国家发改委王仲颍：能源转型是否成功 政策执行是关键
“尽管近十年来我国可再生能源实现了巨大增长，但当前我国能源体系距离清洁、高效、安全、可持续的发展目标仍有很大距离。”王仲颖说，依据CREO2017研究，我国能源系统存在如下几方面亟待解决的问题及挑战。
其一，化石能源消费比重仍然较高，甚至过大，因此造成严重的空气污染问题。近年来，我国第三产业及其它终端能源消费增长较快，但是工业终端能源消费仍占总终端能源消费的较高比例。2016年中国终端能源消费总量达到32.3亿吨标准煤，其中工业部门占61%，交通部门占比21%，建筑部门占比14%。煤炭是中国终端能源消费的主要能源品种。2016年，煤炭消费占总终端能源消费比重的39%，石油27%，电力19%，天然气7%，区域供热5%，生物质能源2%。电力部门中，2016年可再生能源发电量占全国总发电量的比重达到26%，非化石能源发电量占29.5%。全国总发电量中的67%来自煤电，3%来自天然气发电。2016年，中国一次能源总消费量43.6亿吨标准煤。煤炭占比62%，石油占比18.3%，天然气占比6.4%，非化石能源所占比例为13.3%，其中可再生能源的比例为11%。
“我国能源消费结构中化石能源比重过大，这也导致了对能源进口的依赖。显著特征是石油进口依存度持续提高，我国2016年石油对外依存度占全部石油消费总量的三分之二。我国部分区域严重依赖煤炭经济，这些煤炭经济包括煤炭的开采及煤电产业，导致煤炭消费出现‘锁定’，这对降低我国煤炭消费、地方经济转型造成了阻碍。”王仲颖说。
化石能源的消费比重大，造成我国多地空气污染仍然严重。现在已经形成共识，煤炭发电厂、燃煤工业和以化石能源驱动的汽车是造成中国大部分城市严重空气污染的重要原因。“当前，我国政府将解决空气污染问题作为其首要任务之一。此外，水污染和土壤退化等环境问题也同样严重，上述生态环境问题将可能危及中国未来的可持续发展。”王仲颖强调说。
其二，可再生能源的浪费虽在减少，但仍很严重。
“被迫降低水电、风电和太阳能光伏电量——也被称作‘弃用’问题，在我国已存在多年。‘弃用’现象表明当前我国可再生能源尚未被充分优化整合进入能源系统。”王仲颖以弃风为例予以说明。2016年，我国全年弃风率为17%。今年1～9月，全国弃风电量和弃风率实现双降，弃风限电的范围和规模得到缓解，全国总弃风电量298.5亿千瓦时，同比减少25%，累计弃风率13%，同比下降6.8个百分点。由于弃用造成可再生能源资源的浪费，提高了风电等可再生能源电力生产成本。如果考虑由此导致的煤电发电量上升，则进一步增加了大气污染物和二氧化碳等温室气体排放。近年来，太阳能发电和部分重点地区的水力发电也遭到了弃用。
其三，电力系统缺乏灵活性，运行管理制度面临挑战。
王仲颖说，我国自改革开放以来所采用的能源和电力发展战略成功地保障了电力供应，为快速增长的经济提供了动力，目前依然影响着电力系统发展。我国经济进入新常态以来，煤炭发电厂产能过剩明显，在未来的电力系统中，有出现投资搁浅和化石能源技术锁定的风险。此外，电厂和互联电网的调度运行受到传统电力市场交易制度和地方利益壁垒的影响，无法适应大规模风电和太阳能发电等波动性电源的发展。我国的电力体制改革正在进行，这些问题均应得到解决，为电力系统的运行和发展创造一个全新的框架。然而，由于制度障碍以及缺乏针对不同省份的共同目标，目前电力市场改革推进缓慢，区域电力市场在市场设置和计划安排方面的合作往往存在明显的利益冲突。“在电力体制改革不到位的情况下，的的确确会影响不同省市现实的本身利益。可喜的是，十九大的定调，一定会加快电力体制改革的进程，上述问题会在电力体制深化改革的过程中逐步得到解决。”王仲颖说。
其四，可再生能源经济激励制度亟待改革。
王仲颖介绍说，当前，固定电价政策是中国可再生能源发展的主要支持机制，但补贴机制存在的问题，使改革迫在眉睫，以确保政策的有效性。“涉及到三方面的问题。一是电力附加费并不能保证为规模日益增长的可再生能源项目提供资金支持。二是补贴水平调整不平稳，且当补贴下降时产生新增项目的‘抢装潮’。三是固定电价机制并不适用于未来电力市场改革及可再生能源市场化。”“对可再生能源技术的支持主要是为应对化石能源价格不能反映其社会真实成本问题。现在的化石能源价格并没有完全反映出化石能源利用对我国生态环境影响的全部成本。环境成本没有真实呈现，且化石能源的其它支持机制也扭曲了不同能源技术之间的竞争。”王仲颖强调说。
既定战略必须更加坚定地深入实施
“我国的能源体系正在由以煤炭为基础、高环境成本向低碳、环境友好转型。我们的分析显示，尽管我国政府已经制定了正确的政策战略，但能源转型是否成功取决于政策是否得到强有力的执行。”王仲颖说。
记者：我国政府制定并实施了哪些能源转型战略举措?
王仲颖：当前，我国政府已经制定了一揽子政策战略及措施，全面推动能源系统向可持续和低碳方向转变：牢固树立“五大”发展理念、统筹推进“五位一体”总体布局、坚持协调推进“四个全面”战略布局“绿水青山就是金山银山”的发展理念已经植入我国政府的治国理政实践我国政府签署《巴黎协定》，并在全球应对气候变化行动中发挥大国作用的行为，展现了我国政府积极应对人类生存威胁因素的决心。正在进行中的“全国环境行动计划”、电力市场化改革和国家碳排放权交易系统则昭示着我国能源深度转型进程的序幕已经拉开。
记者：如果坚定坚持既定方针政策，那么到2030年、到2050年会出现怎样的结果?
王仲颖：CREO2017的分析表明，如果坚定不移地执行既定政策情景，那么2050年煤炭消费总量将降至2016年消费水平的三分之一，并确保二氧化碳排放于2030年之前达到峰值。2030年后，二氧化碳排放显著降低，直至下降到2050年的50亿吨水平，接近2016年排放水平的50%。2050年，非化石能源占全部一次能源供应的60%。同时，通过投资能源系统转型，未来能源系统的电力成本与当下严重依赖化石能源以及不可持续的能源系统相比将基本一致，而能源系统的可持续和稳定性则将大幅提升。如果那样的话，煤炭消费量被控制，以合理的经济代价实现2050年高比例开再生能源发展目标就可以实现。
记者：如果既定政策执行不坚决或有误，会出现怎样的结果?
王仲颖：政策措施和创新战略的高效实施是确保能源转型平稳实现的关键。反之，如果部分政策措施不能如期施行或方向有误，则将导致我国能源系统将继续被化石能源技术锁定，可再生能源技术的发展及其与能源系统的整体融合将面临严重障碍。因此，政策的执行力是关键，特别是短期战略的强有力地实施是长期能源深度转型取得成功的关键。
记者：能源转型本身、电网基础设施和可再生能源技术都需要大量投资，这可能会导致短期内电力成本上升。如何看待这个问题?
王仲颖：的确，能源转型本身、电网基础设施和可再生能源技术都需要大量投资，这可能会导致短期内电力成本上升，但这些额外的成本也会带来效益，使那些过去依赖低化石能源价格的行业快速向电力和非化石能源转型，同时改善空气质量、降低污染水平。能源转型的大量投资也会创造出代表未来技术方向的新的就业岗位，从而弥补传统煤炭产业链和技术制造业转型所削减的就业机会，这一切都与我国积极的创新战略相符合。在这个角度上看，可以说，可再生能源成本下降、电力市场改革和碳交易价格将是驱动能源转型投资的主要动力。
记者：能源转型成功和煤炭消费总量下降需要哪些客观条件?
王仲颖：能源转型和煤炭消费总量下降是在基于三项重要客观条件下实现的。首先，CREO2017假定在国际大环境和我国创新战略驱动下，可再生能源技术发展将延续近年成本继续降低、效率提升的表现，可再生能源技术以较低的成本实现能源供应。到2050年，非化石能源消费中占比超过60%，煤炭消费占比下降至2016年消费水平的三分之一，电力供应成本基本维持不变，碳排放总量在2030年之前达到峰值。其次，假定碳排放权交易制度能够得到有效实施，碳排放价格将切实影响到能源部门的投资决策，(在CREO2017既定政策情景中，设定了长期执行的碳价格水平，即每吨二氧化碳100元人民币)，这将有助于支持可再生能源尽快实现与煤电平价。再次，假定持续推进电力市场化改革，并将其作为确保波动性可再生能源与电力系统融合的重要工具。
要实现“低于2℃”目标，需在既定政策基础上再加码
“CREO2017研究结论显示，即使既定政策情景顺利实施，仍不能支撑全球实现‘巴黎协定’设定的控制未来升温幅度‘低于2℃’目标。我国按既定政策情景发展，将能够实现承诺的国家自主贡献目标，但与大多数国家一样，二氧化碳减排尚显不足。”王仲颖说。
记者：依据CREO2017研究结论，既定政策难以支撑实现温升幅度“低于2℃”目标。那要实现控制温升目标，需要怎样的新目标?
王仲颖：基于考虑我国二氧化碳减排展望和未来实现“低于2℃”目标，CREO2017分析认为，我国要满足《巴黎协定》要求，就必须采取进一步的二氧化碳减排措施。综合分析国际研究成果，CREO2017假定了我国未来能源部门的二氧化碳快速减排的约束预案，即从2016年的100亿吨左右二氧化碳排放水平降到2020年的90亿吨、2030年80亿吨，直至2050年下降至30亿吨。
记者：也就是说，为达到实现“低于2℃”目标，应制定执行更加有利于可再生能源发展的政策?
王仲颖：是的，如果我国未来碳排放足迹遵循“低于2℃”假设，则我国必须加速削减煤炭消费、更为迅捷地发展可再生能源。相比既定政策情景，CREO2017结论表明，2020年，“低于2℃”情景需要额外增加3.05亿千瓦的可再生能源装机容量，2050年需要增加15.18亿千瓦。额外增加的发电装机初期将主要来自风电，后期则更多来自太阳能发电技术。在“低于2℃”情境下，煤炭消费量更为快速地降低。煤电装机到2020年将再削减1600万千瓦、2050年降低2.2亿千瓦。为了促进终端用能部门的减排，在“低于2℃”情景中，CREO2017设定了相比既定政策情景更高的终端电气化率水平，特别是提高了交通部门和工业部门的电气化率。
记者：如果按照“低于2℃”目标，我国可再生能源“十三五”规划中的发展目标已经落后于近期的发展形势。CREO2017展望风能、太阳能和生物质能发电装机总量也显著超出2020年规划目标，这个超出的部分能否实现?
王仲颖：从快速降低电力部门碳排放和提升终端用能部门电气化水平的角度分析，既定政策下的能源转型成就仍有进一步提升的发展空间。从遵守《巴黎协定》的角度看，2020年后的能源转型任务将更加艰巨，因此加码是必然的，只不过是早晚的问题。
记者：总体而言，今年以来，弃风、弃光现象有所好转，但仍比较严重。在这样的情况下如何发展更多的可再生能源?
王仲颖：要保证更多的新增可再生能源发电容量接入电网，要对煤电企业的运行提出严格的灵活性要求，维持提高电力系统灵活运行，要更为灵活地调度输电线路和省间电量交换。这些措施需要地方政府提高接纳和利用区外可再生能源的积极性，支持电网调度合作和联合调度。
记者：“低于2℃”情景下目前的电力系统已不需新增煤电装机。那么对那些已经获得行政许可、并准备开工建设的新的燃煤电厂应作如何对待?
王仲颖：应当在进一步加强开工审核的同时，尽快颁布禁止新建煤电厂的临时禁令，从而避免大额资产搁浅。近中期，随着电力市场化的进程，应逐步取消年度发电计划确定的满发利用小时数，直至最终取消年度发电计划制度。这也就意味着，所有的发电商都需要根据市场的需求来决策自己的发电量。在这种情况下，新建煤电厂的风险会更大，因为它已无法通过行政手段确保电价水平。在可预见的未来，煤电价格预期将会继续上升、可再生能源发电成本则处于下降通道，固定电价的长期购电合约将不复存在。到那时，可再能能源发电无论在成本上、技术上都会比煤电具有竞争性，起码不会比煤电竞争力弱。
从现在到2050年可再生能源逐步成为主导能源
CREO2017展示了我国能源系统到2050年的两条发展路径。一是低于2℃情景发展路径，这条路径由严格的碳预算推动二是既定政策情景发展路径，这一路径由当前实施的能源政策维持。
记者：请结合现实情况，用CREO2017研究结论，分析一下从现在到2035年、到2050年可再生能源如何逐步变成主导能源?
王仲颖：2016年，可再生能源占总终端能源消费的6%。据中电联数据，今年1～9月，全国基建新增发电能力中水电、火电、风电、太阳能发电分别比上年同期多投产35万、197万、146万、1977万千瓦。截止今年9月底，全国可再生能源发电总装机容量达到58655万千瓦，占全国规模以上电厂总发电装机容量的35.2%。从全球看，中国仍然是世界上最大的可再生能源投资国，未来几十年依照中国宏大的可再生能源政策和能源体系去碳化需求，可再生能源份额将大幅增长。
2016年，可再生能源消费量为2.7亿吨标准煤。“低于2℃”情景下，2050年该值增加8倍，达到21.86亿吨标准煤，既定政策下则增至16.63亿吨标准煤。“低于2℃”情景的主要趋势是首先发展风能，2035年前的中阶段发展太阳能。2050年前的长期阶段，将扩大太阳能发展规模，迅速提升生物质能利用率。
由于水资源进一步发展的潜力有限，因此两种情况下均遵循相同的增量增长。“低于2℃”情景下，2050年可再生能源涵盖大部分能源需求。2030年之前的能源转型初期，风能和太阳能发电将快速增加。
两种情景均预测中国能源需求于2030年左右达到顶峰。2050年，“低于2℃”情景的终端能源需求为33.21亿吨标准煤既定政策情景为35.3亿吨标准煤。提升能效措施是两种情景能源需求趋势类似的主要原因。
记者：根据CREO2017，到2050年前后，我国能源需求侧将发生怎样的改变?
王仲颖：到那时，我国能源需求侧将产生重大改变。目前工业领域占据终端能源利用的指导地位，但到2050年，尽管能源需求总量将与现在保持同一水平，但能源需求结构将发生巨变——工业领域的能源消费量大幅下降，交通和建筑能源消费将上涨。终端部门电气化程度提高主要源自可再生能源的贡献。两种情景均是如此，“低于2℃”情景的电气化程度和可再生能源份额更高。2050年，“低于2℃”情景下52%的终端能源需求为电力，既定政策情景该比例为39%。工业用化石能源很大程度被电取代。到那时，中国走上绿色、多样化供能之路，减轻对煤炭的高度依赖，代之以非化石能源。“低于2℃”情景下该发展趋势更为明显，2050年非化石能源占供能的63%，相比之下，既定政策情景则为47%。据此可以说，“低于2℃”情景下非化石能源的快速、决定性发展是我国实现《巴黎协定》目标的关键。
记者：到那时，电网传输将会发生怎样的变化?
王仲颖：两种情景均加大了电网基础设施投资，用以提升电力系统灵活性，促进在区域内外高效传输清洁电力。到2050年，中国电网将在更大的平衡区域实现密切整合，整个中国电网发展为一体化市场。中部和东部省份为主要输入地区，西南和东北则是净输出地区。“低于2℃”情景下的电网扩容总体比既定政策情景高。两个情景均表明，到2050年中国的输电系统继续完善，且依靠价格手段按照市场原则调节电力供需两侧，从而促进新增电网的大规模投资。
记者：依据CREO2017，从目前到2020年这段时期内，对可再生能源的发展要采取怎样的政策?
王仲颖：总体上要注意四方面。
一是2020年前可再生能源仍需延续固定电价政策，其中海上风电、太阳能光热发电需要延续到2020年后实现规模化发展。应更好利用竞争性招标推动价格下降，逐步扩大可再生能源电站竞争性招标的范围和规模。
二是随着2020年后逐步建立竞争性电力市场，在电力市场价格基础上，率先对新增风电、光伏电站建立基于定额补贴的市场溢价机制。初期可按目前固定电价的差价补贴标准确定溢价补贴标准，未来适时合理调整、逐步降低定额补贴标准，或者建立与招标电价结合的差价合约机制。
三是在2017年建立可再生能源电力证书自愿交易市场的基础上，在2020年前建成强制性可再生能源电力配额(发电侧)和绿色证书交易市场(售电侧)，逐年提升配额比例要求，形成市场化绿色证书价格形成机制和逐年上升的未履约价格惩罚水平。
四是切实发挥即将正式启动的全国碳交易市场对促进可再生能源与化石能源公平竞争的作用，逐步建立起新建建筑和工业用热的可再生能源用热强制安装或者供热比例要求制度。
记者：近日，《京津冀能源协同发展行动计划(2017～2020)》印发，说明三地能源协同发展进入实质落地阶段。依据CREO2017研究成果，该地区该如何实现能源协同发展?
王仲颖：京津冀是我国重要的能源消费重心之一。同时，京津冀作为我国的“首都圈”，是我国北方经济规模最大、最具活力的区域之一。经济的快速增长、不断优化转型的产业布局和依然严峻的环境污染问题对京津冀的清洁能源保障提出了更高要求。但是，目前京津冀区域的可再生能源利用比重不高，多样化可再生能源利用潜力没有充分挖掘，电网等基础设施发展不同步，急需通过创新驱动京津冀能源协同发展，不断完善能源政策体系和相关体制机制。CREO2017研究显示，京津冀可通过全面协同能源转型实现高比例可再生能源发展。在低于2℃情景下，2030年风电装机容量将达到128165兆瓦，占总装机比重的47.8%太阳能发电总装机将达到83922兆瓦，占全部发电装机的31.3%。雄安作为国家级新区，2030年可实现可再生能源占一次能源消费比重超过50%以上。
记者：具体而言，实现京津冀高比例可再生能源的目标需要哪些保障措施?
王仲颖：针对京津冀高比例可再生能源发展重点任务，京津冀需要加强以下5方面的保障措施。一是加强可再生能源发展的顶层设计二是提高京津冀可再生能源发展的协同性三是加大政策支持力度四是创新市场化机制体制五是加大宣传提高公众认识。
国家可再生能源中心2017～2020年行动建议
依据CREO2017研究结论，并基于过去数年可再生能源产业、技术和政策方面的进步，并展望其近中期发展情况，针对中国可再生能源发展，国家可再生能源中心提出下列建议：
可再生能源和非化石能源目标
“十三五”规划中2020年可再生能源发展目标是应努力超越的底线，通过努力实现更快发展：太阳能光伏装机量从1.1亿千瓦增至2亿千瓦，风电装机量从2.1亿千瓦增至3.5亿千瓦生物质能发电装机量从1500万千瓦增至3000万千瓦，总计增加5亿千瓦。
2020年非化石能源占一次能源消费总量的比例从15%提升到19%。如考虑落实《巴黎协定》提出的“低于2℃”温控目标，则需要进一步提升发展目标要求。
加大削减煤炭力度
即刻停止批准新建燃煤电厂努力实现2030年煤炭消费量占全部能源消费量的比例从现在的64%降至33%左右加快燃煤电厂灵活性改造，逐步取消年度发电计划制度地方经济主要依赖煤炭工业的地区要加紧制定经济发展转型升级计划。
加快电力行业改革
开展批发市场试点和区域协调市场试点市场试点要纳入跨区电网调度，打破省间壁垒预防双边交易合同锁定高碳型电力生产制定中国电力市场下一步发展的清晰路线图。
实施碳排放权交易制度
加强中国碳市场活力制定能够确保碳减排目标实现的最低碳交易价格。
深化经济激励机制改革
提高可再生能源附加水平(2020年后逐步降低直至取消)，确保转型期补贴资金需求实施可再生能源发电配额制度，配套实施强制性与自愿性相结合的绿色证书交易制度更大范围的采取竞争性拍卖方式，降低大规模风电和太阳能发电项目的并网价格。
根据《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），在各地测算的基础上，我们统筹提出了各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重，现印发你们，请认真组织落实。
一、各省级能源主管部门会同经济运行管理部门要切实承担牵头责任，按照消纳责任权重认真组织制定实施方案，积极推动本行政区域内可再生能源电力建设，推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任，完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。
二、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）有限责任公司要切实承担组织责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重组织调度运行部门和交易机构等，认真做好可再生能源电力并网消纳、跨省跨区域输送和各类市场交易。国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司所属省级电网企业和内蒙古电力（集团）有限责任公司要在2021年1月底前向省级能源主管部门、经济运行管理部门和能源派出监管机构报送2020年本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况。
三、国家能源局各派出机构要切实承担监管责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易，对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前，向国家能源局报送监管报告。
国家发展改革委、国家能源局有关部门将加强跟踪监测，计划2020年9月组织开展全国可再生能源电力消纳责任权重执行情况评估，并根据评估情况督促各省级能源主管部门、各电网企业、各派出机构进一步落实2020年可再生能源电力消纳责任，研究提出2021年可再生能源电力消纳责任权重初步安排。
再生能源包括太阳能、水能、风能、生物质能、波浪能、潮汐能、海洋温差能、地热能等。
它们在自然界可以循环再生。是取之不尽，用之不竭的能源，不需要人力参与便会自动再生，是相对于会穷尽的非再生能源的一种能源。
在19世纪中叶煤炭发展之前，所有使用的能源都是可再生能源。除了核能、潮汐能、地热能之外，人类活动的基本能源主要来自太阳光。
像生物能和煤炭、石油、天然气等化石能源，主要通过植物的光合作用吸收太阳能储存起来。其它像风力，水力，海洋潮流等等，也都是由于太阳光加热地球上的空气和水的结果。
水电
一是在做好布局的基础上，落实电力市场水电消纳和输电方案，包括四川、云南水电外送，以及“十三五”投产的重点水电。
二是落实水电与促进地方经济社会发展和扶贫协调机制，研究建立西藏水电的开发协调机制，促进藏东南水电基地的开发。
三是研究制定龙头水库综合效益共享机制与政策，进行抽水蓄能电站作用、效益机制研究，水电电价市场化改革及电价机制研究，探索和制定常规水电和抽水蓄能电站电价机制，促进水电持续健康发展。
四是做好流域综合监测规划，建立监测、监管体系，编制流域梯级水电站联合调度运行规程，优化水电站运行，提高利用效率。
到“十三五”时期，水电投资不足、开发技术难度较大等问题都会基本得以解决，而难点转向消纳、外送、移民、环保等方面。因此要把水电开发好，除了技术研究和积累之外，还应该加强水电开发机制体制等一系列问题研究，促进水电有序有效开发利用。
风储系统是风电储能一体化，将储能系统与风电系统融合一体,做到1+1>2的应用效果。在风电场电源侧升压站集中接入电网的集中式储能是风储融合的主要形式，储能系统按照风电场容量的一定比例配置，以储能电池舱与储能变流升压舱为基本单元集中化布置，统一接受电网的集中调度运行。
分散式风电储能系统是以风电机组为单元的风电联合储能的应用型式，储能变换单元与风电变流器在风电机组侧集中配置，电池系统根据实际场景灵活采用“一机一储”或者“多机一储”布置，实现风电变流发电和储能系统的联合运行和统一调度。
风储系统发展历程
虽然风储热度高涨，市场发展依然缓慢。全球三大的风储市场分别为美国、韩国和澳大利亚，但三者的储能部署规模都不到200MW。风电+储能项目开发的三大关键动力是补贴、示范性项目和减少弃电。储能时长通常在30分钟至2小时之间，储能配置规模大多低于项目规模的15%。
未来机遇
尽管风储迄今为止发展缓慢，但随着电网要求不断变化、支持政策持续涌现和经济性日趋改善，风储市场未来有望迎来增长。可再生能源电网渗透率快速攀升的同时，风电项目将承担更多系统平衡的责任。财务风险上行、电网要求收紧双重压力下，储能可能成为众多新建风电项目的“标配”。
水污染防治行动计划「全文」
促进再生水利用。以缺水及水污染严重地区城市为重点，完善再生水利用设施，工业生产、城市绿化、道路清扫、车辆冲洗、建筑施工以及生态景观等用水，要优先使用再生水。推进高速公路服务区污水处理和利用。具备使用再生水条件但未充分利用的钢铁、火电、化工、制浆造纸、印染等项目，不得批准其新增取水许可。自2018年起，单体建筑面积超过2万平方米的新建公共建筑，北京市2万平方米、天津市5万平方米、河北省10万平方米以上集中新建的保障性住房，应安装建筑中水设施。积极推动其他新建住房安装建筑中水设施。到2020年，缺水城市再生水利用率达到20%以上，京津冀区域达到30%以上。(住房城乡建设部牵头，发展改革委、工业和信息化部、环境保护部、交通运输部、水利部等参与)
推动海水利用。在沿海地区电力、化工、石化等行业，推行直接利用海水作为循环冷却等工业用水。在有条件的城市，加快推进淡化海水作为生活用水补充水源。(发展改革委牵头，工业和信息化部、住房城乡建设部、水利部、海洋局等参与)
三、着力节约保护水资源
(八)控制用水总量。实施最严格水资源管理。健全取用水总量控制指标体系。加强相关规划和项目建设布局水资源论证工作，国民经济和社会发展规划以及城市总体规划的编制、重大建设项目的布局，应充分考虑当地水资源条件和防洪要求。对取用水总量已达到或超过控制指标的地区，暂停审批其建设项目新增取水许可。对纳入取水许可管理的单位和其他用水大户实行计划用水管理。新建、改建、扩建项目用水要达到行业先进水平，节水设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投运。建立重点监控用水单位名录。到2020年，全国用水总量控制在6700亿立方米以内。(水利部牵头，发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、农业部等参与)
严控地下水超采。在地面沉降、地裂缝、岩溶塌陷等地质灾害易发区开发利用地下水，应进行地质灾害危险性评估。严格控制开采深层承压水，地热水、矿泉水开发应严格实行取水许可和采矿许可。依法规范机井建设管理，排查登记已建机井，未经批准的和公共供水管网覆盖范围内的自备水井，一律予以关闭。编制地面沉降区、海水入侵区等区域地下水压采方案。开展华北地下水超采区综合治理，超采区内禁止工农业生产及服务业新增取用地下水。京津冀区域实施土地整治、农业开发、扶贫等农业基础设施项目，不得以配套打井为条件。2017年底前，完成地下水禁采区、限采区和地面沉降控制区范围划定工作，京津冀、长三角、珠三角等区域提前一年完成。(水利部、国土资源部牵头，发展改革委、工业和信息化部、财政部、住房城乡建设部、农业部等参与)
(九)提高用水效率。建立万元国内生产总值水耗指标等用水效率评估体系，把节水目标任务完成情况纳入地方政府政绩考核。将再生水、雨水和微咸水等非常规水源纳入水资源统一配置。到2020年，全国万元国内生产总值用水量、万元工业增加值用水量比2013年分别下降35%、30%以上。(水利部牵头，发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部等参与)
抓好工业节水。制定国家鼓励和淘汰的用水技术、工艺、产品和设备目录，完善高耗水行业取用水定额标准。开展节水诊断、水平衡测试、用水效率评估，严格用水定额管理。到2020年，电力、钢铁、纺织、造纸、石油石化、化工、食品发酵等高耗水行业达到先进定额标准。(工业和信息化部、水利部牵头，发展改革委、住房城乡建设部、质检总局等参与)
加强城镇节水。禁止生产、销售不符合节水标准的产品、设备。公共建筑必须采用节水器具，限期淘汰公共建筑中不符合节水标准的水嘴、便器水箱等生活用水器具。鼓励居民家庭选用节水器具。对使用超过50年和材质落后的供水管网进行更新改造，到2017年，全国公共供水管网漏损率控制在12%以内到2020年，控制在10%以内。积极推行低影响开发建设模式，建设滞、渗、蓄、用、排相结合的雨水收集利用设施。新建城区硬化地面，可渗透面积要达到40%以上。到2020年，地级及以上缺水城市全部达到国家节水型城市标准要求，京津冀、长三角、珠三角等区域提前一年完成。(住房城乡建设部牵头，发展改革委、工业和信息化部、水利部、质检总局等参与)
发展农业节水。推广渠道防渗、管道输水、喷灌、微灌等节水灌溉技术，完善灌溉用水计量设施。在东北、西北、黄淮海等区域，推进规模化高效节水灌溉，推广农作物节水抗旱技术。到2020年，大型灌区、重点中型灌区续建配套和节水改造任务基本完成，全国节水灌溉工程面积达到7亿亩左右，农田灌溉水有效利用系数达到0.55以上。(水利部、农业部牵头，发展改革委、财政部等参与)
(十)科学保护水资源。完善水资源保护考核评价体系。加强水功能区监督管理，从严核定水域纳污能力。(水利部牵头，发展改革委、环境保护部等参与)
加强江河湖库水量调度管理。完善水量调度方案。采取闸坝联合调度、生态补水等措施，合理安排闸坝下泄水量和泄流时段，维持河湖基本生态用水需求，重点保障枯水期生态基流。加大水利工程建设力度，发挥好控制性水利工程在改善水质中的作用。(水利部牵头，环境保护部参与)
科学确定生态流量。在黄河、淮河等流域进行试点，分期分批确定生态流量(水位)，作为流域水量调度的重要参考。(水利部牵头，环境保护部参与)
四、强化科技支撑
(十一)推广示范适用技术。加快技术成果推广应用，重点推广饮用水净化、节水、水污染治理及循环利用、城市雨水收集利用、再生水安全回用、水生态修复、畜禽养殖污染防治等适用技术。完善环保技术评价体系，加强国家环保科技成果共享平台建设，推动技术成果共享与转化。发挥企业的技术创新主体作用，推动水处理重点企业与科研院所、高等学校组建产学研技术创新战略联盟，示范推广控源减排和清洁生产先进技术。(科技部牵头，发展改革委、工业和信息化部、环境保护部、住房城乡建设部、水利部、农业部、海洋局等参与)
(十二)攻关研发前瞻技术。整合科技资源，通过相关国家科技计划(专项、基金)等，加快研发重点行业废水深度处理、生活污水低成本高标准处理、海水淡化和工业高盐废水脱盐、饮用水微量有毒污染物处理、地下水污染修复、危险化学品事故和水上溢油应急处置等技术。开展有机物和重金属等水环境基准、水污染对人体健康影响、新型污染物风险评价、水环境损害评估、高品质再生水补充饮用水水源等研究。加强水生态保护、农业面源污染防治、水环境监控预警、水处理工艺技术装备等领域的国际交流合作。(科技部牵头，发展改革委、工业和信息化部、国土资源部、环境保护部、住房城乡建设部、水利部、农业部、卫生计生委等参与)
(十三)大力发展环保产业。规范环保产业市场。对涉及环保市场准入、经营行为规范的法规、规章和规定进行全面梳理，废止妨碍形成全国统一环保市场和公平竞争的规定和做法。健全环保工程设计、建设、运营等领域招投标管理办法和技术标准。推进先进适用的节水、治污、修复技术和装备产业化发展。(发展改革委牵头，科技部、工业和信息化部、财政部、环境保护部、住房城乡建设部、水利部、海洋局等参与)
加快发展环保服务业。明确监管部门、排污企业和环保服务公司的责任和义务，完善风险分担、履约保障等机制。鼓励发展包括系统设计、设备成套、工程施工、调试运行、维护管理的环保服务总承包模式、政府和社会资本合作模式等。以污水、垃圾处理和工业园区为重点，推行环境污染第三方治理。(发展改革委、财政部牵头，科技部、工业和信息化部、环境保护部、住房城乡建设部等参与)
五、充分发挥市场机制作用
(十四)理顺价格税费。加快水价改革。县级及以上城市应于2015年底前全面实行居民阶梯水价制度，具备条件的建制镇也要积极推进。2020年底前，全面实行非居民用水超定额、超计划累进加价制度。深入推进农业水价综合改革。(发展改革委牵头，财政部、住房城乡建设部、水利部、农业部等参与)
完善收费政策。修订城镇污水处理费、排污费、水资源费征收管理办法，合理提高征收标准，做到应收尽收。城镇污水处理收费标准不应低于污水处理和污泥处理处置成本。地下水水资源费征收标准应高于地表水，超采地区地下水水资源费征收标准应高于非超采地区。(发展改革委、财政部牵头，环境保护部、住房城乡建设部、水利部等参与)
健全税收政策。依法落实环境保护、节能节水、资源综合利用等方面税收优惠政策。对国内企业为生产国家支持发展的大型环保设备，必需进口的关键零部件及原材料，免征关税。加快推进环境保护税立法、资源税税费改革等工作。研究将部分高耗能、高污染产品纳入消费税征收范围。(财政部、税务总局牵头，发展改革委、工业和信息化部、商务部、海关总署、质检总局等参与)
(十五)促进多元融资。引导社会资本投入。积极推动设立融资担保基金，推进环保设备融资租赁业务发展。推广股权、项目收益权、特许经营权、排污权等质押融资担保。采取环境绩效合同服务、授予开发经营权益等方式，鼓励社会资本加大水环境保护投入。(人民银行、发展改革委、财政部牵头，环境保护部、住房城乡建设部、银监会、证监会、保监会等参与)
增加政府资金投入。中央财政加大对属于中央事权的'水环境保护项目支持力度，合理承担部分属于中央和地方共同事权的水环境保护项目，向欠发达地区和重点地区倾斜研究采取专项转移支付等方式，实施“以奖代补”。地方各级人民政府要重点支持污水处理、污泥处理处置、河道整治、饮用水水源保护、畜禽养殖污染防治、水生态修复、应急清污等项目和工作。对环境监管能力建设及运行费用分级予以必要保障。(财政部牵头，发展改革委、环境保护部等参与)
(十六)建立激励机制。健全节水环保“领跑者”制度。鼓励节能减排先进企业、工业集聚区用水效率、排污强度等达到更高标准，支持开展清洁生产、节约用水和污染治理等示范。(发展改革委牵头，工业和信息化部、财政部、环境保护部、住房城乡建设部、水利部等参与)
推行绿色信贷。积极发挥政策性银行等金融机构在水环境保护中的作用，重点支持循环经济、污水处理、水资源节约、水生态环境保护、清洁及可再生能源利用等领域。严格限制环境违法企业贷款。加强环境信用体系建设，构建守信激励与失信惩戒机制，环保、银行、证券、保险等方面要加强协作联动，于2017年底前分级建立企业环境信用评价体系。鼓励涉重金属、石油化工、危险化学品运输等高环境风险行业投保环境污染责任保险。(人民银行牵头，工业和信息化部、环境保护部、水利部、银监会、证监会、保监会等参与)
实施跨界水环境补偿。探索采取横向资金补助、对口援助、产业转移等方式，建立跨界水环境补偿机制，开展补偿试点。深化排污权有偿使用和交易试点。(财政部牵头，发展改革委、环境保护部、水利部等参与)
六、严格环境执法监管
(十七)完善法规标准。健全法律法规。加快水污染防治、海洋环境保护、排污许可、化学品环境管理等法律法规制修订步伐，研究制定环境质量目标管理、环境功能区划、节水及循环利用、饮用水水源保护、污染责任保险、水功能区监督管理、地下水管理、环境监测、生态流量保障、船舶和陆源污染防治等法律法规。各地可结合实际，研究起草地方性水污染防治法规。(法制办牵头，发展改革委、工业和信息化部、国土资源部、环境保护部、住房城乡建设部、交通运输部、水利部、农业部、卫生计生委、保监会、海洋局等参与)
完善标准体系。制修订地下水、地表水和海洋等环境质量标准，城镇污水处理、污泥处理处置、农田退水等污染物排放标准。健全重点行业水污染物特别排放限值、污染防治技术政策和清洁生产评价指标体系。各地可制定严于国家标准的地方水污染物排放标准。(环境保护部牵头，发展改革委、工业和信息化部、国土资源部、住房城乡建设部、水利部、农业部、质检总局等参与)
(十八)加大执法力度。所有排污单位必须依法实现全面达标排放。逐一排查工业企业排污情况，达标企业应采取措施确保稳定达标对超标和超总量的企业予以“黄牌”警示，一律限制生产或停产整治对整治仍不能达到要求且情节严重的企业予以“红牌”处罚，一律停业、关闭。自2016年起，定期公布环保“黄牌”、“红牌”企业名单。定期抽查排污单位达标排放情况，结果向社会公布。(环境保护部负责)
完善国家督查、省级巡查、地市检查的环境监督执法机制，强化环保、公安、监察等部门和单位协作，健全行政执法与刑事司法衔接配合机制，完善案件移送、受理、立案、通报等规定。加强对地方人民政府和有关部门环保工作的监督，研究建立国家环境监察专员制度。(环境保护部牵头，工业和信息化部、公安部、中央编办等参与)
严厉打击环境违法行为。重点打击私设暗管或利用渗井、渗坑、溶洞排放、倾倒含有毒有害污染物废水、含病原体污水，监测数据弄虚作假，不正常使用水污染物处理设施，或者未经批准拆除、闲置水污染物处理设施等环境违法行为。对造成生态损害的责任者严格落实赔偿制度。严肃查处建设项目环境影响评价领域越权审批、未批先建、边批边建、久试不验等违法违规行为。对构成犯罪的，要依法追究刑事责任。(环境保护部牵头，公安部、住房城乡建设部等参与)
(十九)提升监管水平。完善流域协作机制。健全跨部门、区域、流域、海域水环境保护议事协调机制，发挥环境保护区域督查派出机构和流域水资源保护机构作用，探索建立陆海统筹的生态系统保护修复机制。流域上下游各级政府、各部门之间要加强协调配合、定期会商，实施联合监测、联合执法、应急联动、信息共享。京津冀、长三角、珠三角等区域要于2015年底前建立水污染防治联动协作机制。建立严格监管所有污染物排放的水环境保护管理制度。(环境保护部牵头，交通运输部、水利部、农业部、海洋局等参与)
完善水环境监测网络。统一规划设置监测断面(点位)。提升饮用水水源水质全指标监测、水生生物监测、地下水环境监测、化学物质监测及环境风险防控技术支撑能力。2017年底前，京津冀、长三角、珠三角等区域、海域建成统一的水环境监测网。(环境保护部牵头，发展改革委、国土资源部、住房城乡建设部、交通运输部、水利部、农业部、海洋局等参与)
提高环境监管能力。加强环境监测、环境监察、环境应急等专业技术培训，严格落实执法、监测等人员持证上岗制度，加强基层环保执法力量，具备条件的乡镇(街道)及工业园区要配备必要的环境监管力量。各市、县应自2016年起实行环境监管网格化管理。(环境保护部负责)
