国家发展改革委日前发布关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知，2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。

　　以下为原文

国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见稿）

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局，国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：

　　围绕如期实现碳达峰、碳中和目标要求，为充分发挥价格信号引导作用，促进光伏发电、风电等新能源产业持续健康发展，经国家能源局，现就2021年光伏发电、风电等新能源上网电价形成机制有关事项通知如下：

　　一、2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目发电（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴。

　　二、2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。

　　（一）指导价统筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定，具体水平见附件。

　　（二）新建项目保障收购小时数（无保障收购小时数的按合理利用小时数，下同）以内的发电量，上网电价由省级能源主管部门以国家确定的项目并网规模为基础，通过竞争性配置方式形成，不得超过当地指导价；保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。

　　（三）新建项目合理利用小时数，按照《财政部、国家发展改革委、国家能源局有关事项的补充通知》（财建【2020】426号）规定的项目全生命周期合理利用小时数折算至每年的利用小时数确定。

　　三、2021年，新建项目按照国家有关规定，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，其保障收购小时数以内的发电量，上网电价按当年当地指导价执行，不参与竞争性配置；保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。

　　四、国家能源局批复的国家新能源实证平台（基地）电站全发电量，上网电价按照电站投产年度当地燃煤发电基准价执行。

　　五、2021年纳入当年中央财政补贴规模的新建户用分布式光伏全发电量补贴标准为每千瓦时0.03元，2022年起新建户用分布式光伏项目中央财政不再补贴。

　　六、国家能源局组织实施的首批太阳能热发电示范项目于2019年和2020年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.10元执行；2021年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.05元执行。2022年1月1日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴。

　　七、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、风电、太阳能热发电等新能源产业健康发展。

　　附件：2021年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价（单位：元/千瓦时）

“十四五”期间，我国可再生能源如何继续转型发展？多位人士在采访过程中表示，或从“单打独斗”到“综合发力”。

“集中式与分散式并举、陆上与海上并举、就地利用与跨省外送并举、单品种开发与多品种协同并举、单一场景与综合场景并举。特别是后两种，是此前发展过程中没有明确提出过的新要求。”在日前举办的2021光伏领袖大会上，水电水利规划设计总院副院长易跃春，把“十四五”可再生能源的发展思路归结为“五个并举”。“以前可再生能源的发展‘单打独斗’惯了，一般是光伏干光伏的，风电干风电的，面向‘十四五’，更需要多品种、多场景综合发力。”

多品种大基地呈开发趋势

易跃春认为，“纵观我国可再生能源发展的历史，多注重各类可再生能源自身如何高质量发展。但‘十四五’期间，我们需要关注水风光、风光火储、区域耦合供暖等多品种能源的协同发展。”

鉴于这样的发展思路，中国光伏行业协会名誉理事长王勃华指出，网源荷储一体化和多能互补的大型能源基地将成为未来电站开发的趋势。

盘点2021年前两个月，各大能源企业的多个战略合作中，“大基地”成为频频出现的关键词：

1月19日，华能集团东北分公司与辽宁省营口市政府签署战略合作协议，双方将围绕“风光储氢”一体化大型综合能源基地、海上风力发电基地等方面开展合作；

2月22日，国家能源集团与青海省政府签署战略合作协议，将致力于打造“水风光蓄储”一体化基地；

2月23日，长江三峡集团四川分公司与四川省攀枝花市政府签署战略合作协议，三峡集团四川分公司将在攀枝花市境内开发约500万千瓦风能、太阳能资源，双方将共同打造金沙江下游风光水互补清洁能源示范基地，推进攀枝花市清洁能源基地建设。

为何越来越多的能源企业开始趋向“大基地”的开发建设？王勃华指出，这是我国能源转型的加速驱动使然。“大基地能够迅速扩大企业清洁能源的资产规模，能有效提升发电质量和经济效益。既是扩大电力系统消纳空间的重要途径，由能够有效助力‘碳达峰’目标的提前实现。”

王勃华同时强调，大基地的开发主体主要以央企为主，民营企业竞争力稍显不足。同时，在地域布局上，虽然目前三北地区仍占据主导地位，但中部和西南地区的潜力正在被逐步激发。具体而言，易跃春指出，在西北等资源、土地优势明显的地域，可以通过基地化的方式推动风电、光伏的规模化发展，而在西南地区，则可以结合水电基地的条件能力，以水、风、光互补的方式推进综合开发。

多场景契合各方需求

能源品种不断丰富的同时，易跃春认为，还要着力扩大可再生能源的应用场景，促进可再生能源与农业、林业、生态环境、乡村振兴等行业的融合发展。

事实上，各领域主管部门的相关政策中已经开始透露出信号。

年初，工信部提出，将在2021年制定重点行业碳达峰行动方案和路线图，鼓励工业企业、园区建设绿色微电网，优先利用可再生能源，在各行业各地区建设绿色工厂和绿色工业园区。

住建部联合几部委发布的《关于加快新型建筑工业化发展的若干意见》则指出，要推动智能光伏应用示范，促进与建筑相结合的光伏发电系统应用。

交通运输部在《关于推动交通运输领域新型基础设施建设的指导意见》中明确，鼓励在服务区、边坡等公路沿线合理布局光伏发电设施，与市电等并网供电。

工信部、国家机关事务管理局、国家能源局发布的《关于加强绿色数据中心建设的指导意见》中也提出，鼓励在自有场所建设可再生能源发电等清洁能源利用系统。

对于融合发展，王勃华认为，这一方面是可再生能源产业扩大自身市场的需求。“另一方面，工业、建筑、交通，这三个领域的能耗基本占全社会总能耗的90%以上，这些行业本身的减碳压力也非常重，迫切希望和可再生能源实现融合。”

面临土地空间、系统安全等挑战

“多品种、多场景是宏观思路，但具体要怎么实施，如何因地制宜、优化发展？已有的农光互补、林光互补等模式如何放大？”易跃春建议，可再生能源行业需要结合过往经验进行总结和开拓。

易跃春认为，怎样和国土规划做好衔接，就是需要直面的重大挑战。王勃华对此深有同感：“在‘十三五’期间，光伏产业链上的每个环节，从制造、开发到运维，从技术成本到非技术成本，几乎每个领域的成本都有不同程度的降低。唯一提升的就是土地成本，目前比‘十三五’初期上涨了约1%。”

对此，易跃春建议，可再生能源在未来发展的过程中要结合生态治理、乡村振兴、城乡治理等方面，提升土地的利用价值,“这是当务之急。”

此外，易跃春强调，面向十四五，可再生能源要更加关注发展与安全之间的平衡。“可再生能源要想成为主力电源，就需要提供安全、稳定的电源支撑，保障整个电力系统安全、稳定地运行，需要提高电源侧灵活性和柔性，让以前的源随荷动变成源荷互动。其中，需要做很多探索。这些问题我们一直在提，但‘十四五’是要真正解决的时候了。”

月2日，中国石油化工集团有限公司首次成功发行“绿色债券”权益出资型碳中和债。本次发行规模11亿元，发行期限3年，募集资金将用于光伏、风电、地热等绿色项目，将在推进新能源替代、加快结构调整优化等方面示范引领，可实现减排二氧化碳36.28万吨/年、二氧化硫93.35吨/年。

据了解，中石化本次绿色债券是国内油气企业发行的第一支碳中和债，此次“绿色债券”募投项目包括中国石化前期在全国各地布局的光伏发电、风力发电、地热供暖等新能源项目70余项，可实现每年减排二氧化碳36.28万吨，节约标准煤15.62万吨，减排二氧化硫93.35吨，减排氮氧化物98.07吨，减排烟尘18.68吨，充分展现了中国石化在推进新能源替代、加快结构调整优化等方面的示范效应。

中国石化胜利油田的光伏项目

事实上，中石化早在今年2月就曾发布消息，“十四五”期间中石化拟投资建设7000座分布式光伏发电站点。今年1月更是邀请协鑫集团、天合光能、隆基集团、中环电子等4家新能源企业，共同召开新能源产业发展视频对话会，就新能源产业发展现状及未来趋势展开深入探讨。

中国石化董事长、党组书记张玉卓表示，中国石化与四家企业有着良好合作基础和广阔合作前景，希望未来持续围绕新能源产业链开展更宽领域、更深层次、更高水平的合作，共同为我国实现2030年碳排放达峰、2060年碳中和的发展目标贡献力量。

随着本次绿色债券的成果发行，中国石化将加快推进低碳化进程，力争比国家目标提前10年实现碳中和。公司首次将“洁净”纳入愿景目标，加大天然气、电替代步伐，大力发展绿氢炼化，不断提高原料低碳化比例。培育发展循环经济，减少产品全生命周期碳足迹。积极参与全球甲烷减排行动，到2025年，甲烷排放强度降低50%，建成百万吨级CCUS示范项目，开发碳中和林、碳中和加油站等各具特色的碳中和模式，把绿色洁净打造成中国石化的亮丽名片。

在国家提出2030年碳达峰、2060年碳中和目标的大背景下，中国石化将坚定不移迈向净零排放，确保在国家碳达峰目标前实现二氧化碳达峰，力争比国家目标提前10年实现碳中和，为应对全球气候变化作出新贡献。

近日召开的中央财经委员会第九次会议指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。日前发布的“十四五”规划也特别强调大力提升风电、光伏发电规模，加快中东部分布式能源，建设一批多能互补清洁能源基地。

业内专家指出，电力系统新能源的主体地位已明确，“十四五”规划明确了碳中和的具体路径，即西部“大型清洁能源基地+外送通道”，东部建设分布式能源,双头并举建设新型电力系统。在减碳目标愿景下，各地“十四五”重点布局新能源投资建设，但“风光”基建潮过后，新型电力系统建设还需克服大基地外送、分布式规模化发展等多项难题。

外送通道输电能力有限，跨区输电机制不灵活，省间壁垒仍然突出

全球能源互联网发展合作组织去年发布的《新发展理念的中国能源变革转型研究》显示，2018年哈密南-郑州、酒泉-湖南、晋北-江苏等7条特高压直流实际总最大输出功率为4290万千瓦，仅为总设计输送能力的65%，严重制约西部和北部清洁能源基地开发外送。

这一情况在2019年并未好转。一位不愿具名的业内人士指出，2019年，“三北”地区10条外送通道规划年输送电量5200亿千瓦时，实际输送新能源电量2079亿千瓦时，仅为设计输送量的40%。

该人士透露，外送通道利用率普遍偏低，煤电电源配置只是一方面，关键取决于市场机制。“当前跨区输电价格机制不灵活，不利于跨区电力市场交易规模扩大。跨省区输电通道使用权市场化分配机制尚未建立，绕道输送电力的输电价格机制也有待完善。”

长沙理工大学教授叶泽对此表示赞同：“要通过输配电价机制提高跨省跨区电网的建设效率。目前的输配电价强调政策性、合法性和行业性，基于效率的电网建设机制还未建立起来。在设计效率因素时要考虑前置时间，体现科学性而非经验。”

“此外，可再生能源发电参与市场交易规则有待完善，参与受电地区辅助服务市场有待规范。跨省区电力市场交易实践中，多数市场化交易不支持售电公司、用户参与。跨省区电力交易中仍然存在一定程度的省间壁垒，政府对跨省区市场交易存在不合理限制和干预。”上述业内人士表示。

综合能源处于摸索阶段，隔墙售电和增量配网发展分布式能源仍需破冰

随着能源转型推进和双碳目标的提出，中东部地区分布式能源将进入快速发展期。华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣表示，“十四五”规划提出“建设智慧能源系统”，分布式能源无疑是智慧能源系统中的重要组成部分。

曾鸣指出，分布式发电主要通过综合能源系统增加新能源消纳比重，传统的以单一系统纵向延伸为主增加可再生能源发电比重的能源发展模式无法满足实现双碳目标的要求，但是综合能源的发展和落地目前仍然在摸索中。

“综合能源各类能源品种在规划、建设、运行和管理层面都相互独立，缺少能够协调管理的综合部门。同时，各类能源的特性不同，要在生产、运输和使用环节实现互补协调还存在技术壁垒，特别是清洁能源和传统化石能源之间的互补协调技术发展滞后。而且，各种能源品种在市场上各自独立，难以实现互补带来的经济和社会效益。”曾鸣直言。

除了综合能源系统，隔墙售电也被寄予厚望。曾鸣认为，只有隔墙售电真正落地，中东部地区分布式的综合能源系统才能真正与市场对接，继而迎来大规模发展。

为推动“隔墙售电”长足发展，自2017年起，国家相关部门出台了一系列支持政策。但截至目前，除江苏有所突破外，其余地区隔墙售电暂无实质进展。

作为新兴市场主体的增量配网，也是消纳分布式能源和新能源的平台之一。北京鑫诺律师事务所律师展曙光表示，鼓励新能源接入配电网的政策非常明确，过网费核定的标准也已明确。“但在具体实践中，由于在补贴主体问题、调度问题、交易组织等方面存在较大争议，目前没有新能源接入配电网的成功案例。”

电源侧强配电化学储能并非长久之计，深化电力市场建设才是正解

据了解，在上述问题未见破局的情况下，各地政府通过“新能源+储能”模式解决大电网新能源消纳问题，各省也将储能作为新能源项目的标配。新能源配储争议不断，但招标规模却不减反增。

“可再生能源+电化学储能方式不具备批量发展的经济性条件，特别是我国还在坚持发展大电网、实现更大区域优化资源配置的原则，更不宜同时大规模发展没有经济比较优势的技术种类。电源侧强配电化学储能并非长久之计，需求侧、电网侧同时发力，深化电力市场建设才是正解。”上述业内人士表示。

中国大连高级经理学院特聘教授叶春表示，当电力需求持续时间更长时，对储能的容量要求和充放时长、安全性能要求更高，相应的成本也更高。“从系统成本最优的角度看，目前单纯倚重储能提高外送通道利用率，不是最合适的时机和选择。”

叶泽指出，从电量角度理解新型电力系统，新能源电量比例与碳中和目标直接挂钩。“为实现这个目标，需要建设调度能力更强大电网，改变不同电源的运行方式，也需要改变管理体制。”

对于深化电力体制改革，叶泽指出，首先要客观评价电力市场改革的效果，并在此基础上明确改革的方向和措施。“目前改革效果不明，与当前政府管理和低碳发展转型的要求不一致有关。因此，需要逐步调整市场改革的范围，在真正需要改革的地方下真功夫。”

尽管2020年上半年，新冠肺炎疫情的突袭对我国光伏产品制造和出口、以及光伏市场需求带来了负面影响，但我国光伏市场仍保持了可观的恢复性增长态势。

根据中国光伏行业协会发布的《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》，2020年，我国新增光伏并网装机容量48.2吉瓦，同比上升了60.1%，累计光伏并网装机容量达到253吉瓦，新增和累计装机容量均为全球第一。与此同时，“光伏+”应用潜力得到进一步释放。

市场潜力持续释放

“2020年，我国光伏行业发展整体向好。”中国光伏行业协会副秘书长王世江表示，从国内光伏市场季度装机情况分析，受新冠肺炎疫情影响，第一季度，我国光伏市场装机增速为-23%；但由于疫情管控措施见效迅速，第二季度，我国光伏市场装机增速迅速提升至23%；第三季度增速已达57%；第四季度增速显著提升，已突破109%。

“值得注意的是，2020年1—11月，户用光伏累计新增装机规模显著提升，达到10.1吉瓦，为‘十三五’时期前4年户用光伏装机规模的总和。”王世江特别强调。

据中国光伏行业协会预计，2021年，我国光伏市场潜力将进一步释放，预计2021年光伏新增装机量将超过55吉瓦，累计装机容量有望达到308吉瓦。

平价光伏占据“半壁江山”

“在2020年新增光伏项目中，平价光伏项目已成主力军。”中国水电水利规划设计总院可再生能源信息中心副主任徐国新在会上表示，2020年，我国新增平价光伏项目装机规模4105万千瓦，占全年新增光伏装机的53%；新增竞价光伏项目装机规模2597万千瓦，占全年新增光伏装机的33%；而新增户用光伏项目装机规模1012万千瓦，仅占全年新增光伏装机规模的14%。

据介绍，平价光伏项目装机规模不断增加的同时，其项目建设范围亦进一步扩大。2020年，国家下达的平价光伏示范项目主要分布在23个省区市，除原有的北京、河北、辽宁等平价光伏示范项目集中地外，2020年新增的平价光伏示范项目还覆盖了新疆、湖南、江西等地，全年累计增加平价光伏示范项目共989个，其中，仅广东省申报的平价光伏示范项目规模就高达到1089万千瓦。

徐国新亦表示，随着平价示范项目消纳条件落实，外加2021年并网时限要求，2021年平价示范项目仍将成为新增光伏项目主力。

碳中和进一步拓宽市场空间

在王世江看来，在2060年碳中和目标指引下，我国光伏市场将进入下一个快速发展阶段。“光伏+”产业空间将得到进一步释放。

王世江进一步说，“如‘光伏+5G’即可满足5G基站的用电需求，又可满足光伏电站的日常运维；‘光伏+充电桩’既实现了削峰填谷，又增加了新能源消纳；‘光伏+特高压’的建成，可将其他区域的光伏发电输送到东部地区，促进新能源发电消纳；‘光伏+大数据中心’则可实现数据中心行业用能的清洁低碳化。”

预计2021年，我国新增装机规模将达到55—65吉瓦，“十四五”期间，国内年均光伏新增装机规模将达到70—90吉瓦。

但与此同时，光伏行业产业链供需紧张、硅料周期性紧缺、玻璃结构性紧缺、光伏项目地开发选址难度等难题仍待解决。

工业和信息化部电子信息司调研员金磊对此建议，光伏行业下一步应不断加强行业统筹规划，以政策引导光伏产业有序发展；加快推动产业技术进步和创新应用、推动相关政策实施；积极优化产业发展环境，继续实施太阳能、光伏产业综合标准化技术体系；优化和完善光伏产业公共服务体系，加快修订光伏产业标准，支持光伏检测、认证、知识产权等服务平台建设。