“园区内负荷稳步增长，增量配网却不能满足日益增长的用电需求，园区内电源建设受到限制，从其他电网企业买电也面临诸多困难。增量配网电源点不够用，发展面临天花板。”江西和惠配售电有限公司（以下简称“和惠配售电”）董事长赵杞直言，配电网建好了却“无电可配”的怪象正在圈内蔓延。

　　增量配网原则上是指新建的110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。作为本轮电改的新生事物，增量配网肩负着提升配电效率、提高一般工商业和大工业用户供电可靠性、降低用电成本等重任。我国于2016年启动增量配电业务试点改革，分五个批次确定了459个试点。和惠配售电是国家发改委、国家能源局批复的第一批增量配电业务试点项目“江西省高安市建筑陶瓷产业基地”的业主单位。

　　记者在采访调研中了解到，和惠配售电正在面临的“缺电”困局并非个别现象。目前除了少数在存量网架基础上开展试点的项目外，能够成功接入电源的新增试点项目屈指可数。更值得注意的是，国家多项文件早已明确指出，允许符合政策且纳入规划的可再生能源、分布式电源以适当电压等级就近接入增量配网，但鲜有新能源、分布式能源接入增量配网的成功案例。

　　政策支持，试点亟需，到底哪里出了问题？

　　增量配网试点普遍存在缺电问题

　　电网接入电源“天经地义”，但对增量配网来说这却成了“老大难”问题。“我们建陶基地已开发面积虽然仅有21平方公里，但去年全年用电量已近19亿千瓦时，负荷重、用电量大。其他增量配网试点情况也跟我们差不多，都普遍面临着电源点单一问题。”赵杞指出。

　　据介绍，现行政策规定，试点项目内不得以常规机组“拉专线”的方式向用户直接供电。增量配网要想获得新电源，只能通过电网企业接入。即使是在增量配网覆盖区域内的发电机组，也需要先并入电网企业，再由电网企业将电卖给增量配网。换言之，配电网没有直接接入电源的权利，只能通过向电网企业购电，来满足试点区域内用电需求。

　　北京鑫诺律师事务所律师展曙光告诉记者：“增量配网与电网企业会签订相关协议，锁定配网用电容量上限。若超出容量，增容部分需要电网企业审核，一般走到这就‘卡’住了。”

　　一位不愿具名的增量配网业主表示：“从项目规划到接入电源，通常要耗费一两年时间，电网企业只要提出周边负荷情况发生了变化，没有可接入的多余容量了，否则会给电网带来运行风险，增量配网就没了电源。增量配网没了电源，用户自然不愿意来，用户不来增量配网就没有负荷，电网企业自然不同意分给增量配网用电容量，没有容量也就意味着增量配网无法开展经营业务。由此陷入‘先有鸡还是先有蛋’的困境，导致增量配网面临严峻的生存问题。”

　　无法接入配网的不仅仅是常规机组，新能源和分布式电源也不能幸免。“我国提出碳达峰、碳中和目标，需要大量新能源接入配电网。国家也明确鼓励增量配网合规接入分布式能源和可再生能源，依托增量配网建设源网荷储综合能源试点，没想到这些电源类型也接不上。”上述增量配网业主说，“以分布式光伏接入增量配网为例，除自发自用电量外，可能会有多余电量送入大电网，这种情况需要电网企业提出认证意见，但对方通常以容量不足、危及运行安全为由拒绝出具评审意见。”

　　问题出在“合乎文件但不合法” 

　　“国家多份文件规定，增量配网与省级电网拥有平等的市场主体地位，那为什么增量配网不能接入电源？试问，哪一个省级电网不能接入电源呢？”展曙光指出。

　　在中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟看来，这是改革博弈的结果。“从技术层面看，增量配网接入电源，与传统配电网接入电源没有任何差异，差别只是网与网的投资方不同。可再生能源接入增量配网，其实是对传统利益格局的调整，可再生能源接入增量配网主要是自发自用，这会减少增量配网经营区内大用户对电网企业的电量依赖。换言之，增量配网从电网企业购买的电量减少了，分走了电网企业‘一杯羹’，进而影响了电网企业的‘过路费’收入。”

　　展曙光告诉记者，增量配网是个新兴的市场主体，相关顶层制度建设仍是空白状态，成为绝“源”体不足为奇。“以《电力法》为代表的电力行业法律法规中，并未明确配电网的法律地位，更没有明确其具有与电网企业网网互联、接入电源、参与交易等基本权利。也就是说，当前增量配网企业处于‘合乎文件但不合法’的尴尬境地，这是增量配网接入电源受阻的根本原因。”

　　同时，很多政策缺乏落地细则，影响增量配网接入电源。重庆市配售电行业协会秘书长陈曦表示：“增量配网接入分布式电源的政策不清晰。国家虽然允许分布式电源接入增量配电网，但只有纳入国家分布式发电市场化交易试点的项目才能接入。全国纳入试点的项目本就不多，若增量配网企业自建分布式电源，大概率不属于分布式市场化交易试点，由于分布式电源通常为风电、光伏和天然气等高成本小容量的机组，园区自己消纳也需向上级电网缴纳高昂的‘过路费’和‘座机费’，如此一来，接入分布式电源就没什么价值了。”

　　亟需打破“玻璃门”“旋转门”

　　多位受访人士认为，明确增量配网的法律地位、破除行业信息壁垒，是破解增量配网“缺电”难题的关键。

　　贵州盘北大秦电网首席信息官王显龙告诉记者：“这就好比你正行驶在高速公路上，司机说前面堵车了无法通行，因所有路况信息都在司机手里，你不知道具体情况，就只能干等着，设备跟着一起‘晒太阳’。如果没有科学的监管、开放的电网关键数据作支撑，各种怪诞现象还会陆续发生，建议政府出台相关的信息公开和上报法规制度，破除行业信息壁垒。” 

　　展曙光表示：“当前亟需打破‘玻璃门’‘旋转门’，以更大力度破除新能源并入配电网的一切体制机制障碍，对于其中涉及的具体问题，建议借鉴负面清单的做法，明确不得接入、不得并入配电网的具体条件。”

　　一位不愿具名的业内人士指出：“增量配网与其他电网的连接，既不是作为用户接入，也不是下级电网与上级电网相连，严格意义上讲是‘不同电网之间的互联’。目前国家有关部门尚未出台相关规定，界定增量配网与其他电网连接模式。当前迫切需要国家出台相关技术规范，明确双方的权利和义务，提高谈判效率，避免出现以技术壁垒为借口的接入障碍。” 

　　中国能源研究会中小配电企业发展战略研究中心副秘书长贾豫认为，鉴于网间互联属于公用电网间的互联互通，有别于电力用户接入电力系统，建议网间互联方案的审批权交由当地能源主管部门，尽快修订相关文件规定，进一步明确增量配网的网间互联、公平调度等权利。

根据风电行业上下游约30家企业发布的年报，2020年，受陆上风电补贴最后一年“窗口期”影响，风电上市公司延续了2019年的火爆态势，业绩大幅上涨。尽管陆上风电“抢装潮”已经落幕，但业内普遍认为，今年海上风电的高需求以及“十四五”期间陆上风电大基地的规划，预计仍将有力支撑风电行业全产业链的强劲需求。

　　截至4月上旬，风电行业上市公司已陆续发布2020年财报。记者查阅了近30家风电企业年报了解到，整体来看，2020年风电上市公司延续了2019年的火爆态势，陆上风电“抢装潮”持续带动企业业绩大幅上涨，其中多家风电整机商、零部件制造商净利至少倍增。

　　抢滩陆上风电补贴最后“窗口期”

　    头部整机商营收持续上扬

　　2020年第一季度，多家企业受到新冠肺炎疫情影响，业绩出现一定波动，但随着全国经济快速复苏，我国风电行业在2020年陆上风电行业电价补贴最后的“窗口期”，创下新增吊装容量历史最高纪录。

　　根据彭博新能源财经（BNEF）发布的数据，2020年我国风电新增吊装容量高达57.86吉瓦，较2019年出现了翻倍增长，其中陆上风电新增53.8吉瓦，同比增长幅度达105%，海上风电新增约4吉瓦，同比增长47%。在行业发展的推动下，2020年风电整机制造商也迎来了业绩高速上涨的一年。

　　3月下旬至今，金风科技、明阳智慧能源、上海电气、东方电气等国内市场占有率靠前的整机制造企业陆续发布了2020年年报。

　　作为我国风电整机制造的龙头企业，金风科技2020年全年营收高达562.6亿元，同比上涨幅度为47.2%，归属于上市公司股东的净利润高达29亿元，同比上涨34.1%。金风科技年报也显示，该公司2020年风机制造与销售业务收入达466.59 亿元，占比为82.9%，同时风电服务为该公司成为了营业收入的第二大来源，占比达到了7.88%。

　　明阳智慧能源涨势则更为迅猛。2020年明阳智慧能源总体营收达224.5亿元，同比上涨幅度高达114.02%，归属于上市公司股东的净利润也达到了13亿元，同比上涨92.84%。另外，上海电气、东方电气等风机制造商公司的营收以及净利润也迎来了明显上涨。

　　延续暴涨态势

　　配套零部件制造商业绩持续向好

　　与此同时，在2020年的“抢装潮”中，叶片、主轴轴承等核心配套零部件供应紧张的现象多有出现，卖方市场的推动也进一步带动了风电配套零部件制造商延续了自2019年来的业绩暴涨。

　　国内风机叶片市场占有率排名第一的中材科技发布的年报数据显示，该公司去年全年营收187亿，同比上涨37.68%，其中风电叶片销售收入总计90.2亿元，净利润达到10亿元，叶片销售总量达到了12.3吉瓦。

　　天顺风能、泰胜风能等风塔企业也保持了自2019年的高速上涨态势，天顺风能去年净利润超过10亿元，同比增长44.99%，而泰胜风能提供的数据则显示，该公司净利润上涨幅度可达到110%以上。

　　在“抢装潮”高峰期间，主轴轴承供应尤为紧俏，作为我国主轴轴承的主要生产商，新强联去年营收则达到了20亿元，同比激增两倍以上，而该公司净利润同比增长比例甚至达到了325.44%。该公司在年报中指出，当前国产高端轴承的精度保持性、性能稳定性，尤其是寿命和可靠性与国际先进水平仍存在一定差距，未来将推动相关核心零部件的国产化进程。

　　值得一提的是，受到海上风电行业带动，包括中天科技、东方海缆等电缆龙头企业也在2020年迎来了业绩的大幅提升，其中，东方海缆去年净利同比增长接近100%。

　　平价时代仍有望持续增长

　　大基地、海上风电或成持续支撑点

　　陆上风电“抢装潮”已经落幕，但业内普遍认为，今年海上风电的高需求以及“十四五”期间陆上风电大基地的规划预计仍将对风电行业全产业链带来有力支撑。

　　根据华泰证券发布的数据，目前国内陆上风电大基地规划已超过100吉瓦，同时自去年底相关部门发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》后，全生命周期补贴小时数的落地将有利于解决存量项目补贴拖欠的问题，平价时代风电行业仍有望将持续增长。

　　与此同时，在海上风电“国补”退坡后，根据广东、江苏、浙江等沿海省份目前已发布的海上风电装机规划，“十四五”期间我国海上风电装机将有望突破30吉瓦。在此情况下，业内普遍分析认为，包括海缆、叶片、大功率风机等制造商都将有所受益。

　　另外，记者注意到，包括金风科技在内的多家整机商年报中，风电运维服务环节收入出现提升，后市场业务或成未来风电企业的一大增长点。业内有分析指出，随着未来新能源发电规模不断扩大，包括老旧风机改造、风机设备优化更新、风电场运维等领域的重要性将愈加凸显，风电场服务相关业务在为相关企业带来新机遇的同时，也有望成为风电可持续发展的重要助力。

近日，山东省新闻办举行新闻发布会，介绍了山东省电动汽车充电基础设施发展情况，发布会上，针对群众反映的一些小区存在电动汽车充电难等问题，省住房城乡建设厅二级巡视员王相夏介绍了住房城乡建设主管部门的应对措施。

王相夏介绍，去年，省发展改革委、省能源局会同省住房城乡建设厅印发了《关于加强和规范我省居民小区电动汽车充电基础设施建设的通知》，对居民小区电动汽车充电基础设施建设有关问题作出了进一步明确。

梳理优化物业服务企业的职责义务。对既有居民小区，参考房屋装饰装修有关程序，明确申请人在安装充电设施前告知物业服务企业，由物业服务企业向申请人出具登记证明并告知有关注意事项。物业服务企业要配合业主或其委托的建设单位提供图纸资料，协助现场勘查、施工，方便申请人申请安装充电桩。

进一步明确新建小区充电基础设施建设标准。将充电基础设施配建情况纳入整体工程验收范畴，要求新建居民小区停车位100%建设充电基础设施或预留建设安装条件，与主体建筑同步设计、施工、验收，从源头上解决当前既有小区面临的供电容量不足、改造施工困难等问题。

多渠道增加充电基础设施供给。针对一些居民小区因客观条件限制无法安装充电基础设施的问题，我们通过加快公共停车场充电基础设施改造，在大型公共建筑物停车场、社会公共停车场、公共文化娱乐场所停车场等建设中同步按标准配套充电桩设施，推动问题解决，方便电动汽车充电。

国网山东省电力公司副总经理董京营介绍，为加强电动汽车推广应用，更好的服务居民区充电桩报装，国网山东电力也出台了不少惠民举措：

积极做好用户充电桩报装接电服务。按照山东省居民小区充电基础设施建设管理流程要求，国网山东电力认真做好充电设施安装现场用电及施工可行性勘察。对于符合条件的小功率充电桩报装申请，3个工作日内完成装表接电。对居民小区公共充电站接电申请，提供“网上办、零证办、一链办”接电服务，保障用户的用电需求。

大力提升居民充电桩报装体验感。国网山东省电力公司会同电动汽车销售企业打造“购车-装表-装桩-接电”全流程服务模式，推出充电桩“一网通办”业务。依托“网上国网”与合作企业建立了有效的信息沟通机制，从电动汽车销售源头获取充电桩报装需求，报装信息线上传递，装表接电与充电桩安装服务同步施工、同步验收，为电动车用户提供“一键下单，无忧充电”服务。

积极探索“统建统营”建设模式。国网山东省电力公司联合物业服务企业，探索建立“统建统营”的新型居民区充电服务体系，对居民区充电设施进行统一设计、统一建设、统一运营，有效融合“多车一桩、临近车位共享”等模式，解决充电桩安装难、充电难等问题。

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。”