明方向 稳预期——2021年风光开发建设政策公开征求意见

　　

文/时璟丽  国家发展和改革委员会能源研究所研究员

　　

　　4月19日，《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）在国家能源局官网正式发布。之前在内部征求意见时，政策方案在业界亦被广泛讨论。此次公开征求意见稿中的风光建设和发展思路，既反映了业界的需求，也体现了新时代风电、光伏发电等可再生能源大规模、高比例、高质量、市场化发展的方向，以及未来一段时间内风光项目开发建设政策导向，与已征求意见的可再生能源电力消纳责任权重和预期目标、2021年风光电价等政策统筹结合看，风光项目建设和市场发展信号初步明确，稳定行业预期。

　　

　　

　　强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制。“十四五”风光迈入全面平价和低价时代，我国自2006年施行《可再生能源法》以来，以电价补贴推动、通过电价补贴引导和调整市场规模和布局的项目建设管理方式和政策需要根本性转变。更重要的是，随着“30·60目标”、提升非化石能源在一次能源消费中占比、构建以新能源为主体的新型电力系统等新战略目标的提出，风电、光伏发电必须成为加快电力和能源清洁转型、近期增量替代、未来存量替代的主力。在全面平价和低价时代，2019年启动实施的可再生能源电力消纳保障机制是落实上述目标的关键机制，而未来风光项目开发建设要改变既往国家能源管理部门确定和下达各省份年度建设规模和指标的方式，转为以分地区、分年度消纳责任权重，引导地方政府组织项目建设和跨省区电力交易，确定达到本省份完成非水最低消纳责任权重所必须的年度新增装机并网规模，以及新增风电核准和光伏发电备案规模，引导风光持续健康发展。此次公开征求意见提出的2021年和“十四五”末期风光电量在全社会用电量中的占比目标，分别为11%和16.5%左右，2020年风光电量占比为9.7%，据此预期“十四五”期间风光电量占比每年提升1.4个百分点左右。

　　

　　建立并网多元保障机制，推动市场化方式增加并网消纳能力。这是首次提出来的机制，我国已提出要构建以新能源为主体的新型电力系统，风光在电力系统中的电力电量占比逐年增加，并网消纳将是长期挑战和任务，需要逐年增加并网消纳能力，方向是逐步采用市场化手段。根据征求意见稿，近期并网多元保障机制主要有两种方式，一是保障性并网，各省份完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，电网企业要保障性并网，即对达到最低要求的部分压实电网企业并网责任；二是市场化并网，项目如果未被纳入保障性并网但企业仍愿意建设，企业通过自建、合建共享或者购买服务等市场化方式落实并网条件后，电网企业也要予以并网。目前政策征求意见稿中仅定性提出市场化并网条件包括新增抽水蓄能、储热型光热电站、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等灵活调节能力，但定量的评价方法尚待国家出台具体规定或者地方在落实时予以明确。初步分析来看，市场化并网项目不应增加电力系统的调峰困难或挤占已有的调节能力，应自主解决调峰和消纳利用问题，例如通过多能互补或源网荷储一体化等方式解决调峰与消纳利用。但不论是保障性并网、还是市场化并网，两类项目在投运以后都将执行同等的消纳政策，差别仅是并网前的要求有所差异。

　　

　　完善竞争性配置机制。“十三五”期间，我国对风光实施了竞争配置确定项目开发主体和电价，有效促进了风光技术进步、产业升级、成本下降。对于保障性并网规模，征求意见稿中提出需要通过竞争性配置确定哪些项目纳入其中，竞争配置由省级能源主管部门统一组织，结合国家发展改革委已在征求意见的2021年风光电价政策来看，“指导电价+竞争性配置”将是确定保障性并网项目上网电价的主要方式，因此，省级能源主管部门可将竞价作为主要方式来确定哪些项目纳入保障性并网规模。参考2021年风光电价征求意见稿，大部分省份风光指导价低于当地燃煤基准价，再考虑竞争配置因素，意味着2021年新安排陆上风电和光伏电站将达到普遍低价（相比燃煤基准价）。电价之间差额的处理方式不在这一文件规范范围内，但从未来新能源大规模发展高比例的长远发展角度看，需要不断增加电力系统调峰能力，个人建议可将竞价的价差资金用于增加电力系统增强消纳风光等新能源的调峰能力。　　

　　

年度任务突出重点

　　

　　做好存量项目建设，保障2021年市场规模。2020年前核准且在有效期内的风电项目，以及2019-2020年光伏平价、竞价项目等存量项目是2021年新增风光并网装机主力，对这些项目仍将执行原有政策如竞价电价和合理利用小时数内补贴、平价示范项目支持政策等。在并网方面，征求意见稿明确各类存量项目直接纳入各省份保障性并网项目范围，但应在规定时限内建成投产，即对有条件建设的项目，地方和企业要加快推进和建设；对长期不开展建设或不具备建设条件的项目，则地方应及时清理或废止。

　　

　　提前推进项目储备，实现接续发展。风电项目前期、核准到建成并网的周期一般需要2~3年，光伏发电项目一般需要1~2年。2021年核准陆上风电项目预期主要在2022年和2023年并网，备案的光伏发电项目预期主要在2022年并网，部分动作快的项目可能在当年并网。因此，对2022年保障性并网规模部分，各省份需要尽快组织，开展竞争性配置，并做好项目储备，以稳定后续各年度项目建设和并网规模，达到各年度非水电消纳责任权重要求，实现接续发展。从目前部分省份进展看，预期2021年风电核准、光伏发电备案的装机规模将大幅度增加，一些省份已经公布或正在组织未来2~3年的项目清单，2021年各地备案项目规模或将超过1亿千瓦。

　　

　　稳定政策，继续支持户用光伏发展。2019年和2020年国家以固定补贴资金总额、固定度电补贴水平的双固定方式支持户用光伏发展，新增装机分别约400万千瓦和1000万千瓦。2021年户用光伏继续得到政策上的支持，由电网企业保障并网消纳，管理机制和方式不变，保持了政策的稳定性，根据2021年风光电价征求意见稿，户用光伏度电补贴0.03元/千瓦时，虽然补贴资金额度目前尚未明确，但从发展趋势看，预期2021年新增装机规模超过上年，尤其是农村地区应用可惠及千乡万村，助力乡村振兴。

　　

 

　　电网企业做好消纳预测，对符合政策的各类项目“能并尽并”。2020年国家能源主管部门要求电网企业“对具备并网条件的项目能并尽并”，对保障2020年底风光项目按时并网发挥了积极作用。2021年将继续实施这一政策，无论是纳入保障性并网范围的项目，还是已经落实并网条件的项目，电网企业均应“能并尽并”。此外，电网企业还要做好消纳预测，按照要求公布分省份的并网消纳情况及并网预测分析，项目开发企业可以参考预判，理性投资，安排好建设时序。

　　

　　地方做好跨部门协调，为项目开发建设创造有利条件。风光项目开发建设今后的特征是持续性的大规模、高质量发展，外部环境条件至关重要，尤其是分散式风电土地利用模式、光伏与农林牧渔复合用地、光伏建筑结合应用、风光与生态环境协调发展等，横跨不同领域，管理涉及多个政府部门，地方能源部门需要做好与自然资源、林草、生环、住建等部门协调，切实解决问题，创造有利条件。（文 | 时璟丽  国家发展和改革委员会能源研究所研究员）

　

　　

 

　　

　　

　

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

　　

　　深入贯彻习近平总书记关于能源安全新战略的重要论述，落实碳达峰、碳中和目标，以及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，发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，推动风电、光伏发电高质量跃升发展。2021年，全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，到2025年达到16.5%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，制定发布各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重，引导各省级能源主管部门依据本区域非水电消纳责任权重，积极推动本省（区、市）风电、光伏发电项目建设和跨省区电力交易，确定本省（区、市）完成非水电最低消纳责任权重所必需的年度新增风电、光伏发电项目并网规模和新增核准（备案）规模，认真组织并统筹衔接做好项目开发建设和储备工作。

　　

　　

　　建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制。

　　

　　各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网。保障性并网规模可省际置换，通过跨省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，根据输送（交易）新能源电量相应调减受端省保障性并网规模并调增至送端省。保障性并网项目由各省级能源主管部门通过竞争性配置统一组织。

　　

　　对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等灵活调节能力。

　　

　　

　　2020年底前已核准且在核准有效期内的风电项目和2019年、2020年平价、竞价光伏项目等存量风电、光伏发电项目直接纳入各省（区、市）保障性并网项目范围。各类存量项目应在规定时限内建成投产，对于长期核准（备案）而不建设的项目，各省级能源主管部门应及时组织清理，对确实不具备建设条件的，应及时予以废止。

　　

　　各省2021年保障性并网规模主要用于安排存量项目。存量项目不能满足今年非水电最低消纳责任权重要求、保障性并网仍有空间的省（区、市），省级能源主管部门应按剩余保障性并网规模抓紧组织开展竞争性配置，确定2021年并网的新增项目，加快核准（备案），积极推进建设，确保尽早建成投产。

　　

　　

　　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。户用光伏发电项目由电网企业保障并网消纳。

　　

　　

　　各省级能源主管部门应根据《可再生能源发展“十四五”规划》明确的方向和任务，依据本省（区、市）2022年非水电最低消纳责任权重，确定2022年度保障性并网规模，抓紧组织开展保障性并网项目竞争性配置，组织核准（备案）一批新增风电、光伏发电项目，做好项目储备，推动项目及时开工建设，实现接续发展。

　　

　　

　　各省级能源主管部门要优化营商环境，规范开发建设秩序，不得将配套产业作为项目开发建设的门槛。要督促地方落实项目建设条件，推动出台土地、财税和金融等支持政策，减轻新能源开发建设不合理负担，调动各类市场主体投资积极性。要加大与自然资源、林业草原、生态环境、住房建设等部门的协调，为风电、光伏发电项目开发建设创造有利条件。

　　

　　电网企业要简化接网流程、方便接网手续办理，推广新能源云平台，实现全国全覆盖，服务新能源为主体的新型电力系统。要加强接网工程建设，确保纳入保障性并网范围和已落实市场化并网条件的项目实现“能并尽并”。要会同全国新能源消纳监测预警中心及时公布各省级区域并网消纳情况及预测分析，引导理性投资、有序建设。

　　

　　国家能源局将加强可再生能源电力消纳责任权重落实情况监测评估，引导和促进风电、光伏发电开发建设。各派出机构要加强对辖区内风电、光伏发电规划落实、项目竞争性配置、电网送出工程建设、项目并网消纳等事项的监管，按要求组织开展清洁能源消纳情况综合监管，保障风电、光伏发电开发建设运行规范有序。