《国家发改委:有序提高水泥行业可再生能源使用比例》

  • 来源专题:可再生能源
  • 编译者: 武春亮
  • 发布时间:2024-06-12
  • 北极星售电网获悉,国家发展改革委等部门关于印发《水泥行业节能降碳专项行动计划》的通知,其中提出,新建水泥项目原则上不再新增自备燃煤机组,支持既有自备燃煤机组实施清洁能源替代。有序提高水泥行业
    可再生能源
    使用比例,鼓励水泥企业一体化推进分布式光伏、分散式风电、多元储能等开发运行,推动余热余压发电、供热等高效利用模式。
    支持水泥企业统筹实施节能降碳和超低排放改造。综合考虑能耗、环保绩效水平,完善高耗能行业阶梯
    电价
    制度。研究对能效未达到基准水平或环保绩效C、D级的水泥项目,依据能效水平和环保绩效差距执行
    阶梯电价

    详情如下:
    国家发展改革委等部门关于印发
    《水泥行业节能降碳专项行动计划》的通知
    发改环资〔2024〕733号
    各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、工业和信息化主管部门、生态环境厅(局)、市场监管局(厅、委)、能源局:
    为全面贯彻党的二十大精神,认真落实党中央、国务院决策部署,实施全面节约战略,加大节能降碳工作力度,深入推进水泥行业节能降碳改造和用能设备更新,支撑完成“十四五”能耗强度降低约束性指标,国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、市场监管总局、国家能源局等部门制定了《水泥行业节能降碳专项行动计划》。现印发给你们,请认真抓好落实。
    国家发展改革委
    工业和信息化部
    生 态 环 境 部
    市场监管总局
    国 家 能 源 局
    2024年5月27日
    水泥行业节能降碳专项行动计划
    水泥行业是国民经济的重要基础产业,也是能源消耗和二氧化碳排放的重点领域。为深入挖掘水泥行业节能降碳潜力,加快水泥行业节能降碳改造和用能设备更新,支撑完成“十四五”能耗强度降低约束性指标,制定本行动计划。
    一、主要目标
    到2025年底,水泥熟料产能控制在18亿吨左右,能效标杆水平以上产能占比达到30%,能效基准水平以下产能完成技术改造或淘汰退出,水泥熟料单位产品综合能耗比2020年降低3.7%。2024—2025年,通过实施水泥行业节能降碳改造和用能设备更新形成节能量约 500万吨标准煤、减排二氧化碳约1300万吨。
    到2030年底,水泥行业产能布局进一步优化,能效标杆水平以上产能占比大幅提升,整体能效达到国际先进水平,用能结构更加优化,行业绿色低碳高质量发展取得显著成效。
    二、重点任务
    (一)优化产业布局和产能调控。严格落实水泥行业产能置换政策,依法依规淘汰落后产能,严禁违规新增产能。严格核定水泥项目备案产能,禁止以改造升级等名义随意扩大产能。统筹地方资源禀赋、区域供需平衡、资源环境承载能力等因素,推动水泥行业集聚化发展。鼓励水泥领军企业开展跨区域、跨所有制兼并重组。严格固定资产投资项目节能审查和环评审批,新建和改扩建水泥项目须达到能效标杆水平和环保绩效A级水平,主要用能设备须达到能效先进水平。(国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部按职责分工负责)
    (二)加快节能降碳改造和用能设备更新。大力推进破碎、配料、熟料煅烧、烘干、原燃料和产品储存运输等系统改造,支持预热器、窑炉燃烧器、篦式冷却机、原锤式破碎机、辊压机、风机、选粉机、输送机、除尘设备等整体更新换代,提升分解炉自脱硝及扩容、水泥磨粉、富氧燃烧等技术水平。鼓励利用低阻高效预热分解系统、模块化节能或多层复合窑衬等技术,提高烧成系统能效水平。实施高效粉磨改造,降低粉磨系统单位产品电耗。大气污染防治重点区域要进一步提高水泥行业能耗、环保、质量、安全、技术等要求,逐步淘汰限制类工艺和装备。(国家发展改革委牵头,工业和信息化部、生态环境部按职责分工负责)
    (三)实施低碳燃料替代。在满足环保要求的前提下,推进水泥窑生物质燃料利用,支持替代燃料高热值、低成本、标准化预处理。新建水泥项目原则上不再新增自备燃煤机组,支持既有自备燃煤机组实施清洁能源替代。有序提高水泥行业可再生能源使用比例,鼓励水泥企业一体化推进分布式光伏、分散式风电、多元储能等开发运行,推动余热余压发电、供热等高效利用模式。鼓励逐步将水泥独立烘干系统热源改造为清洁能源或工业余热等。到2025年底,水泥窑使用替代燃料技术生产线比例达到30%,水泥行业替代燃料消费比例力争达到 10%。(国家发展改委、工业和信息化部、国家能源局按职责分工负责)
    (四)推动水泥生产方式和产品绿色转型。支持发展低钙水泥熟料、低熟料系数水泥、硫(铁)铝酸盐等特种水泥。推进非碳酸盐原料替代,发展新型固碳胶凝材料等低碳水泥产品。推动专用水泥、低碳水泥、高耐久水泥制品和部品部件、水泥基复合制品规模化生产。开展水泥产品全生命期绿色发展评价。加快推动水泥行业绿色建材认证工作。提升水泥行业清洁运输水平,推广铁路、水路、封闭式皮带廊道、新能源车船等清洁运输方式,因地制宜推动作业车辆和机械新能源改造。到2025年底,水泥行业清洁运输比例达到50%。(工业和信息化部牵头,国家发展改革委、住房城乡建设部、市场监管总局、生态环境部按职责分工负责)
    (五)推进资源循环利用。在保障产品质量前提下,推动以电石渣、磷石膏、氟石膏、锰渣等含钙工业废渣资源替代石灰石作为水泥生产原料,逐步减少碳酸盐原料用量。支持利用水泥窑协同处置废弃物,鼓励以高炉废渣、电厂粉煤灰、煤矸石等废渣为主要原料的超细粉替代普通混合材。推广高固废掺量的低碳水泥生产技术,鼓励在水泥熟料生产中提高工业固废原料掺量比例。到2025年底,水泥行业综合利用废弃物总量达到8亿吨。(工业和信息化部、国家发展改革委按职责分工负责)
    (六)提升数字化管理水平。鼓励企业建立数据采集和集散控制系统、专家优化智能控制系统,探索搭建“工业互联网+能效管理”应用场景,提升生产智能化水平。引导企业一体推进数字化能源管理和碳排放管理,协同推进用能数据与碳排放数据收集、分析和管理。深化大数据、人工智能、区块链等数字技术在水泥行业应用,推广窑炉和磨机实时优化过程控制、取料和装卸环节自动化、全流程智能质量控制等技术。到2025年底,水泥行业生产制造智能化、经营管理数字化水平明显提升,关键工序数控化率达到70%,智能制造示范工厂力争达到25家。(国家发展改革委、工业和信息化部按职责分工负责)
    三、政策保障
    (一)强化激励约束。提升水泥行业管理精细化水平,实施差异化产量调控,支持能效达到标杆水平且环保绩效达到A级的水泥企业充分释放产能。支持水泥企业统筹实施节能降碳和超低排放改造。综合考虑能耗、环保绩效水平,完善高耗能行业阶梯电价制度。研究对能效未达到基准水平或环保绩效C、D级的水泥项目,依据能效水平和环保绩效差距执行阶梯电价。推动水泥错峰生产常态化。(国家发展改革委牵头,工业和信息化部、生态环境部、国家能源局按职责分工负责)
    (二)加大资金支持。发挥政府投资带动放大效应,积极支持水泥行业节能降碳改造和用能设备更新。支持地方按规定统筹政府投资等既有资金渠道,支持水泥行业节能降碳。落实好现行节能节水、资源综合利用等相关税收优惠政策。积极发展绿色金融和转型金融产品服务,依托扩大制造业中长期贷款投放专项工作,畅通银企对接,引导金融机构按照市场化法治化原则为水泥行业节能降碳改造和用能设备更新项目提供金融支持。(国家发展改革委、财政部、工业和信息化部、中国人民银行、税务总局、金融监管总局按职责分工负责)
    (三)推进标准提升。加快水泥行业强制性节能标准更新升级,适时修订水泥熟料等产品碳排放限额标准,优化水泥行业绿色低碳智能制造标准体系。完善水泥窑协同处置固体废弃物体系,研究制定尾矿、废石、粉煤灰等工业废弃物综合利用标准。加快出台低碳水泥等产品评价技术规范,推进碳足迹标准体系建设。(市场监管总局牵头,国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部按职责分工负责)
    (四)加快技术创新。依托科研机构、骨干企业和产业技术创新平台等,加强水泥行业节能降碳关键技术装备攻关,加大氢能、电能煅烧水泥熟料和水泥熟料新型循环悬浮煅烧等技术攻关力度。强化科技创新成果综合评价,将水泥行业节能降碳先进技术装备纳入绿色技术推广目录,加快科技创新成果转化应用。(国家发展改革委、工业和信息化部按职责分工负责)
    四、组织实施
    (一)加强组织领导。国家发展改革委会同工业和信息化部、生态环境部、市场监管总局、国家能源局等部门加强协调配合,形成工作合力,共同抓好本行动计划各项目标任务落实落细。各地区要充分认识推动水泥行业节能降碳的重要意义,结合实际细化工作措施,分解任务,压实责任,扎实有序抓好本行动计划贯彻落实。充分发挥行业协会、研究机构等作用,加强对水泥企业的服务指导,助力水泥行业绿色低碳转型。
    (二)加快项目实施。各省级节能主管部门要深入开展水泥行业能效诊断,全面摸排本地区水泥企业能源消费量、能源消费结构、单位产品综合能耗、主要装置和用能设备能效水平,加强水泥行业节能降碳改造和用能设备更新项目储备,制定改造计划、明确改造时限。国家发展改革委会同有关部门建立重点行业节能降碳改造和用能设备更新项目储备库,按照成熟一批、支持一批的原则,压茬推进项目建设,尽快形成实际节能降碳效果。
    (三)严格监督管理。各级节能主管部门、工业和信息化主管部门要加大水泥行业节能监察和监督检查力度,将节能审查制度执行情况和节能审查意见落实情况纳入节能监察范围,依法依规严肃处理违规新增产能、落后产能淘汰不力、节能降碳量造假等行为。
    (四)加强宣传引导。依托全国生态日、全国节能宣传周等重要平台,加大水泥行业节能降碳先进经验宣传力度。鼓励水泥行业国有企业、龙头企业发挥引领带动作用,积极开展节能降碳自愿承诺和实践,营造推动水泥行业绿色低碳高质量发展的良好氛围。
  • 原文来源:https://news.bjx.com.cn/html/20240607/1381814.shtml
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    • 编译者:郭楷模
    • 发布时间:2024-06-12
    • 近日,国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、市场监管总局、国家能源局联合印发《钢铁行业节能降碳专项行动计划》、《炼油行业节能降碳专项行动计划》、《合成氨行业节能降碳专项行动计划》、《水泥行业节能降碳专项行动计划》四大节能降碳行动计划。 值得关注的是,这四个文件均将氢能作为推动行业绿色转型的重要力量,标志着氢能在我国节能减排战略中的地位日益凸显。 1.《钢铁行业节能降碳专项行动计划》 到2030年底,钢铁行业主要工序能效进一步提升,主要用能设备能效基本达到先进水平,吨钢综合能耗和碳排放明显降低,用能结构持续优化,高炉富氧技术、氢冶金技术等节能降碳先进技术取得突破,行业绿色低碳高质量发展取得显著成效。 加快发展低碳冶炼新模式。加快推进氢基直接还原、富氢熔融还原等非高炉炼铁技术攻关,鼓励利用现有高炉开展富氢碳循环氧气高炉低碳冶金。支持有条件的钢铁企业建设工业绿色微电网,加快风能、太阳能、生物质能、地热能、高效热泵、新型储能、氢能、工业余能等一体化开发利用。加强钢铁与电力、建材、化工等行业耦合提效,支持利用钢铁副产煤气生产高附加值化工产品,推动以高炉矿渣、钢渣替代水泥和混凝土原辅料,加快焦炉煤气制氢联产液化天然气技术应用。 加快技术创新。完善首台(套)重大技术装备、重点新材料首批次应用保险政策,支持企业加大对智能化、氢冶炼、绿色化电炉短流程炼钢工艺和装备等研发投入,支持符合条件的钢铁绿色低碳技术装备材料应用。 2.《炼油行业节能降碳专项行动计划》 到2030年底,炼油行业布局进一步优化,能效标杆水平以上产能占比持续提升,主要用能设备能效基本达到先进水平。炼油行业能源资源利用效率达到国际先进水平,生产过程绿电、绿氢消费占比明显提升,炼油行业绿色低碳发展取得显著成效。 推进生产系统节能增效。优化炼油加工流程,推动常减压、催化裂化、重整、焦化、加氢等炼油核心工艺换热网络集成。开展用氢精细化管理,推进供氢单元优化、加氢装置管理和氢气轻烃回收耦合,提高氢气利用效率和配置水平。 加快用能设备更新和节能技术应用。推广常减压装置减顶抽真空系统节能技术、催化裂化(解)装置低生焦技术、航煤液相加氢技术、微通道技术、高效分离技术,减少加工损失,提高油品收率。 实施清洁低碳能源替代。积极推进炼油工艺流程再造与新能源耦合体系建设,稳步提高绿氢使用比例。 加快推进数字化赋能。鼓励规模以上炼油企业建立数字化能源管理中心,应用数据加工、智能机控、数字孪生等专业技术,构建覆盖电力、蒸汽、氢气、燃料气、循环水的数字化能源资源管理平台。 3.合成氨行业节能降碳专项行动计划 到2030年底,合成氨行业能效标杆水平以上产能占比进一步提高,能源资源利用效率达到国际先进水平,生产过程绿电、绿氢消费占比明显提升,合成氨行业绿色低碳发展取得显著成效 实施低碳原料燃料替代。推进合成氨原料低碳替代,禁止使用高硫石油焦生产合成氨,鼓励可再生能源发电和合成氨企业联营。新建合成氨项目原则上不再新增自备燃煤机组,支持既有自备燃煤机组实施清洁能源替代。推动以可再生能源替代煤制氢,提高绿氢利用比例。 4.《水泥行业节能降碳专项行动计划》 加快技术创新。依托科研机构、骨干企业和产业技术创新平台等,加强水泥行业节能降碳关键技术装备攻关,加大氢能、电能煅烧水泥熟料和水泥熟料新型循环悬浮煅烧等技术攻关力度。强化科技创新成果综合评价,将水泥行业节能降碳先进技术装备纳入绿色技术推广目录,加快科技创新成果转化应用。 来源:国家发展改革委
  • 《国家发改委 能源局就实行可再生能源电力配额制征求意见》

    • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2018-11-16
    • 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。