今年可再生能源电力总量配额指标在何时发布

可以的

此次明确各省级行政区域内的绿证交易在省级电力交易中心实施，跨省绿证交易在北京电力交易中心和广州电力交易中心进行。

可再生能源电力配额及考核办法》，在配额的制定、实施、绿证交易和监督考核等内容更为细致明确。

实施可再生能源配额的义务主体明确为省级电网、地方电网、配售电公司、独立售电公司、电力直接交易用户以及拥有自备电厂的企业，一共六类。在配额指标上，对19个省调高了2018年总配额指标，24个省调高了2020年指标。

与配额制配套的是“绿证交易”，即对完成配额义务主体的配额核发绿证，发电企业、配额义务主体之间可进行自由交易。

《中国经营报》记者获悉，配额制政策有望在2018年年底出台实施。

配额指标总体提高

最明显的变化，首先是将可再生能源电力配额的义务主体进行了六种分类，明确了其承担配额的计算方式。

2019年已经过半。变革与不确定仍然是中国的能源领域将要面对的现实，新的机遇和挑战正在加速行业洗牌。面对变革，唯有立足当下厘清趋势，才能把握时代的机遇才能迎接未来的挑战。

那么，2019年，中国的能源领域正在发生着哪些故事呢？

电力体制改革加快跨省电力交易扩大

2018年12月25日，国家电网公司召开发布会，明确下一步将着力抓好10项重点工作，不断把全面深化改革向纵深推进。

次日，国家发改委、国家能源局发布《关于请报送第四批增量配电业务改革试点项目的通知》，明确为加快向 社会 资本放开配售电业务，将继续组织开展第四批增量配电业务改革试点。

2018年12月27日，甘肃、山西电力现货市场试运行启动，由此拉开2019年我国的电力体制改革序幕。随着今年电力体制改革的推进，电力现货市场建设正进一步加快，跨省区电力交易规模正持续扩大。可以说，2019年我国电力体制改革取得标志性成果。有望取得关键突破。

油气体制改革加速管网独立取得突破

2018年，关于“油气管网独立、国家管道公司将成立”的消息频频传出。从国家对能源体制改革基本思路“管住中间，放开两头”来看，管网分离是油气体制改革的必由之路，此举有利于油气公司进一步深化混合所有制改革。要真正有效打破油气领域垄断，推动油气领域纵向产业链的市场化、专业化分工，首先要实现真正的油气与管网的分离，2019年是关键一年。

新能源车逆势上行氢能源是大势所趋

2018年经济下行压力较大，导致 汽车 销量一路走低，但新能源车却保持产销量持续高速增长。氢燃料电池 汽车 因其具有良好的环境相容性、能量转换效率高、噪音小、续航里程长、加注燃料时间短、无需充电等特点，被视为很有前景的清洁能源 汽车 。目前，国内用于示范的氢燃料电池 汽车 已达200余辆，累计运行里程10余万公里。2019年氢能源 汽车 产值将迎来高速发展期。到2030年我国氢能 汽车 产业产值有望突破万亿元大关。

天然气供需仍处紧平衡

中国已于2017年超过韩国成为世界第二大液化天然气(LNG)进口国，超越排名首位的日本已隐约在望。

2019年，国家层面为天然气保供做足了准备。天然气产量和供应量再创新高，储气能力建设进展明显，预计全年天然气增产100多亿方、增供300多亿方，冬季取暖期供应量与去年同期相比，日均增加约1亿方。预计2019年全年，天然气供应量将继续稳步增加，但随着治理大气污染、“煤改气”的继续推进，天然气供需仍将处于“紧平衡”状态。

光伏步入平价时代光储一体渐成趋势

在经历了前两年的突飞猛进后，维持新能源装机的可再生能源基金不堪重负，补贴缺口巨大。光伏的未来取决于是否能平价上网，降成本能力成为该行业核心竞争力。

2019年已经开始“以点带面”，开启光伏平价时代。随着储能技术的快速提升和成本的不断下降，“光伏+储能”将在未来能源领域扮演重要的角色，2019年有更多企业布局这一领域。

风电产业全年回暖海上装机稳步向前

2018年风电行业加快推动海上风电和分布式风电发展步伐，在此前连续两年装机量下滑的态势下，实现了局面的扭转。海上风电曾是行业发展的短板，经过3年多的发展，无论是在可开发资源量上，还是技术政策层面上，我国海上风电目前已基本具备大规模开发条件。目前，风电企业经历两轮周期洗礼，龙头企业的竞争优势十分明显。预计2019年风电装机规模将呈现全年回暖的状态，达到30GW左右的水平。

配额制艰难出台鼓励新能源发展

2018年末，国家能源局再次下发征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见函，这是继2018年3月、9月以来，配额制第三次征求意见。可以说，艰难出台的配额制将为新能源发展增添一大驱动力，从地方政府、电网公司的角度，形成新能源发电量、输电量的考核压力，从而鼓励新能源的发展。预计，2019年度配额指标将于上半年发布。

国网混改再提速特高压迎建设高峰

2018年9月，国家能源局下发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》。通知提到，将在2018年、2019年两年间核准9个重点输变电线路，共涉及“七交五直”12条特高压线路，这是继2012年大规模规划建设特高压之后的又一个建设高峰。2018年末，国家电网公司召开新闻发布会，宣布在前期增量配电、交易机构和抽水蓄能电站等混合所有制改革 探索 的基础上，继续加大“混改”范围和力度，推出向 社会 资本首次开放特高压建设投资等一系列举措。

值得注意的是，除国内市场打开外，特高压海外市场前景也十分广阔。一般而言，特高压建设周期在2年—3年左右时间，这意味着2019年会成为交货大年，2020年设备厂商或将迎来业绩高峰。

“三弃”问题有缓解新能源高质量发展

据国家能源局数据显示，2018年前三季度，可再生能源发电消纳情况持续好转，弃电量和弃电率保持下降趋势。预计2019年，全国可再生能源发电利用率进一步提升，弃电量和弃电率保持在合理水平，到2020年基本解决弃水弃风弃光问题。

促关联产业发展

煤化工市场重回快车道

在2018年12月召开的全国能源工作会议上，有关领导强调，科学有序推进煤制油、煤制气等示范项目。在国家能源安全和油价缓慢回升的形势下，煤化工市场正在重回快车道。目前，我国煤制油、煤制天然气等现代煤化工技术尚属新行业，煤化工项目投入和产出规模大，对带动关联产业发展和促进地方经济活力影响深远。同时，由于煤化工项目涉及水资源消耗、土地占用、环境污染，以及产品质量标准、定价、市场准入等问题，我国现代煤化工产业发展面临着产业政策不完善、重视不足等问题，一些核心技术、设备也受制于人。

但作为国家支持的能源行业发展方向，预计2019年，煤制油、煤制气产业政策将逐步完善。

据报道，目前，我国电力市场仍由电网企业统购统销，电力用户只能闭着眼睛采购，不知道电从哪里来。今年，这一局面将被打破。

报道称，能源局负责人表示，明确要求，实施可再生能源电力配额制，对各省级行政区域规定可再生能源占电力消费比重配额指标并进行考核，提高可再生能源利用水平，目前正在根据征求意见的情况对《可再生能源电力配额及考核办法》进行修改和完善，初步计划于上半年发布。

知青人士表示，和以往的设计相比，此次最大的变化是将配额制的义务主体由发电侧转向需求侧，配额制即政府负责考核，市场主体负责完成配额指标。也就是说，将来中东部地区必须敞开大门接受跨省绿电，电网公司会“分品种”卖电，终端用户有权选择清洁能源。

文章来源：央广网

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。

2018年新能源行业发展现状与前景分析 “531”新政利大于弊，未来光伏、风电成长空间巨大

我国新能源产业发展方针分析

坚持高质量发展的总要求，进一步完善新能源发电项目竞争配置机制，进一步优化风电光伏发电的建设布局，推动风电和光伏发电等可再生能源平价上网，支持风电光伏分散式发展，持续强化可再生能源消纳工作。是管理层为我国新能源产业发展拟定的现行方针。

新能源发电装机规模稳步扩大，发电装机达到7.06亿千瓦

在即将过去的2018年，新能源发电装机规模稳步扩大。据前瞻产业研究院发布的《中国新能源行业发展前景与投资战略规划分析报告》统计数据显示，在2018年前三季度，我国新增新能源发电装机5596万千瓦，占全部新增电力装机的69%。而截至到2018年9月底，我国新能源发电装机达到7.06亿千瓦，同比增长12%。这其中，包括水电装机3.48亿千瓦、风电装机1.76亿千瓦、光伏发电装机1.65亿千瓦、生物质发电装机1691万千瓦。

以风电、光伏为例，在风电方面，今年前三季度，我国风电新增并网容量1261万千瓦，同比增长30%，风电发电量2676亿千瓦时，同比增长26%。从新增并网容量区域分布来看，新增比较多的省份主要是内蒙古(193万千瓦)、江苏(156万千瓦)、山西(117万千瓦)、青海(110万千瓦)、河南(86万千瓦)、湖北(79万千瓦)，合计占到全国新增容量的59%。

在此基础上，风电热门市场海上风电也在快速增长，今年前三季度，海上风电新增并网容量102万千瓦，主要集中在江苏(92万千瓦)和福建(9万千瓦)两省，累计海上风电装机容量达到305万千瓦，主要集中在江苏(255万千瓦)、上海(30.5万千瓦)、福建(19万千瓦)。

更为值得欣喜的是，今年前三季度，我国风电平均利用小时数达到1565小时，同比增加了178小时。其中，弃风电量为222亿千瓦时，同比减少74亿千瓦时。全国平均弃风率为7.7%，比去年同期减少了4.7个百分点。这意味着，曾经困扰行业的弃风限电情况，正在全面改善。

在光伏方面，我国光伏发电市场也总体稳健，截止到今年9月份，我国光伏发电累计装机达到16474万千瓦(光伏电站11794万千瓦，分布式光伏4680万千瓦)。在此背后，今年前三季度，我国光伏发电新增装机3454万千瓦，其中光伏电站新增1740万千瓦，同比减少37%，分布式光伏则新增1714万千瓦，同比增长12%。

从新增装机布局看，华东地区新增光伏装机为858万千瓦，占全国的24.8%华北地区新增光伏装机为842万千瓦，占全国的24.4%华中地区新增装机为587万千瓦，占全国的17.0%。而与风电一样，全国来看，光伏遭遇弃光的情况也得到了明显缓解，数据显示，今年前三季度，光伏发电平均利用小时数857小时，同比增加57个小时弃光电量40亿千瓦时，同比减少11.3亿千瓦时，弃光率为2.9%，同比降低了2.7个百分点。

在业界看来，光伏装机增长重心正在向我国东部，电力市场消纳条件比较好的地区转移。同时，分布式光伏的增长更快，意味着管理层支持风电光伏分散式发展的政策得到了市场的认可。

“531”新政长期积极影响大于短期阵痛

今年1月份至4月份，光伏行业密集出台了《关于2019年光伏发电项目价格政策的通知》、《国家能源局、国务院扶贫办关于下达

“十三五”第一批光伏扶贫项目计划的通知》等一系列政策。

特别是4月13日，国家能源局对《关于完善光伏发电建设规模管理的通知》及《分布式光伏发电项目管理办法》两个文件征求意见。彼时，业内普遍认为，这两个文件是对光伏行业进行规范管理的长效机制，管理层对光伏电站和分布式光伏项目的管理办法将会发生重大的变化。

但紧随其后，对于光伏行业影响似乎更为重大的一项政策，业界称为“531”新政的《关于2018年光伏发电有关事项的通知》颁布。

从“531”新政的内容来看，“暂停普通地面电站指标发放”、“分布式光伏规模受限”、“调低上网电价”等内容，看似是扼住了光伏行业命运的喉咙。按照新政，地面电站、分布式电站和扶贫电站均由国家层面直接安排和管理。其中暂不安排2018年普通光伏电站建设规模，仅安排1000万千瓦左右的分布式光伏建设规模，进一步下调光伏标杆上网电价，降低补贴强度。

这一变化曾令业界哗然，前瞻数据亦显示，2018年前三季度，我国光伏发电新增装机3454.4万千瓦，同比下降19.7%。其中，虽然分布式成为“逆”势攀升的典型代表，但光伏电站新增装机却同比减少了37.2%。

此外，“531”新政发布后，在资本市场上，以光伏产业上市公司为代表的一批新能源上市公司股价也受到了不同程度的影响。其中，光伏组件企业形势尤为严峻，净利润率降至1%以下，部分企业甚至出现亏损。而大部分光伏公司在第三季度的营收、净利润、净资产收益率、毛利率、现金流等财务指标上均出现了下滑。

不过，慌乱过后，越来越多的业界人士认为，“531”新政的颁布实为利大于弊。

虽然短期内光伏企业将面临不小的挑战，但在全球气候变化、能源转型的大背景下，发展可再生能源已成共识，为了增强光伏发电的竞争力，尽早实现平价上网，“531”新政的颁布有助于提高行业门槛，进一步淘汰落后产能，产业结构也将不断优化，具有积极意义。

如今，各界应该看到的是，在“531”新政的引导下，光伏产业正在加速淘汰落后产能，上下游越来越多的企业则更为积极地通过技术的革新，实现降本增效，主动迎合市场需求。

11月中旬，A股光伏板块集体回暖，部分个股甚至呈现大幅上涨。在业界看来，这很大程度上，源于国家能源局组织召开的会议释放了较为明确的光伏“十三五”装机规划上调信号。对于2018全年光伏发电量，业内人士预计可能接近40GW，比“531”刚出台时业内预计的“30GW以内”要好得多。不过，关于“十三五”全国光伏装机规划究竟上调至多少，目前仍是未知。而可期的光伏政策环境迎来边际改善，有效扭转此前“531”新政带来的市场对光伏产业的悲观预期。

目前，业内普遍预计2022年能够实现平价，而现在正是平价上网的“最后一公里”。根据中国光伏行业协会相关报告，新政对于光伏企业的压力将逐渐退去，光伏成本和价格仍将处于“快速下降通道”。接下来的光伏市场将呈现无补贴项目与补贴项目共存状态，同时增强银行等金融机构的信心，待相关政策细化后，其有望重新激发下游应用端的投资热情。随之而来的还有行业信心，业界专家指出，2019年将有新一轮补贴指标，业界千呼万唤的可再生能源电力配额制将正式实施。

风电竞价预示平价上网已经来临

今年，风电行业也迎来了《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(下简称《通知》)及《风电项目竞争配置指导方案(试行)》两项新政，《通知》要求，新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。这意味着，风电标杆上网电价时代的告终，风电平价上网已经到来。

目前，我国风电行业实现快速规模化发展，但存在较为严重的弃风限电、非技术成本高等问题。业内专家表示，此次印发的《通知》及《指导方案》，意在解决这两项不必要的成本，为实现风电平价上网扫清了障碍。

在风电新政发布后，有专家表示，风电建设管理办法是地方政府自主确定年度建设规模，并通过行政审批确定具体建设项目，但在具体的指标分配上仍存在标准不统一、不透明、难以公平等问题。这会导致将风电资源配置给不具备技术能力和资金实力的企业项目建设过程中的消纳条件不能得到有效落实，风电项目建成后不能及时并网。还有可能衍生变相向企业收费等问题，从而增加风电开发过程中的非技术成本。

《通知》提出，尚未配置到项目的年度新增集中式陆上风电和未确定投资主体的海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价，各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区标杆上网电价。同时，《指导方案》也将解决弃风限电，消除非技术成本作为项目竞争的前提条件。《通知》及《指导方案》将解决弃风限电，消除非技术成本作为地方政府配置风电开发指标规则和依据，消除不必要的成本，有利于发现风电的真实成本，加速风电平价上网到来。

与“531”新政相似，风电新政从长远来看能够解决我行业发展中遇到的问题，但同样，会对行业造成短期的阵痛，《指导方案》对竞争要素提出了要求。包括：对开发企业的能力，包括投资能力、业绩、技术能力、企业诚信履约情况进行评价对设备先进性，包括风电机组选型、风能利用系数、动态功率曲线保障、风电机组认证情况进行对技术方案，包括充分利用资源条件、优化技术方案、利用小时测算、智能化控制运行维护、退役及拆除方案、经济合理性等评价。

因此，风电企业要不断提高技术研发能力，具备各环节的优势资源整合能力，包括设备制造能力、EPC总包资质、工程建设优势与项目运营等方面。具备核心竞争力和持续发展能力的风电企业将会生存下来，经不住市场竞争考验的企业或将被淘汰。

12月初，广东省能源局印发《广东省能源局关于广东省海上风电项目竞争配置办法(试行)》和《广东省能源局关于广东省陆上风电项目竞争配置办法(试行)》，以促进海上及陆上风电有序规范建设，加快风电技术进步、产业升级和市场化发展。这也是全国首个风电竞价细则。

12月17日，宁夏回族自治区发展和改革委员会发布了《关于宁夏风电基地2018年度风电项目竞争配置评优结果的公示》。共有24家企业32个风电项目参与配置竞争，其中16个项目拟满额配置，4个项目拟减额配置，平均承诺电价为0.4515元/千瓦时。

而这两项地方政策的公布，都预示着未来电价仍有下降空间，风电平价上网正在加速到来。也为未来风电市场以及企业发展指明了方向。

新能源消纳有待进一步改善

除上述光伏、风电两项重要政策外，今年年底，国家发改委、国家能源局近日联合印发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》(下称简称《计划》)，其中提到，近年来，我国新能源产业不断发展壮大，产业规模和技术装备水平连续跃上新台阶，为缓解能源资源约束和生态环境压力作出了突出贡献。但是，新能源发展不平衡不充分的矛盾也日益凸显，特别是新能源消纳问题突出，已严重制约电力行业健康可持续发展。

为解决风电等清洁能源消纳问题，建立清洁能源消纳的长效机制，《计划》中制定了，优化电源布局，合理控制电源开发节奏加快电力市场化改革，发挥市场调节功能加强宏观政策引导，形成有利于清洁能源消纳的体制机制深挖电源侧调峰潜力，全面提升电力系统调节能力完善电网基础设施，充分发挥电网资源配置平台作用促进源网荷储互动，积极推进电力消费方式变革落实责任主体，提高消纳考核及监管水平等相关措施。

同时，《计划》中已经对我国未来光伏和风电的利用率以及弃用率提出了目标。2019年，要确保全国平均风电利用率高于90%(力争达到92%左右)，弃风率低于10%(力争控制在8%左右)光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%全国水能利用率95%以上全国核电基本实现安全保障性消纳。

2020年，要确保全国平均风电利用率达到国际先进水平(力争达到95%左右)，弃风率控制在合理水平(力争控制在5%左右)光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%全国水能利用率95%以上全国核电实现安全保障性消纳。

未来，对于光伏和风电行业的发展，有专家指出了以下几点，抓紧制定可再生能源电力配额政策，分省确定电力消费中可再生能源最低比重指标严格执行风电投资监测预警和光伏发电市场环境监测评价结果等监测办法，在落实电力送出和消纳前提下有序组织风电、光伏发电项目建设积极推进平价等无补贴风电、光伏发电项目建设，率先在资源条件好、建设成本低、市场消纳条件落实的地区，确定一批无须国家补贴的平价或者低价风电、光伏发电建设按照《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》开展各种可再生能源电力交易，扩大跨区消纳，进一步加强可再生能源的送出和消纳工作。

风电、光伏未来仍是能源转型主力军

根据有关目标，2020年我国全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标要达到9%，但2017年，作为绝对主力的风电和光伏发电量只占全部发电量的6.5%，距离目标还有较大的发展空间。

在此基础上，相关规划显示，2016年至2020年，我国风电新增投产要达到7900万千瓦以上，2020年达到2.1亿千瓦，其中海上风电500万千瓦左右太阳能发电新增投产6800万千瓦以上，2020年将达到1.1亿千瓦以上。

由此可以看出，未来，国家限制煤电、支持可再生能源发展的政策不会改变水电资源总量存在制约，开发成本不断攀升，未来增长空间有限核电建设受到整体社会氛围制约，发展存在不确定性生物质、潮汐、地热等发电形式由于资源、成本、技术限制等多方面原因，发展规模也不大综合各个因素，风电和光伏将是未来低碳发展和能源转型的主力军。

政策如下：

一、严格落实规划和预警要求。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要严格执行《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》（国能发新能〔2017〕31号）（以下简称《指导意见》）中各地区新增风电建设规模方案的分年度规模及相关要求。预警为红色和橙色的地区应严格执行《国家能源局关于发布2018年度风电投资监测预警结果的通知》（国能发新能〔2018〕23号）的有关要求，同时不得在“十三五”规划中期评估的过程中调增规划规模。预警为绿色的地区如需调整规划目标，可在落实风电项目配套电网建设并保障消纳的前提下，结合“十三五”规划中期评估，向国家能源局申请规划调整后组织实施。

二、将消纳工作作为首要条件。

各省（自治区、直辖市）要按照《国家发展改革委、国家能源局关于印发〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉的通知》（发改能源〔2017〕1942号）和《国家能源局综合司关于报送落实〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉工作方案的通知》（国能综通新能〔2018〕36号）要求向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案，对未报送的省（自治区、直辖市）停止该地区《指导意见》中风电新增建设规模的实施。

三、严格落实电力送出和消纳条件。

新列入年度建设方案的风电项目，必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%，以下同）为前提条件，在项目所在地市（县）级区域内具备就地消纳条件的优先纳入年度建设方案。通过跨省跨区输电通道外送消纳的风电基地项目，应在送受端省级政府间送受电协议及电网企业中长期购电合同中落实项目输电及消纳方案并约定价格调整机制，原则上受端省（自治区、直辖市）电网企业应出具接纳通道输送风电容量和电量的承诺。

四、推行竞争方式配置风电项目。

从本通知印发之日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。各省（自治区、直辖市）能源主管部门会同有关部门参照随本通知发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局并向全社会公布，据此按照《指导意见》确定的分年度新增建设规模组织本地区风电项目竞争配置工作。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。

五、优化风电建设投资环境。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要完善风电工程土地利用规划，优先选择未利用土地建设风电工程，场址不得位于生态红线范围和国家规定的其他不允许建设的范围，并应避开征收城镇土地使用税的土地范围，如位于耕地占用税范围，征收面积和征收标准应当按照风电工程用地特点及对土地利用影响程度合理确定。有关地方政府部门在风电项目开发过程中不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，不得强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务。各地市（县）级政府相关部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时，应对上述建设条件做出有效承诺或说明，省级能源主管部门应对相关市（县）履行承诺的情况进行考核评估，并作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。

六、积极推进就近全额消纳风电项目。

支持风能资源丰富地区结合当地大型工业企业和产业园区用电需求建设风电项目，在国家相关政策支持下力争实现不需要补贴发展。鼓励在具备较强电力需求的地级市区域，选择年发电利用小时数可达到3000小时左右的风能资源场址，在省级电网企业确保全额就近消纳的前提下，采取招标方式选择投资开发企业并确定上网电价，特别要鼓励不需要国家补贴的平价上网项目。

中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，，随着国家不断加大对清洁能源的开发支持力度，一批批大型风电项目落户，加速了风电基地建设。

拓展资料

风力发电种类：水平轴风力发电机；垂直轴风力发电机；达里厄式风轮；双馈型发电机；马格努斯效应风轮；径流双轮效应风轮。

尽管风力发电机多种多样，但归纳起来可分为两类：①水平轴风力发电机，风轮的旋转轴与风向平行；②垂直轴风力发电机，风轮的旋转轴垂直于地面或者气流方向。

检测方法

1.风力机运行状态的监控。

2.单个风电机组的信息，风电机组转子，传动链，发电机，变换器，变压器，舱室，偏航系统，塔架，气象站状态监控。

3.风速，风向，叶轮转速，电网频率，三相电压，三相电流，发电机绕组温度，环境温度，机舱温度，出力等监控。

4.保证风电厂数据的实时性和可靠性。实时调整风能的最优性，实现风电绿色能源，满足国家电力系统二次防护要求。

参考资料来源：百度百科：风力发电

为了促进可再生能源的开发利用，实现经济和社会可持续发展，根据国家有关法律、法规，结合本省实际，浙江省发改委制定了《浙江省可再生能源开发利用促进条例（草案）》并报送省政府。浙江省人民政府法制办公室在充分听取有关部门、有关单位的意见基础上，经反复研究、修改，形成了征求意见稿。现将征求意见稿全文公布，征求社会各界意见，如有修改意见和建议，请于2011年12月23日前以电子邮件或直接在网页上留言的方式反馈至浙江省人民政府法制办公室。

浙江省可再生能源开发利用促进条例（草案）

第一章 总 则

第一条（目的依据） 为了促进可再生能源的开发利用，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护环境，实现经济社会的可持续发展，根据《中华人民共和国可再生能源法》以及其他有关法律、行政法规的规定，结合本省实际，制定本条例。

第二条（适用范围） 在本省行政区域内从事可再生能源开发、利用以及管理等相关活动，适用本条例。

本条例所称可再生能源，是指风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。

通过低效率炉灶直接燃烧方式利用秸秆、薪柴、粪便等，不适用本条例。

第三条（基本原则） 开发利用可再生能源，应当遵循因地制宜、多能互补、综合利用和节约与开发并举的原则，在开发利用的同时注重生态环境的保护，禁止破坏性开发行为。

第四条（政府职责） 县级以上人民政府应当加强对可再生能源开发利用工作的领导，并将可再生能源开发利用工作纳入本行政区域国民经济和社会发展规划。

第五条（部门职责） 县级以上人民政府确定的部门负责本行政区域内可再生能源开发利用的综合管理工作。

县级以上人民政府有关部门在各自的职责范围内负责有关可再生能源开发利用的管理工作。

乡（镇）人民政府、街道办事处应当配合做好可再生能源开发利用的管理工作。

第六条（考核评价） 实行可再生能源开发利用考核评价制度。省可再生能源综合管理部门会同省人力社保、统计等部门对各设区的市行政区域内可再生能源利用总量占一次能源消费比重和非化石能源利用总量占一次能源消费比重进行考核评价。

第七条（宣传报道） 县级以上人民政府及其有关部门应当加强可再生能源开发利用宣传和教育，增强公众开发利用可再生能源的意识。

新闻媒体应当加强可再生能源开发利用宣传报道，发挥舆论引导作用。

第二章 开发利用管理

第八条（调查和评估） 省可再生能源综合管理部门应当会同省经济和信息化、国土资源、住房和城乡建设、水利、农业、林业、海洋、气象、商务、统计等部门按照国家有关技术规范和要求，对本省行政区域内可再生能源资源进行调查和评估。

拥有某种较丰富可再生能源的设区的市，可以对本地可再生能源资源进行单项调查和评估。

有关部门（机构）应当依法管理和提供可再生能源资源调查所需要的资料和信息。

可再生能源资源的调查信息应当公布。但国家规定需要保密的内容除外。

第九条（开发利用规划） 县级以上人民政府可再生能源综合管理部门应当会同同级经济和信息化、国土资源、住房和城乡建设、环境保护、水利、农业、气象、海洋、商务等部门和电力监管机构，根据上一级可再生能源开发利用规划，结合本行政区域经济发展、能源需求、可再生能源资源条件和开发利用技术水平，编制本行政区域可再生能源开发利用规划，报本级人民政府批准后实施，并报上一级可再生能源综合管理部门备案；其中省可再生能源开发利用规划，应当报国家能源主管部门和电力监管机构备案。

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、地热能和海洋能等开发利用作出统筹安排并与土地利用总体规划、城乡规划、生态环境功能区规划、海洋功能区划相衔接。

可再生能源开发利用规划内容应当包括发展目标、主要任务、区域布局、环境影响、重点项目、配套电网、服务体系和保障措施等，并依法进行规划环评和气候可行性论证。

第十条（单项规划） 县级以上人民政府可再生能源综合管理部门可以会同同级经济和信息化、国土资源、住房和城乡建设、环境保护、水利、农业、气象、海洋、商务等部门和电网企业，根据可再生能源开发利用规划，结合本行政区域可再生能源资源的种类和开发潜力，编制本行政区域内的风能、太阳能、水能、生物质能、地热能和海洋能等可再生能源开发利用单项规划，并依法进行规划环评和气候可行性论证后，按照省有关专项规划管理程序报批实施。

第十一条（编制和公布要求） 编制可再生能源开发利用规划和单项规划，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。

县级以上人民政府可再生能源综合管理部门应当及时公布经批准的可再生能源开发利用规划、单项规划及其执行情况，为公众提供咨询服务。但国家规定需要保密的内容除外。

经批准的可再生能源开发利用规划和单项规划是可再生能源项目开发建设的依据，未列入规划的项目不得建设；任何单位和个人不得擅自变更规划，确需变更的，应当按照原审批程序报经批准。

第十二条（场址不得他用） 可再生能源开发利用单项规划确定的发电项目的建设场址，可再生能源综合管理、国土资源、住房和城乡建设（规划）、海洋等部门应当在项目审批或者核准、规划审批、用地或者用海审批等事项中实施控制，不得用于其他项目建设。

第十三条（项目许可） 建设可再生能源并网发电项目，应当依照相关法律、法规和国家与省有关规定办理项目行政许可（含批准和核准，下同）或者备案手续。

可再生能源并网发电项目，有多人申请同一项目许可的，应当依法通过招标方式确定被许可人。

第十四条（地方标准） 省住房和城乡建设行政主管部门应当根据本省气候特征和工程建设标准制定建筑物利用太阳能、地热能的地方标准。

省质量技术监督行政主管部门应当会同省有关部门制定除前款规定以外的可再生能源开发利用的地方标准。

第十五条（经信部门职责） 县级以上人民政府经济和信息化行政主管部门应当组织做好光伏发电等可再生能源的推广应用与产业发展以及相关的监督管理工作。

第十六条（商务部门职责） 县级以上人民政府商务行政主管部门应当组织做好生物液体燃料等可再生能源的推广应用以及相关的监督管理和技术服务工作。

第十七条（农业部门职责） 县级以上人民政府农业行政主管部门或者市、县人民政府确定的农村能源行政主管部门应当组织做好沼气以及用于农业生产的太阳能和生物质能等农村可再生能源的推广应用以及相关的监督管理和技术服务工作。

第十八条（国土部门职责） 县级以上人民政府国土资源行政主管部门应当组织做好地源热泵技术的推广应用以及相关的监督管理和技术服务工作。

第十九条（科技部门职责） 县级以上人民政府科技行政主管部门应当将可再生能源开发利用的科学技术研究和产业化发展列为科技发展与高技术产业发展的优先领域，纳入本省科技发展规划和高技术产业发展规划，优先安排资金支持可再生能源开发利用的科学技术研究、应用示范和产业化发展，促进可再生能源开发利用技术进步。

第二十条（统计部门职责） 县级以上人民政府统计行政主管部门应当会同同级有关部门，根据国家规定建立健全适合当地的可再生能源统计制度，完善可再生能源统计指标体系和统计方法，确保可再生能源统计数据真实、完整、准确。

第二十一条（电监机构职责） 电力监管机构应当督促电网企业按照规划加强电网建设，扩大可再生能源电力配置范围，提高吸纳可再生能源电力的能力，并根据小型可再生能源发电项目特点，提供便捷、经济的上网服务，降低接网成本。

第三章 推广和利用

第二十二条（可再生能源发电比重） 省可再生能源综合管理部门会同省电力监管机构，按照全省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。

对本省境内拥有一百万千瓦以上权益装机总量的电力投资者实行年度可再生能源发电占发电总量最低配额制。

电力投资者年度可再生能源发电量低于当年最低配额标准的，应当向省可再生能源综合管理部门购买配额，其交纳的购买配额费用属于政府非税收入,纳入省可再生能源发展专项资金统一管理。没有达到最低配额标准的，当年在省内不得新建化石燃料发电项目。

电力投资者的年度可再生能源发电量与其全部装机发电量的比例标准，由省可再生能源综合管理部门会同省经济和信息化行政主管部门、电力监管机构制定发布；投资者购买配额的价格，由省价格行政主管部门会同省有关部门（机构）规定；配额标准和购买配额的价格根据实际情况每两年调整并公布。国家另有规定的，从其规定。

第二十三条（鼓励分布式发电） 鼓励在开发区（园区）、产业集聚区、高校园区等电、热、冷负荷集中区域发展可再生能源分布式发电。

电网企业应当与分布式发电项目经营者签订并网经济协议，分布式发电站应当依据国家和行业标准装设电能计量装置，实现电网与电站之间的电量贸易结算。

第二十四条（独立电力系统建设） 新建的可再生能源发电项目，其发电量应当优先用于保障当地电力供应。

扶持在电网未覆盖的偏远地区和海岛建设可再生能源独立电力系统或者微电网系统，为当地生产和生活提供电力服务。

第二十五条（民用建筑可再生能源利用） 新建公共机构办公建筑、保障性住房、十二层以下的居住建筑、单体建筑面积一万平方米以上的公共建筑，应当按照国家和省规定标准利用一种以上可再生能源用于采暖、制冷、照明、热水供应等。可再生能源利用设施应当与建筑主体工程同步设计、同步施工、同步验收。

第二十六条（民用建筑可再生能源利用） 城市、镇规划区范围内已建成的住宅小区或者屋顶可利用面积超过五百平方米的公共机构建筑，建设时未进行可再生能源利用设计的，由市、县住房和城乡建设行政主管部门组织对其使用可再生能源可行性进行评估。对有条件利用可再生能源的，应当逐步进行设计改造。设计和改造经费，由市、县财政按照规定给予适当补助。

鼓励城市、镇规划区范围内的其他建筑和农村住宅等未利用可再生能源的建筑进行规划设计和改造。

第二十七条（鼓励利用沼气） 鼓励投资建设沼气集中供气工程、沼气发电工程等农村可再生能源的开发利用项目，促进生物质能开发利用与生态循环农业相结合，改善农村生态环境。

鼓励畜禽养殖场、畜禽屠宰场、酿造厂、豆制品厂等排放高浓度有机废水的单位和个人，利用沼气技术开发利用生物质能。

有关沼气开发利用的具体工作，按照省人民政府制定的《浙江省沼气开发利用促进办法》执行。

第二十八条（接网要求） 利用生物质能生产的燃气和热力，符合城镇燃气管网、热力管网的入网技术标准的，经营燃气管网、热力管网的企业应当接收其入网。

利用生物质能生产的生物液体燃料，符合行业以及地方标准的，石油销售企业应当按照规定将其纳入燃料销售体系。商务等相关部门应当采取措施，推进生物液体燃料网点建设，提高生物液体燃料的利用能力。

第二十九条（电网企业要求） 电网企业应当加强电网建设，提高电网智能水平，扩大可再生能源电力配置范围，增强吸纳可再生能源电力的能力；按期完成可再生能源发电项目接入系统的建设、调试、验收和投入使用，保证可再生能源并网发电机组电力送出的必要网络条件。

电网企业应当与可再生能源发电企业签订购售电合同和并网调度协议，及时提供上网服务，优先调度可再生能源发电，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发电项目的上网电量，严格按照国家和省核定的可再生能源发电上网电价、补贴标准，及时、足额结算电费和补贴。

电网企业应当加强输电设备和技术支持系统的维护，加强电力可靠性管理，保障设备安全，避免或者减少因设备原因导致可再生能源不能全额上网。

可再生能源电力企业应当遵守有关技术标准，保障电网安全。

第三十条（计量要求） 非并网的可再生能源发电项目应当按照要求安装监测和电力计量系统，为统计和落实有关扶持政策提供便利和依据。

第四章 保障和激励

第三十一条（指标抵扣） 设区的市、县（市、区）行政区域内可再生能源的利用总量，可以按规定抵扣本行政区域内化石能源削减指标。

根据设区的市、县（市、区）行政区域内可再生能源的利用总量核算的二氧化碳等减排量，可以按规定抵扣本行政区域内碳排放削减指标和主要污染物削减指标。

抵扣指标的具体办法，由省可再生能源综合管理部门会同省经济和信息化、统计、环境保护行政主管部门制定。

第三十二条（项目国家资金补助） 利用太阳能建设光伏或者光热发电项目的，由县级以上可再生能源综合管理部门或者住房和城乡建设行政主管部门根据其投资额按照国家规定的比例予以补助。

第三十三条（项目补助） 民用建筑以热利用方式利用（以非发电方式利用）太阳能、地热能的，由市、县财政按照规定给予适当补助，省财政在现有的省建筑节能专项资金中给予适当补助。

对利用沼气技术进行生物质能非发电热利用的，按照规定给予补助。具体补助办法由省财政行政主管部门会同省农业、可再生能源综合管理部门制定。

第三十四条（专项资金） 省人民政府设立可再生能源发展专项资金。可再生能源发展专项资金用于下列事项：

（一）可再生能源开发利用的规划编制、科学技术研究、标准制定和示范工程；

（二）可再生能源的资源勘查、评价和相关信息系统建设；

（三）可再生能源发电企业建设微电网或者独立电力系统补贴；

（四）可再生能源开发利用项目贷款贴息；

（五）可再生能源利用项目建设或者设施设备购置补贴；

（六）促进可再生能源开发利用技术设备的产业化；

（七）可再生能源开发利用服务体系建设。

省可再生能源发展专项资金的筹集、使用和监督管理办法，由省财政行政主管部门会同省可再生能源综合管理、价格等有关部门制订，报省人民政府批准后实施。

市、县人民政府应当根据财力状况，在相关专项资金中，安排经费用于可再生能源发展，具体用于本条第一款规定的事项。

第三十五条（信贷扶持） 金融机构应当依据可再生能源开发利用项目投资特点，研究出台促进可再生能源发展的金融信贷政策；对列入国家可再生能源产业发展指导目录、符合信贷条件的可再生能源开发利用项目，应当优先提供信贷支持。

第三十六条（税收优惠） 对列入国家可再生能源产业发展指导目录的可再生能源开发利用项目，按照国家规定享受税收优惠政策。

第五章 法律责任

第三十七条（转致规定） 违反本办法规定的行为， 《中华人民共和国可再生能源法》等有关法律、法规已有法律责任规定的，从其规定。

第一条　为了推进全社会节约能源，提高能源利用效率，保护和改善环境，促进经济社会全面协调可持续发展，根据《中华人民共和国节约能源法》和有关法律、行政法规，结合本省实际，制定本条例。第二条　本省行政区域内从事能源开发、加工、转换、经营、利用、管理及其他相关活动的单位和个人，应当遵守本条例。第三条　节约能源坚持政府引导、市场主导、科技推动、社会参与的原则，实行节约与开发并举、节约能源与环境保护共同推进的发展战略。第四条　县级以上人民政府发展和改革行政部门是节能行政主管部门，负责本行政区域内的节约能源监督管理工作，其所属的节能监察机构，负责本行政区域内节约能源日常监察工作。

县级以上人民政府有关部门在各自职责范围内履行节约能源监督管理工作，并接受本级节能行政主管部门的指导。第五条　县级以上人民政府应当组织开展多种多样的节约能源宣传和教育活动，普及节约能源知识，增强全社会节约能源意识，提倡节约型生产和消费方式。第六条　节约能源实行万元地区生产总值能耗指标控制制度和能源消费总量控制制度。

县级以上人民政府编制国民经济和社会发展规划时，应当按照上一级人民政府下达的五年能耗下降目标和上年度节约能源目标任务完成情况，确定本级人民政府节能目标任务。

县级以上人民政府应当将能源消费总量控制目标分解落实到下一级人民政府。第七条　县级以上人民政府节能行政主管部门应当会同有关部门根据本行政区域内的节约能源目标，按照分类指导、区别对待和统筹兼顾节能责任、节能潜力、节能难度、节能能力的原则，拟定节约能源指标，并报本级人民政府批准后分解下达。

节能行政主管部门在分解确定节约能源指标时，应当广泛征求下级人民政府和重点用能单位的意见，科学论证，合理确定。

节能行政主管部门应当定期向社会发布节能状况公报。第八条　县级以上人民政府应当建立节约能源目标责任制和节约能源考核评价制度，将节约能源目标完成情况作为对各级人民政府及其负责人考核评价的内容。对重点用能单位节能目标完成情况考核评价结果向社会公布，接受社会监督。

对未完成节能目标的，由上一级人民政府对其进行约谈并督促整改，同时按照有关规定对相关负责人进行问责。

县级以上人民政府应当每年向上一级人民政府和本级人民代表大会或者其常务委员会报告节约能源目标责任的履行情况。第九条　县级以上人民政府应当优化能源生产和消费结构，支持发展风能、太阳能和生物质能等新能源产业，加快风光电和生物质能利用工程建设，提高清洁能源消费比重。

开展风能和太阳能可再生能源电力配额交易，推动可再生能源就地消纳和清洁能源外送。

支持余热余压余气利用，优先安排余热余压余气发电上网和优先调度。工业余热暖民工程需同步建设应急供热方案。第十条　县级以上人民政府应当根据本区域经济发展状况适时制定年度落后产能淘汰计划，在支持经济发展的同时，加大淘汰落后产能力度，监督用能单位按照要求在规定期限内实施淘汰。

禁止审批、核准或者备案产能严重过剩行业新增产能项目和落后产能项目。第十一条　固定资产投资项目节能审查由发展和改革行政部门按照项目管理权限实行分级管理统一审批。

发展和改革行政部门或者节能监察机构应当对节能审查意见落实情况实施监督检查。建设单位在项目竣工验收时，应当对节能审查意见的落实情况进行报送。第十二条　用能单位应当采取下列节约能源措施：

（一）严格执行国家、行业和本省制定的有关节约能源标准；

（二）加强科学管理，优先采用清洁能源、可再生能源和节约能源新技术、新工艺，淘汰能耗高的用能产品、设备和生产工艺；

（三）建立能源监测制度，实施能源消耗在线监测，配备和使用经依法检定合格的能源计量检测设备，定期对主要用能设备以及本单位的能源利用状况进行技术和经济分析。第十三条　重点用能单位应当制订年度节能计划，按照规定报送能源利用状况报告。建立能源消耗原始记录和统计台账制度，配备符合要求的能源计量器具，加大节能新技术、新工艺、新设备和新材料的研究开发和推广应用。定期开展能源审计，逐步推行能源计量数据在线采集、实时监测。

(一)深化能源体制改革。

坚持社会主义市场经济改革方向，使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用，深化能源体制改革，为建立现代能源体系、保障国家能源安全营造良好的制度环境。

完善现代能源市场体系。建立统一开放、竞争有序的现代能源市场体系。深入推进政企分开，分离自然垄断业务和竞争性业务，放开竞争性领域和环节。实行统一的市场准入制度，在制定负面清单基础上，鼓励和引导各类市场主体依法平等进入负面清单以外的领域，推动能源投资主体多元化。深化国有能源企业改革，完善激励和考核机制，提高企业竞争力。鼓励利用期货市场套期保值，推进原油期货市场建设。

推进能源价格改革。推进石油、天然气、电力等领域价格改革，有序放开竞争性环节价格，天然气井口价格及销售价格、上网电价和销售电价由市场形成，输配电价和油气管输价格由政府定价。

深化重点领域和关键环节改革。重点推进电网、油气管网建设运营体制改革，明确电网和油气管网功能定位，逐步建立公平接入、供需导向、可靠灵活的电力和油气输送网络。加快电力体制改革步伐，推动供求双方直接交易，构建竞争性电力交易市场。

健全能源法律法规。加快推动能源法制定和电力法、煤炭法修订工作。积极推进海洋石油天然气管道保护、核电管理、能源储备等行政法规制定或修订工作。

进一步转变政府职能，健全能源监管体系。加强能源发展战略、规划、政策、标准等制定和实施，加快简政放权，继续取消和下放行政审批事项。强化能源监管，健全监管组织体系和法规体系，创新监管方式，提高监管效能，维护公平公正的市场秩序，为能源产业健康发展创造良好环境。

(二)健全和完善能源政策。

完善能源税费政策。加快资源税费改革，积极推进清费立税，逐步扩大资源税从价计征范围。研究调整能源消费税征税环节和税率，将部分高耗能、高污染产品纳入征收范围。完善节能减排税收政策，建立和完善生态补偿机制，加快推进环境保护税立法工作，探索建立绿色税收体系。

完善能源投资和产业政策。在充分发挥市场作用的基础上，扩大地质勘探基金规模，重点支持和引导非常规油气及深海油气资源开发和国际合作，完善政府对基础性、战略性、前沿性科学研究和共性技术研究及重大装备的支持机制。完善调峰调频备用补偿政策，实施可再生能源电力配额制和全额保障性收购政策及配套措施。鼓励银行业金融机构按照风险可控、商业可持续的原则，加大对节能提效、能源资源综合利用和清洁能源项目的支持。研究制定推动绿色信贷发展的激励政策。

完善能源消费政策。实行差别化能源价格政策。加强能源需求侧管理，推行合同能源管理，培育节能服务机构和能源服务公司，实施能源审计制度。健全固定资产投资项目节能评估审查制度，落实能效“领跑者”制度。

(三)做好组织实施。

加强组织领导。充分发挥国家能源委员会的领导作用，加强对能源重大战略问题的研究和审议，指导推动本行动计划的实施。能源局要切实履行国家能源委员会办公室职责，组织协调各部门制定实施细则。

细化任务落实。国务院有关部门、各省(区、市)和重点能源企业要将贯彻落实本行动计划列入本部门、本地区、本企业的重要议事日程，做好各类规划计划与本行动计划的衔接。国家能源委员会办公室要制定实施方案，分解落实目标任务，明确进度安排和协调机制，精心组织实施。

加强督促检查。国家能源委员会办公室要密切跟踪工作进展，掌握目标任务完成情况，督促各项措施落到实处、见到实效。在实施过程中，要定期组织开展评估检查和考核评价，重大情况及时报告国务院。