能源与环境问题是制约世界经济与社会可持续发展的两个突出问题。工业革命以来，石油、天然气和煤炭等化石能源消费剧增，生态环境保护压力日趋加大,迫使世界各国不得不认真考虑并采取有力的应对措施。节能减排、绿色发展、开发利用新能源已经成为世界各国的经济发展战略。
本研究报告中，新能源是指传统能源之外的各种能源形式，直接或者间接地来自于太阳或地球内部深处所产生的热能（潮汐能例外），包括太阳能、风能、生物质能、地热能、海洋能等。对我国而言，积极促进新能源发电，节约和代替部分化石能源，是保障我国能源安全、优化能源结构、促进国家经济与社会可持续发展、保护生态环境、应对气候变化、调整产业结构的战略选择。
在党中央、国务院的正确领导下，经过电力行业及其制造行业的不懈努力，近年来我国新能源发电发展取得了令人瞩目的成就。2011年底我国并网新能源发电装机容量达到5159万千瓦，发电量达到933.55亿千瓦时，相当于节约标煤2885万吨，相应减排二氧化碳8020万吨、二氧化硫62万吨、氮氧化物27万吨。与此同时，发展过程中存在着各方责任不清、缺乏统筹规划、项目审批缺乏协调、基础管理工作滞后等深层次问题，造成了并网难、风电出力受限以及故障多等现象，需要通过深入贯彻实施《中华人民共和国可再生能源法》（以下简称《可再生能源法》），加快予以解决。
本研究报告以风电和太阳能发电为重点，旨在摸清我国新能源发电开发潜力、开发现状，分析存在的问题，明确合理的规划目标和布局安排，提出促进新能源发电科学发展的具体建议。
一、开发潜力及特点
（一）开发潜力
风能资源储量丰富。根据中国气象局第四次风能资源普查结果，我国离地50米高度陆地上风能资源潜在开发量为23.8亿千瓦，近海5~25米水深范围内风能资源潜在开发量约为2亿千瓦。“三北”地区（华北、东北和西北）以及东南沿海地区、沿海岛屿潜在风能资源开发量约占全国的80%。我国已经规划了8个千万千瓦级的风电基地。
太阳能资源十分丰富。据估算，1971~2000年我国陆地表面年均接受太阳总辐射量相当于1.7万亿吨标煤。太阳能总辐射资源分布特征是西部大于东部、高原大于平原、内陆大于沿海、干燥区大于湿润区，根据接收太阳能总辐射能的大小，全国大致上可分为四类地区。我国直接辐射年总量的空间分布特征与总辐射基本一致，内蒙古西部、青海中部、西藏西南部是直接辐射资源最丰富地区。
生物质。我国生物质原料资源的年产出8.99亿吨标煤，其中有机废弃物年产出4.74亿吨，边际性土地年产出4.25亿吨。
地热能。我国地热可采储量约4626亿吨标煤，占全球总量的7.9%。我国地热能发电开发潜力582万千瓦。
海洋能。我国波浪能资源量为1285万千瓦，潮汐能资源量为1.1亿千瓦，潮流能资源量为1.4亿千瓦，温差能资源量可达13.2亿千瓦~14.8亿千瓦。
（二）新能源特点及对电力系统的影响
新能源是绿色可再生能源。我国新能源资源与能源需求呈逆向分布，资源分散、能源密度低，发电出力具有随机性、间歇性、波动性等特点，发电上网电价较高、经济性较差，对电力系统安全稳定和经济运行带来影响，对系统运行调度管理提出更高的要求。
二、取得的成就
（一）新能源发电发展迅速
2005年以来，我国新能源发电发展迅速。根据中电联快报数据和初步分析，截至2011年底，全国并网新能源发电装机容量达到5159万千瓦，占总装机容量的4.89%，其中：并网风电4505.11万千瓦，约占并网新能源发电装机的87.33%；并网太阳能光伏装机214.30万千瓦，约占4.15%；并网生物质发电装机436.39万千瓦，约占8.46%；地热能发电装机2.42万千瓦，海洋能发电装机0.6万千瓦。
2011年，我国并网新能源发电量933.55亿千瓦时，约占总发电量的2%，节约标煤2885万吨，相当于减排二氧化碳8020万吨、二氧化硫62万吨、氮氧化物27万吨，其中：并网风电发电量为731.74亿千瓦时，约占并网新能源发电量的78.38%；并网太阳能发电量9.14亿千瓦时，约占0.98%；生物质发电量191.21亿千瓦时，约占20.48%；地热、海洋能发电量1.46亿千瓦时，约占0.16%。
（二）支持发展的法律法规和政策不断完善
2006年1月《中华人民共和国可再生能源法》正式实施，2009年12月再次进行修订。围绕《可再生能源法》，国务院及其有关部门出台了一系列配套行政法规、规章制度、技术规范，初步构建了我国可再生能源政策的法规体系，为新能源发电发展奠定了法律基础。
国家相继出台了可再生能源价格全国分摊政策、可再生能源增值税减免政策、太阳能光电建筑应用财政资金补助办法等政策，实施金太阳工程计划，切实提高了新能源发电企业的经营效益。可再生能源接入系统补偿政策、上网电量全额保障性收购政策、节能发电调度办法等政策的实施为新能源发电发展提供了支持和保障。实行风电、光伏发电、生物质能等的带补贴的标杆上网电价政策，为新能源的规模化发展注入了强大动力，促进了新能源资源的优先开发。
（三）发电技术不断进步
发电装备方面，风电装备大型化、智能化取得重大进展，单台容量提升较快；太阳能光伏发电转化效率明显提高，太阳能热发电在聚光装备、槽式真空管等方面取得重要成果。发电输送技术方面，开展了柔性高压直流输电研究并且成功运行。
调度支持技术方面，具备了风电功率预测系统开发及技术应用能力，初步掌握了风电运行控制技术、风电运行分析技术等。
（四）标准建设工作不断取得进展，检测和认证体系初步建立
近年来风力发电标准不断发布，涉及到风电场的设计、施工、并网、运行、检修及设备等各个方面。《风电场接入电力系统技术规定》将于2012年6月1日起实施。
光伏电站并网的国家标准发布了3项。
2009年10月20日，国家能源局批复建立国家风电技术与检测研究中心。2011年11月底，国家能源风能太阳能仿真与检测认证技术重点实验室成立。风电认证流程标准《风电发电机组合格认证规则及程序》于2011年正式生效。三、存在的主要问题
我国新能源发电在快速发展过程中，近些年出现了并网难、消纳难、安全事故频发以及企业效益下滑等问题。结合贯彻实施《可再生能源法》，我们对西北、
东北、蒙西、蒙东以及江苏大型风电基地进行了专题规划调研，对上述表现的深层次原因进行了剖析，认为我国新能源发电发展过程中存在以下主要问题。
（一）中长期发展目标调整频繁，各层级、各专项规划不能有效衔接
《可再生能源法》明确规定，国务院能源主管部门根据全国能源需求与可再生能源资源实际状况，制定全国可再生能源开发利用中长期总量目标，报国务院批准后执行，并予公布；会同省、自治区、直辖市人民政府确定各行政区域可再生能源开发利用中长期目标，并予公布。同时明确规定，国务院能源主管部门会同国务院有关部门，根据全国可再生能源开发利用中长期总量目标和可再生能源技术发展状况，编制全国可再生能源开发利用规划，报国务院批准后实施；国务院相关部门应当制定有利于促进全国可再生能源开发利用中长期总量目标实现的相关规划。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，规划内容应当包括发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施进度、配套电网建设、服务体系和保障措施等。
发展目标调整频繁。政府规划和文件中提出的发展目标频繁调整，很难有相对稳定的五年目标；目标与规划实际执行情况相差很大，规划指导性较差。
地方规划与国家规划脱节。按照法律规定，省级政府能源主管部门会同有关部门，依据全国可再生能源开发利用规划和本行政区域可再生能源开发利用中长期目标，编制本行政区域可再生能源开发利用规划，经本级人民政府批准后，报国务院能源主管部门和国家电力监管机构备案，并组织实施。受各方面因素影响，一些省及地区新能源发电发展规划仅考虑资源情况，本省中长期规划目标远远大于国家能源主管部门确定的各省中长期目标，两级规划目标缺乏协调和制约。
新能源发电规划与其他电源规划脱节。电力生产消费是瞬间完成的实时平衡过程，新能源发电的消纳能力取决于3方面:一是电力系统发电出力特性，技术上取决于系统电源结构，发电出力特征越是与系统用电特性相似，电力系统的消纳能力就越强；二是电力系统用电特性，若通过实时电价等经济手段使用电特性相似于新能源发电出力特性，电力系统的消纳能力也就越强；三是消纳新能源发电的电力系统规模，技术上取决于电网规模，规模越大，消纳新能源发电的能力也就越强。在制定国家新能源发电规划特别是大型新能源基地的新能源发电规划中，没能充分考虑系统电源结构、制定相应的配套调峰调频电源规划，实践中未能同步布局建设相应的配套调峰电源，随着大规模风电并网，直接导致电力系统因调峰能力不足而限制新能源发电出力。
新能源发电规划与电网规划脱节。主要表现在新能源发电规划中没有明确具体承担接入电力系统的电网工程。中西部新能源富集地区电网结构薄弱，消纳能力极其有限，大规模开发需要输送到所在区域电网甚至是其他区域电网来消纳。同时，新能源项目建设周期短，电网建设周期长，使得新能源项目与配套电网项目投产不同步而造成并网难。
新能源发电规划与消纳市场脱节。新能源发电规划多侧重于资源及开发规划，在规划中没有具体的消纳方案。大型新能源基地的大规模集中开发因未能明确具体的消纳方案和跨大区送电电网工程，即使并入了本地区电网，也会因本地区消纳能力有限而出现实际发电出力受限、风电场弃风现象。
（二）缺乏有力的项目审批统一协调机制
新能源发电项目与配套电源项目审批相脱节。考虑到合理的建设周期，为了提高新能源发电消纳能力，需要超前建设相应的配套调峰电源或储能设施，以确
保同步投产，达成提升消纳能力目标。目前很难见到这类工程开工。
新能源发电项目与配套电网项目审批相脱节。新能源发电项目核准时，很少明确具体的配套电网工程。两者核准分属于同一能源主管部门的不同司局，由于缺乏有力的协调机制，常常导致电网核准滞后于发电项目，按照国家有关法规，电网工程难以做到与发电同时投产。
审批权限的划分造成新能源项目拆分严重。一些地方政府和投资企业规避国家审批，纷纷拆分建设，不利于集约化发展。
（三）法律法规和政策有待进一步完善
主要是《可再生能源法》的配套实施细则没有出台到位，主要有：一是法律中规定的各方责任没有具体细则进行规范，更没有形成具体的责任追究制度。二是法律确定的国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度尚未有具体办法予以明确和规范。三是政府部门尚未依法制定出电网企业优先调度可再生能源发电的具体办法。
四是新能源辅助服务补偿政策不完善。五是接网补贴政策标准偏低。六是鼓励调峰电源建设的电价政策需尽快出台。七是鼓励新能源发展的财政资金来源需进一步保障。八是分布式电源管理细则需尽快出台。
（四）产业发展的基础工作有待加强
资源评估工作滞后。风能资源普查和评估主要是依靠气象站和测风塔在有限时间段内的观测记录，用统计分析方法得到，导致风能资源评估成果与风电场区域的实际情况存在较大偏差。国家层面仅根据部分气象站观测资料对太阳能辐射进行了初步估算。生物质资源评估仍需对可利用土地做进一步的评价。地热能、海洋能大都是估算。
电网调度计划管理难度大。新能源出力具有随机性、间歇性和波动性的特点，导致预测新能源出力难、准确度低。标准体系有待完善，发布相对滞后。技术标准推出速度滞后于新能源发电行业发展要求。
检测与认证能力亟待加强。风电受检测设备数量、风况等多种因素的制约，出现了排队检测现象。由于设备和条件的限制，我国光伏检测认证水平与国际先进水平相比存在一定差距。
风电装机容量统计标准需明确，离网新能源统计难度大。吊装容量、并网容量等的不同统计口径数据在实际使用中很容易造成混淆和误解。受统计手段制约，目前离网新能源发电容量难以统计。
（五）设备性能和建设运行水平有待进一步提高
据国家电监会2011年12月2日发布的《风电安全监管报告》，2011年1~8月全国共发生193起风电机组脱网事故。这些事故多是由于发电设备性能和建设运行水平较低造成的。
四、发展思路与规划布局
（一）指导思想与基本原则
新能源发电发展要高举中国特色社会主义伟大旗帜，以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观，以科学发展为主题，以加快转变电力发展方式为主线，以保障安全、优化结构、节能减排、促进和谐为重点，努力构建安全、经济、绿色、和谐的现代电力工业体系，为实现2020年我国非化石能源在一次能源消费中比重达到15%左右和单位GDP二氧化碳排放量比2005年下降40%~45%的目标作出应有贡献。在发展过程中要坚持以下原则：安全性原则：安全性主要体现在新能源发电与常规能源发电的装机能够满足系统负荷需求并
留有合理备用，各类电源的出力能够互相调剂、时刻满足负荷需求并及时跟踪负荷变化，确保整个电力系统的安全、稳定、可靠运行。
鼓励性原则：新能源发电具有清洁、可再生等优势，在满足电力系统安全运行的前提下，要鼓励发展新能源发电，减少电力行业的化石能源消耗及二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等的排放，促进电力工业的绿色发展，为节能减排作出应有的贡献。
经济性原则：各种类型新能源发电在发电成本、出力曲线、对电力系统影响等方面具有各自不同的特性。坚持经济性原则，就是要在新能源发电中长期总量目标的指导下，深入研究风能、太阳能等不同新能源发电形式的技术经济特性，以全系统成本最低为原则，全面优化新能源发电结构比重和区域布局。
协调性原则：新能源发电一方面要加强与其他常规电源发展的相互协调，提高系统调节能力，保障电量的充分消纳。另一方面要加强与电网建设的相互协调，同步建成电源送出工程，加强跨区联网，加快构建坚强智能电网。
（二）规划目标与布局
按照上述指导思想与基本原则，着眼未来十年和长远发展战略，统筹常规发电和新能源发电的资源禀赋特征以及电网消纳能力，兼顾电力供需平衡、电力系统安全、非化石能源比重等要求，并以电力系统总成本最低为目标，中电联经过多次方案优化，提出了我国新能源发电发展的推荐方案。
1．积极有序发展风电
根据中电联《电力工业“十二五”规划滚动研究》报告，我国风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力，力争2020年我国风电技术达到世界领先水平。在“三北”(西北、华北北部和东北)等风资源富集地区，建设大型和特大型风电场，同步开展电力外送和市场消纳研究。发展海上风电坚持海洋规划先行，避免无序发展。充分利用各地的风能资源，因地制宜地发展中小型风电场，发展低速风机，就近上网本地消纳。在偏远地区，因地制宜发展离网风电。
规划2015年和2020年风电装机分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。关于风电开发的布局考虑是：一是有序建设8大千万千瓦级风电基地。甘肃酒泉风电基地2015年规划风电装机超过1000万千瓦，在本地区和西北主网消纳，同时与部分火电机组打捆送电华中负荷中心；新疆哈密风电基地2015年规划风电装机超过600万千瓦，除在新疆和西北主网消纳外，还与哈密煤电基地打捆送电华中负荷中心；河北风电基地2015年规划风电装机超过1100万千瓦，主要在华北电网消纳，还送电华中、华东负荷中心；山东沿海风电基地在继续推进陆地风电开发的基础上，重点加快潮间带和近海风电开发，2015年规划风电装机1000万千瓦，主要本地区消纳；江苏沿海风电基地在继续推进陆地风电开发的基础上，重点加快潮间带和近海风电开发，2015年规划风电装机690万千瓦，主要本地区消纳；吉林风电基地2015年风电超过700万千瓦，主要分布在四平、松原、白城、通榆4个风电场群，在本省及东北电网消纳；蒙东风电基地2015年规划装机超过700万千瓦，除本地区消纳外，主要在东北负荷中心消纳；蒙西风电基地2015年规划装机超过1000万千瓦，除本地区消纳外，还送至华北、华中、华东负荷中心消纳。
二是积极推进内陆分散风能资源的利用。鼓励内陆丘陵、河谷等风能资源相对丰富地区，发挥距离电力负荷近、电网接入条件好的优势，因地制宜建设中小型风电项目。在偏远地区，因地制宜发展离网风电。
三是因地制宜稳妥开展海上风电项目。
在充分进行海上资源评价、地质勘察等准备工作后，通过示范项目的建设和运行，总结海上风电开发经验，推动海上风电技术和装备进步，有步骤有计划地在山东、江苏、上海等沿海省份拓展海上风电建设工作。
2．促进发展太阳能光伏发电，示范推进太阳能热发电
规划2015年太阳能发电容量达到500万千瓦左右，2020年太阳能发电容量达到2500万千瓦左右。
太阳能光伏发电按照“大规模集中开发、中高压输送”与“分散开发、低电压就地消纳”并举的思路发展。在甘肃敦煌、青海柴达木盆地和西藏拉萨(或阿里)等地区建设大型并网型太阳能光伏电站项目；重点在北京、上海、江苏、广东、山东等地区开展城市建筑屋顶光伏发电；发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势，在西藏、青海、内蒙古、新疆、宁夏、甘肃、云南等偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决无电人口的供电问题。
太阳能热发电按照“示范推进”的思路发展。在内蒙古、甘肃、青海、新疆、西藏等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目。
3．因地制宜发展生物质能发电
生物质能发电包括农林生物质发电、垃圾发电和生物质燃气发电。规划2015年生物质发电装机容量达到500万千瓦，其中：农林生物质发电240万千瓦、垃圾发电240万千瓦、生物质燃气发电20万千瓦；2020年生物质发电装机容量达到1000万千瓦，其中：农林生物质发电480万千瓦、垃圾发电480万千瓦、生物质燃气发电40万千瓦。
有序发展农林生物质发电。在秸秆剩余物资源较多、人均耕地面积较大的粮棉主产区，有序发展秸秆生物质直燃发电;在重点林区和林产品加工集中地区，结合林业生态建设，利用林业三剩物和林产品加工剩余物，有序发展林业生物质直燃发电；在“三北”地区，结合防沙治沙生态环境建设，建设灌木林种植基地，有序发展沙生灌木平茬剩余物直燃发电项目；在甘蔗种植主产区和蔗糖加工集中区，有序发展蔗渣直燃发电。
合理发展垃圾发电。在人口密集、土地资源紧张的中东部地区城市，合理发展生活垃圾焚烧发电项目。在西部地区采取垃圾填埋方式处理垃圾的城市建设填埋场沼气发电项目。大力推动垃圾发电关键设备和清洁燃烧技术进步。
积极发展生物质燃气发电。在农村生物质资源比较丰富、人口密集的乡镇，发展分布式生物质燃气发电;依托大型畜禽养殖场，结合污染治理，支持建设大型畜禽养殖废弃物沼气发电项目;积极推动造纸、酿酒、印染、皮革等工业有机废水和城市生活污水处理沼气发电。
4．试点研究地热能和海洋能发电
规划2015年地热能装机容量达到5万千瓦，2020年装机容量达到20万千瓦。我国的地热发电已经具有一定的技术基础和生产能力，但由于地热还有其他开发利用价值，只能因地制宜地发展。规划2015年海洋能发电装机容量达到1万千瓦，2020年装机容量达到2万千瓦。积极推进海洋能试点开发研究。
5.加快电网骨干网架建设，合理布局建设调峰电源，研究应用储能技术，提高系统对新能
源的消纳能力
由于我国新能源资源与负荷的逆向性分布特性，为解决我国新能源大规模接入、输送与消纳问题，需要做到：
（1）加快大型新能源基地外送通道建设
甘肃酒泉风电基地2015年规划风电装机超过1000万千瓦，除通过2回750千伏线路接入西北主网外，还配套部分火电机组，通过酒泉—湖南±800千伏特高压直流向华中负荷中心送电；新疆哈密风电基地2015年规划风电装机超过600万千瓦，除通过750千伏交流接入新疆、西北主网外，还配套哈密煤电基地部分火电，通过哈密—河南、哈密—重庆±800千伏特高压直流向华中负荷中心送电；河北风电基地2015年规划风电装机超过1100万千瓦，“十二五”期间建设张北—北京西—石家庄—武汉—南昌特高压交流通道，使张北风电通过特高压交流在更大范围消纳；江苏沿海风电基地2015年规划风电装机690万千瓦，主要集中在盐城地区及如东、启东的潮间带地区，就近接入3个500千伏风电汇流站；吉林风电基地2015年规划风电装机超过700万千瓦，除通过500千伏交流接入东北主网消纳外，部分电站接入220千伏及以下电压等级就地消纳；蒙东风电基地2015年规划装机超过700万千瓦，主要通过500千伏交流接入东北主网在东北负荷中心消纳；蒙西风电基地2015年规划装机超过1000万千瓦，乌兰察布风电主要需通过特高压交流在更大范围消纳，“十二五”期间配套建设乌兰察布—北京西特高压交流通道。
（2）构建坚强特高压网架
“十二五”期间，在特高压交流试验示范工程的基础上，结合大水电、大煤电、大风电基地外送工程以及未来大核电基地的接入系统，重点加快华北、华东、华中特高压交流同步电网建设。2015年华北、华东、华中特高压电网形成“三纵三横”主网架，锡盟、蒙西、张北、陕北能源基地通过3个纵向特高压交流通道向华北、华东、华中地区送电，北部煤电（风电）、西南水电通过3个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。
（3）合理布局建设抽水蓄能、燃气发电等调峰电源，研究应用储能技术
规划到2015年和2020年，抽水蓄能电站达到4100万千瓦和6000万千瓦，大型天然气发电达到4000万千瓦和5000万千瓦，以解决风电等新能源开发带来的调峰问题。
加快储能技术研究应用，以通过配置储能装置，有效地平滑新能源出力的波动，有效地解决电力系统的稳定性、电能质量和运行经济性问题。
五、政策措施建议
（一）加快转变发展方式，促进科学发展
要从国家能源发展战略和电力发展战略高度，统筹规划新能源发展，始终坚持安全性、鼓励性、经济性和协调性原则。转变电力工业发展方式，积极推进风电、太阳能发电等新能源开发，提高新能源比重。
新能源发电发展要从单纯追求“装机增长速度”向追求“质量与速度并重”转变，从单纯追求“集中大规模开发”向“分散与集中、大中小相结合”方向转变。
（二）明确各方责任，全方位促进发展
国家能源等主管部门：负责制定和完善促进新能源科学发展的战略、规划、政策、法规；统筹规划，具体明确新能源发电开发规模、时序、布局及其消纳方案、接入电网工程；优化工作流程，规范项目审批，确保电网工程和配套调峰电源同步核准、同时投产；加强新能源产业发展基础性工作的管理，加大资源评估
力度，健全和完善相关标准体系，提高自主创新能力；及时发布产业发展信息，引导企业健康发展。
国家电力监管部门：负责制定有利于促进新能源发电科学发展、保障新能源电量全额保障性收购、保障新能源电力优先调度、保障新能源安全稳定生产等方面的监管政策、法规、办法，并监督其执行和实施。
发电企业：严格遵守国家关于新能源发电的法律法规和政策要求，不断提高新能源项目建设和生产运营水平。
电网企业：按照国家规划、法律法规和政策要求，加强电网规划和建设，不断提高电网输送能力和电力系统消纳能力，合理安排电力生产及运行调度，使新能源资源得到充分利用。
设备制造企业：加大核心部件和关键环节的投入和研发力度，提高自有品牌的竞争力。
行业协会：搭建政府与新能源发电企业之间的交流沟通平台；向政府提出新能源产业发展规划、产业政策等方面的意见和建议；制定、修订新能源行业技术标准。
（三）加强新能源发电科学统一规划
科学制定规划，明确相对稳定的发展目标。建议能源主管部门按照安全、经济、绿色、和谐原则，根据全国能源需求与可再生能源资源实际状况，对水电、煤电、核电和天然气发电等进行统筹优化，制定可再生能源开发利用中长期总量目标，确保实现2020年非化石能源占15%左右的能源结构目标。据此总量目标，制定新能源发电规划，优化提出发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施进度、配套电网和调峰电源建设、服务体系和保障措施等，纳入电力工业发展规划，避免出现“两张皮”现象。
实现中央与地方的新能源发电规划相协调。国家新能源发电规划要明确总目标及分省规划目标、布局及时序。省级能源主管部门应根据全国规划确定的各省规划目标，因地制宜细化落实本地区新能源发电发展目标、重点和时序。
实现新能源发电规划与其他电源规划相协调。新能源发电装机规模需要与其他电源的调节能力以及系统调峰电源的规模相匹配，要在规划中具体明确。
实现新能源发电规划与电网规划相协调。两个规划要协调和有机衔接，在新能源发电规划中具体明确大型新能源发电基地的接入电力系统的电网工程。
实现新能源发电规划与消纳市场相协调。新能源发电规划必须明确消纳市场，即具体明确是在本地区消纳、消纳多少，还是在本省消纳、消纳多少，还是在所在区域电网消纳、消纳多少，还是在其他区域消纳、具体哪个区域、消纳多少。
（四）建立科学的新能源规划体系与机制
健全新能源发电规划管理体系。加快建立健全各专项规划统筹协调、衔接高效的管理体系。
制定落实新能源发电规划管理机制。制定详细的规划论证、评估、公示、审批、公布和滚动修订等工作程序和工作规则。新能源发电规划经国务院审批后，对外公开发布。
完善新能源规划研究协作体系。充分发挥行业协会、电网公司、大型发电集团以及科研设计院所等的规划研究力量，充分吸取专家、学者和社会公众意见，建立健全政府部门指导下相互协调合作的规划研究协作体系。
（五）建立和完善项目审批的协调机制
确保开发项目经济规模。吸取风电“4.95”现象教训，杜绝项目分拆审批，防止开发过程中的无序和重复。
建立联席审批制度，确保同步核准、同时投产。通过联席审批制度，使新能源项目、配套电网工程和配套调峰电源等做到同步核准、同时投产。
建立项目审批程序与电价补贴资金挂钩制度。对于未纳入新能源发展总体规划或未经合法程序批准建设的项目，不给予标杆电价补贴。
（六）健全和完善相关的法律法规和政策体系
尽快实行新能源发电配额制，落实可再生能源发电全额保障性收购制度。电力消纳配额分配，需综合考虑“消纳责任、消纳能力、发展潜力、电网布局”。
细化新能源发电优先调度管理。建议出台新能源发电优先调度管理政策的实施细则。
落实新能源发电辅助服务补偿机制。建议制定实施新能源发电辅助服务补偿和考核管理办法，辅助服务资金的来源建议在可再生能源发展基金中列支。制定合理的新能源发电送出工程电价政策。按工程送出新能源发电量来实现电网配套投资的回收，单独核算新能源送出工程输电价格。
出台科学可行的调峰电源电价政策。确保调峰电源建设和运行成本的回收，提高投资的积极性。
充分保证鼓励新能源发展的财政资金来源。新能源发电发展规划中要具体测算新能源发电及其配套调峰电源、电网成本，分年度预测补偿规模，提出分年度可再生能源发展基金征收即新能源发展电价附加。
出台分布式电源管理细则。明确分布式电源的购电、售电办法和长效性、普遍性的补贴政策。
(七)加强产业发展的基础工作
加大新能源资源评估工作力度。对我国风能资源特别是对海上风能资源开展进一步详查和评估。抓紧对我国太阳能资源开展详查，以满足太阳能资源开发利用的需求。完善生物质能资源详查，适时开展地热能、海洋能详查。
加强新能源发电的运行管理。电网企业要加强新能源发电功率预测管理、实时监控管理、调度管理，在日前调度计划中优先安排新能源发电。发电企业要提高新能源建设和运行水平，提高新能源发电计划申报的准确性。
健全和完善相关的标准体系。对于风电，一是完善我国风电技术标准，二是完善我国风电并网管理规范，三是建立风电场典型设计规范（电气部分）。对于太阳能发电，要加快制订和完善并网光伏发电系统方面的相关标准和技术规范，尽快制订太阳能热发电质量标准、技术规范。
加强新能源发电检测与认证能力建设。继续大力培育合格的检测与认证机构，培养专业的技术队伍，尽快完善相关规章制度，实现与国际接轨。明确风电装机容量的统计标准，加大离网新能源统计力度。建议明确并网装机容量是风电装机容量的统计标准，避免造成混淆和误解。加强对离网新能源发电的调查力度，全面反映新能源发电总体情况。
（八）高度重视生态环保问题
新能源发电属于典型的绿色发电，基本没有污染物排放，但对生态环境也会产生影响。在规划、设计、施工和运行全过程中，要落实和强化生态环境保护，做到同步规划、同步建设和同步运行。