风电光伏发电开发建设2021新政策解读：份额占比目标11%

　　日前，国家能源局综合司发布关于征求《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》的函，对2021年风电和光伏行业的发展给出了明确的思路。根据文件，2021年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到11%左右。需要重点关注的有以下几点：

　　新增规模由省级主管部门决定

　　从文件中首先可以明确的是，2021年国家能源局将通过非水可再生能源消纳责任权重（下称“非水权重”）来指导各省的年度新增并网规模，不再下发具体指标；根据非水权重，省级能源主管部门自行计算年度新增风、光伏装机规模，合理确定本地区2021年风电、光伏发电项目年度新增并网规模和新增核准（备案）规模。

　　各省级能源主管部门应按照国家明确的本地消纳责任权重，测算确定2021、2022年年度保障性并网规模；组织2021年拟并网的存量项目纳入2021年度保障性并网规模；根据2021年度保障存量项目并网后剩余保障性并网规模和2022年度保障性并网规模，按照前述原则编制竞争性配置方案，组织开展保障性并网竞争性配置，确定纳入2021、2022年度保障性并网规模的新增项目。保障性并网竞争性配置及市场化并网工作应由省级能源主管部门组织，不得下放地方。

　　电网保障非水权重所必需的新增装机并网

　　各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机由电网企业保障并网；市场化并网指超出保障性消纳规模仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，在落实抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等新增并网消纳条件后，由电网企业保障并网。

　　省级开展竞争性配置分配指标

　　文件要求省级能源主干部门就纳入保障性并网规模的项目展开竞争性配置，由各省级能源主管部门以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准进行。其中，优先鼓励保障性并网规模与减补金额相挂钩，原则上各省应有不少于三分之一的保障性并网规模定向用于存在欠补的企业以减补获得保障性并网资格。

　　举例说明，某投资企业在A省拥有存量补贴项目，补贴额度为0.2元/千瓦时，如果该企业想要竞争该省2021年建设指标，一可以通过降低上网电价（低价上网），二是可以降低存量项目的补贴额度（不超过0.2元/千瓦时），间接可以提高投资企业资金流动性，将拖欠的补贴置换为平价项目的新指标。

　　省际并网规模置换

　　建立省际保障性并网规模置换机制，各地保障性并网规模当年使用、跨年作废，通过新增跨省跨区电力交易落实非水电消纳责任权重的，经送受省份协商并会同电网企业签订长期协议后，相应调减受端省份保障性并网规模并调增至送端省份。

　　存量风光项目迎大规模并网时代

　　存量项目方面，文件明确，列入2020年国家竞价补贴清单但2021年上半年仍未并网的在建光伏发电项目以及2019年和2020年核准（备案）的竞价风电项目和平价风电、光伏发电示范项目等存量项目，如在2021年底前并网的均直接纳入2021年保障性并网规模。

　　2018年底前核准但2020年底前尚未并网的在建陆上风电项目、列入2020年国家竞价补贴清单但2021年上半年仍未并网的在建光伏发电项目，如2021年底前仍不能并网的，不再纳入后续年度保障性并网规模。

　　这意味着，2020年列入补贴名单的光伏竞价项目以及2019-2020年申报的光伏平价项目都需要在2021年底前完成并网，否则将无法继续享受在并网、电价等方面的优惠政策。

　　户用光伏仍有补贴，可直接消纳并网

　　文件明确2021年户用光伏还有补贴资金，具体额度并未透露；户用光伏发电项目不占用年度保障并网规模，直接并网消纳；同时，积极推进分布式光伏发电建设。结合乡村振兴战略，启动“千乡万村驭风计划”和“千乡万村沐光行动”。鼓励通过试点确定过网费标准，建立商业模式，实现分布式市场化交易。电网企业及时向社会公布配电网可接入容量信息。

　　积极推动分布式与基地项目建设

　　有序推进基地项目建设。加快推进山西晋北、新疆准东、青海海南州、东北扎鲁特等存量新能源基地项目建设。结合“十四五”规划，加快推进青海海西州、云贵川水风光一体化基地、黄河几字湾等新增新能源基地规划论证，启动一批条件成熟的项目建设。

　　需要注意的是，该文件仅为征求意见稿，后续还会根据反馈意见进行完善。

　　《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》全文摘录：

　　总体要求：2021年，风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右。

　　强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制

　　按照目标导向和责任共担原则，国家下达2021年度及“十四五”末各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重。各省级能源主管部门依据本区域非水电消纳责任权重，积极推动本地区风电、光伏发电项目建设和跨省区电力交易，合理确定本地区2021年风电、光伏发电项目年度新增并网规模和新增核准（备案）规模，认真组织做好项目开发建设和储备工作。

　　建立并网消纳多元保障机制

　　国家建立保障性并网、市场化并网等并网消纳多元保障机制。

　　保障性并网指各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机由电网企业保障并网。市场化并网指超出保障性消纳规模仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，在落实抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等新增并网消纳条件后，由电网企业保障并网。

　　纳入保障性并网规模的项目由各省级能源主管部门以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展竞争性配置。优先鼓励保障性并网规模与减补金额相挂钩，原则上各省应有不少于三分之一的保障性并网规模定向用于存在欠补的企业以减补获得保障性并网资格。

　　建立省际保障性并网规模置换机制，各地保障性并网规模当年使用、跨年作废，通过新增跨省跨区电力交易落实非水电消纳责任权重的，经送受省份协商并会同电网企业签订长期协议后，相应调减受端省份保障性并网规模并调增至送端省份。

　　积极推进存量项目建设

　　各省级能源主管部门要认真组织“十三五”期间核准（备案）的存量项目建设，促进项目尽早建成投产。

　　2018年底前核准但2020年仍未并网的在建陆上风电项目，列入2020年国家竞价补贴清单但2021年上半年仍未并网的在建光伏发电项目，以及2019年和2020年核准（备案）的竞价风电项目和平价风电、光伏发电示范项目等存量项目如在2021年底前并网的均直接纳入2021年保障性并网规模。

　　2018年底前核准但2020年底前尚未并网的在建陆上风电项目、列入2020年国家竞价补贴清单但2021年上半年仍未并网的在建光伏发电项目，如2021年底前仍不能并网的，不再纳入后续年度保障性并网规模。

　　稳步推进户用光伏发电

　　2021年户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度为 亿元，度电补贴额度按照国务院价格主管部门发布的2021年相关政策执行，项目管理和申报程序按照《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）有关要求执行。户用光伏发电项目不占用年度保障并网规模，直接并网消纳。

　　加快开展项目储备和建设

　　各省级能源主管部门要加快开发论证，落实建设条件，抓紧核准（备案）一批新增项目，并推动开工建设，确保后续年度并网规模，实现接续发展。

　　积极推进分布式光伏发电和分散式风电建设。结合乡村振兴战略，启动“千乡万村驭风计划”和“千乡万村沐光行动”。鼓励通过试点确定过网费标准，建立商业模式，实现分布式市场化交易。电网企业及时向社会公布配电网可接入容量信息。

　　有序推进基地项目建设。加快推进山西晋北、新疆准东、青海海南州、东北扎鲁特等存量新能源基地项目建设。结合“十四五”规划，加快推进青海海西州、云贵川水风光一体化基地、黄河几字湾等新增新能源基地规划论证，启动一批条件成熟的项目建设。

　　有序推动海上风电发展。结合“十四五”规划组织省级海上风电规划修编，会同自然资源部门出台深远海海上风电规划及管理办法，启动深远海海上风电示范。各地要积极出台海上风电投资补贴、度电补贴等激励政策，支撑产业持续健康发展。

　　启动老旧风电项目技改升级。遵循企业自愿原则，鼓励业主单位通过技改、置换等方式，重点开展单机容量小于1.5兆瓦的风电机组技改升级。鼓励地方开展试点，在试点基础上，国家出台政策，地方制定具体细则并组织实施，促进风电产业提质增效和循环发展。

　　创新推动示范项目建设。鼓励新能源企业创新发展模式，建设一批离网型新能源发电项目。推进“光伏+光热”、光伏治沙、新能源实验实证平台、“新能源+储能”、新能源与氢能融合利用等示范工程，进一步探索新模式新业态。

　　地方政府自主组织项目建设

　　各省级能源主管部门应按照国家明确的本地消纳责任权重，测算确定2021、2022年年度保障性并网规模；组织2021年拟并网的存量项目纳入2021年度保障性并网规模；根据2021年度保障存量项目并网后剩余保障性并网规模和2022年度保障性并网规模，按照前述原则编制竞争性配置方案，组织开展保障性并网竞争性配置，确定纳入2021、2022年度保障性并网规模的新增项目。同时，组织超出保障性并网规模且仍有并网意愿的新增项目通过市场化方式落实新增并网消纳条件。在此基础上，编制年度项目开发建设方案，有序组织项目开发建设，并协调电网企业保障项目并网接入。保障性并网竞争性配置及市场化并网工作应由省级能源主管部门组织，不得下放地方。

　　电网企业积极做好并网消纳工作

　　国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司要完善电网网架结构和调度交易机制，落实年度保障消纳能力。对保障消纳能力范围内以及超出保证消纳能力范围但已落实新增消纳能力的项目，要切实采取有效措施，做好项目接网，确保“能并尽并”。要充分利用现代信息技术会同全国新能源消纳监测预警中心落实按月监测、按季评估，滚动公布各省级区域并网消纳情况及预测分析，引导发电企业理性投资、有序建设。

　　发电企业积极推进项目建设

　　发电企业要综合考虑项目所在地区相关规划执行情况、风电光伏发电监测预警结果及保障消纳能力等，自主决策项目投资；按照核准（备案）文件要求，在落实各项建设条件的前提下，加快组织项目建设；积极创新模式，探索风电、光伏发电开发利用新模式、新业态；加强工程质量管控，确保建设安全和生产安全。

　　严格执行项目信息报送制度

　　健全落实风电、光伏发电开发建设信息月报制度，各省级能源主管部门按月报送新核准（备案）项目装机、并网项目装机、基地和示范项目建设进展等情况。国家可再生能源信息管理中心按月统计并报国务院能源主管部门，抄送各省级能源主管部门和相关派出机构。

　　加强事中事后监管，保障政策落实

　　我局牵头组织清洁能源消纳综合监管，各派出机构要加强辖区内风电、光伏发电规划落实、消纳能力保障、项目竞争配置、电网送出工程、可再生能源电力消纳保障机制的组织和执行情况等事项的监管，有关情况及时报送我局。

　　加强政策激励，营造良好发展环境

　　支持地方结合本地实际，出台海上风电、分散式风电、户用光伏、自调节分布式系统、离网分布式发电项目等激励政策，调动社会资本参与风电、光伏发电建设积极性。各级地方能源主管部门要加大与本地区自然资源、林业草原、生态环境、住房建设等部门的协调，落实项目用地用海，进一步出台土地、财税和金融等优惠政策，推动降低非技术成本，为项目开发建设创造有利条件。