国家能源局3月初，发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，该意见稿对未来指标分配作出重大调整，部分朋友表示看不太明白，在此联盟特别准备一篇“一眼看懂”的分析文章供行业参考。
此次意见稿，主要的目的是明确无补贴之后的指标分配模式，即指标总量多少和如何分配。
整个文件，重点有三：
明确各省需要新建光伏风电总量的计算方法，由省级能源主管部门负责落实；
明确无补贴项目不是随便想建就建，有分配机制，要么竞价，要么新的项目分配与老项目退补挂钩；
保障性并网和市场化并网两种指标，待遇有差别，类似A组和B组；
接下来逐条细化分析：
各省需要新建多少光伏风电
国家能源局给各省一个可再生能源消纳量的考核指标，本身考核就有两个档，一个是最低的非水可再生能源比例，一个是激励的非水可再生能源比例，通常激励考核比最低考核高10%。高于激励的部分，有一些优惠政策，例如不算双控指标。
各省根据国家给的消纳量考核，结合本地的全社会用电总量，自己测算：
外来的绿电-输出的绿电+本地生产的绿电=本地消纳的绿电
因此，本地的绿电不对等本地的装机。各地根据资源情况，自己决定风电和光伏的比例和数量。
指标分配的两种模式
由政府设立的法律援助机构或者非政府设立的合法律所组织法律援助的律师。
第一种分配模式，电价竞价，具体细节由地方政府来主导。通常地方政府也不希望降电价，更希望平价上网然后让发电企业在其他方面为地方多做贡献。除非，地方想要低电价然后来作为招商的优惠条件，那么这些地方将有较强的动力降电价。各省的细节各省自己掌握。
第二种分配模式，就是市场上现在讨论最多的，老项目退补来换新项目指标。文件明确“原则上各省应有不少于三分之一的保障性并网规模定向用于存在欠补的企业以减补获得保障性并网资格”。就是说，1/3无成本并网的项目，将由老项目退补来取得，具体退补多少，补多少，文件没说，由地方政府自己掌握。
这种分配模式大体上，相当于开发企业的开发经费来抵掉拖欠的补贴。如何价格合理，相信不少央企还是很愿意的，省时省力，指标到手。这种创新的模式以前从未有过，一下子就交给地方政府操办，难度不小。很多人对这种退补换指标颇有微词，但是这恐怕是补贴拖欠难以解决的无奈之举。毕竟也是自愿参与，还有2/3的保障性指标可以竞价。
保障性并网和市场化并网有什么区别
文件这次提出保障性并网和市场化并网两个新名词。
结合上下文来看，就是电网包并网（无成本并网）和自己额外花代价并网的意思，我们简称A组，B组。
A组项目的就是能够完成可再生能源消纳的基本盘，获得途径是要么竞价（2/3）要么退补换指标（1/3）。B组项目，需要通过市场化的手段购买消纳能力。怎么购买，买什么模式，现在不清楚，估计电网来决定。
写到这里，政策大的框架已经很清晰，从现有的情况来看，未来：
电网的决策分量，将进一步加重，特别是在B组项目上，基本是电网决定项目落地。因此，这个与我们之前的预测完全符合，即可再生能源增长的过程中，电网的重要性将进一步加强。
几个小要点：
2021年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到11%左右基本对应的是2020年并网的项目，2021年新增项目基本上当年起不到太大作用。
2021的户用，仍然有补贴。
鼓励分布式市场化交易，电网公布配网的可接入容量信息。
本次解读，仅限于分析2021年2月26日，国家能源局就2021年风电、光伏发电开发建设事项征求意见稿。未来正式政策有可能有很大变化，请知悉。
政策原文件如下：
关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知
（征求意见稿）
2021年是“十四五”开局之年，风电、光伏发电进入新发展阶段。为持续推动风电、光伏发电高质量发展，现就2021年风电、光伏发电开发建设有关事项通知如下：
一、总体要求
贯彻习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实2030年前碳达峰、2060年前碳中和，2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上等目标任务，坚持目标导向，完善发展机制，释放消纳空间，优化发展环境，充分发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，坚持存量增量并举、集中式分布式并举，持续加快推动风电、光伏发电项目开发建设。2021年，风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右。
二、强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制
按照目标导向和责任共担原则，国家下达2021年度及“十四五”末各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重。各省级能源主管部门依据本区域非水电消纳责任权重，积极推动本地区风电、光伏发电项目建设和跨省区电力交易，合理确定本地区2021年风电、光伏发电项目年度新增并网规模和新增核准（备案）规模，认真组织做好项目开发建设和储备工作。
三、建立并网消纳多元保障机制
国家建立保障性并网、市场化并网等并网消纳多元保障机制。
保障性并网指各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机由电网企业保障并网。市场化并网指超出保障性消纳规模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，在落实抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等新增并网消纳条件后，由电网企业保障并网。
纳入保障性并网规模的项目由各省级能源主管部门以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展竞争性配置。优先鼓励保障性并网规模与减补金额相挂钩，原则上各省应有不少于三分之一的保障性并网规模定向用于存在欠补的企业以减补获得保障性并网资格。
建立省际保障性并网规模置换机制，各地保障性并网规模当年使用、跨年作废，通过新增跨省跨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，相应调减受端省份保障性并网规模并调增至送端省份。
四、积极推进存量项目建设
各省级能源主管部门要认真组织“十三五”期间核准（备案）的存量项目建设，促进项目尽早建成投产。
2018年底前核准但2020年仍未并网的在建陆上风电项目，列入2020年国家竞价补贴清单但2021年上半年仍未并网的在建光伏发电项目，以及2019年和2020年核准（备案）的竞价风电项目和平价风电、光伏发电示范项目等存量项目如在2021年底前并网的均直接纳入2021年保障性并网规模。
2018年底前核准但2020年底前尚未并网的在建陆上风电项目、列入2020年国家竞价补贴清单但2021年上半年仍未并网的在建光伏发电项目，如2021年底前仍不能并网的，不再纳入后续年度保障性并网规模。
五、稳步推进户用光伏发电
2021年户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度为 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。户用光伏发电项目不占用年度保障并网规模，直接并网消纳。
六、加快开展项目储备和建设
各省级能源主管部门要加快开发论证，落实建设条件，抓紧核准（备案）一批新增项目，并推动开工建设，确保后续年度并网规模，实现接续发展。
积极推进分布式光伏发电和分散式风电建设。结合乡村振兴战略，启动“千乡万村驭风计划”和“千乡万村沐光行动”。鼓励通过试点确定过网费标准，建立商业模式，实现分布式市场化交易。电网企业及时向社会公布配电网可接入容量信息。
有序推进基地项目建设。加快推进山西晋北、新疆准东、青海海南州、东北扎鲁特等存量新能源基地项目建设。结合“十四五”规划，加快推进青海海西州、云贵川水风光一体化基地、黄河几字湾等新增新能源基地规划论证，启动一批条件成熟的项目建设。
有序推动海上风电发展。结合“十四五”规划组织省级海上风电规划修编，会同自然资源部门出台深远海海上风电规划及管理办法，启动深远海海上风电示范。各地要积极出台海上风电投资补贴、度电补贴等激励政策，支撑产业持续健康发展。
启动老旧风电项目技改升级。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。鼓励地方开展试点，在试点基础上，国家出台政策，地方制定具体细则并组织实施，促进风电产业提质增效和循环发展。
创新推动示范项目建设。鼓励新能源企业创新发展模式，建设一批离网型新能源发电项目。推进“光伏+光热”、光伏治沙、新能源实验实证平台、“新能源+储能”、新能源与氢能融合利用等示范工程，进一步探索新模式新业态。
七、地方政府自主组织项目建设
各省级能源主管部门应按照国家明确的本地消纳责任权重，测算确定2021、2022年年度保障性并网规模；组织2021年拟并网的存量项目纳入2021年度保障性并网规模；根据2021年度保障存量项目并网后剩余保障性并网规模和2022年度保障性并网规模，按照前述原则编制竞争性配置方案，组织开展保障性并网竞争性配置，确定纳入2021、2022年度保障性并网规模的新增项目。同时，组织超出保障性并网规模且仍有并网意愿的新增项目通过市场化方式落实新增并网消纳条件。在此基础上，编制年度项目开发建设方案，有序组织项目开发建设，并协调电网企业保障项目并网接入。保障性并网竞争性配置及市场化并网工作应由省级能源主管部门组织，不得下放地方。
八、电网企业积极做好并网消纳工作
国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司要完善电网网架结构和调度交易机制，落实年度保障消纳能力。对保障消纳能力范围内以及超出保证消纳能力范围但已落实新增消纳能力的项目，要切实采取有效措施，做好项目接网，确保“能并尽并”。要充分利用现代信息技术会同全国新能源消纳监测预警中心落实按月监测、按季评估，滚动公布各省级区域并网消纳情况及预测分析，引导发电企业理性投资、有序建设。
九、发电企业积极推进项目建设
发电企业要综合考虑项目所在地区相关规划执行情况、风电光伏发电监测预警结果及保障消纳能力等，自主决策项目投资；按照核准（备案）文件要求，在落实各项建设条件的前提下，加快组织项目建设；积极创新模式，探索风电、光伏发电开发利用新模式、新业态；加强工程质量管控，确保建设安全和生产安全。
十、严格执行项目信息报送制度
健全落实风电、光伏发电开发建设信息月报制度，各省级能源主管部门按月报送新核准（备案）项目装机、并网项目装机、基地和示范项目建设进展等情况。国家可再生能源信息管理中心按月统计并报国务院能源主管部门，抄送各省级能源主管部门和相关派出机构。
十一、加强事中事后监管，保障政策落实
我局牵头组织清洁能源消纳综合监管，各派出机构要加强辖区内风电、光伏发电规划落实、消纳能力保障、项目竞争配置、电网送出工程、可再生能源电力消纳保障机制的组织和执行情况等事项的监管，有关情况及时报送我局。
十二、加强政策激励，营造良好发展环境
支持地方结合本地实际，出台海上风电、分散式风电、户用光伏、自调节分布式系统、离网分布式发电项目等激励政策，调动社会资本参与风电、光伏发电建设积极性。各级地方能源主管部门要加大与本地区自然资源、林业草原、生态环境、住房建设等部门的协调，落实项目用地用海，进一步出台土地、财税和金融等优惠政策，推动降低非技术成本，为项目开发建设创造有利条件。
