千呼万唤的“国家能源局下发2021年风电、光伏开发建设通知（征求意见稿）”（下称“意见稿”）一经下发，各方建议及意见此起彼伏。

　　能源一号今天重点采访了多家绿能公司和协会领导，就该意见稿的一些焦点进行解读。能源一号也了解到，部分公司正在整理相关反馈意见，向能源局进行更多反馈。

　　相关人士表示，从整个意见稿来说，其实表达了相关部门对于推进光伏和风电等新能源业务快速发展的决心，从而期待尽快落实2030年前碳达峰、2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右的目标。不过在政策实施前，对于意见稿的有不同的想法也实属正常。各方充分表达观点后，也有利于相关部门收集到更多的内外部信息，促使有关文件更顺畅地执行。

　　用补贴换电站开发权，成重要焦点

　　此次意见稿中最有看点的地方还是，存在欠补的电站企业，以减少补贴来获得保障性并网规模项目的这一点。意见稿中提到，“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。”

　　文件原文：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。

　　一家北方电站公司高管透露，上述“用补贴换电站开发权”的政策，还需要进一步细化，而且保障性并网和市场化并网到底有什么具体的差异，是到底保全电量，或者是有市场化储能，都需要深入再做解读。

　　另外，现在规定是要求地方有三分之一的新项目实行“替换”规则，再到地方上的执行时，是不是也会再有一次变化？哪怕是大型央企，其实也有一些老的存量项目，你的价格和数量该如何平衡，因此这个替换规则真正落实的话，需要补充的细节还是很多的。

　　他认为，新的替换规则出现，某种意义上来说其实还是“指标配置”，不是真的卖路条，是竞争配置的一个因素。对存量电站公司来说，积极点看，也是好事，“短期内存量电站的补贴其实拿不到的，但有了存量电站在手，是可以变成资源的，给那些需要指标的人置换。”他也表示，如果现在不采用这种形式，目前平价上网也是在往低价走的，也不就是要竞电价吗？现在是提供一个多项选择了。因此，对存量电站公司而言，似乎是更好转让项目了。

　　一位大型光伏电站项目开发业务负责人对能源一号表示，理解相关部门为了解决存量项目补贴的巨大缺口问题、就提出用存量电站的补贴来置换新电站开发权的这一“高招”。简单说是将新项目绑定老项目，新项目建设规模可通过降低老项目补贴的方式获得。

　　不过相关内容看似合理，一定程度上可解决补贴的缺口，给企业带来现金流，但是，“存量项目补贴本身就是欠企业的，老项目补贴拖欠已经导致民营企业亏的亏、卖的卖”，这种“补贴换开发权”的做法是否合适，有待商榷。

　　另一华东地区电站公司高管则表示，补贴换开发权的建议，对国有大型企业没什么，因为本来它们就没有要求新项目有高的收益率，而且如果他们要进入到新的电站开发上面来，若是手上没有更多存量电站，使用“替换”方式获得新项目开发权也是未尝不可的。

　　而一些已有大量存量电站项目、又没有打算新建电站的民企，等于拥有了一个选择权，这一点上来说或许是有好处的。就此观点，天龙光电（300029.SZ）董事会主席刘文平也认同，“从大家关注的这一新规则来看，新的电站投资方就只能硬降电价。拥有老电站的投资方可以多一个选择，就是降低老电站的收益（实际也未能按时兑现）来换取新电站的收益。但实操过程中，新电站收到电费还是要给老电站做结算或其它形式补偿的，羊毛出在羊身上。”

　　替换新规，让一些手握存量项目的民营公司，低价卖给国企的可能性再度增大。不过，也有开发商对能源一号说，“其实如果手头存量项目低价卖出的话，本来我们的贷款偿还情况就不佳，现在再度因（可能实施的新政）影响低价转出，还是有些不甘心的。”

　　需要注意的是，那些本来要做更多新光伏项目的民营企业，原来就是踩着收益率红线走的，去年下半年各种成本又大涨（其中玻璃价格暴涨了70%，组件成本高），现在需要通过存量项目的补贴来换新项目开发，让企业在今年的新项目执行上增加了新的思考角度和一些现实问题。

　　行业人士认为，从意见稿的部分条款来看，光伏将提前进入低价时代。光伏平价时代还没有真正到来，现在需要提前通过降低上网电价或降低存量补贴的方式来获得建设指标，而这也有可能是“十四五”期间的风光项目建设必走之路。并且，列入2019年2020年国家发改委平价目录的项目将显得非常宝贵，因为可以享受至少20年固定电价及其他很多政策性优惠。

　　刘文平也表示，“新政策的出台，就是要进一步降电价的。这就倒逼行业把电价拉到火电脱硫电价以下。上游中游要进一步降低成本。至于装机量，个人认为还是以土地（屋顶）和接入资源为瓶颈，仍会比去年有很大的提高。实操细则还没出来，估计还得研究，比方说，老电站还有12年补贴，降低多少相当于新电站20年降多少，降价在竞争排名中的权重等等，都还有待研究。”

　　上述华东地区电站公司高管则表示，其实相关部门是希望尽快实现2030年的相关绿色目标的，但因为资金有限，在鼓励新增光伏电站建设的政策指引方面，希望有新的方案出现，那么这样既可减少财政负担，又能推动绿色项目的建设。这种初衷是好的，但是不是可以更多考虑一些存量和新建电站投资方的现实情况再做衡量？如果按照新政来执行，未来更多民企的发展新电站积极性可能将会受影响。

　　从现有格局看，此次新政及未来政策的走向，也会再度促使国内电站建设所需成本进一步下降。但问题就在于，去年材料价格的大幅上涨大家仍记忆犹新，短期内部分材料的供求不足仍是组件商、电站建设、投资商的一块心病。但怎样做，既能解决存量电站的补贴大缺口、又能促使碳中和目标顺利实现，确实不容易。

　　分布式利好

　　此次新政意见稿中也谈到了户用及分布式业务的一些想法。多家公司负责人透露，相关内容在预期之内，继续看好这几个领域的发展空间。

　　政策原文：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。

　　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。

　　多位户用市场业务负责人谈到，首先户用在去年已经超过了分布式，新政策再度明确国家对户用继续有补贴。其次，户用单体虽然小，但只要进入轨道，今后会有持续的量级增加。户用虽然零散，但包括国网新政和国家十四五规划等，整体来说都已经在逐步解决相关瓶颈问题。未来几年随着户用进入千家万户，相关消纳和其他问题都将迎刃而解，相关措施的到位也让户用发展继续有保障。

　　对于“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。”这点，有人士指出，这等于在行文上做了明确，让个别地方可能存在消纳不畅的问题随之解决。

　　山东省太阳能行业协会副会长张晓斌对能源一号透露，此次意见稿中的部分内容提示，分布式就近消纳的方式等于交给了地方自行推广解决，说明国家对这块管控在减少。同时，电力现货市场交易在真正拉开帷幕，是隔墙售电的新思路。”

　　他也认为，电力现货交易市场未来将可能在部分地区进行试点，假设以前隔墙售电是“一对一”，那么电力现货的市场交易就是“多对多”。如果变为一个面的话，它可以调配的资源比较多，不再是一个项目一个项目的安排了，而是系统解决方案，一个片区一个片区的了。

　　也有公司提出，“分散式风电”是什么具体情况，有关部门可以再做展开。比如说什么叫分散式，或者说这个分散式风电的布局是怎样的，与分布式光伏的具体差异在哪里，有哪些特别好的优势，都可以做详解。

　　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）

　　2021年是“十四五”开局之年，风电、光伏发电进入新发展阶段。为持续推动风电、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、总体要求

　　贯彻习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实2030年前碳达峰、2060年前碳中和，2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上等目标任务，坚持目标导向，完善发展机制，释放消纳空间，优化发展环境，充分发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，坚持存量增量并举、集中式分布式并举，持续加快推动风电、光伏发电项目开发建设。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。

　　二、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。

　　三、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。

　　四、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。

　　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。

　　六、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。

　　七、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。

　　八、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。

　　九、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。

　　十、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。

　　十一、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。

　　十二、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。