三、各省(区、市)非水电可再生能源电力消纳情况2018年，全国非水电可再生能源电力消纳量为6314.20亿千瓦时，占全社会用电量比重为9.2%，同比上升1.2个百分点。综合考虑各省(区、市)本地生产、本地利用以及外来电力消纳情况，2018年，各省(区、市)非水电可再生能源电力消纳量占本地区全社会用电量比重如表2。
             从非水电可再生能源电力消纳比重水平来看，宁夏、青海、内蒙古和吉林最高，均超过17%;从消纳水平同比增长来看，湖南、陕西和西藏三省(区)同比增长较快，分别上升3.0个百分点、2.9个百分点和2.9个百分点;按照国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号)公布的2020年各省(区、市)非水电可再生能源电力最低消纳责任权重，云南、宁夏、新疆等11个省(区、市)非水电可再生能源消纳比重已达到2020年最低消纳责任权重，江苏、广东、安徽、贵州、山东、内蒙古和广西距离达到2020年最低消纳责任权重不到1个百分点，京津冀、黑龙江、甘肃和青海非水电可再生能源电力消纳比重较2020年最低消纳权重仍有较大差距。

四、风电、光伏发电保障性收购落实情况2016年，国家发展改革委、国家能源局依照《可再生能源法》要求，核定了重点地区风电和光伏发电最低保障收购年利用小时数，提出全额保障性收购相关要求。
       2018年，在规定风电最低保障收购年利用小时数的地区中，甘肃省未达国家最低保障收购年利用小时数要求，其II、III类资源区实际利用小时数比最低保障收购年利用小时数分别低8小时和77小时。
      2018年，在规定光伏发电最低保障收购年利用小时数的地区中，有四个省(区、市)达到光伏发电最低保障收购年利用小时数要求，分别是内蒙古、青海、陕西和黑龙江;有七个省(区、市)未达到要求，分别是甘肃、新疆、宁夏、辽宁、山西、河北和吉林，其中，甘肃I类和II类地区实际利用小时数比最低保障收购年利用小时数分别低172小时和200小时，新疆I类和II类地区分别低147小时和133小时，宁夏I类地区低124小时，辽宁II类地区低93小时，山西II类地区低45小时，河北II类地区低28小时，吉林II类地区低17小时。

五、清洁能源消纳目标完成情况

根据2018年国家发展改革委、国家能源局印发的《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》(发改能源规〔2018〕1575号)，所确定的分年度风电、光伏发电和水电消纳目标，2018年，全国平均风电利用率93%，超过了2018年风电利用率的目标，重点省区全部达到了2018年消纳目标;全国平均光伏发电利用率为97%，超过了2018年平均光伏发电利用率的目标，重点省区中，新疆光伏发电利用率低于目标0.5个百分点;全国平均水能利用率95%，达到了2018年平均水能利用率的目标，重点省区中，四川水能利用率低于目标3个百分点。

六、特高压线路输送可再生能源情况
       2018年，20条特高压线路年输送电量3983亿千瓦时，其中输送可再生能源电量2084亿千瓦时，占全部年输送电量的52%。国家电网公司经营区覆盖范围内的17条特高压线路输送电量3295亿千瓦时，其中可再生能源电量1396亿千瓦时，占输送电量的42%;南方电网公司经营区覆盖范围内的3条特高压线路输送电量688亿千瓦时，全部为可再生能源电量。

七、国家清洁能源示范省(区)落实情况
        浙江。2018年，全部可再生能源电力消纳量为827亿千瓦时(含购买可再生能源绿色电力证书20亿千瓦时)，实际消纳量占本省全社会用电量的比重为17.8%，同比下降1.5个百分点;非水电可再生能源电力消纳量为260亿千瓦时(含购买可再生能源绿色电力证书20亿千瓦时)，实际消纳量占本省全社会用电量的比重为5.3%，同比上升1.1个百分点。
       四川。2018年，全部可再生能源电力消纳量为2013亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为81.9%，同比下降1.6个百分点;非水电可再生能源电力消纳量为108亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为4.4%，同比上升1.1个百分点。
       宁夏。2018年，全部可再生能源电力消纳量为268亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为25.2%，同比上升2.2个百分点;非水电可再生能源电力消纳量为237亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为22.3%，同比上升1.3个百分点。光伏发电未达到最低保障收购年利用小时数要求，比要求低124小时。
      甘肃。2018年，全部可再生能源电力消纳量为625亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为48.4%，同比上升1.5个百分点;非水电可再生能源电力消纳量为173亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为13.4%，同比下降0.4个百分点。风电和光伏发电均未达到最低保障性收购年利用小时数要求，风电II类和III类资源区分别低8小时和77小时;光伏发电I类和II类资源区分别低172小时和200小时。
     青海。2018年，全部可再生能源电力消纳量为577亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为78.2%，同比上升13.3个百分点;非水电可再生能源电力消纳量为137亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重约为18.5%，与2017年基本持平。
     附件：可再生能源电力发展监测指标核算方法
    1、各省(区、市)内消纳可再生能源电量，包括本地区可再生能源发电量，加上区域外输入的可再生能源电量，再扣除跨区送出的可再生能源电量。
    省(区、市)内消纳可再生能源电量 = 本地区可再生能源发电量 – 跨区送出的可再生能源电量 + 跨区送入的可再生能源电量
    2、各省(区、市)可再生能源电量消纳占比，等于各省(区、市)可再生能源消纳量除以本地区全社会用电量。
    3、各省(区、市)的全社会用电量及可再生能源发电量，采用国家统计局和国家认可的电力行业信息机构发布的统计数据。
    4、跨区跨省交易的可再生能源电量，采用国家电网公司、南方电网公司及内蒙古电力公司提供的数据。
    5、可再生能源发电企业与省级电网企业签署明确的跨区跨省购售电协议的，可再生能源发电企业所发电量根据协议实际执行情况计入对应的购电省份;其他情况按以下原则处理：
    1)独立“点对网”跨区输入
    非水电可再生能源电力项目直接并入区域外受端电网，全部计入受端电网区域的非水电可再生能源电力消纳量，采用并网计量点的电量数据。
    2)混合“点对网”跨区输入 
    采取与火电或水电等打捆以一组电源向区外输电的，受端电网接受到的非水电可再生能源电量等于总受电量乘以外送电量中非水电可再生能源比例。
    外送电量中非水电可再生能源的比例=送端并网点计量的全部非水电可再生能源上网电量/送端并网点计量的全部上网电量。
    3)“网对网”跨区输入
    区域间或省间电网输送电量中的非水电可再生能源电力输送量，根据电力交易机构的结算电量确定。
    5、跨省跨区可再生能源电力交易，存在“省送省”、“省送区域”两种情况。针对“省送区域”情况，如华东、华中接受外省输入的可再生能源电量时，按该区域内各省全社会用电量占本区域电网内全社会用电量的比重，计算各省输入的可再生能源电量。即：
    i省(区、市)内输入电量=可再生能源输入电量，n表示区域电网内包含的各省(区、市)
    6、京津冀电网(北京、天津、冀北、河北南网)是特殊区域，接入的集中式非水电可再生能源发电项目和区外输入的非水电可再生能源电量，按统一均摊原则计入比重指标核算，各自区域内接入的分布式非水电可再生能源发电量计入各自区域的比重指标核算。