三、六部门组织开展第二批智能光伏试点示范工作

2021年2月9日，工信部、住建部、交通运输部、农业农村部、国家能源局、国家乡村振兴局发布《关于开展第二批智能光伏试点示范的通知》，指出支持建设一批智能光伏示范项目，包括应用智能光伏产品，融合大数据、互联网和人工智能，为用户提供智能光伏服务的项目。通知从申报条件、组织实施、管理和激励措施几个方面对试点工作做出了部署。

四、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。

五、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。监管方案的主要内容如下：

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。

六、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。

七、国家能源局发布“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案

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工作给出指导意见，其主要内容如下：

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。

八、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》，明确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。

九、《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：

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。

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。

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。

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。

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。

十、《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。

十一、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。

十二、《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《全国一体化大数据中心协同创新体系算力枢纽实施方案》，指出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。

十四、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，这意味着光伏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。

十五、国家能源局组织开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作

2021年6月20日，国家能源局印发《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，通知指出为加快推进屋顶分布式光伏发展，拟在全国组织开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作，其主要内容如下：

(一) 申报试点条件

申报开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏开发试点的县（市、区）应符合以下条件：

1. 具有比较丰富的屋顶资源，有利于规模化开发屋顶分布式光伏。

2. 有较高的开发利用积极性，具有整合各方面资源、以整县方式开发建设的条件。

3. 有较好的电力消纳能力，特别是日间电力负荷较大，有利于充分发挥分布式光伏在保障电力供应中的积极作用。

4. 开发市场主体基本落实，开发建设积极性高，有实力推进试点项目建设。

5. 党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%;学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%;工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于30%;农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于20%。

(二) 落实保障措施

1. 试点县（市、区）政府要积极协调落实屋顶资源，营造有利于整县（市、区）推进工作的良好政策和营商环境。

2. 试点县（市、区）电网企业要密切配合各地试点方案编制工作，加强对配电网的升级改造，切实保障试点地区分布式光伏的大规模接入需求，做到“应接尽接”。

3. 试点地区要进一步完善和优化分布式光伏接网、备案等相关管理办法，鼓励实行项目整体打包备案。

(三) 加大政策支持

1. 试点地区屋顶分布式光伏由电网企业保障并网消纳。

2. 鼓励地方创新政策措施，通过财政补贴、整合乡村振兴各类项目资金等方式给予支持。

3. 鼓励试点县（市、区）按照《国家发展改革委国家能源局关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源［2017]1901号）等有关政策要求，积极组织屋顶光伏开展分布式发电市场化交易。

02

地方性政策

一、宁夏中卫市光伏项目用地收费标准为230元/亩·年

2021年1月7日，宁夏中卫市人民政府办公室发布《关于调整新能源光伏、风力发电项目用地租赁费收费标准的通知》，明确光伏项目用地收费标准为230元/亩·年，该标准暂定执行5年，该通知主要内容如下：

1. 收费范围：沙坡头区辖区内新能源光伏发电项目的电池组件、列阵占地（永久性建设用地除外）。

2. 收费标准：光伏项目用地收费标准：230元/亩·年。

3. 收费期限：2020年1月1日前取得用地手续的光伏项目，土地租赁费到期未缴纳（或未完全缴纳），该日期之前的使用年期按原收费标准一次性收取租赁费；该日期之后的使用年期按新标准收取租赁费。2020年1月1日之后取得用地手续的光伏项目土地租赁费按新标准实施，每3年收取一次租赁费。

二、西藏光伏发电上网电价将继续执行分类电价

2021年1月15日，西藏自治区人民政府发布《关于适当降低部分销售电价的通知》，明确西藏光伏发电上网电价将继续执行分类电价，其主要内容如下：

1. 光伏电站分类：（1）第Ⅰ类，集中式光伏电站；（2）第Ⅱ类，分布式光伏电站。分布式光伏发电企业在项目备案时可以选择“自发自用、余量上网”或“全额上网”中的一种模式；已按“自发自用、余量上网”模式执行的项目，在用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网”模式。选择“全额上网”模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，并不得再变回“自发自用、余量上网”模式。

2. 上网电价：第Ⅰ类集中式光伏发电项目为0.10元/千瓦时；第Ⅱ类分布式光伏发电项目，其中选择“全额上网”模式的为0.10 元/千瓦时，选择“自发自用、余量上网”模式的为0.25元/千瓦时。

3. 适当降低部分销售电价，原则上在全区范围内实行基本电价和电度电价“两部制电价”。

三、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》，载明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。

四、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。

五、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《2021年四川电力交易指导意见》，进一步规范电力市场化交易，其主要内容如下：

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。

六、山东加快推进光伏项目建设

2021年2月19日，山东省能源局发布《2021年全省能源工作指导意见》，推进采煤沉陷区光伏基地建设，建成新泰翟镇采煤塌陷地平价光伏等项目;支持利用厂房、商业建筑屋顶等，建设分布式光伏电站。

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，其主要内容如下：

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、内蒙古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《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》，内蒙古启动2021首批电力源网荷储一体化和多能互补项目申报工作，其主要内容如下：

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。

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、浙江乐清市调整分布式光伏补贴

2021年4月21日，浙江省乐清市人民政府发布《关于调整全市居民分布式光伏发电项目市级财政补贴的通知》，对分布式光伏补贴进行调整，其主要内容包括：

1. 对2021年4月30日之前并网的我市居民分布式光伏项目，以及2020年8月1日之前并网的非居民（工商业等）分布式光伏发电项目，并符合相关规定要求的，继续享受乐清市级财政补贴不变。

2. 对2021年5月1日之后并网的居民分布式光伏发电项目，符合相关规定要求的，乐清市级财政补贴调整至每千瓦时0.2元，有效期至2021年12月31日止。

3. 对2022年1月1日之后并网的居民分布式光伏发电项目，符合相关规定要求的，乐清市级财政补贴调整至每千瓦时0.1元，有效期至2022年12月31日止。

4. 2023年1月1日起取消乐清市级财政补贴。

十一、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，其主要内容如下：

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。

十二、西安明确2020年分布式光伏的补贴标准

2021年4月23日，西安市发布《关于申报2020年度分布式光伏补贴资金的通知》，明确2020年度分布式光伏补贴资金申报范围和补贴标准，具体内容如下：

1. 申报范围：2020年1月至2021年1月期间在园区内首次申领和延续的分布式发电项目（含光伏扶贫项目），项目全部使用市内企业生产的组件，组件转换率达到光伏“领跑者”先进技术标准，项目建设质量符合国家、行业或地方标准的。

2. 补贴标准：自项目并网起，给予投资人0.25元/度补贴，屋顶光伏电站项目，按照装机容量给予屋顶产权人10万元/兆瓦一次性补贴、同一屋顶产权人补贴不超过100万元。

十三、河南就进一步推动光伏发电项目高质量发展发布指导意见

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。

十四、山西省大力发展光伏、风电等可再生能源

2021年5月6日，山西省人民政府发布《山西省“十四五”新业态规划》，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。

十五、长沙市明确2021年度分布式光伏发电项目补贴标准

2021年5月10日，长沙市发改委发布《关于开展2021年度长沙市分布式光伏发电项目补贴申报的通知》，明确2021年度分布式光伏补贴资金申报范围和补贴标准，主要内容如：

1. 补贴范围为2020年12月31日前并网发电的分布式光伏项目。

2. 补贴标准为自并网发电之日起按其实际发电量给予0.1元/千瓦时补贴。

3. 补贴条件为：

(1) 家庭(个人)分布式光伏发电项目需建设完成，且并网发电。

(2) 单位(企业、机构、社区)建设的项目需满足以下条件:

a. 项目的投资主体已在长沙市行政区域内登记注册；

b. 项目竣工并投入运营，完成并网手续且并网发电。

十六、广州市对分布式光伏发电的项目投资方给予补贴

2021年5月12日，广州市黄浦区发改局等6部门印发《广州市黄浦区、广州开发区、广州高新区促进绿色低碳发展办法》，对推广应用新能源和可再生能源的项目进行扶持，其主要内容如下：

1. 对分布式光伏发电的项目投资方按照发电量给予补贴，补贴标准为0.15元/千瓦时[应用方（屋顶方）为非公共机构的]、0.3元/千瓦时[应用方（屋顶方）为公共机构的]。单个项目最高享受补贴时间为5年，补贴时间范围在本办法有效期内。由项目投资方于项目并网后在线持续运行6个月以上后提出申请。

2. 对采用合同能源管理模式建设分布式光伏发电项目应用方（屋顶方）按照项目装机容量给予一次性补贴，补贴标准为0.2元/瓦。单个项目最高补贴200万元。由应用方（屋顶方）于项目并网后在线持续运行6个月以上后提出申请。

十七、福建省因地制宜开展集中式光伏试点工作

2021年5月24日，福建省发改委下发《关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知》（闵发改能源〔2021〕316号），就集中式光伏电站试点项目的申报提出指导意见。具体内容如下：

(一) 统筹谋划光伏发电试点项目

根据各地光照资源和生态保护因素，福州、莆田、泉州、厦门、漳州分别可优选推荐5个项目、单个3万千瓦左右、总规模20万千瓦左右；宁德、南平、三明、龙岩、平潭可优先推荐3个、单个项目2万千瓦左右，总规模10万千瓦左右的光伏发电项目。在6月底前报福建省发改委，经组织论证审核后，确定一批项目作为2021年度福建省光伏发电试点项目，支持开发建设。

(二) 加强光伏发电试点项目审核优选

1. 准确把握光伏发电试点项目类型。列入集中式光伏发电试点的5个类型项目，包括近海养殖渔光互补项目、工业园区成片屋顶光伏项目、污水垃圾处理厂光伏项目、已完成生态修复的废弃矿区光伏项目、粮库光伏项目。

2. 认真审核光伏发电试点项目基本条件。列入集中式光伏发电试点项目，应当符合国土空间规划等相关要求，不占用生态红线，不造成新的生态破坏，不出现土地或生态退化趋势，不影响正常生成；应当取得相关方面的支持意见；应当配备一定规模的储能准备，原则上同步配备不少于开发规模10%的储能能力；应当具备相应前期工作基础，能在年内开发建设，且原则上可在年内全部建成并网。

3. 明确优选光伏发电试点项目审核程序。其中，近海养殖渔光互补、已完成生态修复的废弃矿区光伏项目，由省发改委按规定办理备案；工业园区成片屋顶光伏、污水垃圾处理厂光伏、粮库光伏项目，由属地发改部门办理备案。

(三) 积极做好光伏发电试点项目协调服务

光伏试点项目上网电价严格执行国家政策规定，项目单位需作出承诺；若国家要求开展竞价，项目单位需在建设方案中按照政策要求给出申报电价并作出承诺。

十八、广东省开展整县（市）推进户用和屋顶分布式光伏开发试点工作

2021年6月3日，广东省能源局印发《关于报送整县（市）推进户用和屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，指出为加快推进分布式光伏发电发展，国家能源局结合实施“千家万户沐光行动”，将组织开展整县（市）推进户用和屋顶分布式光伏开发试点工作，其主要内容如下：

1. 具备条件的地市原则上选取一个有代表性的县（市），提出整县（市）试点方案，充分利用农村屋顶、园区屋顶等资源条件开展试点。试点方案需包含试点区域范围、时间安排、任务节点、后期运维、利益分配、保障措施等内容。

2. 试点应充分考虑房屋质量安全、寿命期限、合规合法性等因素，并结合乡村振兴、农房改造、农网改造、园区建设等工作开展试点，鼓励创新开发合作模式、试点项目备案、接入方式等。

3. 编制试点方案时，应会同开发企业或咨询服务机构加强与农业农村、住建、工信、电网等部门沟通衔接，确保试点方案科学可行。

十九、广东省加快大幅提升光伏发电装机规模

6月11日，广东能源局发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，加快大幅提升光伏发电装机规模，其主要内容如下：

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. 加快大幅提升光伏发电装机规模。积极组织和推进保障性并网项目建设，确保在今年底前建成投产。已开工未并网项目，优先考虑纳入2022年保障性并网范围。支持后续新增备案项目加快落实建设条件，尽快开工建设，鼓励采取市场化方式并网，并网条件由发电企业与电网企业协商确定。对未纳入今年保障性并网范围且未采取市场化方式并网的项目，如今年底保障性并网规模仍有空间，将根据项目并网时序，按照“先并先得”的原则增补纳入今年保障性并网范围；如保障性并网规模无剩余空间，优先考虑纳入2022年保障性并网范围。

3. 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。

二十、四川制定光伏资源开发指导意见

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，就光伏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。

(四) 加强配套送出工程建设

(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我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、山东省建立保障性并网、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2019年、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存量项目，纳入我省保障性并网规模。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。

4. 积极有序建设分布式光伏发电项目。2021年全国户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度为5亿元，度电补贴额度按照价格主管部门发布的2021年相关政策执行。

二十二、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。

二十三、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。2021年拟新增光伏保障性并网项目建设指标400万千瓦左右。

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) 我委将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。

二十四、吉林明确光伏发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》，明确光伏发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

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，具体建设计划如下：

1. 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。

2. 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。

3. 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。

编辑：小颖 审核：摅羽返回搜狐，查看更多