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北极星太阳能光伏网讯:近日，国家能源局综合司就2021年风电、光伏发电开发建设有关事宜，向各省份和部分投资者征求意见。根据文件，2021年，风电和光伏发电将占全社会用电量的11%左右。需要说明的是，这份文件只是征求意见稿，还会根据反馈意见进一步完善。
新的规模由省级主管部门决定。
首先，从文件中明确，2021年，国家能源局将通过非水可再生能源消费的责任权重，指导各省年度新增并网规模，不再下达具体指标；省级能源主管部门根据非水权重，测算风电、光伏发电年度装机规模，合理确定2021年本地区风电、光伏发电项目年度新增并网规模和新批规模。
省级能源主管部门按照国家明确的地方消纳责任权重，测算确定2021年和2022年安全并网年度规模；组织将2021年并网的存量项目纳入2021年平价并网规模；根据2021年存量保底项目剩余保底并网规模和2022年保底并网规模，按照上述原则编制竞争性配置方案，组织保底并网项目竞争性配置，确定纳入2021年和2022年保底并网规模的新增项目。安全和市场化并网工作的竞争性配置由省级能源主管部门组织实施，不得下放给地方。
新安装的电网连接必须保证电网的非水重量
文件中明确，各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机容量，由电网企业保障并网；并网是指超出可承受的消费规模仍愿意并网的项目。通过自建、共建、共享或购买服务等市场化方式，在抽水蓄能、蓄热光热发电、火电调峰、电化学储能、可调负荷等新型并网消纳条件实施后，电网企业保障并网。
开展省级竞争性分配分配指标。
文件要求省级能源骨干部门对纳入平价上网规模的项目进行竞争性配置，省级能源主管部门以项目上网电价或同一业主在途补贴项目的减免金额为标准。其中，优先鼓励平价上网规模与减量补偿金额挂钩。原则上每个省份不少于三分之一的平价并网规模用于补偿不足的企业获得平价并网资格。
比如某投资企业在A省有一个存量补贴项目，补贴金额为0.2元/千瓦时。如果企业要争夺2021年全省建设指标，可以通过降低上网电价和存量项目补贴额度，间接提高投资企业的资金流动性，用平价项目新指标置换拖欠补贴。
跨省并网规模置换
文件还指出，建立省际保底并网规模置换机制，各地保底并网规模当年使用，新年度失效。如果通过增加跨省跨区电力交易的方式落实非水电消纳责任的权重，在送受电省份与电网企业协商签订长期协议后，受电省份的保底并网规模将相应减少，增加到送电省份。
股票并网时间要求
在存量项目方面，文件是明确的。2020年列入国家竞价补贴名单但2021年上半年未并网的在建光伏发电项目，2019年和2020年批准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2021年底前并网的，直接纳入2021年保证并网规模。
2018年底前核准但2020年底前未并网的陆上在建风电项目，2020年列入国家竞价补贴清单但2021年上半年未并网的在建光伏发电项目，2021年底前不能并网的，不纳入以后年度保证并网规模。
这意味着，2020年列入补贴清单的光伏竞价项目和2019-2020年申报的光伏平价项目，需要在2021年底前并网，否则无法继续享受并网和电价方面的优惠政策。
分户补贴不明确，积极推进分布式和基地化项目建设。
此外，文件还明确2021年户用光伏将有补贴资金，具体金额未透露；户用光伏发电项目不占用年度保证并网规模，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，启动了“千村风控计划”和“千村亮灯行动”。鼓励试点确定上网收费标准，建立商业模式，实现分布式市场交易。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。加快山西晋北、新疆准东、青海海南、东北扎鲁特旗新能源基地项目建设。结合“十四五”规划，加快青海海西州、云贵川水景一体化基地、黄河獐子湾等新能源基地规划论证，启动一批条件成熟的项目。
国家能源局综合司关于征求《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》的函
各省、新疆生产建设兵团能源局，有关省级发展改革委、经信委，各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司、电调院、水调院，各有关企业:
为做好2021年风电、光伏发电开发建设工作，我们组织编制了《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》。请于2021年3月8日工作结束前提出建议并反馈意见。
国家能源局综合司
2021年2月26日
附件
关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知
2021年是“十四五”规划的开局之年，风电和光伏发电进入新的发展阶段。为持续推进风电、光伏发电高质量发展，现就2021年风电、光伏发电开发建设有关事项通知如下:
一.一般要求
落实习近平总书记提出的“四革命一合作”新能源安全战略，2030年前实现二氧化碳排放峰值，2060年前实现碳中和，2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机达到12亿千瓦以上等目标任务。坚持目标导向，完善发展机制，释放消费空，优化2021年，风电、光伏发电占全社会用电量的比重达到11%左右。
二、强化可再生能源电力消费责任权重引导机制。
按照目标导向、责任共担的原则，国家下达了2021年和“十四五”末省级行政区域可再生能源消费责任权重。各省级能源主管部门根据本地区非水电消纳责任权重，积极推进本地区风电、光伏发电项目建设和跨省电力交易，合理确定2021年本地区风电、光伏发电项目年度新增并网规模和新批规模，切实组织好项目开发建设和储备工作。
第三，建立并网消纳的多重保障机制。
国家建立保障并网和市场化并网等多重并网消纳保障机制。
并网保障是指各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机容量，由电网企业保证并网。并网是指超出可承受的消费规模仍愿意并网的项目。通过自建、共建、共享或购买服务等市场化方式，在抽水蓄能、蓄热光热发电、火电调峰、电化学储能、可调负荷等新型并网消纳条件实施后，电网企业保障并网。
纳入安全并网规模的项目，由省级能源主管部门根据项目上网电价或同一业主交通补贴项目的减免金额，竞争性分配。鼓励平价并网规模优先与减量补偿额度挂钩。原则上每个省要有不少于三分之一的平价并网规模，用于补偿不足的企业通过减量补偿获得平价并网资格。
建立省际安全并网规模置换机制，各地安全并网规模当年使用，新年度失效。如果通过新增跨省跨区电力交易落实非水电消纳责任权重，在送受电省份与电网企业协商签订长期协议后，受电省份的安全并网规模将相应减少，增加到送电省份。
四、积极推进存量项目建设。
省级能源主管部门要认真组织好“十三五”期间核准的存量项目建设，推动项目尽快建成投产。
2018年底前核准但2020年未并网的陆上在建风电项目、2020年列入国家竞价补贴清单但2021年上半年未并网的在建光伏项目、2019年和2020年核准的存量项目，如2021年底前并网的竞争性风电项目和平价风电、光伏发电示范项目，直接纳入2021年平价并网规模。
2018年底前核准但2020年底前未并网的陆上在建风电项目，2020年列入国家竞价补贴清单但2021年上半年未并网的在建光伏发电项目，2021年底前不能并网的，不纳入以后年度保证并网规模。
五、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为1亿元，电力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》的相关要求执行。户用光伏发电项目不占用年度保证并网规模，直接并网消纳。
不及物动词加快项目储备和建设发展。
各省级能源主管部门要加快开发论证，落实建设条件，抓紧审批一批新项目，推进建设，确保次年并网规模，实现持续发展。
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，启动了“千村风控计划”和“千村亮灯行动”。鼓励试点确定上网收费标准，建立商业模式，实现分布式市场交易。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。加快山西晋北、新疆准东、青海海南、东北扎鲁特旗新能源基地项目建设。结合“十四五”规划，加快青海海西州、云贵川水景一体化基地、黄河獐子湾等新能源基地规划论证，启动一批条件成熟的项目。
推动海上风电有序发展。结合“十四五”规划组织修订省级海上风电规划，会同自然资源部出台深海海上风电规划管理办法，启动深海海上风电示范。各地要积极出台海上风电投资补贴、发电补贴等激励政策，支持行业持续健康发展。
启动老风电项目技术改造升级。遵循企业自愿的原则，鼓励业主单位通过技术改造和更换，重点对单机容量1.5 MW以下的风电机组进行技术改造和升级。鼓励地方政府开展试点。在试点的基础上，国家出台政策，地方政府制定具体细则并组织实施，促进风电产业提质增效、循环发展。
推进创新示范工程建设。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+太阳能热”、光伏治沙、新能源实验示范平台、“新能源+储能”、新能源和氢能集成利用等示范工程，进一步探索新模式、新业态。
七。地方政府自主组织项目建设。
省级能源主管部门按照国家明确的地方消纳责任权重，测算确定2021年和2022年安全并网年度规模；组织将2021年并网的存量项目纳入2021年平价并网规模；根据2021年存量保底项目剩余保底并网规模和2022年保底并网规模，按照上述原则编制竞争性配置方案，组织保底并网项目竞争性配置，确定纳入2021年和2022年保底并网规模的新增项目。同时，组织超过平价并网规模、仍有并网意愿的新项目通过市场化方式落实新的并网消纳条件。在此基础上，编制年度项目开发建设计划，有序组织项目开发建设，协调电网企业保障项目并网。安全和市场化并网工作的竞争性配置由省级能源主管部门组织实施，不得下放给地方。
八、电网企业积极做好电网消纳工作。
国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司要完善电网结构和调度交易机制，落实年度保障和消纳能力。对于在保障消纳能力范围内、超出保障消纳能力范围，但已实施新增消纳能力的项目，要采取有效措施将项目接入电网，确保“均可合”。要充分利用现代信息技术，联合国家新能源消纳监测预警中心实施月度监测和季度评估，滚动开展各省区并网消纳情况和预测分析，引导发电企业合理投资、有序建设。
九。发电企业积极推进项目建设。
发电企业应综合考虑项目所在区域相关规划的实施、风电光伏发电的监测预警结果、消纳能力的保障等。，并对项目投资进行独立决策；按照批准文件的要求，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、光伏发电开发利用的新模式、新业态；加强工程质量控制，确保施工安全和生产安全。
十、严格执行项目信息报送制度。
完善风电、光伏发电开发建设信息月报制度，省级能源主管部门按月报送新批项目安装、并网项目安装、基地和示范项目建设进度等情况。国家可再生能源信息管理中心应当按月统计并向国务院能源主管部门报告，同时抄送省级能源主管部门和相关机构。
XI。加强事中事后监管，确保政策落实。
我牵头组织开展清洁能源消纳综合监管，各机构要加强对风电、光伏发电规划实施、消纳能力保障、项目竞争性配置、电网送出工程、可再生能源和用电保障机制组织实施等方面的监管。并及时向我部提交相关信息。
十二。强化政策激励，营造良好发展环境。
支持地方政府出台海上风电、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、光伏发电建设的积极性。地方各级能源主管部门要加强与当地自然资源、林业草原、生态环境、住建等部门的协调。，落实项目用地，进一步出台土地、税收、金融等优惠政策，促进降低非技术成本，为项目开发建设创造良好条件。
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