2021年是风电产业正式迈入“平价时代”的第一步，2021年上半年度国家和地方层面就就“碳达峰”、“碳中和”目标下进一步推动可再生能源行业发展出台多个政策性法规。居民屋顶光伏发电，经过对上半年度国家及地方主要风电项目政策的梳理和分析，我们发现上半年度风电政策主要呈现以下趋势：

1.承接上年度对可再生清洁能源消纳的重视，进一步保障消纳、保障并网、落实消纳权重、简化并网流程；

2.开发指标的竞争性配置仍然继续，但竞争性配置不再是电价补贴，而是分配保障性并网的待遇。各地将依据本区域非水电可再生能源电力消纳责任权重和新能源合理利用率目标建立多元保障机制，对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，指标以外的则实行市场化并网；

3.大力推进“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”两个一体化进程，鼓励建设多能互补项目，明确多能互补项目的优先地位或将储能配置作为强制性要求；

4.在现有电力市场化交易规则的基础上进一步支持可再生能源电力交易；

5.海上风电定价权交给地方，鼓励地方支持海上风电开发，探索海上风电基地发展新模式。

第一节 国家性政策

一、国家能源局推进太阳能、风电供暖

2021年1月27日，国家能源局发布《关于因地制宜做好可再生能源供暖工作的通知》，通知指出，鼓励开展以清洁能源为主体的局域电网和微电网建设，支持将风电、光伏、储能和微电网方式用于北方地区取暖。鼓励大中型城市有供暖需求的民用建筑优先使用太阳能供暖系统；鼓励在小城镇和农村地区使用户用太阳能供暖系统；在农业大棚、养殖等用热需求大且与太阳能特性相匹配的行业充分利用太阳能供暖；在集中供暖网未覆盖、有冷热双供需求的地区试点使用太阳能热水、供暖和制冷三联供系统；鼓励采用太阳能供暖与其他供暖方式相结合的互补供暖系统。构建政府、电网企业、发电企业、用户侧共同参与的风电供暖协作机制，通过热力站点蓄热锅炉与风电场联合调度运行实现风电清洁供暖，提高风电供暖项目整体运营效率和经济性。

二、清洁能源是建立健全绿色低碳循环发展经济体系重点之一

2021年2月2日，国务院发布《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》，其中提到推动能源体系绿色低碳转型。坚持节能优先，完善能源消费总量和强度双控制度。提升可再生能源利用比例，大力推动风电、光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电。

三、多部门出台金融举措，支持风电、光伏、生物质等可再生能源行业发展

2021年2月24日，国家发改委、财政部、中国人民银行等五部委联合发布《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，通过九大措施，加大金融支持力度，促进风电和光伏发电等行业健康有序发展。其主要内容如下：

1.金融机构按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷。对短期偿付压力较大但未来有发展前景的可再生能源企业，金融机构可以按照风险可控原则，在银企双方自主协商的基础上，根据项目实际和预期现金流，予以贷款展期、续贷或调整还款进度、期限等安排。

2.金融机构按照市场化、法治化原则自主发放补贴确权贷款。已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业，对已确权应收未收的财政补贴资金，可申请补贴确权贷款。

3.对补贴确权贷款给予合理支持。各类银行金融机构均可在依法合规前提下向具备条件的可再生能源企业在规定的额度内发放补贴确权贷款。

4.补贴资金在贷款行定点开户管理。可再生能源企业与银行达成合作意向的，企业需在银行开设补贴确权贷款专户，作为补贴资金封闭还贷的专用账户。

5.通过核发绿色电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本。

6.足额征收可再生能源电价附加。

7.企业结合实际情况自愿选择是否主动转为平价项目，对于自愿转为平价项目的，可优先拨付资金，贷款额度和贷款利率可自主协商确定。

四、促进清洁能源高效利用为能源消纳监管的主要目标

2021年3月17日，国家能源局综合司印发《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》，重点对地方政府主管部门、电网企业、电力调度机构、电力交易机构、发电企业落实清洁能源消纳目标任务、可再生能源电力消纳责任权重、并网接入、优化调度、跨省区交易、参与辅助服务市场等情况开展监管。具体内容包括：

1.清洁能源消纳主要目标完成和重点任务落实情况。

2.落实可再生能源电力消纳责任权重情况。

3.清洁能源发电项目并网接入情况。清洁能源发电项目是否存在未办理手续提前并网，是否签订并网调度协议及执行情况如何等。

4.清洁能源优化调度情况。包括电力调度机构是否落实优先安排清洁能源年度发电计划；电网企业是否严格落实可再生能源发电全额保障性收购制度；清洁能源项目是否按照规定有序参与电力市场化交易和发电权交易等。

5.清洁能源跨省区交易消纳情况。

6.清洁能源参与辅助服务市场情况。

五、加快向清洁低碳转型发展为2021年能源工作的主要目标之一

2021年4月19日，国家能源局发布《2021年能源工作指导意见》，从能源结构调整、能源供应保障、能源质量效率、能源科技创新和电力市场体制改革等几个方面提出了2021年能源工作的目标。

针对新能源的发展，意见指出：

1.大力发展非化石能源。研究出台关于促进新时代新能源高质量发展的若干政策，印发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，2021年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到11%左右。扎实推进主要流域水电站规划建设，按期建成投产白鹤滩水电站首批机组。在确保安全的前提下积极有序发展核电。推动有条件的光热发电示范项目尽早建成并网。研究启动在西藏等地的地热能发电示范工程。有序推进生物质能开发利用，加快推进纤维素等非粮生物燃料乙醇产业示范；

2.增强清洁能源消纳能力。发布2021年各省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重，加强评估和考核。健全完善清洁能源消纳的电力市场机制，积极推广就地就近消纳的新模式新应用。在确保电网安全的前提下，推进电力源网荷储一体化和多能互补发展，提升输电通道新能源输送能力，提高中东部地区清洁电力受入比重。

3.积极推进新能源“隔墙售电”就近交易。

六、国家能源局进一步推进源网荷储一体化进程

2021年4月25日，国家能源局综合司向各省市发改委及能源局印发《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》，就“碳达峰”、“碳中和”目标下推动电力源网荷储一体化和多能互补发布给出指导意见。

1.发展重点为实施后每年不低于2亿千瓦时新能源电量消纳能力且新能源电量消纳能力占比不低于整体电量50%的项目以及每年不低于20亿千瓦时新能源电量消纳能力的项目。

2.稳妥实施“风光火（储）一体化”。优先依托存量煤电项目推动风光火（储）一体化发展，扩大新能源电力打捆规模。允许利用近区已纳入国家电力发展规划煤电项目推动增量风光火（储）一体化发展，从严控制新增煤电需求。

3.鼓励“风光水（储）”“风光储”一体化。

七、财政部明确2021年补贴资金拨付原则

2021年5月10日，财政部发布《关于下达2021年可再生能源电价附加补助资金预算的通知》，电网公司在拨付补贴资金时，应按如下原则执行：

1.优先足额拨付第一批至第三批国家光伏扶贫目录内项目（扶贫容量部分）；

2.优先足额拨付50kW及以下装机规模的自然人分布式项目；

3.优先足额拨付2019年采取竞价方式确定的光伏项目以及2020年采取“以收定支”原则确定的新增光伏、生物质项目；

4.对于国家确定的光伏“领跑者”项目，以及国家认可的地方参照建设光伏扶贫项目，优先保障拨付至项目并网之日起至2020年底应付补贴资金的50%；

5.其他发电项目，按照各项目并网之日起至2020年底应付补贴资金，采取等比例方式拨付；

6.对于发电小时数已达到合理利用小时数的项目，补贴资金拨付至合理利用小时数后停止拨付。拨付资金已超过合理利用小时数的项目，应在后续电费结算中予以抵扣，抵扣资金用于其他符合条件项目的补贴资金；

7.电网企业应加强补贴资金管理，可再生能源发电项目上网电量扣除厂用电外购电部分后按规定享受补贴。

八、《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》提出风电、光伏发电发展的保障性措施

2021年5月11日，国家能源局发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，就2021年风电、光伏发电开发建设有关事项通知如下：

(一) 强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制

积极推动各省（区、市）风电、光伏发电项目建设和跨省区电力交易，确定各省（区、市）完成非水电可再生能源电力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。

(二) 建立并网多元保障机制

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，2021年保障性并网规模不低于9000万千瓦。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、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。

(三) 加快推进存量项目建设

2020年底前已核准且在核准有效期内的风电项目、2019年和2020年平价风电光伏项目、以及竞价光伏项目直接纳入各省（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，对于超出核准（备案）有效期而长期不建的项目，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。

(四) 稳步推进户用光伏发电建设

2021年户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度为5亿元，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。在确保安全前提下，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能。户用光伏发电项目由电网企业保障并网消纳。

(五) 简化接网流程

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，确保纳入年度开发建设方案的保障性并网和市场化并网项目“能并尽并”，不得附加额外条件。

九、《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》提出完善新能源价格形成机制

2021年5月18日，国家发展改革委发布《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》，持续深化电价改革。进一步完善省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程、增量配电网价格形成机制，加快理顺输配电价结构。持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。针对高耗能、高排放行业，完善差别电价、阶梯电价等绿色电价政策，促进节能减碳；稳步推进石油天然气价格改革，适应“全国一张网”发展方向，完善天然气管道运输价格形成机制。

十、国家发展改革委、国家能源局发布2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022年预期目标

2021年5月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，明确提出各省（区、市）2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022年预期目标，此外，通知提出：

1. 从2021年起，每年初滚动发布各省权重，同时印发当年和次年消纳责任权重，当年权重为约束性指标，各省按此进行考核评估，次年权重为预期性指标，各省按此开展项目储备。

2. 各省在确保完成2025年消纳责任权重预期目标的前提下，由于当地水电、核电集中投产影响消纳空间或其他客观原因，当年未完成消纳责任权重的，可以将未完成的消纳责任权重累计到下一年度一并完成。各省可以根据各自经济发展需要、资源禀赋和消纳能力等，相互协商采取灵活有效的方式，共同完成消纳责任权重。对超额完成激励性权重的，在能源双控考核时按国家有关政策给予激励。

十一、《全国一体化大数据中心协同创新体系算力枢纽实施方案》促进数据中心绿色用能

2021年5月24日，国家发改委、中央网信办、工信部、国家能源局联合发布关于印发《全国一体化大数据中心协同创新体系算力枢纽实施方案》的通知，通知中称，推动数据中心充分利用风能、太阳能、潮汐能、生物质能等可再生能源。支持数据中心集群配套可再生能源电站。扩大可再生能源市场化交易范围，鼓励数据中心企业参与可再生能源市场交易。支持数据中心采用大用户直供、拉专线、建设分布式光伏等方式提升可再生能源电力消费。

十二、2021年新能源上网电价政策发布，释放利好信息

2021年6月7日，国家发展改革委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，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：

1.2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网。

2.2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。

3.2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。

4.鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。

此前，行业普遍预期2021年新能源项目在平价上网条件下，还将延续通过竞争性方式形成上网电价。《通知》明确新能源项目直接执行燃煤发电基准价，体现了国家对支持新能源加快发展的高度重视。《通知》强调新建项目可自愿参与市场化交易形成上网电价，这意味着风电等新能源市场化交易价格有可能要比燃煤基准价高，与市场化交易会拉低电价的此前行业预期明显不同。此外，对于目前成本仍较高、但未来又具备发展空间的海上风电和光热发电项目，将定价权下放到省级价格主管部门。条件比较好的地方可以出台地方性支持政策，既不增加国家补贴，又推动相关行业的发展。

十三、国家发改委、国家能源局要求做好新能源配套送出工程投资建设

2021年6月1日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》，要其主要内容如下：

1.高度重视电源配套送出工程对新能源并网的影响。求各地和有关企业高度重视新能源配套工程建设，采取切实行动，尽快解决并网消纳矛盾，满足快速增长的并网消纳需求。

2.加强电网和电源规划统筹协调。统筹资源开发条件和电源送出通道，科学合理选取新能源布点，做好新能源与配套送出工程的统一规划。优先电网企业承建新能源配套送出工程，满足新能源并网需求，确保送出工程与电源建设的进度相匹配。结合不同工程特点和建设周期，衔接好网源建设进度，保障风电、光伏发电等电源项目和配套送出工程同步规划、同步核准、同步建设、同步投运，做到电源与电网协同发展。

3.允许新能源配套送出工程由发电企业建设。对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，允许发电企业投资建设，缓解新能源快速发展并网消纳压力。发电企业建设配套送出工程应充分进行论证，并完全自愿，可以多家企业联合建设，也可以一家企业建设，多家企业共享。

4.做好配套工程回购工作。发电企业建设的新能源配套工程，经电网企业和发电企业双方协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。

5.确保新能源并网消纳安全。投资建设承建主体转变仅涉及产权变化，调度运行模式保持不变。各投资主体应做好配套送出工程的运行维护工作，确保系统安全运行。

                        第二节 地方性政策

一、陕西超出保障利用小时数的电量参与市场化交易

2021年1月20日，陕西发改委、国家能源局西北监管局发布《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》，指出超出保障利用小时数的电量可参与市场化交易，其主要内容如下：

(一) 市场交易模式

超出保障利用小时数的电量，按以下三种模式参与市场化交易：

1.参与跨省区外送交易。新能源发电企业可在北京电力交易平台上以双边协商、挂牌、集中竞价等方式直接参与，也可与陕西火电机组“新火打捆”共同参与。新能源外送电量上限以不影响完成陕西省可再生能源电力消纳责任权重指标为前提，结合2020年可再生能源全年发电情况，暂定2021年上限规模不超过14亿千瓦时（该限额可按照实际购入外省新能源的情况进行调整）。

2.参与省内“绿电”交易。2021年将组织“十四运”、“残特奥会”、“煤改电用户电采暖”及其它“绿电”试点项目的“100%”纯清洁能源交易，新能源发电企业可在陕西电力交易平台上参加交易，预计“绿电”交易规模25-30亿千瓦时。

3.参与省内合同电量转移交易。前两种市场化交易模式仍不能满足的新能源发电缺额，可与省内火电企业以不高于当年新能源企业外送平均价的价格进行合同电量转移交易，购买火电企业的省内直接交易合同。

(二) 电费结算

1.保障利用小时数以内的发电量作为“保量保价”优先发电计划，按照本省燃煤机组标杆上网电价结算，国家另有规定的遵照规定执行；市场化交易电量按交易合同电价结算；附加补助资金按照国家政策执行。

2.“保量保价”优先发电量和“保量竞价”市场化发电量以外的发电部分视为超发电量。为鼓励新能源发电企业积极参与市场化交易，确保交易计划执行的公平公正，超发电量结算价格，初步确定按照当年新能源发电企业外送平均价下浮10%结算。

二、接入京冀唐电网的可再生能源发电企业按照自愿的原则参与绿色电力交易

2021年1月28日，华北监管局联合京津冀三地政府修订了《京津冀绿色电力市场化交易规则》并在此基础上制定了《京津冀绿色电力市场化交易优先调度实施细则（试行）》，主要内容分别如下：

(一) 《京津冀绿色电力市场化交易规则》

1.接入京冀唐电网的可再生能源发电企业按照自愿的原则参与绿色电力交易。保障性收购年利用小时数以内的电量按价格主管部门核对的标杆上网电价全额结算，保障性收购年利用小时数以外的电量应参与绿色电力交易并以市场交易价格结算。市场交易价格不低于标杆上网电价的市场交易电量部分，计入保障性收购年利用小时数以内的电量。

2.可再生能源发电企业准入条件：（1）按照可再生能源开发利用规划建设、依法取得电力业务许可证（发电类）；（2）接入电网、已并网运行的可再生能源发电项目；（3）符合并网技术标准。

3.交易周期和方式：现阶段主要以年度和月度为周期开展市场化交易，绿色电力交易可采用单向挂牌、双边协商、集中竞价等方式进行。

4.电能计量：交易电量按照电力用户、可再生能源发电企业与电网企业签订的《供用电合同》《购售电合同》所约定的计量点进行计量。电能计量装置的设置、定期校验、异常处理等技术管理要求，按照电力用户、可再生能源发电企业与电网企业签订的《供用电合同》《购售电合同》的约定执行。

5.电费计算：电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，由电网企业组织电费结算，相关市场主体维持现有结算关系不变。

(二) 《京津冀绿色电力市场化交易优先调度实施细则（试行）》

1.交易执行的前提和条件：参与交易的新能源场站应满足国家、行业及所在电网关于新能源场站并网运行的相关要求。参与交易的场站应做好年度电量预测和分解，根据预测情况合理申报市场化交易电量。

2.安全校核：交易机构每月月底前向调度机构提供次月无约束交易结果，新能源企业根据自身参与交易情况，每月月底前向调度机构和交易机构提供次月保障性收购小时计划。

3.交易的执行：从每月1 日零时起，调度机构逐日统计各新能源场站的实发电量和利用小时数，并在有功控制调度主站中设定不同类型场站的发电优先级：第一优先级为光伏扶贫电站；第二优先级为国家政策规定的其他需要优先保障的新能源场站；第三优先级为参与交易的新能源场站；第四优先级为其他所有未参与交易的普通风电场和普通光伏电站。

三、四川进一步规范电力市场化交易

2021年2月4日，四川能监办、四川省经信厅发布《2021年四川电力交易指导意见》，进一步规范电力市场化交易，主要内容如下：

1.交易品种与交易方式：（1）省间市场包括电能量交易和辅助服务交易；（2）省内批发市场包括电能量交易、合同转让交易、辅助服务交易；（3）省内零售市场包括常规直购交易、留存电量交易、战略长协交易、铝电合作交易、富余电量交易、低谷弃水交易、电能替代交易、自备机组停发替代交易、水电消纳示范交易。

2.市场准入：发电企业原则上按照调度单元设置交易单元，当不满足“同一企业法人、同一电价”的条件时，应对交易单元予以拆分。

3.偏差考核：（1）6-10月丰水期，除光伏扶贫项目外的非水可再生能源上网电量（包括超发电量）按居民电能替代交易价格进行结算。2%以上的超发电量、少发电量按丰水期常规直购月度（月内）交易价格上限的10%支付偏差考核费用。（2）1-4月、12月枯水期，除光伏扶贫外的非水可再生能源按主管部门核定的与电网结算电价进行结算，超发电量按枯水期常规直购月度（月内）交易电价上限的55%结算；2%及以内的少发电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少发电量按丰水期常规直购月度（月内）交易电价上限的10%支付偏差考核费用。（3）5、11月平水期，非水可再生能源全额（包括超发电量）按价格主管部门核定的电网结算电价（不含可再生能源电价补贴）进行结算，2%以上的超发电量、少发电量均按丰水期常规直购月度（月内）交易电价上限的10%支付偏差考核费。

四、湖北风电项目上网电价政策延期

2021年2月5号，国家发改委发布《关于湖北省风电项目上网电价政策延期有关事项的通知》，指出湖北省2018年底前核准的陆上风电项目在2021年6月30日前完成全容量并网的，继续执行核准时的上网电价政策；2021年7月1日后并网的，国家不再补贴。

五、山东加快推进风电项目建设

2021年2月19日，山东省能源局印发《2021年全省能源工作指导意见》，规划布局千万千瓦级中远海海上风电基地，建成投运首批海上风电试点示范项目，实现海上风电“零突破”；科学布局陆上风电，推进华润德州陵城风电二期、沃尔新源莱西风电等重点项目建设。围绕打造千万千瓦级盐碱滩涂地风光储一体化基地，建成投运通威东营渔光一体化生态园区等项目。

六、湖南划分三类新能源消纳区

2021年3月3日，湖南省能源局发布《湖北省2021年度新能源消纳指引》，将将湖北全省分县(市、区)220千伏及以下电压等级消纳能力由高到低划分三类：Ⅰ类区域为具备消纳空间的区域，Ⅱ类区域为消纳局部受限区域，Ⅲ类区域为消纳困难区域。Ⅲ类区域可新增建设户用光伏发电项目、利用固定建筑屋顶建设的分布式光伏发电项目、百万千瓦基地。Ⅱ类区域可新增建设以下五类项目：一是Ⅲ类区域可新增建设的项目；二是风光储项目(指风储、光储、风光储项目)；三是结合火电灵活性改造建设的风光火互补项目(指风火、光火、风光火互补项目)；四是利用现有风电和水电项目送出工程建设的风光水互补项目(指风水、光水、风光水互补项目)；五是新能源扩(续)建项目。Ⅰ类区域优先新增建设Ⅱ类区域的五类项目，有序推进其他新能源项目建设。

七、陕西明确2021年度优先发电量计划

2021年3月22日，陕西发改委发布2021年陕西电网统调发电企业优先发电量计划，对陕西省2021年度优先发电量计划加以明确，主要内容如下：

1.安排原则：纳入规划的光伏领跑者基地项目、光伏扶贫项目、风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目按照资源条件对应的发电量全额收购，执行政府定价。其他风电、光伏发电企业，根据《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》（陕发改运行〔2021〕111号）文件要求，保障利用小时数（风电1700小时、光伏1250小时）以内的发电量作为“保量保价”优先发电量，执行本省燃煤机组标杆上网电价，国家另有规定的遵照规定执行；市场化交易电量作为“保量竞价”优先发电量，执行交易合同电价；“保量保价”和“保量竞价”以外的发电量价格按照当年新能源发电企业外送平均价下浮10%结算。

2.总体安排：（1）2021年，安排“保量保价”电量695亿千瓦时。其中：风电、光伏245亿千瓦时，预计“保量竞价”电量完成547亿千瓦时（风电、光伏40亿千瓦时、火电507亿千瓦时），通过参与市场化交易“优先出清”方式予以保障；（2）纳入规划的风能、光伏发电，按照保障利用小时数以内“保量保价”和保障利用小时数以外“保量竞价”两种方式全额收购。考虑机组投产情况、资源条件、发电受阻等因素后，预计2021年调度口径新能源发电量285亿千瓦时，其中：风电148亿千瓦时、光伏（含分布式）137亿千瓦时。

八、甘肃加快推进全省新能源存量项目建设

2021年3月25日，甘肃省发改委发布《关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知》。通知指出，要明确项目建设时限，确保2021年底前全容量建成并网。对2018年之前核准且列入国家“十二五”第三批、第四批、第五批风电项目核准计划的风电项目和通渭风电基地会宁县风电项目，于2021年底建成并网的实行平价上网政策；如2021年底前仍不能并网的，按国家最新政策规定，不再纳入后续年度保障性并网规模；如在2021年底前尚未开工建设的，视为业主自动放弃，项目由所在地发改（能源）部门按照国家资源配置要求，另行确定业主。通渭风电基地定西市项目、分散式风电项目如2021年底前仍不能并网的，按国家最新政策规定，不再纳入后续年度保障性并网规模。

九、陕西拟在全省范围内推进源网荷储一体化和多能互补示范项目

2021年4月20日，陕西发改委发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补项目示范有关工作的通知》，拟在全省范围内推进一批源网荷储一体化和多能互补示范项目，其主要内容如下：

1. 推进源网荷储一体化项目示范，提升保障能力和利用效率。结合电源规模、出力特点和送出消纳能力、负荷特性等，优化确定各种电力要素的规模与配比，评估可再生能源利用率，探索建立源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径。源网荷储一体化示范项目应提出负荷侧调节响应能力的方案，项目每年可再生能源电量不低于2亿千瓦时且消纳占比不低于总电量的50%。

2. 推进多能互补项目示范方面，提升可再生能源消纳水平。鼓励利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计等，优先发展新能源，实施存量“风光火（储）一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化。跨省跨区增量“风光火（储）一体化”项目由省发展改革委统筹规划，不在本次申报范围之内。省内消纳的“风光火（储）一体化”项目原则上应为非煤电一体化机组。多能互补示范项目应提出充分发挥电源侧灵活调节作用或合理配置储能的具体方案，确保项目不占用系统调峰能力（或不增加系统调峰压力）且每年提供清洁能源电量不低于20亿千瓦时。

十、广东建立可再生能源市场化交易机制

2021年4月21日，广东电力交易中心发布《广东省可再生能源交易规则（试行）》，明确发电企业以风电场、光伏电站、生物质发电机组等为交易单元参加可再生能源电力交易，主要内容如下：

1.可再生能源电力交易总体要求：发电企业以风电场、光伏电站、生物质发电机组等为交易单元参加可再生能源电力交易。可再生能源电力交易主要采用双边协商方式进行。

2.准入要求：参与可再生能源电力交易的发电企业包括省内风电、光伏、生物质等可再生能源电力项目，应满足并网相关标准，签订并网协议、并网调度协议、购售电合同，且已按备案容量全部投产。

3.价格机制：成交价格由市场主体通过市场化交易的方式形成，第三方不得干预。

十一、内蒙组织申报电力源网荷储一体化和多能互补项目

2021年4月14日，内蒙古自治区能源局发布了关于《组织申报首批重点推进电力源网荷储一体化和多能互补项目的预通知》，通知主要内容如下：

1.鼓励建设“风光储一体化”电站，严控依托增量火电的“风光火（储）一体化”项目。

2.源网荷储一体化项目中新能源应就近接入消纳，依托增量用电负荷的项目实施后，原则上新能源电量占比不低于项目整体电量的50%。源网荷储一体化项目应提出通过虚拟电厂等一体化聚合模式与大电网相联，并明确物理分界面。鼓励具备条件的一体化项目成立联合运行调度中心，并优先考虑。

3.风光火（储）项目对于存量煤电项目，鼓励通过开展火电灵活性改造，合理配置储能、储热等装备，增加系统调峰能力。对于新增的调峰能力，结合新能源开发条件、汇集条件、送出能力等，优先确定新能源配置规模。

4.依托已建成电力外送通道配套火电项目规划建设的外送型风光火（储）项目，应在国家对电力外送通道规划建设要求的前提下，科学合理的确定风光火（储）一体化项目的装机规模，努力扩大就近打捆新能源规模。

5.多能互补项目实施后原则上不占用大电网公共调峰资源。鼓励煤电与新能源厂内联合调度运行。

6.风光储项目应结合新能源特性、电源规模、经济成本等合理优化配置储能规模和比例。

7.项目实施后，原则上大电网不予调峰。储能配置比例可参考乌兰察布“源网荷储一体化”示范项目和通辽市“火风光储制研一体化”示范项目。

十二、河南进一步推动风电项目高质量发展

2021年4月30日，河南省发展和改革委员会发布《关于进一步推动风电光伏发电项目高质量发展的指导意见》，明确持续推动河南省风电、光伏发电高质量跃升发展，争取2025年全省可再生能源装机达到5000万千瓦以上，力争风电光伏发电新增装机2000万千瓦左右，奋力向构建以新能源为主体的新型电力系统目标迈进。其主要内容包括：

1.坚持区域统筹多能互补。整体摸排风能太阳能资源，整体规划风电、光伏规模和布局，推动风电、光伏发电与现有火电、水电等传统能源多能互补。通过合理配置储能设施、火电灵活性改造等新增调节能力的项目（企业），在竞争性配置中予以优先支持。鼓励各市选择3家左右骨干传统能源企业、新能源头部企业、产业链优势企业开展战略合作，牵头摸排资源。

2.坚持整体规划分步实施。以省辖市（省直管县）为单元，各地组织编制风电、光伏发电整体开发方案。加强项目全过程管理，设立储备、前期、建设三个项目库，各项目库有效衔接、限时考核、动态调整。

3.坚持环境友好集约高效。新能源项目整体建设布局要与当地国土空间规划相衔接。结合风资源条件，以沿黄河浅山丘陵和中东部平原地区为重点，合理布局环境友好型风电项目。光伏发电项目要突出节约集约用地导向，应当优先利用现有建筑物、构筑物及其附属设施，积极支持产业集聚区、工业园区建设集中连片分布式光伏项目。

4.坚持产业带动融合发展。推动资源开发与装备制造协同发展。支持风电、光伏发电、储能等相关装备制造基地做大做强，打造具有市场竞争优势的完整产业链，促进新能源助力乡村振兴。

5.坚持增存挂钩严格考核。加强省级年度开发方案引导作用，把已核准未并网存量项目建设情况作为各地新增规模的重要依据。逐步建立完善风电、光伏项目后评价制度，对明显超出合理工期，建设运行管理水平低，运行出现安全事故造成严重后果，或受到环保、水利、林业、自然资源等部门行政处罚的项目及其业主，在后续项目申报中予以限制，情节严重的，纳入黑名单，禁止在豫开发新能源项目。

十三、山西大力发展光伏、风电等可再生能源

2021年5月6日，山西省人民政府发布关于印发《山西省“十四五”新业态规划》的通知，通知指出要大力发展风电、光伏等可再生能源，加快构建山西省绿色多元能源供给体系。开展“新能源+储能”试点示范。优先发展新能源，利用存量常规电源，合理配置储能。结合电网调峰需求，组织实施一批不同类型的储能示范项目，开展“风电+光伏+储能”“分布式+微网+储能”“大电网+储能”等发储用一体化的商业模式。

十四、浙江风电装机将达到640万千瓦以上，新增装机在450万千瓦以上，主要为海上风电

2021年5月7日，浙江省发改委、浙江省能源局日前发布《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》，指出“十四五”期间，浙江省将大力发展风电、光伏，实施“风光倍增计划”；更好发挥以抽水蓄能为主的水电调节作用；因地制宜高质量发展生物质能、地热能、海洋能等。到2025年底，可再生能源装机超过5000万千瓦，装机占比达到36%以上，其中风电装机将达到640万千瓦以上，新增装机在450万千瓦以上，主要为海上风电。主要内容如下：

(一) 总体要求

1.基本原则：规模发展，保障安全、促进优化，生态和谐、统筹兼顾，强化责任、创新引领，系统推进。

2.发展目标：到“十四五”末，力争我省风电装机达到640万千瓦以上，新增装机在450万千瓦以上，主要为海上风电。

(二) 重点任务

1.大力推进海上风电建设。积极推进已核准项目的开发建设，适时开展一批规划项目前期核准工作，加快海上风电规划修编，积极争取新增海上风电项目入规，逐步探索利用我省临近的专属经济区建设海上风电，实现我省海上风电规模化发展。“

2.因地制宜发展分散式风电。充分利用我省沿海沿江滩涂、工业园区和火电厂区空地等区域，因地制宜发展分散式风电，同时试点推进分布式发电市场化交易，研究点对点电源直供模式。结合乡村振兴战略，贯彻国家“千乡万村驭风计划”。启动老旧风电场技术改造升级。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，促进风电产业提质增效和循环发展。

3.探索海上风电基地发展新模式。通过海上风电规模化发展，实现全产业链协同发展，重点在开发规模相对集中的区域，集约化打造海上风电+海洋能+储能+制氢+海洋牧场+陆上产业基地的示范项目，并出台相关配套政策，带动我省海上风电产业发展。结合海上风电开发，探索海上风电制氢、深远海碳封存、海上能源岛等新技术、新模式。

(三) 保障措施

1.加强统筹协调。相关部门要加强对可再生能源建设的总体指导和统筹协调，统一思想认识，形成联动机制，合理确定可再生能源开发建设时序，有效衔接可再生能源开发、输送、利用各环节。

2.强化政策落实。根据国家发布的可再生能源电力消纳保障机制以及对我省设定的可再生能源电力消纳责任权重，加紧研究和制定可再生能源消纳、能源“双控”等对地方政府、相关部门的考核评价体系，充分调动地方政府、相关部门和企业主体的积极性。

3.强化要素保障。强化土地要素保障，对相关部门确定的重大可再生能源建设项目，在建设用地指标方面给予重点支持，指导地方按照有关规定合理利用废弃土地、荒山荒坡、滩涂等资源建设可再生能源项目。强化资金要素保障，拓宽投融资渠道，创新适应可再生能源产业的融资方式和金融服务模式，建立和完善可再生能源产业链企业信用担保体系，提高中小企业融资能力，扩大融资规模，采取多种手段保障资金需求。

4.完善市场环境。加强落实可再生能源税收、土地、贷款等方面的优惠政策，营造良好的投资环境，进一步引导社会投资转向可再生能源领域，充分发挥公共部门投资可再生能源的积极性，营造良好的投资环境吸引国际投资主体。发挥市场配置资源的作用，通过竞争配置方式组织建设项目，以此引领技术进步和产业升级，促进成本下降，减少补贴需求，适应国家可再生能源补贴退坡的形势，同时加强可再生能开发利用市场的规范管理，着力营造有序竞争的市场环境。逐步建立完善的电力市场环境，积极衔接、有序推广国家可再生能源绿色电力证书交易，通过市场化方式部分解决可再生能源补贴问题。

十五、福建拓展海上风电产业链

2021年5月14日，福建省人民政府发布《关于印发加快建设“海上福建”推进海洋经济高质量发展三年行动方案（2021—2023年）的通知》。通知指出要拓展海上风电产业链。有序推进福州、宁德、莆田、漳州、平潭海上风电开发，坚持以资源开发带动产业发展，吸引有实力的大型企业来闽发展海洋工程装备制造等项目，不断延伸风电装备制造、安装运维等产业链，建设福州江阴等海上先进风电装备园区。规划建设深远海海上风电基地。推进海上风电与海洋养殖、海上旅游等融合发展，探索建设海洋综合试验场。

十六、甘肃省明确2021-2022年安排新增风电、光伏项目规模达1200万千瓦

2021年5月28日，甘肃省发改委发布《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》，载明2021-2022年，甘肃省安排新增风电、光伏发电项目建设规模1200万千瓦。其主要内容如下：

1.坚持权重引导、多元并网。经我委会同省电力公司研究测算，2021-2022年甘肃省拟安排新增风电、光伏项目规模1200万千万。建立并网多元保障机制，鼓励保障性并网范围以外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。

2.坚持整体规划、分期实施。各市州发改委（能源局）依据2021-2023年电力负荷增长及电网接入消纳条件，按照“建成并网一批、开工建设一批、谋划储备一批”的原则，以市州为单位会同当地电网企业编制三年整体开发方案，明确目标任务、建设布局、投产时序、消纳方案和保障措施。各地三年整体开发方案应突出工作重点。

3.加快推进存量项目建设。对长期核准（备案）而不建设的项目，及时组织清理，对确实不具备建设条件的项目，应及时予以废止。

4.保障措施具体包括：

(1) 公开竞争优选。按照《甘肃省风电、光伏发电项目竞争配置指导方案》，公开竞争配置条件和流程，按照公平公开的原则进行竞争性配置；

(2) 接网及消纳保障。省电力公司依据全省新能源发展目标，对非水电量最低消纳责任权重所必须的新增并网项目实行保障性并网，保障项目达到最低保障收购年利用小时数；

(3) 严格信息报送。严格执行可再生能源发电项目信息报送要求，相关市州发改委（能源局）按月组织风电企业在国家可再生能源发电项目信息管理平台填报、更新核准、开工、在建、并网等项目信息；

(4) 实行动态调整，省发改委将依据各地新能源存量项目实施情况、新增项目开工建设情况、储备项目前期工作落实情况，结合消纳权重目标，对风光电项目推进缓慢的市州，及时会同省电力公司研究调整风光电建设规模。

十七、广东促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展

2021年6月1日，广东省人民政府办公厅印发《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，主要内容如下：

(一) 发展目标

1.装机规模。到2021年底，全省海上风电累计建成投产装机容量达到400万千瓦；到2025年底，力争达到1800万千瓦，在全国率先实现平价并网。

2.产业发展。到2025年，全省海上风电整机制造年产能达到900台（套），基本建成集装备研发制造、工程设计、施工安装、运营维护于一体的具有国际竞争力的风电全产业链体系。

(二) 实施内容

1.加快推进项目建设。全力推动三峡阳西沙扒二三四五期，中广核汕尾后湖、惠州港口一，粤电阳江沙扒、湛江外罗二期，大唐汕头勒门Ⅰ，中节能阳江南鹏岛，南方电网珠海桂山二期，国家电投揭阳神泉一，华电阳江青洲三，粤电湛江新寮，国家电投湛江徐闻，明阳阳江沙扒等项目2021年底前全容量并网；推动汕尾甲子一、甲子二，惠州港口二PA、港口二PB，揭阳神泉二、靖海，汕头海门（场址一）、海门（场址二、场址三）、勒门（二）、洋东等项目，以及阳江近海深水区青洲、帆石场址项目和其他新增纳入规划的省管海域项目开工建设。

2.修编省海上风电发展规划。加大力度争取粤东千万千瓦级海上风电基地列入国家相关规划，推动开工建设；争取国家同意我省将新增省管海域场址纳入《广东省海上风电发展规划（2017—2030年）（修编）》，同步启动该规划修编工作；结合规划修编，推动粤西阳江、湛江海域海上风电项目规模化集中规划、连片开发，打造粤西千万千瓦级海上风电基地。

3.实施财政补贴。2022年起，省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，项目并网价格执行我省燃煤发电基准价（平价），推动项目开发由补贴向平价平稳过渡。其中：补贴范围为2018年底前已完成核准、在2022年至2024年全容量并网的省管海域项目，对2025年起并网的项目不再补贴；补贴标准为2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元；补贴资金由省财政设立海上风电补贴专项资金解决，具体补贴办法由省发展改革委会同省财政厅另行制定。鼓励相关地市政府配套财政资金支持项目建设和产业发展。

十八、广东大力推进风电项目建设

6月11日，广东省能源局发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，大力推进风电项目建设，主要内容如下：

1.2021年度保障性并网规模安排。确定2021年度我省风电、光伏发电保障性并网规模为900万千瓦，主要用于安排存量项目。2020年底前已核准且在有效期内的风电项目，2019年和2020年平价风电光伏发电项目、竞价光伏发电项目，以及屋顶分布式光伏发电项目直接纳入保障性并网范围。今年不组织保障性并网项目竞争性配置。

2.全力推进海上风电建设。全力推进三峡阳西沙扒二三四五期，中广核汕尾后湖、惠州港口一，粤电阳江沙扒、湛江外罗二期、湛江新寮，大唐汕头勒门I，中节能阳江南鹏岛，南方电网珠海桂山二期，国家电投揭阳神泉一、湛江徐闻，华电阳江青洲三，明阳阳江沙扒等项目全容量并网；同时，继续加强与军队、通信等部门沟通对接，按照“成熟一个、开工一个”的原则，推动汕尾甲子，惠州港口二，揭阳神泉二、靖海，汕头洋东、海门、勒门（二），以及阳江青洲、帆石场址等项目有序开工建设。

3.有序推进陆上风电建设。积极推动已核准项目加快落实开工条件，尽快开工建设，确保在规定时限内建成投产。

4.加快接网工程建设。电网企业要简化接网流程及办理手续，加快接网工程建设，对已具备接网条件的项目做到“能并尽并”，不得以项目未纳入保障性并网范围或平价名单为由延缓或拒绝办理接网手续，同时进一步拓展接网消纳空间。

十九、山东建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制

2021年6月15日，山东省能源局发布《关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制。其主要内容如下：

1.建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制。2018年底前已核准且在核准有效期内的风电项目，列入2020年国家竞价补贴清单但仍未并网的在建光伏发电项目，2019年、2020年的平价风电、光伏发电示范项目和竞价转平价等项目，纳入我省2021年保障性并网的存量项目，由电网企业实行保障性并网。

2.严格保障性并网项目建成投产时限。2019年和2020年国家公布的竞价、平价光伏发电项目，须在2021年底前全容量建成并网；其余项目须在2022年底前全容量建成并网。对于未按上述要求按期建成并网的项目将移出保障性并网项目名单，后续可按市场化并网项目重新申报。

3. 落实消纳责任推动可再生能源项目开发建设。新上光伏发电鼓励和支持农光、渔光等融合发展，风电项目重点考虑在盐碱滩涂范围内规划建设风光储一体化项目。

二十、四川制定风电资源开发指导意见

2021年6月13日，四川省发改委印发关于《四川省“十四五”光伏、风电资源开发若干指导意见》的通知，就风电资源开发提出以下指导意见：

(一) 发展目标

到2025年底建成光伏、风电发电装机容量各1000万千瓦以上。

(二) 开发模式

1.风光水互补开发。将流域梯级水电站周边一定范围内的光伏、风电就近接入水电站，利用水电站互补调节和其通道送出，提高送出通道利用率。按照国家“十四五”风光水一体化可再生能源综合开发基地建设要求，规划建设金沙江上游、金沙江下游、雅砻江流域、大渡河中上游4个风光水一体化可再生能源综合开发基地。推进其他流域水库电站风光水互补开发。

2.“1+N”开发。通过光伏、风电资源开发，带动当地产业（农业、林业、牧业、渔业、旅游业、制造业等）发展、生态环境治理、乡村振兴等，形成“1+N”开发模式。

(三) 市场化确定项目法人

1.综合评价。采用多评价因素进行综合评价优选项目法人，评价因素主要包括企业能力、技术方案、产业带动、上网电价以及当地经济社会融合发展要求等。

2.电价竞争。明确开发技术、环保水保要求、土地政策等开发边界条件，光伏项目以上网电价为唯一竞争因素，风电项目以上网电价为主要竞争因素。

(四) 加强配套送出工程建设

支持国网四川省电力公司加快构建以新能源为主体的新型电力系统，提升电网接纳新能源的能力，保障系统安全，并根据光伏、风电基地规划同步建设配套送出工程，保障基地项目发电上网需要。项目法人与国网四川省电力公司签订购售电等有关协议，外送电量由国网四川省电力公司负责结算。

(五) 完善有关电价政策

结合电力市场化改革和电价形成机制改革相关要求，对新增光伏及风电项目，通过综合评价方式确定项目法人的，执行国家和省上网电价有关政策；通过电价竞争方式确定项目法人的，由竞价形成上网电价，且不得超过我省光伏、风电指导价。上述竞价方式确定的电价均为平、枯水期上网电价，丰水期上网电价按照省新能源发电项目参与电力市场化交易有关政策执行。

适时提高光伏、风电参与跨省跨区电力市场化交易规模，充分发挥市场机制作用，提高其市场竞争力，推动光伏、风电产业健康可持续发展。

二十一、河南储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上的新能源项目同等条件优先开发、优先并网、优先保障消纳

2021年6月15日，河南省发改委、国家能源局河南监管办公室发布《关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见》，意见指出要加强“新能源+储能”项目激励。对储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上的新能源项目，在同等条件下优先获得风光资源开发权，由电网企业优先并网、优先保障消纳。

二十二、广西组织申报2021年陆上风电、光伏发电项目

2021年6月18日，广西壮族自治区发改委印发《关于申报2021年陆上风电、光伏发电项目》的通知，组织申报2021年陆上风电、光伏发电项目，其主要内容如下：

1. 建设规模。广西拟新增风电保障性并网项目建设指标500万千瓦左右。

2. 申报项目类型。2021年我区陆上风电和集中式光伏发电项目申报分为保障性并网项目和市场化并网项目两类，其中保障性并网项目采取竞争性配置方式，市场化并网项目在满足一定技术要求后鼓励加快建设。

3. 申报要求

(1) 每个项目只能选择保障性并网或市场化并网其中一种类型申报，不允许同时申报保障性指标和市场化指标。保障性并网的单个光伏项目规模不超过15万千瓦（含）。市场化并网的项目总规模原则上不作限制，每个项目要提出具体建设方案，总装机容量在50万千瓦及以上的项目要明确建设时序，分年度建设，有序投产。

(2) 每个企业（按二级公司）保障性并网风电和光伏发电项目容量指标均不得超过全区风电、光伏发电年度安排保障性指标容量的10%。

4. 事中事后监管要求

(1) 2020年底以前获得建设指标的存量项目在2021年和2022年并网的直接纳入保障性并网项目范围。2019年及以前获得建设指标的光伏项目，2021年底前未全容量并网的，不再纳入保障性并网项目范围，需满足市场化并网条件方予并网，2022年6月底仍未并网的，项目建设指标作废。2020年获得建设指标的光伏项目未在2022年底前全容量并网的，不再纳入保障性并网项目范围，需满足市场化并网条件方予并网。

(2) 定期对列入年度建设方案项目的建设情况进行监管。保障性并网项目，从年底建设方案发布之日起，光伏项目半年内未完成20%及以上投资及10%以上组件安装，一年内未完成升压站主体建设、设备安装及50%以上组件安装的，不再纳入保障性并网项目范围；两年内未建成投产的，取消建设指标，项目予以废止。

(3) 不定期联合电网企业或笫三方机构对企业各项承诺事项实施情况进行演检查，如发现未如期履行承诺事项，获得保障性并网建设指标的项目，收回建设指标，不再纳入保障性并网项目范围，市场化并网的项目不予并网直至承诺事项履行完毕为止.

(4) 根据国家能源局《关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》、《坚决制止新建电源项目投产前的投机行为》等有关文件规定，严禁投产前倒卖项目核准（备案）文件，一经发现，将相关企业列入失信联合惩戒对象名单.

二十三、河南明确新建项目单体规模应在10万千万以上，改（扩）建项目单体规模应在5万千万及以上

2021年6月21日，河南省发展和改革委员会印发《关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，对2021年河南省境内风、光存量项目、增量项目及项目考核机制进行了规定，其主要内容如下：

1. 加快存量项目建设。按照国家要求，2020年底前依法获得核准且在核准有效期内的风电项目、2019年和2020年平价风电光伏项目，直接纳入保障性并网项目范围。原则上应于2021年底前建成并网，对于明显超出合理工期的存量项目（风电项目自核准之日起超过3年），不支持项目业主及主要投资方在豫继续开发新能源项目，对确实不具备建设条件的，各地应及时予以废止。

2. 新增项目分类管理。突出规模效应，集中式风电新建项目单体规模应在10万千瓦及以上、改（扩）建项目单体规模应在5万千瓦及以上。前期工作扎实、基本完成颠覆性因素排查的风电项目，均可参加2021年新增风电项目申报。

3. 建立和完善激励惩戒机制。各批次风电项目应按照规定时间完成项目核准、全容量并网。逾期未核准的项目自动调出；逾期未全容量并网项目不再优先享受并网条件，须落实市场化并网条件后，再由发电企业予以并网。逾期未核准（全容量并网）的项目，项目业主及主要投资方暂缓2年在豫申报新能源项目；项目所在地市暂缓1年申报新能源项目，并在相应年度“双控”考核中进行评价。对项目建设标准高、创新开发模式具有引领作用的，在后续项目建设中优先支持。

4. 其他事项。主要包括：提升营商环境、做好工作衔接、优化 涉网服务、加强重点引导等。

二十四、吉林明确风电项目的重点支持方向及分配方式

2021年6月，吉林省能源局印发《吉林省风电、光伏发电项目分配实施细则》，明确风电项目的重点支持方向以及分配方式，其主要内容如下：

(一) 重点支持方向

1. 发展区域方面。根据吉林省“三个五”战略、中东西三大板块和“一主、六双”产业空间布局，重点支持“陆上风光三峡”建设，全力推进国家级新能源保障基地发展。

2. 开发主体方面。重点支持为我省能源产业高质量发展做出突出贡献的大型央企和省属企业、对我省清洁能源装备制造产业链发展起到推动作用的行业头部企业以及省重点招商引资企业。

3. 项目模式方面。优先鼓励国家组织实施的专项或示范工程；鼓励“源网荷储一体化和多能互补”项目开发建设；鼓励与风电、光伏发电、储能、氢能等配套上下游产业链相结合；鼓励资源集中连片开发；鼓励项目参与电力市场化交易。

(二) 分配方式

1. 采用自带负荷、直接配置、竞争配置相结合方式，确定风电、光伏发电项目建设计划。

2. 自带负荷建设计划。对新投资建设、增量电量较大（新增年用电量5亿千瓦时以上）、并且无法在已规划绿电园区建设的项目，在落实增量电量后（以新投资项目投产后一年实际耗电量为准），可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，将增量电量折算为新能源项目装机容量，由省级能源主管部门为相应企业配置风电、光伏发电项目建设计划。

3. 直接配置建设计划。从总消纳空间中剔除增量负荷配置建设计划后，拿出40%的容量，平均分配给调峰能力在100万千瓦以上并且存量清洁供热机组总容量在200万千瓦以上的电力企业以及年产量800万吨以上的煤炭生产企业，直至其风电、光伏发电项目总容量与最大电网调峰能力（煤炭产量800万吨参照调峰能力100万千瓦执行）一致。

4. 竞争配置建设计划。剔除增量负荷配置建设计划和直接配置建设计划后，剩余容量由省级能源主管部门通过竞争性配置方式确定风电、光伏发电项目建设计划。