2021年上半年即將進入尾聲，光伏行業(yè)往年轟轟烈烈的“630”搶裝在今年產(chǎn)業(yè)鏈價格的極端漲幅之下失去了往日的喧囂。
伴隨“十四五”光伏首個全面平價之年的開啟，國家能源局《關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》、國家發(fā)改委《關于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關事項的通知》、以及兩部委聯(lián)合印發(fā)的《關于2021年可再生能源電力消納責任權(quán)重及有關事項的通知》三大指導文件下發(fā)后，各地方政府的相關細則性文件也逐步開始印發(fā)。
截止到目前為止，甘肅、河南、天津、河北、廣西、山東、吉林、廣東、湖北、江西、貴州等十一省市已陸續(xù)公布2021年風、光項目建設管理辦法或競爭性配置文件，各省市2021年明確安排的風、光規(guī)模已經(jīng)達到69.19GW。
江西、貴州已經(jīng)率先完成2021年部分光伏項目的遴選工作，其中江西3.03GW，貴州兩批15.89GW。
另外，各省市公布2021年風、光項目建設管理辦法或競爭性配置文件陸續(xù)出臺的同時，部分省份的“十四五”規(guī)劃或中長期規(guī)劃也逐漸揭曉。內(nèi)蒙古三年擬安排分布式光伏2.4GW，四川、山東、河南三省規(guī)劃95GW，浙江僅光伏擬規(guī)劃12.3GW。
從各省市下發(fā)的2021年及“十四五”文件披露的數(shù)據(jù)來看，光伏、風電規(guī)模已經(jīng)達到近179GW。
各省市具體情況見下：
注：上述數(shù)據(jù)來源文件，由于規(guī)模屬性繁雜，故僅作簡單參考
風、光全面平價時代，項目審批權(quán)限已經(jīng)逐步下放到地方政府，相應的風、光項目建設管理辦法從各省市的文件來看，也呈現(xiàn)出一定相似性和差異性。
以國家能源局和國家發(fā)改委印發(fā)的兩份文件為大綱，各省文件在大方向基本遵從了存量項目納入保障性規(guī)模、市場化規(guī)模落實電網(wǎng)條件、分布式規(guī)模不限制等幾點要求。
此外，各省市文件均明確提出項目申報需落實土地、且取得支持性文件，絕大部分省市則提出配置儲能的要求，但在項目具體分配方式以及競爭性配置方面則出入較大。
像湖北省，文件明確提出通過制造業(yè)配套的方式安排5GW風、光項目規(guī)模，并對應了具體的投資額度以及按制造業(yè)建設進度逐步分配項目的方式；吉林省雖未明確提出產(chǎn)業(yè)配套，但其競爭要素中，當?shù)亟?jīng)濟貢獻占比分值超40%。其他省份大多明確要求嚴禁項目配套，政府不得以與項目無關理由附加額外要求。
另外，甘肅省項目競爭配置細則中則明確表示要求項目通過競爭電價的方式進行分配，這也是目前為止唯二要求競價的省份。另一省份則是四川省在“十四五”風、光開發(fā)指導意見中表示，新增光伏及風電項目，通過綜合評價方式確定項目法人的，執(zhí)行國家和省上網(wǎng)電價有關政策；通過電價競爭方式確定項目法人的，由競價形成上網(wǎng)電價，且不得超過四川光伏、風電指導價。
需要注意的是，競爭性配置細則當中，項目前期開展深度往往占比分值比較高，最高達到50%，而各省份儲能配置情況占比大約在10%～30%左右。
隨著光伏累計裝機量的不斷增長，可利用土地逐步減少的情況下，土地正在成為制約項目落地的關鍵因素，為防止批而不建，各地方政府對此都給予了較高的重視；另一方面，合理配置儲能可有效降低大批量風、光電力接入對電網(wǎng)的沖擊，同時也是保障消納的重要手段。
值得強調(diào)的是，各省市對存量光伏項目，即2019和2020年國家公布的競價、平價光伏發(fā)電項目全部要求年底并網(wǎng)，逾期將取消項目指標，并對應不同的懲罰措施。
為更好的探討分布式光伏的發(fā)展模式，探索整縣推進如何落地，助力地方分布式光伏健康持續(xù)發(fā)展，2021年7月16日，由光伏們、光伏盒子主辦的陜西分布式光伏研討會將在西安舉辦，邀請當?shù)卣畽C構(gòu)、光伏投資商、光伏開發(fā)商、光伏EPC、戶用光伏從業(yè)者、光伏安裝商、光伏經(jīng)銷商、光伏企業(yè)、電力企業(yè)、協(xié)會、金融投資機構(gòu)和其他機構(gòu)代表等，共同探索陜西分布式光伏市場巨大潛力。
（掃描文末二維碼參會）
各省重點內(nèi)容及原文件見下（點擊標記內(nèi)容跳轉(zhuǎn)原文）：
《河北2021保障項目規(guī)模：光伏11GW、風電5GW，分布式不限制》：根據(jù)文件，河北省存量風、光項目可直接納入保障性并網(wǎng)規(guī)模，新增并網(wǎng)的保障性并網(wǎng)項目需要競爭性配置組織優(yōu)選項目。為完成2021年非水電最低消納責任，光伏保障性并網(wǎng)項目規(guī)模為11GW，涉及11個市區(qū)；風電保障性并網(wǎng)規(guī)模為5GW，僅允許承德與張家口申報。即2021年河北省風電、光伏保障性并網(wǎng)項目規(guī)模為16GW，戶用與分布式光伏則不包含在內(nèi)。在光伏保障性項目競爭配置方面，項目前期工作占比最高為45%，其中土地落實與支持性文件占比為35%，儲能配置方面占比10%，組件與逆變器的技術先進性占比10%。
《甘肅啟動風、光申報：兩年新增12GW，要求競電價、配儲能》：明確2021-2022年甘肅省安排新增風電、光伏發(fā)電項目建設規(guī)模1200萬千瓦。競爭確定電價，參與競爭配置的風電、光伏發(fā)電項目通過競爭方式配置并確定上網(wǎng)電價，各項目申報的上網(wǎng)電價不得高于國家規(guī)定的同類資源區(qū)指導價，同時不得設置競爭最低限價。在配置儲能方面，河西地區(qū)（酒泉、嘉峪關、金昌、張掖、武威）最低按電站裝機容量的10%配置，其他地區(qū)最低按電站裝機容量的5%配置，儲能設施連續(xù)儲能時長均不低于2小時，儲能電池等設備滿足行業(yè)相關標準。
《天津啟動2021年風、光申報：50MW以上配儲能，分布式無限制》：項目申報要滿足與屬地政府簽署相應投資開發(fā)協(xié)議、有明確項目場址且簽署土地租賃協(xié)議以及相關手續(xù)獲取、政策支持性文件等。另外，規(guī)模超過50MW的項目要承諾配套建設一定比例的儲能設施或提供相應的調(diào)峰能力，光伏為10%，風電為15%，且儲能設施須在發(fā)電項目并網(wǎng)后兩年內(nèi)建成投運。在競爭配置評分細則方面，儲能占比為30%、前期工作深度占比為50%。需要注意的是，相同或臨近地點建設的歸屬同一集團公司的多個項目，單體容量不超過50MW的，全部視為同一項目。另外要強調(diào)的是，項目業(yè)主在天津若存在2018年及以前核準未開工的風電項目，以及備案2年以上未開工的光伏發(fā)電項目（含分布式），每存在一個扣1分，允許出現(xiàn)負分。
《河南：消納指引空間4GW，啟動風、光市場化項目申報》：經(jīng)測算，存量項目按期建成后，可支撐河南省2021年和2022年非水電消納責任權(quán)重目標，河南今年將不再組織新增保障性并網(wǎng)項目。根據(jù)河南省新能源電力消納指引，共分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類地區(qū)，今年I類、II類地區(qū)消納容量共計400萬千瓦。其中III類地區(qū)擬建項目和I類、II類地區(qū)優(yōu)選后仍有建設意愿的風電項目（項目均須滿足《風電項目量化評優(yōu)細則》基本條件），由各省轄市統(tǒng)一組織，進一步落實并網(wǎng)條件、編制市場化并網(wǎng)方案后，于7月30日前報送河南發(fā)改委。
《光伏保障性規(guī)模4GW！廣西啟動2021年風、光項目優(yōu)選，土地分占比30%，分布式不限》：廣西2021年擬新增風電保障性并網(wǎng)項目建設指標500萬千瓦左右，光伏保障性并網(wǎng)項目建設指標400萬千瓦左右。項目申報分為保障性并網(wǎng)項目和市場化并網(wǎng)項目兩類。保障性并網(wǎng)的單個風電項目規(guī)模不超過20萬千瓦（含），單個光伏項目規(guī)模不超過15萬千瓦（含）。市場化并網(wǎng)的項目總規(guī)模原則上不作限制，每個項目要提出具體建設方案，總裝機容量在50萬千瓦及以上的項目要明確建設時序，分年度建設，有序投產(chǎn)。此外，保障性并網(wǎng)項目于2021年6月30日前報送，市場化并網(wǎng)項目擬采取滾動報送方式。
《市場化項目6月29日前上報，山東2021年風電、光伏項目建設管理辦法正式印發(fā)》：2019和2020年國家公布的競價、平價光伏發(fā)電項目，須在2021年底前全容量建成并網(wǎng)；其余項目須在2022年底前全容量建成并網(wǎng)。未按時并網(wǎng)的項目將被移除保障性項目名單，后續(xù)按市場化并網(wǎng)手續(xù)申報。供電企業(yè)要加強接網(wǎng)工程建設，不得附加政策規(guī)定以外的條件。地方政府要作出“沒有以資源出讓、企業(yè)援建和捐贈等名義變相向項目單位收費，沒有強制要求項目直接出讓股份或收益用于應由政府承擔的各項事務，沒有強制要求將采購本地設備作為捆綁條件，沒有將配套產(chǎn)業(yè)作為項目開發(fā)門檻”的承諾。
《當?shù)刎暙I占比40%，吉林明確風、光三大分配方式》：吉林省將按照自帶負荷、直接配置、競爭配置三種方式確定風、光項目建設規(guī)劃。自帶負荷的方式主要針對在吉林新投資建設、增量電量在5億千瓦時以上且無法在綠電園區(qū)建設的項目，可通過市場化方式將增量電量折算為新能源項目裝機容量配置于相應企業(yè)。直接配置方式主要針對省內(nèi)傳統(tǒng)能源企業(yè)，將總消納空間剔除負荷配置容量后的40%平均分配給調(diào)峰能力在100萬千瓦以上且清潔供熱機組總?cè)萘吭?00萬千瓦以上的電力企業(yè)以及年產(chǎn)量800萬噸以上的煤炭生產(chǎn)企業(yè)，直至總?cè)萘颗c最大電網(wǎng)調(diào)峰能力一致。競爭配置規(guī)模主要為在剔除上述兩類項目規(guī)模后的剩余容量，按照申報企業(yè)的排名依次配置，直至無剩余消納空間。1—5名按照申報規(guī)模配置90～100%，6—10名配置70～80%，其余項目按照40～50%進行配置。
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