《国家能源局官方解释《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》》

  • 来源专题:能源情报网监测服务平台
  • 编译者: 郭楷模
  • 发布时间:2024-11-01
  • 10月31日,国家能源局举行新闻发布会,国家能源局综合司副司长、新闻发言人张星对《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》进行解读。

    张星表示:“《意见》围绕规划建设新型能源体系、以更大力度推动新能源高质量发展,重点对可再生能源安全可靠供应、传统能源稳妥有序替代,以及工业、交通、建筑、农业农村等重点领域加快可再生能源替代应用提出具体要求。在提升可再生能源的安全可靠替代能力、重点领域替代应用、替代创新试点等三个方面提出重点任务。

    一是着力提升可再生能源安全可靠替代能力。《意见》提出全面提升可再生能源供给能力,加快大型基地建设和分布式就近开发利用,推进构网型技术应用,发展绿色燃料、可再生能源制氢和综合供热体系。在促进可再生能源大规模输送和消纳利用方面,《意见》提出加快配套基础设施建设,推动网源协调发展,优化电力调度控制,加强热力、燃气管网及氢能供应网络等基础设施建设和升级改造。在加强供需互动方面,《意见》提出深入挖掘需求侧资源调控潜力,强化工业、建筑、交通等重点领域电力需求侧管理。在发展灵活资源方面,《意见》提出多元提升电力系统调节能力,加强灵活电源、抽蓄和新型储能应用,推进长时储热型发电、热电耦合、中高温热利用。

    二是加快推进重点领域可再生能源替代应用。在工业领域,《意见》提出协同推进工业用能绿色低碳转型,引导工业向可再生能源富集、资源环境可承载地区有序转移,强化工业行业与可再生能源耦合发展,推动工业绿色微电网建设应用,推广可再生能源中低温热利用,探索建设风光氢氨醇一体化基地。在交通领域,《意见》提出加快交通运输和可再生能源融合互动,建设可再生能源交通廊道,推进光储充放多功能综合一体站建设,探索发展电气化公路,鼓励电动船舶和航空器应用,推动可持续航空燃料和车用燃料应用。在建筑领域,《意见》提出深化建筑可再生能源集成应用,把优先利用可再生能源纳入城镇的规划、建设、更新和改造工作,推动既有建筑加装光伏系统和有条件的新建厂房、新建公共建筑应装尽装光伏系统,推动新建公共建筑全面电气化,因地制宜推进可再生能源供热制冷。为推动可再生能源助力乡村振兴和绿色发展,《意见》提出全面支持农业农村用能清洁化现代化,积极发展分散式风电和分布式光伏发电,加快农村能源基础设施改造升级,因地制宜推进可再生能源供热代替煤炭散烧。为推动可再生能源在数据等新兴领域的应用,《意见》提出统筹新基建和可再生能源开发利用,推动5G基站、数据中心、超算中心等与光伏、热泵、储能等融合发展,支持新型基础设施发展绿电直供、源网荷储一体化项目,提高“东数西算”等战略工程中的新能源电力消费占比,有序开展老旧基站、“老旧小散”数据中心绿色技术改造,推动新建数据中心逐年稳步提升可再生能源使用比例。

    三是积极推动可再生能源替代创新试点。针对新技术,《意见》提出加快试点应用,开展深远海漂浮式海上风电、绿色直供电、氢冶金和氢基化工技术应用等试点,支持园区、企业、大型公共建筑等开展发供用高比例新能源试点。针对新业态,《意见》提出推动业态融合创新,推动工业、交通、建筑、农业、林业等与可再生能源跨行业融合,支持数字能源、虚拟电厂、农村能源合作社等新型经营主体发展壮大,鼓励促进可再生能源多品种、多领域、多形态替代的商业模式创新。发布完毕。请边广琦副司长介绍新型储能发展相关情况。”

    张星在解答媒体提问时还表示,《意见》在提升可再生能源的重点领域替代应用方面提出重点任务。在交通领域,将加快交通运输和可再生能源融合互动。建设可再生能源交通廊道。鼓励在具备条件的高速公路休息区、铁路车站、汽车客运站、机场和港口推进光储充放多功能综合一体站建设。加快发展电动乘用车,稳步推进公交车电动化替代,探索推广应用新能源中重型货车。积极探索发展电气化公路,加大铁路电气化改造力度。推进船舶靠港使用岸电,鼓励绿色电动智能船舶试点应用。推动可持续航空燃料应用,开展电动垂直起降航空器试点运行。有序推广车用绿色清洁液体燃料试点应用。支持有条件的地区开展生物柴油、生物航煤、生物天然气、绿色氢氨醇等在船舶、航空领域的试点运行。  

    在新兴领域,将统筹新基建和可再生能源开发利用。加强充电基础设施、加气站、加氢站建设,完善城乡充电网络体系。优化新型基础设施空间布局,推动5G基站、数据中心、超算中心等与光伏、热泵、储能等融合发展。推动人工智能、物联网、区块链等与可再生能源深度融合发展。支持新型基础设施发展绿电直供、源网荷储一体化项目,开展绿证绿电交易和“绿电园区”建设,提高“东数西算”等战略工程中的新能源电力消费占比。支持国家枢纽节点中具有冷水资源的地区建设大数据中心。有序开展老旧基站、“老旧小散”数据中心绿色技术改造。推动新建数据中心逐年稳步提升可再生能源使用比例。

  • 原文来源:https://www.in-en.com/article/html/energy-2335413.shtml
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    • 国家发展改革委等六部门近日发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》(下称《意见》)提出,“十四五”重点领域可再生能源替代取得积极进展,2025年全国可再生能源消费量达到11亿吨标煤以上。“十五五”各领域优先利用可再生能源的生产生活方式基本形成,2030年全国可再生能源消费量达到15亿吨标煤以上,有力支撑实现2030年碳达峰目标。厦门大学中国能源政策研究院教授林伯强向上海证券报记者表示,出台加快各地风、光等可再生发电项目建设的政策,加快新型电力系统建设是大势所趋。数据显示,我国以风电光伏为主的可再生发电发展迅速,装机容量连年保持20%左右的增长速度。其中,2023年,风电光伏装机合计占总装机的36%,煤电装机占比下降至40%。 《意见》提出,着力提升可再生能源安全可靠替代能力,包括全面提升可再生能源供给能力,加快可再生能源配套基础设施建设,深入挖掘需求侧资源调控潜力,多元提升电力系统调节能力等。 其中,全面提升可再生能源供给能力方面,《意见》提出,加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设,推动海上风电集群化开发;科学有序推进大型水电基地建设,统筹推进水风光综合开发;就近开发分布式可再生能源;稳步发展生物质发电,推动光热发电规模化发展;因地制宜发展生物天然气和生物柴油、生物航煤等绿色燃料,积极有序发展可再生能源制氢;促进地热能资源合理高效利用等。 在多元提升电力系统调节能力方面,《意见》提出,加强煤电机组灵活性改造,推动自备电厂主动参与调峰,优化煤电调度方式,合理确定调度顺序和调峰深度;研究推进大型水电站优化升级,有序建设抽水蓄能电站;加强新型储能技术攻关和多场景应用;推进长时储热型发电、热电耦合、中高温热利用等光热应用;鼓励生物质发电项目提供调峰等辅助服务。 “加快发展可再生能源并努力解决消纳问题的同时,加强对需求侧的管理,缓解用电过快增长给保供和低碳转型带来的压力。”林伯强说。 《意见》提出,加快交通运输和可再生能源融合互动,包括建设可再生能源交通廊道;鼓励在具备条件的高速公路休息区、铁路车站、汽车客运站、机场和港口推进光储充放多功能综合一体站建设;加快发展电动乘用车,稳步推进公交车电动化替代,探索推广应用新能源中重型货车等。 《意见》提出,统筹新基建和可再生能源开发利用,包括优化新型基础设施空间布局,推动5G基站、数据中心、超算中心等与光伏、热泵、储能等融合发展;推动人工智能、物联网、区块链等与可再生能源深度融合发展;提高“东数西算”等战略工程中的新能源电力消费占比;推动新建数据中心逐年稳步提升可再生能源使用比例等。 林伯强告诉记者,数据算力中心等新产业已经成为“用电大户”,统筹这类新基建和可再生能源开发利用正是高质量发展的需要。 另外,《意见》提出了一系列强化可再生能源替代的保障措施,包括健全法律法规标准、完善绿色能源消费机制、落实科技财政金融支持政策、健全市场机制和价格机制等。 其中,健全市场机制和价格机制方面,《意见》提出,深化新能源上网电价市场化改革,建立和完善适应可再生能源特性的电力中长期、现货和辅助服务市场交易机制,支持可再生能源发电项目与各类用户开展直接交易及与用户签订多年购售电协议等。
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    • 国家能源局综合司征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见的函 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局)、国家能源局各派出监管机构,国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司:   2018年3月、2018年9月,我们分别以国家能源局综合司、国家发展改革委办公厅名义向有关方面发函征求了《可再生能源电力配额及考核办法》的意见。在研究论证各方面意见基础上,我们对《可再生能源电力配额及考核办法》进行了修改,在保持配额机制和政策基本一致的前提下,形成了《关于实行可再生能源电力配额制的通知》(征求意见稿),现再次征求有关方面意见。请有关单位于2018年11月21日(周三)17:00前将意见以书面形式反馈我局(新能源司),逾期视为无不同意见。   联系人:国家能源局新能源司 李鹏   联系电话:010-68555892 传真:010-68555045 附件 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。 附件:1. 可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法; 2. 各省(区、市)可再生能源电力总量配额指标; 3. 各省(区、市)非水电可再生能源电力配额指标。   附件1 可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法 (试行) 本方法作为配额制的配套文件同时发布,作为各省级区域配额指标测算、配额完成监测评价以及对各承担配额义务的市场主体考核的基本方法。该办法先作为试行版本执行,在配额制实施过程中不断总结完善,视情况发布后续版本。 一、配额指标测算方法 (一)基本原则 1. 规划导向,分区设定。各省级行政区域配额指标依据国家能源发展战略和可再生能源发展相关规划、结合该地区实际用电增长情况、考虑各地区实际可消纳本地和区外可再生能源电力的能力确定区域最低配额指标(约束性指标),各地区均应逐年提升配额指标或至少不降低。 2. 强化消纳,动态调整。各省级行政区域均把可再生能源电力消纳作为重要工作目标,电力净输出地区应做到本地消纳达到全国先进水平,电力净输入地区应做到本地充分消纳和区外最大能力消纳。根据各地区可再生能源重大项目和跨省跨区输电通道建设进展,按年度动态调整各省级行政区域配额指标。 3. 区域统筹,分解责任。省级行政区域的整体配额完成为区域配额实施的总目标,有关能源主管部门和电力运行管理部门统筹协调制订配额实施方案,同时向承担配额义务的市场主体(包括电网公司在内)分配配额任务,督促其通过多种方式完成各自配额。 4.保障落实,鼓励先进。对各省级行政区域确定应达到的全社会用电量中最低可再生能源比重,按约束性指标监测、评价和考核。按照约束性指标上浮10%作为激励性指标,鼓励具备条件的省份自行确定更高的可再生能源比重指标。对高于激励性指标的地区,予以鼓励。 (二)配额消纳量核算 可再生能源电力消纳量,包括可再生能源电力消纳总量和非水电可再生能源电力消纳量。按下列方法核算: 1. 各省级行政区域内生产且消纳的电量 (1)接入公共电网且全部上网的电量,采用并网计量点的电量数据; (2)自发自用(全部或部分)可再生能源电量(含就地消纳的合同能源服务和交易电量),采用电网企业作为发放国家补贴资金依据计量的总发电量数据; 2. 区域外输入的可再生能源电量 可再生能源发电企业与省级电网企业签署明确的跨省跨区购电协议的,根据协议实际执行情况计入受端区域消纳的区域外输入可再生能源电量。其他情况按以下方法处理: (1)独立“点对网”跨区输入 可再生能源发电项目直接并入区域外受端电网,全部发电量计入受端地区消纳量,采用并网计量点的电量数据。 (2)汇合“点对网”跨区输入 采取与火电或水电打捆以一组电源向区外输电的,受端电网消纳的可再生能源电量等于总受电量乘以外送电量中可再生能源电量比例。 外送电量中可再生能源电量比例=送端并网点计量的全部可再生能源上网电量/送端并网点计量的全部上网电量。 (3)省际“网对网”跨区输入 省间电网跨区输入电量中可再生能源电量,通过电力交易方式进行的,根据电力交易机构的结算电量确定;无法明确的,按送端省级电网区域可再生能源消纳电量占区域社会用电量比例,乘以总输入电量认定。 (4)跨省际“网对网”输入 跨省际大区域未明确分电协议或省间协议约定可再生能源电量比例的跨省跨区通道,按该区域内各省级行政区域全社会用电量占本区域电网内全社会用电量的比重,计算各省级行政区域输入的可再生能源电量。即: i省级行政区域内输入可再生能源电量=可再生能源输入电量×(i省级行政区域全社会用电量/(∑i省级行政区域全社会用电量)), n表示区域电网内包含的各省级行政区域。 3. 特殊区域 京津冀电网(北京、天津、冀北、河北南网)接入的集中式可再生能源发电项目和区外输入的可再生能源电量,按统一均摊原则计入各地区消纳量,各自区域内接入的分布式可再生能源发电量计入各自的消纳量。 (三)配额指标测算 1. 全国平均水平。全国可再生能源消纳平均水平是指全国全社会用电量中可再生能源占比,实际计算采用全国消纳的全部可再生能源电量与全社会用电量的比值,如存在进出口可再生能源电量,按净进出口量计入。平均水平指标计算公式如下: 平均水平指标=全国年消纳的可再生能源电量/全国全社会年用电量 2. 各省级行政区域配额指标计算公式如下: 区域配额指标=(预计本地生产且消纳年可再生能源电量+预计年净受入可再生能源电量)/本地区预计全社会用电量 测算可再生能源发电量时,上年度底前已投产装机按照应达到的年利用数测算;当年新增装机,除了有明确投产时间的水电站等大型工程,其他连续投入投运的可再生能源发电装机,预计新增装机作为一个整体按全年利用小时数的一半进行折算。 3. 配额指标确定流程 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约束性指标建议报告,于每年1月底前报送国务院能源主管部门。报告应包含分品种的可再生能源电源预测并网装机容量、预测发电量、各跨省跨区通道计划输送可再生能源电量和比重、预测全社会用电量等数据。 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(约束性和激励性)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。 二、配额完成量核算方法 (一)承担配额义务的市场主体 承担可再生能源电力配额义务的市场主体(含电网企业售电)的配额完成量包括: 1. 从区域内或区域外电网企业和发电企业(含个人投资者等分布式发电项目单位)购入的可再生能源电量,按扣除网损之后的售电侧购入可再生能源电量计算。 (1)对于电网企业按照可再生能源发电保障性收购要求统一收购的可再生能源电量,按照电网企业经营区内各市场主体非市场化实际用电量大小等比例、分时段原则进行分摊,计入市场主体可再生能源电力配额完成量。 (2)对于通过电力市场化交易的可再生能源电量,全部计入购电市场主体的可再生能源电力配额完成量。 2. 自发自用的可再生能源电量。 电网企业经营区内市场主体自发自用的可再生能源电量由电网企业代为计量,全部计入自发自用市场主体的可再生能源电力配额完成量。 3. 从其他配额义务主体购买的配额完成量或购买绿证折算的配额完成量。 不计入售出的可再生能源电量、已转让的配额完成量和出售绿证对应的配额完成量。 (二)各省级行政区域区域 参照一(二)“消纳量核算”部分,与国家下达的省级行政区域配额指标相对照,各省级行政区域整体配额完成指标计算公式如下: 整体配额完成指标={区域内生产且消纳的可再生能源电量+区域外输入的可再生能源电量+市场主体配额完成量净受让量之和+绿证认购量之和-免于考核电量对应的可再生能源电量}÷{区域全社会用电量-免于考核电量} 其中,按照国家规定豁免配额考核的公益性电量(含专项计量供暖电量)在配额完成指标核算公式的分子和分母中均予以扣除,免于考核电量对应的可再生能源电量等于免于考核电量乘以区域配额指标。   附件2 各省(区、市)可再生能源电力总量配额指标 省(区、市) 2018年约束性指标 2018年激励性指标 2020年约束性指标 2020年激励性指标 北京 11.0% 12.1% 15.0% 16.5% 天津 11.0% 12.1% 15.0% 16.5% 河北 11.0% 12.1% 15.0% 16.5% 山西 15.0% 16.3% 16.5% 18.0% 内蒙古 18.5% 20.3% 18.5% 20.3% 辽宁 12.0% 13.0% 12.5% 13.6% 吉林 20.0% 21.5% 22.0% 23.7% 黑龙江 19.5% 21.0% 26.0% 28.1% 上海 31.5% 32.0% 33.0% 33.5% 江苏 14.5% 15.1% 15.0% 15.8% 浙江 18.0% 18.5% 19.0% 19.8% 安徽 13.0% 14.0% 14.5% 15.7% 福建 17.0% 17.5% 22.0% 22.6% 江西 23.0% 23.5% 29.0% 30.0% 山东 9.5% 10.4% 10.5% 11.6% 河南 13.5% 14.5% 16.0% 17.1% 湖北 39.0% 39.9% 40.0% 41.0% 湖南 51.5% 52.4% 51.5% 52.4% 广东 31.0% 31.4% 29.5% 30.0% 广西 51.0% 51.4% 50.0% 50.5% 海南 11.0% 11.5% 11.5% 12.0% 重庆 47.5% 47.5% 45.0% 45.3% 四川 80.0% 80.4% 80.0% 80.4% 贵州 33.5% 34.0% 31.5% 32.0% 云南 80.0% 81.0% 80.0% 81.2% 西藏 不考核 不考核 不考核 不考核  陕西 17.5% 18.4% 21.5% 22.7% 甘肃 44.0% 45.6% 47.0% 48.9% 青海 70.0% 71.9% 70.0% 72.5% 宁夏 20.0% 22.0% 25.0% 27.0% 新疆 25.0% 26.5% 26.0% 27.3% 注: 1、京津冀地区执行统一的配额指标; 2、内蒙古自治区可按蒙西、蒙东地区分开考核,具体分区域配额指标由内蒙古自治区能源主管部门确定; 3、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。2020年指标测算时酒泉—湖南、扎鲁特—山东、宁夏—山东、上海庙—山东、宁东—浙江特高压输电通道中可再生能源电量比例按不低于30%考虑; 4、有跨省跨区输入可再生能源电力的受端地区,如实际运行时通道输送可再生能源电量未达配额测算时的设定值,则在区域配额监测评价和市场主体配额完成考核时相应核减。 5、对可再生能源电力总量配额指标达到80%的省级行政区域,不进行约束性监测评价,对区域内市场主体是否进行总量配额考核,由有关省级能源主管部门按省级人民政府的意见自行决定。不进行配额考核的市场主体不参与配额完成量交易。西藏自治区不实行配额考核,除国家另有规定外,市场主体不参与配额完成量交易。 附件3 各省(区、市)非水电可再生能源电力配额指标 省(区、市)  2018年约束性指标 2018年激励性指标 2020年约束性指标 2020年激励性指标 北京 10.5% 11.6% 15.0% 16.5% 天津 10.5% 11.6% 15.0% 16.5% 河北 10.5% 11.6% 15.0% 16.5% 山西 12.5% 13.8% 14.5% 16.0% 内蒙古 18.0% 19.8% 18.0% 19.8% 辽宁 10.0% 11.0% 10.5% 11.6% 吉林 15.0% 16.0% 16.5% 18.2% 黑龙江 15.0% 16.5% 20.5% 22.6% 上海 2.5% 2.8% 3.0% 3.3% 江苏 5.5% 6.1% 7.5% 8.3% 浙江 5.0% 5.5% 7.5% 8.3% 安徽 9.5% 10.5% 11.5% 12.7% 福建 4.5% 5.0% 6.0% 6.6% 江西 6.5% 7.2% 8.0% 8.8% 山东 9.0% 9.9% 10.5% 11.6% 河南 9.0% 9.9% 10.5% 11.6% 湖北 7.5% 8.3% 10.0% 11.0% 湖南 9.0% 9.9% 13.0% 14.3% 广东 3.5% 3.9% 4.0% 4.4% 广西 4.0% 4.4% 5.0% 5.5% 海南 4.5% 5.0% 5.0% 5.5% 重庆 2.0% 2.2% 2.5% 2.8% 四川 3.5% 3.9% 3.5% 3.9% 贵州 4.5% 5.0% 5.0% 5.5% 云南 11.5% 12.7% 11.5% 12.7% 西藏 不考核 不考核 不考核 不考核 陕西 9.0% 9.9% 12.0% 13.2% 甘肃 15.5% 17.1% 19.0% 20.9% 青海 19.0% 20.9% 25.0% 27.5% 宁夏 18.0% 19.8% 20.0% 22.0% 新疆 14.5% 16.0% 16.0% 17.6% 注: 1、京津冀地区执行统一的配额指标; 2、内蒙古自治区可按蒙西、蒙东地区分开考核,具体分区域配额指标由内蒙古自治区能源主管部门确定; 3、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。2020年指标测算时酒泉—湖南、扎鲁特—山东、宁夏—山东、上海庙—山东、宁东—浙江特高压输电通道中可再生能源电量比例按不低于30%考虑; 4、有跨省跨区输入可再生能源电力的受端地区,如实际运行时通道输送可再生能源电量未达配额测算时的设定值,则在区域配额监测评价和市场主体配额完成考核时相应核减。 5、西藏自治区不实行配额考核,除国家另有规定外,市场主体不参与配额完成量交易。