风力发电光伏行业监管体制及主要政策
1、风力发电光伏行业主管部门、监管体制
风力发电和光伏发电行业的主管部门是国家能源局，其主要职责包括研究提出能源发展战略、政策，研究拟定发展规划，研究提出能源体制改革的建议，推进能源可持续发展战略的实施，组织可再生能源和新能源的开发利用，组织指导能源行业的能源节约、能源综合利用和环境保护工作。国家发改委为行业宏观管理职能部门，主要负责制订产业政策，指导技术改造，协调和平衡行业发展。
2、风力发电光伏行业协会组织及监管体制
行业全国性自律组织主要包括中国可再生能源学会风能专业委员会/中国风能协会（CWEA）、中国农机工业协会风能设备分会（CWEEA）、中国电器工业协会（CEEIA）风力发电电器设备分会、全国风力机械标准化技术委员会（TC50）等。
中国可再生能源学会风能专业委员会/中国风能协会（CWEA）成立于1981年，2002年经中华人民共和国科技部和中国科学技术协会批准，致力于促进我国风能技术进步和风能产业发展，增加全社会新能源意识。
中国农机工业协会风能设备分会（CWEEA）成立于1989年，由全国从事风能设备及其零部件产品的企事业单位、社团机构等其他有关单位所组成的社会团体，是国内最具影响力的风电设备行业自律组织之一。
中国电器工业协会（CEEIA）创立于1997年，现有42个分支机构、5700余家会员单位，涵盖电器工业所有领域，其中风力发电设备分会于2010年9月正式成立，负责风电等新能源产品质量技术评价。
全国风力机械标准化技术委员会（TC50）是1985年成立的专业标准化技术委员会，由国家标准化管理委员会领导和管理，是国家授权的唯一从事我国风力发电、风力提水等专业领域标准化工作的国家级技术工作组织，负责全国风力发电、风力提水等专业领域的标准化技术归口工作。
2006年1月1日（2009年12月26日修订）、全国人大常委会、《中华人民共和国可再生能源法》（国家主席令第33号）
2006年2月9日、国务院、《国家中长期科学和技术发展规划纲要》
2006年11月13日、国家发改委、财政部、《促进风电产业发展实施意见》
2010年1月22日、国家能源局、《海上风电开发建设管理暂行办法》（国能新能[2010]29号）
2010年12月23日、国家发改委、《发改委关于印发促进风电装备产业健康有序发展若干意见的通知》
2012年2月、国家标准化管理委员会、《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963-2011）
2013年8月26日、国家发改委、《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格[2013]1638号）
2014年6月5日、国家发改委、《国家发展改革委关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216号）
2014年6月7日、国务院办公厅、《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》（国办发[2014]31号）
2014年8月22日、国家能源局、《海上风电开发建设方案（2014-2016）》
2014年9月5日、国家能源局、《国家能源局关于规范风电设备市场秩序有关要求的通知》（国能新能[2014]412号）
2014年12月31日、国家发改委、《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2014]3008号）
2015年6月12日、财政部、国家税务总局、《财政部关于风力发电增值税政策的通知》（财税[2015]74号）
2015年9月18日、国土资源部、发展改革委、科技部、工业和信息化部、住房城乡建设部、商务部、《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》（国土资规〔2015〕5号）
2015年12月22日、国家发改委、《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）
2016年3月21日、国家能源局、《国家能源局关于下达2016年全国风电开发建设方案的通知》
2016年3月24日、国家发改委、《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源[2016]625号）
2016年5月27日、国家发改委、国家能源局、《国家发展改革委、国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150号）
2016年6月3日、国家能源局、《国家能源局关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知》（国能新能[2016]166号）
2016年6月12日、国家发改委、工业与信息化部、国家能源局、《中国制造2025—能源装备实施方案》（发改能源[2016]1274号）
2016年7月18日、国家能源局、《国家能源局关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》（国能新能[2016]196号）
2016年7月25日、财政部、国家税务总局、《关于继续执行光伏发电增值税政策的通知》（财税[2016]81号）
2016年11月16日、国家能源局、《风电发展“十三五”规划》（国能新能[2016]314号）
2016年11月17日、国家发改委、国家能源局、《电力发展“十三五”规划》
2016年11月29日、国务院、《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》（国发[2016]67号）
2016年12月8日、国家能源局、《太阳能发展“十三五”规划》（国能新能[2016]354号）
2016年12月10日、国家发改委、《可再生能源“十三五”规划》（发改能源[2016]2619号）
2016年12月22日、国家能源局、《国家能源局关于调整2016年光伏发电建设规模有关问题的通知》（国能新能[2016]383号）
2016年12月28日、国家发改委、《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2016]2729号）
2016年12月29日、国家能源局、国家海洋局、《海上风电开发建设管理办法》（国能新能[2016]394号）
2016年12月30日、国家能源局、《能源技术创新“十三五”规划》（国能科技[2016]397号）
2017年1月18日、国家发改委、财政部、国家能源局、《国家发展改革委财政部国家能源局关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源[2017]132号）
2017年3月29日、国家发改委、国家能源局、《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号）
2017年4月25日、国家发改委、国家能源局、《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》
上述法律法规及政策在扶持风能、光伏企业发展、加强行业规范等方面提供了指导方向，主要内容如下：
（1）《中华人民共和国可再生能源法》
明确支持可再生能源并网发电；可再生能源发电项目的上网定价，按照有利于促进其开发利用和经济合理的原则确定和调整；实行可再生能源发电全额保障性收购制度；国家财政设立可再生能源发展专项资金；金融机构提供有财政贴息的优惠贷款；给予税收优惠等。
（2）《国家中长期科学和技术发展规划纲要》
风能、太阳能发电被确定为我国科学和技术发展的优先主题：“重点研究开发大型风力发电设备，沿海与陆地风电场和西部风能资源密集区建设技术与装备，高性价比太阳能光伏电池及利用技术，太阳能热发电技术，太阳能建筑一体化技术、生物质能和地热能等开发利用技术”。
（3）《促进风电产业发展实施意见》
开展风能资源详查和评价工作；建立国家风电设备标准、检测认证体系；支持风电技术开发能力建设；支持风电设备产业化；支持开展适应风电发展的电网规划和技术研究；加强风电场建设管理，有序开发利用风能资源。
（4）《海上风电开发建设管理暂行办法》（国能新能[2010]29号）
全面规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电有序开发、规范建设和持续发展。
（5）《发改委关于印发促进风电装备产业健康有序发展若干意见的通知》
严格控制产能盲目扩张，鼓励自主创新，形成3-5家具有国际竞争力的风电整机设备制造企业。
（6）《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963-2011）
该标准规定了对通过110（66）kV及以上电压等级线路与电力系统连接的新建或扩建风电场的技术要求，修改完善了风电场有功功率控制、无功功率/电压控制、有功功率预测、风电场测试、风电场二次部分等技术条款，并增加了风电场低电压穿越能力（LVRT）要求的相关内容。
（7）《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》
对光伏电站实行分区域的标杆上网电价政策。根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的电价标准。对分布式光伏发电项目，实行按照发电量进行电价补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元。
（8）《国家发展改革委关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216号）
明确规定了2017年以前投运的非招标海上风电项目，近海风电项目上网电价为0.85元/千瓦时（含税），潮间带风电项目上网电价为0.75元/千瓦时（含税）。
（9）《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》（国办发[2014]31号）
明确提出按照输出与就地消纳利用并重、集中式与分布式发展并举的原则，大力发展可再生能源。到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%。同时提高可再生能源利用水平，加强电源与电网统筹规划，科学安排调峰、调频、储能配套能力，切实解决弃风、弃光问题。
重点规划建设9个大型现代风电基地以及配套送出工程。以南方和中东部地区为重点，大力发展分散式风电，稳步发展海上风电。到2020年，风电装机达到2亿千瓦，风电与煤电上网电价相当。有序推进光伏基地建设。加快建设分布式光伏发电应用示范区，稳步实施太阳能热发电示范工程。鼓励大型公共建筑及公用设施、工业园区等建设屋顶分布式光伏发电。到2020年，光伏装机达到1亿千瓦左右，光伏发电与电网销售电价相当。
（10）《海上风电开发建设方案（2014-2016）》
要充分认识做好海上风电工作的重要性，采取有效措施积极推进海上风电项目建设，不断提升产业竞争力，促进海上风电持续健康发展。列入全国海上风电开发建设方案（2014-2016）项目共44个，总容量1,053万千瓦。列入开发建设方案的项目视同列入核准计划，应在有效期（2年）内核准。
（11）《国家能源局关于规范风电设备市场秩序有关要求的通知》（国能新能[2014]412号）
为促进风电设备制造产业持续健康发展，该通知对于加强检测认证确保风电设备质量，规范风电设备质量验收工作，构建公平、公正、开放的招标采购市场和加强风电设备市场的信息披露和监管提出了具体要求。
（12）《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2014]3008号）
对陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策。将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元；第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。上述规定适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。
（13）《财政部关于风力发电增值税政策的通知》（财税[2015]74号）为鼓励利用风力发电，促进相关产业健康发展，自2015年7月1日起，对纳税人销售自产的利用风力生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。
（14）《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》（国土资规[2015]5号）采取差别化用地政策支持新业态发展。光伏、风力发电等项目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的，对不占压土地、不改变地表形态的用地部分，可按原地类认定，不改变土地用途，在年度土地变更调查时作出标注，用地允许以租赁等方式取得，双方签订好补偿协议，用地报当地县级国土资源部门备案；对项目永久性建筑用地部分，应依法按建设用地办理手续。
（15）《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）
实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。陆上风电一并确定2016年和2018年标杆电价；光伏发电先确定2016年标杆电价，2017年以后的价格另行制定。
2016年、2018年等年份1月1日以后核准的陆上风电项目分别执行2016年、2018年的上网标杆电价。2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。2016年前核准的陆上风电项目但于2017年底前仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。
2016年1月1日以后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，执行2016年光伏发电上网标杆电价。2016年以前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于2016年6月30日以前仍未全部投运的，执行2016年上网标杆电价。
（16）《国家能源局关于下达2016年全国风电开发建设方案的通知》（国能
新能[2016]84号）国家能源局根据各地区风电开发建设现状和市场消纳情，制定2016年全国风电开发建设总规模3,083万千瓦。2015年吉林、黑龙江、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆（含兵团）等省（区）因弃风限电情况严重，暂不安排新增项目建设规模。
各地区应采取有效措施确保项目建成之后所发电量的全额上网。出现弃风限电问题的省（区、市）要切实采取有效措施改善风电并网运行情况，提出促进风电并网运行和市场消纳的技术方案。
（17）《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源[2016]625号）
明确加强可再生能源发电全额保障性收购管理，保障非化石能源消费比重目标的实现，推动能源生产和消费革命。该办法提出，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购。
（18）《国家发展改革委、国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性
收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150号）核定部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数，并将根据新能源并网运行、成本变化等情况适时调整；严格落实规划内的风电、光伏发电保障性收购电量；保障性收购电量由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出部分通过市场交易方式消纳。
（19）《国家能源局关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知》（国能新能[2016]166号）
该通知提出，2016年下达全国新增光伏电站建设规模1810万千瓦，其中，普通光伏电站项目1260万千瓦，光伏领跑技术基地规模550万千瓦。对不具备新建光伏电站市场条件的甘肃、新疆、云南停止或暂缓下达2016年新增光伏电站建设规模（光伏扶贫除外）。利用固定建筑物屋顶、墙面及附属场所建设的光伏发电项目以及全部自发自用的地面光伏电站项目不限制建设规模。鼓励各地区通过招标、优选等市场化机制，促进光伏发电技术进步和上网电价下降。
（20）《中国制造2025—能源装备实施方案》（发改能源[2016]1274号）
该实施方案旨在推动能源装备自主创新和产业升级，充分发挥其在能源技术革命和装备制造业升级中的支撑和引领作用。方案中对风电装备明确提出，开发适用于轮毂中心高度100-200米大型陆上风力发电机组、10MW级海上大功率风力发电机组、海上漂浮式风力发电机组及各种基础结构、超大功率高温超导风力发电机、超长低风速叶片、大功率直驱永磁同步风力发电机等；同时开发基于模块化的具备自愈诊断能力和适应复杂电网下的风力发电机组智能变流器、6MW及以上中压全功率风电变流器等。
对于光伏发电方设备，该方案提出，重点研制数兆瓦级高效光伏逆变系统、兆瓦级光伏储能逆变系统、新一代高效智能逆变器、10MW级高压无并网变压器逆变器、光伏直流并网逆变器和智能逆变器、1500V组件配套汇流箱、逆变器、组件等系统设备等；同时研制智能化的光伏跟踪系统、能源互联运营管理平台、智能汇流箱和即插即用式光伏集成产品等。
（21）《国家能源局关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》（国能新能[2016]196号）
建立了风电投资监测预警机制来指导各地风电开发投资。红色预警结果地区当年暂缓核准新的风电项目，电网企业不再办理新的接网手续；橙色预警结果地区原则上当年不下达年度新增核准额度；绿色预警结果表示正常，可合理推进开发投资建设。
（22）《关于继续执行光伏发电增值税政策的通知》（财税〔2016〕81号）
自2016年1月1日至2018年12月31日，对纳税人销售自产的利用太阳能生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。文到之日前，已征的按本通知规定应予退还的增值税，可抵减纳税人以后月份应缴纳的增值税或予以退还。
（23）《风电发展“十三五”规划》（国能新能[2016]314号）
提出到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上；风电年发电量确保达到4,200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%；有效解决弃风问题，“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求；风电设备制造水平和研发能力不断提高，3-5家设备制造企业全面达到国际先进水平，市场份额明显提升。
（24）《电力发展“十三五”规划》
提出到2020年，非化石能源发电装机达到7.7亿千瓦左右，比2015年增加2.5亿千瓦左右，占比约39%，提高4个百分点，发电量占比提高到31%。“十三五”期间，风电新增投产0.79亿千瓦以上，太阳能发电新增投产0.68亿千瓦以上。2020年，全国风电装机达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电500万千瓦左右；太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏6,000万千瓦以上、光热发电500万千瓦。
（25）《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》（国发[2016]67号）
规划提出，到2020年，核电、风电、太阳能、生物质能等占能源消费总量比重达到8%以上，产业产值规模超过1.5万亿元。其中，大力发展智能电网技术，大幅提升风电消纳能力。重点发展5兆瓦级以上风电机组、风电场智能化开发与运维、海上风电场施工、风热利用等领域关键技术与设备。到2020年，风电装机规模达到2.1亿千瓦以上，实现风电与煤电上网电价基本相当，风电装备技术创新能力达到国际先进水平。此外，推动太阳能多元化规模化发展，有序推进西部光伏光热发电开发，加快中东部分布式光伏发展。加快实施光伏领跑者计划，形成光热发电站系统集成和配套能力。到2020年，太阳能发电装机规模达到1.1亿千瓦以上，力争实现用户侧平价上网，其中分布式光伏发电、光伏电站、光热发电装机规模分别达到6,000万千瓦、4,500万千瓦、500万千瓦。
围绕可再生能源比重大幅提高、弃风弃光率近零的目标，完善调度机制和运行管理方式，建立适应新能源电力大规模发展的电网运行管理体系。完善风电、太阳能、生物质能等新能源国家标准和清洁能源定价机制，建立新能源优先消纳机制。建立可再生能源发电补贴政策动态调整机制和配套管理体系。
（26）《太阳能发展“十三五”规划》（国能新能[2016]354号）
提出继续扩大太阳能利用规模，不断提高太阳能在能源结构中的比重，提升太阳能技术水平，降低太阳能利用成本。到2020年底，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上，其中光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上；太阳能热发电装机达到500万千瓦。太阳能热利用集热面积达到8亿平方米。到2020年，太阳能年利用量达到1.4亿吨标准煤以上。
光伏发电成本持续降低。到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，在用电侧实现平价上网目标；太阳能热发电成本低于0.8元/千瓦时；太阳能供暖、工业供热具有市场竞争力。
（27）《可再生能源“十三五”规划》（发改能源[2016]2619号）
提出到2020年，全部可再生能源年利用量7.3亿吨标准煤。其中，商品化可再生能源利用量5.8亿吨标准煤；全部可再生能源发电装机6.8亿千瓦，发电
量1.9万亿千瓦时，占全部发电量的27%；风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争，光伏项目电价可与电网销售电价相当；结合电力市场化改革，到2020年，限电地区的风电、太阳能发电年度利用小时数全面达到全额保障性收购的要求。
（28）《国家能源局关于调整2016年光伏发电建设规模有关问题的通知》（国能新能[2016]383号）
为解决部分地区超规模建设光伏电站问题，按照总量可控和倒逼电价下降的原则，主要以下光伏电站规模调整：①全面采取竞争方式分配项目，超过国家下达规模建设规模的项目，一律不得纳入国家可再生能源发展基金补贴范围，由省级及地方政府自行解决补贴问题；②有追加2016年光伏电站建设规模需求的省可提前使用2017年建设规模，并相应从2017年建设规模中扣除。在弃光超过5%的地区，除国家已下达的2016年建设规模外，不再增加2016年建设规模；
③追加项目必须符合2016年12月31日前确定能够并网，或目前已开展实质性
开工且确保2017年6月30日前并网。
（29）《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2016]2729号）
提出根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，适当调整光伏发电和陆上风电标杆上网电价。
将陆上风电I类、II类、III类和IV类资源区风电标杆上网电价分别调整为0.40元/千瓦时、0.45元/千瓦时、0.49元/千瓦时和0.57元/千瓦时。2018年1月1日以后并纳入财政补贴年度规模管理的上电项目执行2018年的标杆上网电价。
2年内未建的项目执行的标杆电价。2018年以前并纳入以前年份财政补贴规模管理的上电项目但于2019年前仍未建的，执行2018年标杆上网电价。2018年以前但纳入2018年1月1日后财政补贴年度规模管理的上电项目，执行2018年标杆上网电价。
对2017年1月1日以后纳入财政补贴年度规模管理，以及2017年以前备案并纳入以前年份财政补贴规模管理的光伏发电项目，但于2017年6月30日以前仍未投运的，执行2017年光伏发电标杆上网电价，具体为：I类资源区光伏电站标杆上网电价下调至0.65元/千瓦时，II类资源区标杆上网电价下调至0.75元/千瓦时，III类资源区标杆上网电价下调至0.85元/千瓦时。
明确对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价。近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元。
（30）《海上风电开发建设管理办法》（国能新能[2016]394号）
省级及以下能源主管部门按照有关法律法规，依据经国家能源局审定的海上风电发展规划，核准具备建设条件的海上风电项目。核准文件应及时对全社会公开并抄送国家能源局和同级海洋行政主管部门。未纳入海上风电发展规划的海上风电项目，开发企业不得开展海上风电项目建设。鼓励海上风电项目采取连片规模化方式开发建设。
（31）《能源技术创新“十三五”规划》（国能科技[2016]397号）
在可再生能源利用领域，研究8MW-10MW陆/海上风电机组关键技术，建立大型风电场群智能控制系统和运行管理体系；突破高效太阳能电池的产业化关键技术，发展新型太阳能电池技术，持续提高光伏发电系统的能量转换效率、经济性和智能化水平；完善大型太阳能热发电站高效集热和系统集成技术，实现可全天运行的100MW级电站商业化运行;开展复杂条件下水电开发相关技术研究；开展海洋能、地热能利用关键技术及装置研发和示范工程建设。
（32）《国家发展改革委财政部国家能源局关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源[2017]132号）为引导全社会绿色消费，促进清洁能源消纳利用，进一步完善风电、光伏发电的补贴机制，拟在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购。
具体内容包括：建立可再生能源绿色电力证书自愿认购体系，鼓励各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人在全国绿色电力证书核发和认购平台上自愿认购绿色电力证书，作为消费绿色电力的证明；试行可再生能源绿色电力证书的核发工作。
风电、光伏发电企业通过可再生能源发电项目信息管理系统，依据项目核准（备案）文件、电费结算单、电费结算发票和电费结算银行转账证明等证明材料申请绿色电力证书；完善绿色电力证书的自愿认购规则。绿色电力证书自2017年7月1日起正式开展认购工作，认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格。风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。
（33）《关于有序放开发用电计划的通知》
文件要求加快发电企业与购电主体签订购电协议；逐年减少既有燃煤发电企业计划用电量；原则上不再安排“中发[2015]9号”文件实施后核准的煤电机组；规范和完善市场化交易电量价格调整机制；有序开放跨省区送受电计划；优先保障风电、太阳能、核电等新能源发电；参与市场交易的电力用户不再执行目录电价。
（34）《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》
《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》（以下简称“战略”）从消费、供给、技术、体制、国际合作、掌握能源安全主动权等六个方面，全面系统地部署推进我国能源革命。到2020年，全面启动能源革命体系布局，推动化石能源清洁化，根本扭转能源消费粗放增长方式。2021-2030年，可再生能源、天然气和核能利用持续增长，高碳化石能源利用大幅减少。能源消费总量控制在60亿吨标准煤以内，非化石能源占能源消费总量比重达到20%左右，天然气占比达到15%左右。清洁能源成为能源增量主体，大力发展风能、太阳能，不断提高发电效率，降低发电成本，实现与常规电力同等竞争。到2030年，非化石能源发电量占全部发电量的比重力争达到50%。
