“十三五”時期，要通過不斷完善可再生能源扶持政策，創新可再生能源發展方式和優化發展布局，加快促進可再生能源技術進步和成本降低，進一步擴大可再生能源應用規模，提高可再生能源在能源消費中的比重，推動我國能源結構優化升級。

（一）積極穩妥發展水電積極推進水電發展理念創新，堅持開發與保護、建設與管理并重，不斷完善水能資源評價，加快推進水電規劃研究論證，統籌水電開發進度與電力市場發展，以西南地區主要河流為重點，積極有序推進大型水電基地建設，合理優化控制中小流域開發，確保水電有序建設、有效消納。統籌規劃，合理布局，加快抽水蓄能電站建設。

1、積極推進大型水電基地建設。在做好環境保護、移民安置工作和統籌電力市場的基礎上，繼續做好金沙江中下游、雅礱江、大渡河等水電基地建設工作；適應能源轉型發展需要，優化開發黃河上游水電基地。到2020年，基本建成長江上游、黃河上游、烏江、南盤江紅水河、雅礱江、大渡河六大水電基地，總規模超過1億千瓦。積極推進金沙江上游等水電基地開發，著力打造藏東南“西電東送”接續基地。“十三五”期間，新增投產常規水電4000萬千瓦，新開工常規水電6000萬千瓦。加快推進雅礱江兩河口、大渡河雙江口等調節性能好的控制性水庫建設，加快金沙江中游龍頭水庫研究論證，積極推進龍盤水電站建設，提高流域水電質量和開發效益。統籌協調水電開發和電網建設，加快推動配套送出工程建設，完善水電市場消納協調機制，促進水能資源跨區優化配置，著力解決水電棄水問題。

2、轉變觀念優化控制中小流域開發。落實生態文明建設要求，統籌全流域、干支流開發與保護工作，按照流域內干流開發優先、支流保護優先的原則，嚴格控制中小流域、中小水電開發，保留流域必要生境，維護流域生態健康。水能資源豐富、開發潛力大的西部地區重點開發資源集中、環境影響較小的大型河流、重點河段和重大水電基地，嚴格控制中小水電開發；開發程度較高的東、中部地區原則上不再開發中小水電。棄水嚴重的四川、云南兩省，除水電扶貧工程外，“十三五”暫停小水電和無調節性能的中型水電開發。加強總結中小流域梯級水電站建設管理經驗，開展水電開發后評價工作，推行中小流域生態修復。

支持邊遠缺電離網地區因地制宜、合理適度開發小水電，重點扶持西藏自治區，四川、云南、青海、甘肅四省藏區和少數民族貧困地區小水電扶貧開發工作。“十三五”期間，全國規劃新開工小水電500萬千瓦左右。

3、加快抽水蓄能發展。堅持“統籌規劃、合理布局”的原則，根據各地區核電和新能源開發、區域間電力輸送情況及電網安全穩定運行要求，加快抽水蓄能電站建設。抓緊落實規劃站點建設條件，加快開工建設一批距離負荷中心近、促進新能源消納、受端電源支撐的抽水蓄能電站。“十三五”期間新開工抽水蓄能電站約6000萬千瓦，抽水蓄能電站裝機達到4000萬千瓦。做好抽水蓄能規劃滾動調整工作，統籌考慮區域電力系統調峰填谷需要、安全穩定運行要求和站址建設條件，開展部分地區抽水蓄能選點規劃啟動、調整工作，充分論證系統需求，優選確定規劃站點。根據發展需要，適時啟動新一輪的全國抽水蓄能規劃工作。加強關鍵技術研究，推動建設海水抽水蓄能電站示范項目。積極推進抽水蓄能電站建設主體多元化，鼓勵社會資本投資，加快建立以招標方式確定業主的市場機制。進一步完善抽水蓄能電站運營管理體制和電價形成機制，加快建立抽水蓄能電站輔助服務市場。研究探索抽水蓄能與核能、風能、太陽能等新能源一體化建設運營管理的新模式、新機制。

4、積極完善水電運行管理機制。研究流域梯級電站水庫綜合管理體制，建立電站運行協調機制。開展流域綜合監測工作，建立流域綜合監測平臺，構建全流域全過程的實時監測、巡視檢查、信息共享、監督管理體系。研究流域梯級聯合調度體制機制，統籌考慮綜合利用需求，優化水電站運行調度。制定梯級水電站聯合優化調度運行規程和技術標準，推動主要流域全面實現梯級聯合調度。探索各大流域按照現代企業制度組建統一規范的流域公司，逐步推動建立流域統一電價模式和運營管理機制，充分發揮流域梯級水電開發的整體效益。深化抽水蓄能電站作用、效益形成機制及與新能源電站聯合優化運行方案和補償機制研究，實行區域電網內統一優化調度，建立運行考核機制，確保抽水蓄能電站充分發揮功能效用。

5、推動水電開發扶貧工作。貫徹落實中央關于發展生產脫貧一批的精神，積極發揮當地資源優勢，充分尊重地方和移民意愿，科學謀劃，加快推進貧困地區水電重大項目建設，更好地將資源優勢轉變為經濟優勢和扶貧優勢。進一步完善水電開發移民政策，理順移民工作體制機制，加強移民社會管理，提升移民安置質量。探索貧困地區水電開發資產收益扶貧制度，建立完善水電開發群眾共享利益機制和資源開發收益分配政策，將從發電中提取的資金優先用于本水庫移民和庫區后續發展，增加貧困地區年度發電指標，提高貧困地區水電工程留成電量比例。研究完善水電開發財政稅收政策，探索資產收益扶貧，讓當地和群眾從能源資源開發中更多地受益。

（二）全面協調推進風電開發按照“統籌規劃、集散并舉、陸海齊進、有效利用”的原則，嚴格開發建設與市場消納相統籌，著力推進風電的就地開發和高效利用，積極支持中東部分散風能資源的開發，在消納市場、送出條件有保障的前提下，有序推進大型風電基地建設，積極穩妥開展海上風電開發建設，完善產業服務體系。到2020年底，全國風電并網裝機確保達到2.1億千瓦以上。

1、加快開發中東部和南方地區風電。加強中東部和南方地區風能資源勘查，提高低風速風電機組技術和微觀選址水平，做好環境保護、水土保持和植被恢復等工作，全面推進中東部和南方地區風能資源的開發利用。結合電網布局和農村電網改造升級，完善分散式風電的技術標準和并網服務體系，考慮資源、土地、交通運輸以及施工安裝等建設條件，按照“因地制宜、就近接入”的原則，推動分散式風電建設。到2020年，中東部和南方地區陸上風電裝機規模達到7000萬千瓦，江蘇省、河南省、湖北省、湖南省、四川省、貴州省等地區風電裝機規模均達到500萬千瓦以上。

2、有序建設“三北”大型風電基地。在充分挖掘本地風電消納能力的基礎上，借助“三北”地區已開工建設和明確規劃的特高壓跨省區輸電通道，按照“多能互補、協調運行”的原則，統籌風、光、水、火等各類電源，在落實消納市場的前提下，最大限度地輸送可再生能源，擴大風能資源的配置范圍，促進風電消納。在解決現有棄風問題的基礎上，結合電力供需變化趨勢，逐步擴大“三北”地區風電開發規模，推動“三北”地區風電規模化開發和高效利用。到2020年，“三北”地區風電裝機規模確保1.35億千瓦以上，其中本地消納新增規模約3500萬千瓦。另外，利用跨省跨區通道消納風電容量4000萬千瓦（含存量項目）。

3、積極穩妥推進海上風電開發。開展海上風能資源勘測和評價，完善沿海各省（區、市）海上風電發展規劃。加快推進已開工海上風電項目建設進度，積極推動后續海上風電項目開工建設，鼓勵沿海各省（區、市）和主要開發企業建設海上風電示范項目，帶動海上風電產業化進程。完善海上風電開發建設管理政策，加強部門間的協調，規范和精簡項目核準手續，完善海上風電價格政策。健全海上風電配套產業服務體系，加強海上風電技術標準、規程規范、設備檢測認證、信息監測工作，形成覆蓋全產業鏈的設備制造和開發建設能力。到2020年，海上風電開工建設1000萬千瓦，確保建成500萬千瓦。

4、切實提高風電消納能力。加強電網規劃和建設，有針對性地對重要送出斷面、風電匯集站、樞紐變電站進行補強和增容擴建，完善主網架結構，減少因局部電網送出能力或變電容量不足導致的棄風限電問題。充分挖掘電力系統調峰潛力，提升常規煤電機組和供熱機組運行靈活性，鼓勵通過技術改造提升煤電機組調峰能力，化解冬季供暖期風電與熱電的運行矛盾。結合電力體制改革，取消或縮減煤電發電計劃，推進燃氣機組、燃煤自備電廠參與調峰。優化風電調度運行管理，建立輔助服務市場，加強需求側管理和用戶響應體系建設，提高風電功率預測精度并加大考核力度，在發電計劃中留足風電電量空間，合理安排常規電源開機規模和發電計劃，將風電納入電力平衡和開機組合，鼓勵風電等可再生能源機組通過參與市場輔助服務和實時電價競爭等方式，逐步提高系統消納風電的能力。

（三）推動太陽能多元化利用

按照“技術進步、成本降低、擴大市場、完善體系”的原則，促進光伏發電規模化應用及成本降低，推動太陽能熱發電產業化發展，繼續推進太陽能熱利用在城鄉應用。到2020年底，全國太陽能發電并網裝機確保實現1.1億千瓦以上。

1、全面推進分布式光伏和“光伏+”綜合利用工程。繼續支持在已建成且具備條件的工業園區、經濟開發區等用電集中區域規模化推廣屋頂光伏發電系統；積極鼓勵在電力負荷大、工商業基礎好的中東部城市和工業區周邊，按照就近利用的原則建設光伏電站項目；結合土地綜合利用，依托農業種植、漁業養殖、林業栽培等，因地制宜創新各類“光伏+”綜合利用商業模式，促進光伏與其他產業有機融合；創新光伏的分布利用模式，在中東部等有條件的地區，開展“人人1千瓦光伏”示范工程，建設光伏小鎮和光伏新村。

2、有序推進大型光伏電站建設。在資源條件好、具備接入電網條件、消納能力強的中西部地區，在有效解決已有棄光問題的前提下，有序推進光伏電站建設。積極支持在中東部地區，結合環境治理和土地再利用要求，實施光伏“領跑者”計劃，促進先進光伏技術和產品應用，加快市場優勝劣汰和光伏上網電價快速下降。在水電資源豐富的地區，利用水電調節能力開展水光互補或聯合外送示范。

3、因地制宜推進太陽能熱發電示范工程建設。按照總體規劃、分步實施的思路，積極推進太陽能熱發電產業進程。太陽能熱發電先期發展以示范為主，通過首批太陽能熱發電示范工程建設，促進技術進步和規模化發展，帶動設備國產化，逐步培育形成產業集成能力。按照先示范后推廣的發展原則，及時總結示范項目建設經驗，擴大熱發電項目市場規模，推動西部資源條件好、具備消納條件、生態條件允許地區的太陽能熱發電基地建設，充分發揮太陽能熱發電的調峰作用，實現與風電、光伏的互補運行。嘗試煤電耦合太陽能熱發電示范的運行機制。提高太陽能熱發電設備技術水平和系統設計能力，提升系統集成能力和產業配套能力，形成我國自主化的太陽能熱發電技術和產業體系。到2020年，力爭建成太陽能熱發電項目500萬千瓦。

4、大力推廣太陽能熱利用的多元化發展。持續擴大太陽能熱利用在城鄉的普及應用，積極推進太陽能供暖、制冷技術發展，實現太陽能熱水、采暖、制冷系統的規模化利用，促進太陽能與其他能源的互補應用。繼續在城鎮民用建筑以及廣大農村地區普及太陽能熱水系統，到2020年，太陽能熱水系統累計安裝面積達到4.5億平方米。加快太陽能供暖、制冷系統在建筑領域的應用，擴大太陽能熱利用技術在工農業生產領域的應用規模。到2020年，太陽能熱利用集熱面積達到8億平方米。

5、積極推進光伏扶貧工程。充分利用太陽能資源分布廣的特點，重點在前期開展試點的、光照條件好的建檔立卡貧困村，以資產收益扶貧和整村推進的方式，建設戶用光伏發電系統或村級大型光伏電站，保障280萬建檔立卡無勞動能力貧困戶（包括殘疾人）每年每戶增加收入3000元以上；其他光照條件好的貧困地區可按照精準扶貧的要求，因地制宜推進光伏扶貧工程。

（四）加快發展生物質能

按照因地制宜、統籌兼顧、綜合利用、提高效率的思路，建立健全資源收集、加工轉化、就近利用的分布式生產消費體系，加快生物天然氣、生物質能供熱等非電利用的產業化發展步伐，提高生物質能利用效率和效益。

1、加快生物天然氣示范和產業化發展。選擇有機廢棄物資源豐富的種植養殖大縣，以縣為單位建立產業體系，開展生物天然氣示范縣建設，推進生物天然氣技術進步和工程建設現代化。建立原料收集保障和沼液沼渣有機肥利用體系，建立生物天然氣輸配體系，形成并入常規天然氣管網、車輛加氣、發電、鍋爐燃料等多元化消費模式。到2020年，生物天然氣年產量達到80億立方米，建設160個生物天然氣示范縣。

2、積極發展生物質能供熱。結合用熱需求對已投運生物質純發電項目進行供熱改造，提高生物質能利用效率，積極推進生物質熱電聯產為縣城及工業園區供熱，形成20個以上以生物質熱電聯產為主的縣城供熱區域。加快發展技術成熟的生物質成型燃料供熱，推動20蒸噸/小時（14MW）以上大型先進低排放生物質成型燃料鍋爐供熱的應用，污染物排放達到天然氣鍋爐排放水平，在長三角、珠三角、京津冀魯等地區工業供熱和民用采暖領域推廣應用，為工業生產和學校、醫院、賓館、寫字樓等公共設施和商業設施提供清潔可再生能源，形成一批生物質清潔供熱占優勢比重的供熱區域。到2020年，生物質成型燃料利用量達到3000萬噸。

3、穩步發展生物質發電。在做好選址和落實環保措施的前提下，結合新型城鎮化建設進程，重點在具備資源條件的地級市及部分縣城，穩步發展城鎮生活垃圾焚燒發電，到2020年，城鎮生活垃圾焚燒發電裝機達到750萬千瓦。根據生物質資源條件，有序發展農林生物質直燃發電和沼氣發電，到2020年，農林生物質直燃發電裝機達到700萬千瓦，沼氣發電達到50萬千瓦。到2020年，生物質發電總裝機達到1500萬千瓦，年發電量超過900億千瓦時。

4、推進生物液體燃料產業化發展。穩步擴大燃料乙醇生產和消費。立足國內自有技術力量，積極引進、消化、吸收國外先進經驗，大力發展纖維乙醇。結合陳次和重金屬污染糧消納，控制總量發展糧食燃料乙醇。根據資源條件，適度發展木薯、甜高粱等燃料乙醇項目。對生物柴油項目進行升級改造，提升產品質量，滿足交通燃料品質需要。加快木質生物質、微藻等非糧原料多聯產生物液體燃料技術創新。推進生物質轉化合成高品位燃油和生物航空燃料產業化示范應用。到2020年，生物液體燃料年利用量達到600萬噸以上。

5、完善促進生物質能發展的政策體系。加強廢棄物綜合利用，保護生態環境。制定生物天然氣、液體燃料優先利用的政策，建立無歧視無障礙并入管網機制，研究建立強制配額機制。完善支持生物質能發展的價格、財稅等優惠政策，研究出臺生物天然氣產品補貼政策，加快生物天然氣產業化發展步伐。

（五）加快地熱能開發利用

堅持“清潔、高效、可持續”的原則，按照“技術先進、環境友好、經濟可行”的總體要求，加快地熱能開發利用，加強全過程管理，創新開發利用模式，全面促進地熱能資源的合理有效利用。

1、積極推廣地熱能熱利用。加強地熱能開發利用規劃與城市總體規劃的銜接，將地熱供暖納入城鎮基礎設施建設，在用地、用電、財稅、價格等方面給予地熱能開發利用政策扶持。在實施區域集中供暖且地熱資源豐富的京津冀魯豫及毗鄰區，在嚴格控制地下水資源過度開采的前提下，大力推動中深層地熱供暖重大項目建設。加大淺層地熱能開發利用的推廣力度，積極推動技術進步，進一步規范管理，重點在經濟發達、夏季制冷需求高的長江經濟帶地區，特別是蘇南地區城市群、重慶、上海、武漢等地區，整體推進淺層地熱能重大項目。

2、有序推進地熱發電。綜合考慮地質條件、資源潛力及應用方式，在青藏鐵路沿線、西藏、四川西部等高溫地熱資源分布地區，新建若干萬千瓦級高溫地熱發電項目，對西藏羊八井地熱電站進行技術升級改造。在東部沿海及油田等中低溫地熱資源富集地區，因地制宜發展中小型分布式中低溫地熱發電項目。支持在青藏高原及鄰區、京津唐等東部經濟發達地區開展深層高溫干熱巖發電系統關鍵技術研究和項目示范。

3、加大地熱資源潛力勘察和評價。到2020年，基本查清全國地熱能資源情況和分布特點，重點在華北地區、長江中下游地區主要城市群及中心城鎮開展淺層地熱能資源勘探評價，在松遼盆地、河淮盆地、江漢盆地、環鄂爾多斯盆地等未來具有開發前景且勘察程度不高的典型傳導型地熱區開展中深層地熱資源勘察工作，在青藏高原及鄰區、東南沿海、河北等典型高溫地熱系統開展深層地熱資源勘察。建立國家地熱能資源數據和信息服務體系，完善地熱能基礎信息數據庫，對地熱能勘察和開發利用進行系統監測。

（六）推進海洋能發電技術示范應用結合我國海洋能資源分布及地方區位優勢，妥善協調海岸和海島資源開發利用方案，因地制宜開展海洋能開發利用，使我國海洋能技術和產業邁向國際領先水平。完善海洋能開發利用公共支撐服務平臺建設，初步建成山東、浙江、廣東、海南等四大重點區域的海洋能示范基地。加強海洋能綜合利用技術研發，重點支持百千瓦級波浪能、兆瓦級潮流能示范工程建設，開展小型化、模塊化海洋能的能源供給系統研發，爭取突破高效轉換、高效儲能、高可靠設計等瓶頸，形成若干個具備推廣應用價值的海洋能綜合利用裝備產品。開展海島（礁）海洋能獨立電力系統示范工程建設；在浙江、福建等地區啟動萬千瓦級潮汐能電站建設，為規模化開發海洋能資源奠定基礎。

（七）推動儲能技術示范應用配合國家能源戰略行動計劃，推動儲能技術在可再生能源領域的示范應用，實現儲能產業在市場規模、應用領域和核心技術等方面的突破。

1、開展可再生能源領域儲能示范應用。結合可再生能源發電、分布式能源、新能源微電網等項目開發和建設，開展綜合性儲能技術應用示范，通過各種類型儲能技術與風電、太陽能等間歇性可再生能源的系統集成和互補利用，提高可再生能源系統的穩定性和電網友好性。重點探索適合可再生能源發展的儲能技術類型和開發模式，探索開展儲能設施建設的管理體制、激勵政策和商業模式。

2、提升可再生能源領域儲能技術的技術經濟性。通過示范工程建設培育穩定的可再生能源領域儲能市場，重點提升儲能系統的安全性、穩定性、可靠性和適用性，逐步完善儲能技術標準、檢測認證和入網規范，通過下游應用帶動上游產品技術創新和成本下降，推動實現儲能技術在可再生能源領域的商業化應用。

（八）加強可再生能源產業國際合作結合經濟全球化及國際能源轉型趨勢，充分發揮我國可再生能源產業比較優勢，緊密結合“一帶一路”倡議，推進可再生能源產業鏈全面國際化發展，提升我國可再生能源產業國際競爭水平，積極參與并推動全球能源轉型。

1、加強對話，搭建國際合作交流服務平臺。繼續加強與重要國際組織及國家間的政策對話和技術合作，充分掌握國際可再生能源發展趨勢。整合已有的多邊和雙邊合作機制，建立可再生能源產業國際合作服務和能力建設平臺，提供政策對接、規劃引領、技術交流、融資互動、風險預警、品牌建設、經驗分享等全方位信息和對接服務，有效支撐我國可再生能源產業的國際化發展。

2、合理布局，參與全球可再生能源市場。緊密結合“一帶一路”沿線國家發展規劃和建設需求，鞏固和深耕傳統市場，培養和開拓新興市場，適時啟動一批標志性合作項目，帶動可再生能源領域的咨詢、設計、承包、裝備、運營等企業共同走出去，形成我國企業優勢互補、協同國際化發展的良好局面。

3、提升水平，參與國際標準體系建設。支持企業和相關機構積極參與國際標準的制修訂工作，在領先領域主導制修訂一批國際標準，提升我國可再生能源產業的技術水平。加大與主要可再生能源市場開展技術標準的交流合作與互認力度，積極運用國際多邊互認機制，深度參與國際電工委員會可再生能源認證互認體系（IECRE）合格評定標準、規則的制定、實施和評估，提升我國在國際認證、認可、檢測等領域的話語權。

4、發揮優勢，推動全球能源轉型發展。充分發揮我國各類援外合作機制的支持條件，共享我國在可再生能源應用領域的政策規劃和技術開發經驗，為參與全球能源轉型的國家，特別是經濟技術相對落后的發展中國家，提供能力建設、政策規劃等幫助和支持。