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1月16日，西藏自治区发改委印发《关于促进西藏自治区光伏产业高质量发展的意见》，意见提出，保障性并网项目由自治区能源主管部门会同电网企业，结合各地（市）新能源消纳空间及并网条件等因素，按照不低于全区
小时，增加1分，直至满分。自治区价格主管部门制定峰谷分时电价政策，拉大峰谷价差，明确内需光伏和储能项目上网指导电价。推进可再生能源利用示范区建设，提高电能在终端用能中的比例，加快新型储能建设，深度挖掘

对可再生能源消纳情况、火电规划建设情况、重点煤炭企业增产保供情况监管，掌握落实进展情况和存在问题。派出机构要对各地承接国家能源局下放事权情况进行监督，对于地方政府相关部门出现没接住、没管好的情况
许可管理，促进可再生能源健康发展。落实“先立后破”要求，做好煤电机组许可准入退出，稳妥开展符合产业政策和节能减排政策煤电机组许可延续，促进有序替代。修订增量配电区域划分实施办法，做好增量配电改革试点项目

1月9日，住建部发布《对十三届全国人大五次会议第2254号建议的答复》，对“完善行业和国家标准体系”、“给予项目差别化的电价补贴政策”、“逐步量化建筑可再生能源应用要求”三方面建议做出答复。答复中提
产业创新升级和特色应用。部署先进光伏、安全高效储能、可再生能源制氢、燃料电池等绿色低碳能源技术和关键装备研发示范。结合张家口可再生能源示范区建设等工作，积极支持高效光伏、大容量压缩空气储能、多能互补、智慧能源

风电基地和“三州一市”光伏发电基地建设，支持基地规划范围外具备条件的县（市、区）有序发展屋顶分布式光伏和分散式风电。加快打造金沙江上游、金沙江下游、雅砻江、大渡河中上游4个水风光一体化可再生能源综合开发基地
，探索开展地热发电试点。支持发展可再生能源制氢和工业副产氢，建设成渝“氢走廊”，打造成都“绿氢之都”、攀枝花氢能产业示范城市。到2025年，全省风电、光伏发电装机容量分别达到1000万千瓦、2200万千

体系2012年，我部颁布了《光伏建筑一体化系统运行与维护规范》，适用于验收合格并投入正常使用的光伏建筑一体化系统的运行与维护。2021年10月，颁布全文强制性标准《建筑节能与可再生能源利用通用规范
创新，撬动更多社会资金促进碳减排。截至2022年3月末，引导银行运用碳减排支持工具向光伏建筑一体化项目发放约50亿元贷款。根据《可再生能源法》，中央财政通过可再生能源电价附加补助资金对光伏发电项目进行

机组建设，有序发展天然气分布式能源，实施工业、交通等领域天然气燃料替代。持续推进可再生能源消纳，实施“电动四川”行动计划，进一步扩大电能替代范围。在工业生产领域持续推广电锅炉、电窑炉替代燃煤(油、柴
水电为主，水风光多能互补的可再生能源体系，形成以清洁能源为主体的新型电力系统，绿色低碳技术研发和推广应用取得新进展，绿色生产生活方式得到普遍推行，绿色低碳循环发展政策体系进一步完善。到2025年，全省

其他生产信息，获得市场交易、输配电服务和签约市场主体的基础信息等相关信息，承担用户信息保密义务；（五）依法依规履行清洁能源消纳责任；（六）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；（七）法律法规规定的
管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰；（六）依法依规履行清洁能源消纳责任；（七）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；（八）法律法规规定的其他权利和义务。第十一条〔独立辅助服务提供者的权利和

推进天然气与多种能源融合发展，加快保供调峰天然气机组建设，有序发展天然气分布式能源，实施工业、交通等领域天然气燃料替代。持续推进可再生能源消纳，实施“电动四川”行动计划，进一步扩大电能替代范围。在工业生产
、雅砻江、大渡河中上游4个水风光一体化可再生能源综合开发基地，同步推进其他流域水库电站水风光多能互补开发。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。因地制宜推动生物质能

，显著提升电力负荷弹性，推进电源侧、电网侧和用户侧储能发展，保障新能源消纳和电力安全稳定运行。创新电网结构形态和运行模式。加快全省配电网智能化、数字化提档升级，巩固满足分布式可再生能源接入的配电网
推进光伏基地建设。以大型水电基地及现有（规划）火电厂为依托，积极推进多能互补发展。统筹本地消纳和外送，建设乌江、北盘江、南盘江、清水江流域四个水风光一体化可再生能源综合基地；充分利用我省火电厂富裕

电源。而这只是光伏迸发出磅礴力量的一个缩影。在这一数字对外公布的2周前，国家能源局召开四季度网上新闻发布会，发布2022年前三季度能源形势、可再生能源并网运行情况，并解读《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划
》。新能源和可再生能源司副司长王大鹏提出，“十四五”期间，将持续大力推动大型风电光伏基地建设。同时，分布式光伏也乘势而上，根据IHS Markit发布的数据，分布式光伏年装机容量在 2021年

企业交易电量。优先推动高耗能用户落实可再生能源消纳责任权重，通过参与绿电交易或购买绿证方式完成消纳责任权重。完善绿电价格形成机制。鼓励电力用户与新能源企业签订年度及以上的绿电交易合同，为新能源企业锁定
清单。高耗能企业交易价格不受燃煤基准价上浮20%限制。高耗能企业与其他企业同场交易的，供应紧张时可优先出清其他企业交易电量。优先推动高耗能用户落实可再生能源消纳责任权重，通过参与绿电交易或购买绿证方式

可再生能源消纳责任权重最低为8.8%、激励性消纳责任权重为9.7%。各承担消纳责任市场主体的售电量和用电量中，农业用电免于消纳责任权重考核。各承担消纳责任的市场主体共同承担省内网损和厂用电量对应的消纳
12月21日，福建省发改委发布《福建省2022年度可再生能源电力消纳保障实施方案》。《方案》称，福建省2022年可再生能源电力总量消纳责任权重最低为19.5%、激励性消纳责任权重为21.5%，非水电

电网同步投产。特别是今年，我们克服疫情影响，建成投产广东目标网架第一阶段工程、闽粤联网工程，广东阳江、梅州一期抽水蓄能电站等重点工程，初步建成清洁能源消纳比重最高的世界级湾区电网。我们在落实国家西电东送
第一阶段工程、闽粤联网工程，广东阳江、梅州一期抽水蓄能电站等重点工程，初步建成清洁能源消纳比重最高的世界级湾区电网。我们在落实国家西电东送战略前提下，根据南方区域各省用电特性的不同，灵活配置电力资源。积极

220千伏线路工程等重点项目实施，提升接入能力，全力满足新能源开发项目并网需求。同时，实施农村电网升级改造工程，增强电网的适应性，推动整县屋顶分布式光伏开发试点配套电网建设。实施可再生能源消纳行动。在用
指导各县（市、区）和第二类市场主体公平合理承担可再生能源消纳任务。实施滩涂资源收储攻坚行动。县（市、区）政府对辖区内滩涂资源全面摸底，制定滩涂资源整合实施方案，做好滩涂资源清理整合，重点对已纳入鲁北（滨州）盐碱滩涂地风光储输一体化基地规划建设方案的风电、光伏发电地块进行收储，保障项目用地、用海。

。优先推动高耗能用户落实可再生能源消纳责任权重，通过参与绿电交易或购买绿证方式完成消纳责任权重。同时，做好中长期合同调度执行。电力调度机构应根据负荷预测、可再生能源发电等情况合理安排电网运行方式，做好
中长期交易合同执行。因电力供需、电网安全、可再生能源消纳等原因需要调整生产计划的，优先通过市场化方式进行。不断完善应急调度机制，在市场化手段用尽的情况下，通过应急调度保障电网安全、电力平衡和清洁能源消纳

负荷促进新能源消纳。其中，已经批复燃煤自备电厂可再生能源替代工程项目5个、配套新能源规模180.5万千瓦;源网荷储一体化示范项目5个、配套新能源规模350.5万千瓦;风光制氢一体化示范项目7个、配套
蒙古新能源装机突破5000万千瓦之后，全区新能源发展的又一个里程碑。作为国家重要能源和战略资源基地，内蒙古可再生能源资源丰富，风能资源技术可开发量14.6亿千瓦、约占全国的57%，太阳能资源技术可开发量94亿千

新能源和可再生能源处负责人介绍，近年来，山东锚定碳达峰碳中和目标，聚焦“发展绿色能源、助力动能转换”，大力实施“四增两减一提升”工程，可再生能源蓬勃发展，光伏发电澎湃给力，装机总量持续领跑全国。截至
今年10月底，山东新能源和可再生能源发电装机高达6948万千瓦，占总装机比重38.1%，其中，光伏发电装机总量稳居全国第一。昌邑龙池100兆瓦集中式地面光伏项目，位于潍坊昌邑龙池镇，由昌邑富翔清洁能源

试验性发电及推广应用。加快培育能源新品种，科学布局氢能、核能等能源供给，形成未来能源发展新支撑;创新氢能与光伏、储能等融合发展模式，在海西、海南等地区开展可再生能源制氢示范项目。到2025年，全省
氢能与光伏、储能等融合发展模式，在海西、海南等地区开展可再生能源制氢示范项目。到2025年，全省清洁能源装机总量达8900万千瓦,力争占比超过90.6%。到2030年，全省清洁能源装机占比达到全国

、海南等地区开展可再生能源制氢示范项目。到2025年，全省清洁能源装机总量达8900万千瓦,力争占比超过90.6%。到2030年，全省清洁能源装机占比达到全国领先水平。在国家产业政策允许前提下，发展
发电及推广应用。加快培育能源新品种，科学布局氢能、核能等能源供给，形成未来能源发展新支撑;创新氢能与光伏、储能等融合发展模式，在海西、海南等地区开展可再生能源制氢示范项目。到2025年，全省清洁能源