碳排放很大程度上是由于含碳的化石能源燃烧引起的，涉及到不同能源的利用问题。由于我国资源分布不均，西部和东北地区的煤炭和油气资源比较丰富，而中部和沿海地区在水力发电和核电资源上有优势，地区间的能源结构存在一定差异。我国2013年煤炭消费占能源消费的比重超过70%，在山西、陕西等煤炭资源富集地区，煤炭消费的占比更高。另一方面煤炭的碳含量更高，产生相等的能量，煤炭燃烧所产生的二氧化碳要多于同样是化石能源的石油和天然气。

在不同地区之间，不仅使用的能源品种占比存在差异，在用途上也存在差异。能源既可以用于生产活动，也可以用于消费活动，也就是生产端和消费端都会有二氧化碳排放[4]。各地区由于产业结构和经济活动分布的差异，在生产端和消费端排放二氧化碳的比例也是不相同的。能源用于消费主要包括家庭取暖、私人交通等，其中城镇和农村的能源消费存在一定差距。各地由于工业化和城市化进程不一致，能源用于生产和消费的比重也存在差异。以北京和四川为例，根据2014年北京和四川的能源平衡表，2013年北京能源用于生产活动的比例超过70%，其中用于农业和工业生产的比例只占30.37%，而用于服务业的比例达48.62%，剩下的约20%用于消费，而消费部分中90%以上由城镇居民消费。与之形成对比的是，2013年四川能源用于生产活动的比例约为94%，但其中约82%用于农业和工业的生产，能源用于私人消费的比例不足6%。能源用途的占比的不同对碳减排的隐含意义是不同的，更多的能源被用于生产活动意味着要在生产端着重落实好减排政策，另一方面在消费端需要加强宣传和强化低碳生活的理念，营造节约能源、低碳生活的社会氛围。

二、地区发展不平衡给碳排放造成的挑战

由于地区间发展不平衡，在碳排放责任划分上会产生如碳排放转移、碳泄漏等一系列问题，客观上给二氧化碳协同减排造成一定的挑战。可以预见的是，在未来一段时间内，我国地区间发展水平的差距仍会存在，因此在考察地区间二氧化碳减排目标的分配时，需要对这些问题做充分的调查和研究。

(一)碳排放转移问题

由于各省能源富集程度和产业结构不尽相同，在相互之间的经济往来中会产生碳排放转移问题。从碳足迹③的角度观察，我国地区间碳排放转移的规律是碳排放从能源丰裕地区和重化工业基地向经济发达和产业结构不健全的地区转移，并且碳排放在转移规模、层次上都存在一定区别[5]。此外各省处于一个经济体中，各省的需求不仅会拉动本地区的经济增长，还会通过省际间的贸易对其他省份有相互的驱动作用，对碳排放有转入或转出的作用，即贸易隐含碳问题[6]。碳排放转移的规律显示，山西、陕西等能源和重化工业富集区域是碳排放净调出地区，表明这些地区是碳排放的受益者，因此一定程度上需要承担更多的碳减排责任。

地区间的产业转移是减小地区间差距的一种途径，但该过程可能会导致碳排放转移问题。改革开放以来，东部和沿海地区利用政策优势实现率先发展，其产业逐步由劳动密集型向资本技术密集型转型升级，同时由于高劳动力成本、高地价等趋势，东部地区一些劳动密集型行业向中西部地区转移成为明显的趋势。在地区间产业转移过程中，相应的产业排放的二氧化碳也会随之转移[7]。如果不注意产业转移过程中碳排放转移的问题，就可能导致局部地区碳排放量下降、而另一些地区碳排放量上升的情况，最终全国的碳排放可能不降反升。

(二)碳泄漏问题

在经济全球化的时代，各国间的贸易往来密切。西方国家由于技术较为先进和更为严格的环境规制，中国长期以来在世界价值链低端生产、出口高能耗产品，由此产生碳泄漏问题。碳泄漏是全球范围内的外部性问题，部分发展中国家宽松的环境政策，发达国家的高能耗产品生产被转移到该国，二氧化碳排放也在国家间转移。由于中国各省发展程度不一致，出口所占比重也不尽相同。中国的碳泄漏问题最严重的地区包括广东、江苏、浙江、山东等省份，这些地区都是制造业大省，主要出口金属及非金属制品、化工产品等高能耗产品，诸如此类的碳泄漏问题也是发达国家要求对我国征收碳关税的一个重要依据[8]。

(三)地区间碳减排政策的协调

我国是个负责任的世界性大国，在二氧化碳减排方面做出了自主贡献和承诺。目前我国碳减排措施主要分为行政手段和市场化机制，自2013年以来，中国陆续启动了深圳、北京、上海、广东、天津、重庆七个省市的碳排放权交易市场，并计划于2017年建立全国性的碳排放权交易市场。引入碳排放权交易一定程度上促进了节能减排目标的实现。截至2015年，七家碳排放权交易试点共纳入控排企业一千多家，累计交易额突破十亿元。已有研究表明，碳排放交易相比于行政命令减排，由于碳减排造成的产出和福利损失都是更小的[9]，成本节约也更加明显[10]。

在有序建立全国性碳排放权交易市场的同时，需要注意到地区间发展的差异，在控制全国排放总量的基础上，根据地区的实际情况，有区别地将减排指标分解下去。另一方面需要设计合理的制度和措施，鼓励企业积极参与节能减排，活跃碳排放权市场。在这个过程中，地区间的政策协调成为一个关键，关系到全国碳减排目标能否顺利实现。

三、地区碳排放驱动因素的LMDI分解与碳减排路径分析

(一)双层LMDI分解法

由于地区间产业结构、能源结构都存在差异，为考察各省二氧化碳排放变化的驱动因素，将碳排放量做双层分解。参考Wu et al(2005)的思路[11]，各省碳排放总量可以表示为：

Ci=■■■■■■Yi

=■■CIijkESijkEIijYSijYi，i=1，…，30(1)

式(1)中，C表示二氧化碳排放量，E表示能源消耗量，Y表示产出。对应地，CI表示碳排放强度，ES表示能源结构，EI表示能源强度，YS表示产业结构。下标i表示省份，j表示部门，四个部门分别是农业部门、工业部门、服务业部门和私人消费部门，把私人消费剥离出来是为了考察生产端和消费端对碳排放的影响。k表示能源，8种能源分别是煤炭、焦炭、原油、汽油、煤油、柴油、燃料油和天然气。因为西藏缺失数据，因此只使用剩余30个省市的数据做实证分析。

利用LMDI分解法[12]，碳排放增量的变化可以分解为：

ΔCi=CiT-Ci0=■ΔCl，l=CI，ES，EI，YS，Y(2)

ΔCl=■■■ln■，l=CI，ES，EI，YS，Y(3)

式(2)将碳排放增量(ΔCi)分解为碳排放强度效应(ΔCCI)、能源结构效应(ΔCES)、能源强度效应(ΔCEI)、产业结构效应(ΔCYS)、经济规模效应(ΔCY)。式(3)进一步给出了各种效应的计算方法。通过定量分析各省在给定时间段中二氧化碳排放的变化和增量的构成部分，可以比较得出碳排放的驱动因素，为碳减排政策提供理论依据。

(二)碳排放变化的分解结果

本文所使用的数据年份为2003年和2013年，数据来源于2004年和2014年《中国能源统计年鉴》和各省统计年鉴。根据原始数据计算出碳排放强度、能源结构、能源强度、产业结构等变量，按照式(2)和式(3)进行分解，分解结果如表1所示。可以看出，各省份二氧化碳排放在该时间段都是上升的，并且上升的幅度不同，其中山东、内蒙古、河北三个省份增加量最大，都超过了5亿吨。进一步观察分解结果，促使各省碳排放增加的各效应的构成是不同的。仍以山东、内蒙古和河北为例，虽然三个省份碳排放增加最多，但驱动因素不同，其中山东碳排放增长的主要因素是能源强度效应、产业结构效应和经济规模效应，而内蒙古和河北碳排放增长的主要因素则是能源结构效应和经济规模效应。值得指出的是北京和上海的产业结构效应为负，说明北京和上海产业结构变化减少了碳排放，原因在于北京和上海近十年来工业占比不断下降而服务业占比上升，而服务业的碳排放强度明显小于工业的碳排放强度。

碳排放分解的五个因素中，碳排放强度效应和经济规模效应是无法直接控制的，因为碳排放强度与各种能源的碳排放系数和能源结构有关，最终仍落实到改善能源结构和能源使用效率。在新常态下，可以预见十三五期间我国经济仍会保持稳步增长，重点在于经济增长的质量，即需要通过调整产业结构间接作用于经济增长效应。以河北和贵州为例，河北碳排放的三个控制因素中，能源结构效应和能源强度效应远大于产业结构效应，因此河北在碳减排政策的制定过程中需要着重考虑改善能源结构和提高能源使用效率。而贵州产业结构效应明显大于能源结构和能源强度效应，因此对贵州而言，尽快完成工业化前期和中期阶段，促进经济结构向服务型转变是完成碳减排目标的一个主要途径。

(三)碳减排路径分析

我国各地发展水平不一致，碳排放变化的趋势也不尽一致，碳减排的责任和压力也会有所区别。LMDI分解结果表明各地区碳排放变化的驱动因素有自己的特点，因此在碳减排路径上需要因地制宜，针对碳排放的主要贡献因素制定相应的政策目标，争取碳减排目标的顺利实现。

具体而言，碳排放的减排路径如图3所示。改善能源结构、提高能源效率和改善产业结构三个主要方面是相辅相成的，往往能源方面的调整也涉及到产业结构的调整。三个方面的最终目标都是发展低碳经济，其中改善能源结构可以通过减少煤炭，增加天然气、太阳能、风能等清洁能源来实现。另外发展新能源不仅可以增加替代能源的使用，还可以提高能源效率。关于能源使用效率，合理的城镇化模式和技术进步是两个主要选择途径：合理的城镇化应是结合城市的资源和环境承载能力，引导人口向适宜开发的区域集中，推动主体功能区建设，促进城市的集约化发展技术进步可以通过研发和自主创新来实现，在能源的开发、使用环节减少损失量。在产业结构方面，高耗能产业占比降低是未来需要努力的一个方向。另外发展服务型制造业和生产性服务业，推动制造业和服务业协同发展，推进信息化与工业化深度融合将是未来碳减排的一个行之有效的途径。

因此各省需要根据自己的实际情况，选择合适的碳减排路径，并做好协调工作，争取顺利完成碳减排目标。以北京和河北为例，北京的能源结构和产业结构改善明显，2013年北京煤炭在一次能源消费中占比降至20%，服务业占比77.9%，在碳减排方面效果显著。未来北京在碳减排政策方面应该注重提高能源效率，进一步提升自主创新对经济增长的贡献，推广新能源的使用。河北作为经济大省，在环境压力下能源和经济结构的调整势在必行。2013年河北煤炭消费量占能源消费总量的66%，根据2014年国家发改委出台的《重点地区煤炭消费减量替代管理暂行办法》，2017年河北将比2012年压缩煤炭消费4 000万吨，占京津冀控煤指标约60%。同时河北需要着力改变高能耗、高排放的传统产业，包括钢铁、水泥、电力和玻璃四个治理重点，建立绿色、低碳的现代产业体系。

四、地区碳减排的对策建议

鉴于我国地区间发展差距较大，不同的产业结构、能源结构、能源效率对协调碳减排政策带来一定挑战。在做好区域规划，缩小地区发展水平差距的同时，需要因地制宜选择合适的碳减排路径，打破体制机制壁垒，推动区域减排政策的协调与配合，明确各地区碳排放的责任和减排目标在地区间的分解，做好统筹规划和协调行动。

1. 加快建立全国碳排放权交易市场。在现有的七个碳排放权交易试点地区的经验基础上，总结各试点地区在实际运行中的不足与缺陷，充分做好试点向全国推广的前期研究和验证工作。进一步完善应对气候变化的顶层设计工作，健全相关法律法规和体制机制，创新财税、价格、金融等一系列政策和市场化机制，最大程度发挥市场在资源配置中的决定性作用。在现实操作层面，需要采取一套激励措施，提高企业参与碳排放交易的积极性，引导民间资本广泛投入到应对气候变化领域，活跃碳排放交易市场。

2. 发展清洁能源和新能源。各地区应结合自己的优势，选择发展可替代的能源，以减少煤和其他化石能源的使用。天然气无疑是替代煤炭的一种现实选择。已有勘探结果表明，我国天然气资源潜力大于石油，并且天然气是相对最为清洁的化石能源，未来减煤增气将势在必行。此外，各地可以根据自己的优势开发新能源，如日照充足的新疆等地区可以加大扶持光伏发电的力度，风力资源最丰富的内蒙古可以选择大力发展风力发电项目，其他有条件的地区可以选择发展潮汐发电、水力发电、核电等项目，推动新能源行业的发展，逐步减少化石能源特别是煤炭的使用。

3. 完善能源品种价格形成机制。加快改革电价、气价等价格体系，充分发挥价格成本的倒逼机制作用，引导企业积极改善能源消费结构。理顺能源价格机制，完善可再生能源发电价格政策，推进天然气价格和电力改革的深入推进。积极疏导价格矛盾，逐步放开与居民生活没有直接联系的专业服务价格，吸引社会资本进入相关领域。

4. 限制高耗能产业的发展。建立严格的高耗能行业准入机制，避免高耗能行业盲目建设和重复投资造成的产业同构化问题。针对传统行业占比高的地区，需要建立一个合理的、有效的高耗能产品淘汰制度，限制高能耗、高污染行业的发展空间。加强对重点高耗能企业能耗的统计监测工作，为限制高耗能产业发展提供决策依据。进一步增加对自主研发和创新的投入，加大对节能技术的支持力度，促进节能技术向企业实践的转化和推广。

5. 发展服务型制造业和生产性服务业。服务型制造业和生产性服务业是未来产业发展的趋势，相比传统制造业和服务业能耗更低，污染更小。各地区在制定产业战略时，应注意差异化和错位发展，如有较好工业基础的东北地区可以推动发展装备制造业以及相应的服务业，有资源禀赋条件的中西部地区可以大力发展现代化农业、食品加工业和配套的服务业。在这个过程中需要注意地区间产业的协调发展，防止区域间产业结构的同构化，促进资源的有效配置与自由流动。

发展可再生能源的几个方面：

首先是建立持续稳定的市场需求。他建议要按照政府引导、政策支持和市场推动相结合的原则，各级政府根据中长期规划的要求制订阶段目标、任务和措施，通过优惠的价格政策和强制性的市场份额政策，以及加大政府投资及资本市场投融资，实施政府特许权、政府采购等措施，培育持续稳定的可再生能源市场。

其次是改善市场环境条件。国家电网企业和石油销售企业要依据《可再生能源法》的要求，承担收购可再生能源电力和生物液体燃料的义务。有关部门组织制定可再生能源电力并网和生物液体燃料进入石油销售系统的运行管理规定。有关部门还要抓紧制定可再生能源应用于建筑节能的相关技术标准、工程规范和建设管理规定；

第三要加大财政投入和税收优惠力度。各级财政根据《可再生能源法》的要求，可以设立可再生能源发展专项资金，支持可再生能源发展。国家运用税收政策对可再生能源发展予以支持，对可再生能源技术研发和设备制造等给予适当的企业所得税优惠。

最后要加快技术进步和产业发展。石定寰提出，加快可再生能源规模化利用的基础在于加强科技创新。各级政府要加大对可再生能源的科技投入，国家各类科技发展规划要大力支持产学研合作，开展可再生能源的科学研究、技术开发和产业化，整合现有的可再生能源技术资源，完善保护知识产权的法制环境，鼓励创新，加快人才培养，全面提高可再生能源技术创新能力和服务水平，促进技术进步与产业发展。

一、将第八条第一款修改为：“国务院能源主管部门会同国务院有关部门，根据全国可再生能源开发利用中长期总量目标和可再生能源技术发展状况，编制全国可再生能源开发利用规划，报国务院批准后实施。”

增加一款，作为第二款：“国务院有关部门应当制定有利于促进全国可再生能源开发利用中长期总量目标实现的相关规划。”

第二款改为第三款，修改为：“省、自治区、直辖市人民政府管理能源工作的部门会同本级人民政府有关部门，依据全国可再生能源开发利用规划和本行政区域可再生能源开发利用中长期目标，编制本行政区域可再生能源开发利用规划，经本级人民政府批准后，报国务院能源主管部门和国家电力监管机构备案，并组织实施。”

第三款、第四款分别改为第四款、第五款。二、将第九条修改为：“编制可再生能源开发利用规划，应当遵循因地制宜、统筹兼顾、合理布局、有序发展的原则，对风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等可再生能源的开发利用作出统筹安排。规划内容应当包括发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施进度、配套电网建设、服务体系和保障措施等。

“组织编制机关应当征求有关单位、专家和公众的意见，进行科学论证。”三、将第十四条修改为：“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。

“国务院能源主管部门会同国家电力监管机构和国务院财政部门，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，制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法，并由国务院能源主管部门会同国家电力监管机构在年度中督促落实。

“电网企业应当与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的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。

“电网企业应当加强电网建设，扩大可再生能源电力配置范围，发展和应用智能电网、储能等技术，完善电网运行管理，提高吸纳可再生能源电力的能力，为可再生能源发电提供上网服务。”四、将第五章章名修改为“价格管理与费用补偿”。五、将第二十条修改为：“电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。”六、将第二十二条修改为：“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，依照本法第二十条的规定补偿。”七、将第二十四条修改为：“国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等。

“可再生能源发展基金用于补偿本法第二十条、第二十二条规定的差额费用，并用于支持以下事项：

（一）可再生能源开发利用的科学技术研究、标准制定和示范工程；

（二）农村、牧区的可再生能源利用项目；

（三）偏远地区和海岛可再生能源独立电力系统建设；

（四）可再生能源的资源勘查、评价和相关信息系统建设；

（五）促进可再生能源开发利用设备的本地化生产。

“本法第二十一条规定的接网费用以及其他相关费用，电网企业不能通过销售电价回收的，可以申请可再生能源发展基金补助。

“可再生能源发展基金征收使用管理的具体办法，由国务院财政部门会同国务院能源、价格主管部门制定。”八、将第二十九条修改为：“违反本法第十四条规定，电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失的，应当承担赔偿责任，并由国家电力监管机构责令限期改正；拒不改正的，处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款。”

本决定自2010年4月1日起施行。

《中华人民共和国可再生能源法》根据本决定作相应修改并对条款顺序作相应调整，重新公布。