5月20日下午，山东省能源局组织召开2021年山东省发电调度暨电力技术监督工作会议，省能源局党组成员、副局长王福栋同志出席会议并讲话。

会议表彰了发电调度工作先进单位、先进个人及网源协调性能十大金牌机组和电力技术监督工作先进单位，总结了2020年全省发电调度及电力技术监督工作情况，全面分析了当前“双碳”远景目标下，电力行业所面临的新形势，以及“构建以新能源为主体的新型电力系统”对行业提出的新要求，部署安排了今年及“十四五”期间发电调度及电力技术监督重点工作。

会议指出，在当前能源结构调整工作不断深入的背景下，山东省发供电企业凝聚共识、主动担当、积极作为，全面提升技术监督质量及调度运行管理水平，出色完成了电力供应保障任务，有力支撑了全省经济社会稳中向好发展。“十四五”期间，电力供给侧向清洁型转变的方向已成定局，增量用电将主要依靠新能源和可再生能源，煤电机组将逐步由电量型电源向调节性电源转变。全省各级各部门和电力企业务必要高度重视，增强工作的前瞻性和预见性，超前谋划、强化措施，确保全省电力系统安全稳定运行。

一是要积极面对新型电力系统建设新形势。各煤电企业要科学研判形势，提前谋划定位，加快实施机组提质增效改造。新能源企业要逐步进入电力市场，有序开展电力技术监督，满足涉网性能等技术标准。电网企业要统筹好安全保供和清洁低碳的相关要求，研究完善新能源优先消纳调度运行机制并做好组织落实。

二是要全面提高电力系统调节能力。存量的煤电机组，要按照纯凝30%、抽凝40%的最小技术出力水平进行改造，“十四五”规划建设的机组，要在设备选型时优先考虑灵活性调整能力，达到纯凝20%、抽凝30%的调整水平，热电比低于50%的抽凝机组，要参照纯凝机组进行改造。新能源企业要严格落实山东省“新能源场站原则上配套不低于10%储能设施”的政策措施，积极参与电力市场。

三是要切实提升电力运行管理水平。各发电企业要提高政治站位，加大储煤力度，采取有效措施提高电煤库存，加强设备检修维护，降低临故修和降出力水平，确保迎峰度夏期间满发稳供。电网企业要进一步强化统一调度管理，尽快编制事故拉路序位，严控电网安全底线，全面提升基础保障、过程管控和应急处置能力，为庆祝建党100周年营造安全稳定的电力供应环境。

各有关单位要牢固树立“全省一盘棋”思想，充分认识新形势下加强电力调度运行管理和技术监督管理的重要性和紧迫性，齐心合力、锐意进取，为全省电力系统发展改革走在前列添砖加瓦，为助力全省新旧动能转换增光添彩，为服务经济社会发展作出更大贡献。

山东能源监管办主要负责同志，国网山东省电力公司等中央驻鲁电力企业负责同志，省内有关直调电厂和新能源发电企业负责同志参加会议。

5月21日，山东能源局发布了《山东省能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》。要求到2025年，煤炭消费比重下降到60%以下，非化石能源消费比重提高到13%左右。

　　到2025年，可再生能源发电装机达到8500万千瓦左右。实施可再生能源倍增行动计划，以光伏发电、风电为重点，以生物质、地热能、海洋能等为补充，因地制宜推动可再生能源多元化、协同化发展。

　　光伏发电：

　　坚持集散并举，大力发展光伏发电。加快发展集中式光伏。充分利用东营、滨州、潍坊等市盐碱滩涂地和济宁、泰安、菏泽、枣庄等市采煤沉陷区，重点打造鲁北千万千瓦级盐碱滩涂地、鲁西南百万千瓦级采煤沉陷区光伏基地，支持“风光储输一体化”发展。采用农光互补、渔光互补、盐光互补、生态治理等模式，因地制宜发展“光伏+”集中式电站。大力发展分布式光伏。重点推进工业厂房、商业楼宇、公共建筑等屋顶光伏建设，优先发展“自发自用”分布式光伏。到2025年，光伏发电装机达到5200万千瓦。

　　风电：

　　以海上风电为重点，积极推进风电开发。加快发展海上风电。按照统一规划、分步实施的总体思路，积极开发渤中、半岛北、半岛南三大片区海上风电资源，重点打造千万千瓦级海上风电基地。推进海上风电与海洋牧场融合发展试点示范，加快启动平价海上风电项目建设，推动海上风电规模化发展。科学布局陆上风电。重点打造鲁北盐碱滩涂地风光储一体化基地，适度有序推进陆上风电开发建设。到2025年，风电装机达到2500万千瓦。

　　储能：

　　储能以市场化为导向，科学合理选择经济技术可行的路线，优先发展大容量、高效率、长时间储能设施，推广退运电池储能模式。鼓励新建集中式风电、光伏项目按照一定比例配建或租赁储能设施。鼓励实施盐穴储能项目。支持建设运营共享储能设施，鼓励风电、光伏项目优先租赁共享储能设施。建立健全储能配套政策，完善储能市场化交易机制和价格形成机制，支持储能设施参与辅助服务市场和电力现货市场。建立完善储能设计、验收、检测、接入等标准体系，建设省级储能监测、调度平台。加强储能关键技术、单元模块和控制系统研发、成果转化及产业化步伐，建设济南储能设备集成和工程创新中心，培育青岛、潍坊、淄博、泰安、济宁、枣庄、烟台储能产业基地，着力构建材料生产、设备制造、储能集成、运行检测全产业链。到2025年，建设450万千瓦左右的储能设施。

　　综合智慧能源：

　　以现代信息通讯、大数据、人工智能、储能等新技术为支撑，重点在工业园区、公共机构、城市商业区、商业综合体、居民小区等，依托配电网、配气网、热力网等能源网络，因地制宜建设风能、太阳能、天然气等多能协调互补的“源网荷储一体化”智慧能源系统，推动能源汇集、传输、转换、运行等智能化控制，实现“电热冷气水”高效供应和能源梯级利用。鼓励以分布式风电、光伏等为主要电源的“智慧微网”建设，与工业、建筑、交通等产业协同发展，实现可再生能源就近消纳。

　　能源高端装备制造：

　　以海上风电基地开发为契机，吸引国际国内风电装备制造领域龙头企业落户我省，在烟台、威海、东营、滨州等地建设高端风电装备产业基地，重点打造中国北方风电母港。依托沿海核电基地建设，聚焦华龙一号、CAP系列、高温气冷堆等三代及以上核电关键技术装备国产化，重点在烟台、威海、济南等地布局核电装备产业园区。发挥太阳能利用规模优势，大力发展太阳能光热、光电制造及配套产业，积极培育太阳能热水器制造龙头企业、光电开发利用骨干企业和其他配套企业。

　　加强电力对外合作：

　　与吉林、内蒙古、甘肃、宁夏、青海等“外电入鲁”送端省份深化能源战略合作，签订跨区域长期购售电协议;鼓励骨干能源企业走出去，主导开发甘肃、吉林、宁夏等地区配套煤电一体化、风电、光伏等电源项目，保障通道稳定可靠送电。

　　推动农村清洁能源开发利用：

　　实施乡村清洁能源建设行动，结合农村资源条件和用能习惯，多途径推进清洁能源开发利用，助力美丽乡村建设。因地制宜发展地热能供暖(供冷)、太阳能供暖项目。推广光伏与畜禽渔业养殖、农业发展相结合的“光伏+”综合利用模式。

国家能源局近日发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（下称《通知》）明确，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90吉瓦，同时2021年户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度为5亿元。

　　以下为原文

国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知

国能发新能〔2021〕25号

各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，各派出机构，国家电网、南方电网、内蒙古电力公司、电规总院、水电总院，各有关企业，各有关行业协会（学会、商会）：

　　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

　　深入学习贯彻习近平生态文明思想和习近平总书记关于能源安全新战略的重要论述，落实碳达峰、碳中和目标，以及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，发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，推动风电、光伏发电高质量跃升发展。2021年，全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，确保2025年非化石能源消费占一次能源消费的比重达到20%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，根据“十四五”规划目标，制定发布各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重和新能源合理利用率目标，引导各省级能源主管部门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，积极推动本省（区、市）风电、光伏发电项目建设和跨省区电力交易，确定本省（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。

　　三、建立并网多元保障机制

　　建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制。

　　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。

　　四、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。

　　五、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。

　　六、抓紧推进项目储备和建设

　　各省级能源主管部门应根据《可再生能源发展“十四五”规划》明确的方向和任务，依据本省（区、市）2022年非水电最低消纳责任权重，确定2022年度保障性并网规模，抓紧组织开展保障性并网项目竞争性配置，组织核准（备案）一批新增风电、光伏发电项目，做好项目储备，推动项目及时开工建设，实现接续发展。

　　七、保障措施

　　各省级能源主管部门要及时公布保障性并网规模，落实保障性并网和市场化并网项目，及时编制年度开发建设方案并抓紧组织实施。要优化营商环境，规范开发建设秩序，不得将配套产业作为项目开发建设的门槛。要督促地方落实项目建设条件，推动出台土地、财税和金融等支持政策，减轻新能源开发建设不合理负担，调动各类市场主体投资积极性。要加大与自然资源、林业草原、生态环境、住房建设等部门的协调，为风电、光伏发电项目开发建设创造有利条件。

　　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。要会同全国新能源消纳监测预警中心及时公布各省级区域并网消纳情况及预测分析，引导理性投资、有序建设。

　　发电企业对纳入年度开发建设方案的项目，要按照核准（备案）文件要求，及时组织开展项目建设。要加强工程质量管控，确保建设安全和生产安全。要及时在国家可再生能源发电项目信息管理平台填报并按月更新项目信息。

　　国家可再生能源信息管理中心要按月统计项目信息并报国家能源局，抄送各省级能源主管部门和相关派出机构。

　　国家能源局将加强可再生能源电力消纳责任权重落实情况监测评估，引导和促进风电、光伏发电开发建设。各派出机构要加强对辖区内风电、光伏发电规划落实、项目竞争性配置、电网送出工程建设、项目并网消纳等事项的监管，按要求组织开展清洁能源消纳情况综合监管，保障风电、光伏发电开发建设运行规范有序。

国家能源局

2021年5月11日

十三届全国人大四次会议表决通过了关于国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要的决议。为努力实现2030年前碳达峰，2060年前碳中和的目标，我国多地积极行动，制定相关行动方案，优化产业结构和能源结构，推动煤炭清洁高效利用，大力发展新能源。

小编整理了一下，一起来看看这些地方都制定了哪些方案……

01 北京

“十四五”发展目标与任务：碳排放稳中有降，碳中和迈出坚实步伐，为应对气候变化做出北京示范。

2021年重点任务：坚定不移打好污染防治攻坚战。加强细颗粒物、臭氧、温室气体协同控制，突出碳排放强度和总量“双控”，明确碳中和时间表、路线图。

02 天津

“十四五”发展目标与任务：扩大绿色生态空间，强化生态环境治理，推动绿色低碳循环发展，完善生态环境保护机制体制。

2021年重点任务：加快实施碳排放达峰行动。制定实施碳排放达峰行动方案，持续调整优化产业结构、能源结构，推动钢铁等重点行业率先达峰和煤炭消费尽早达峰，大力发展可再生能源，推进绿色技术研发应用。积极对接全国碳排放权交易市场，完善能源消费双控制度，协同推进减污降碳，实施工业污染排放双控，推动工业绿色转型。

03 河北

“十四五”发展目标与任务：制定实施碳达峰、碳中和中长期规划，支持有条件市县率先达峰。开展大规模国土绿化行动，推进自然保护地体系建设，打造塞罕坝生态文明建设示范区。强化资源高效利用，建立健全自然资源资产产权制度和生态产品价值实现机制。

2021年重点任务：推动碳达峰、碳中和。制定省碳达峰行动方案，完善能源消费总量和强度“双控”制度，提升生态系统碳汇能力，推进碳汇交易,加快无煤区建设，实施重点行业低碳化改造，加快发展清洁能源，光电、风电等可再生能源新增装机600万千瓦以上，单位GDP二氧化碳排放下降4.2%。

04 内蒙古

“十四五”发展目标与任务：建设国家重要能源和战略资源基地、农畜产品生产基地，打造我国向北开放重要桥头堡，走出一条符合战略定位、体现内蒙古特色，以生态优先、绿色发展为导向的高质量发展新路子。

2021年重点任务：做好碳达峰、碳中和工作，编制自治区碳达峰行动方案，协同推进节能减污降碳。做优做强现代能源经济，推进煤炭安全高效开采和清洁高效利用，高标准建设鄂尔多斯国家现代煤化工产业示范区。

05 新疆

“十四五”发展目标与任务：力争到“十四五”末，全区可再生能源装机规模达到8240万千瓦，建成全国重要的清洁能源基地。立足新疆能源实际，积极谋划和推动碳达峰、碳中和工作，推动绿色低碳发展。

2021年重点任务：着力完善各等级电压网架，加快750千伏输变电工程建设，推进“疆电外送”第三通道建设，推进阜康120万千瓦、哈密120万千瓦抽水蓄能电站建设，推进农村电网改造升级，提高供电可靠性。

06 上海

“十四五”发展目标与任务：坚持生态优先、绿色发展，加大环境治理力度，加快实施生态惠民工程，使绿色成为城市高质量发展最鲜明的底色。

2021年重点任务：启动第八轮环保三年行动计划。制定实施碳排放达峰行动方案，加快全国碳排放权交易市场建设。

07 山西

“十四五”发展目标与任务：绿色能源供应体系基本形成，能源优势特别是电价优势进一步转化为比较优势、竞争优势。

2021年重点任务：实施碳达峰、碳中和山西行动。把开展碳达峰作为深化能源革命综合改革试点的牵引举措，研究制定行动方案。

08 辽宁

“十四五”发展目标与任务：围绕绿色生态，单位地区生产总值能耗、二氧化碳排放达到国家要求。围绕安全保障，提出能源综合生产能力达到6133万吨标准煤。

2021年重点任务：开展碳排放达峰行动。科学编制并实施碳排放达峰行动方案，大力发展风电、光伏等可再生能源，支持氢能规模化应用和装备发展。建设碳交易市场，推进碳排放权市场化交易。

09 吉林

“十四五”发展目标与任务：巩固绿色发展优势，加强生态环境治理，加快建设美丽吉林。

2021年重点任务：启动二氧化碳排放达峰行动，加强重点行业和重要领域绿色化改造，全面构建绿色能源、绿色制造体系，建设绿色工厂、绿色工业园区，加快煤改气、煤改电、煤改生物质，促进生产生活方式绿色转型。

10 黑龙江

“十四五”发展目标与任务：要推动创新驱动发展实现新突破，争当共和国攻破更多“卡脖子”技术的开拓者。

2021年重点任务：落实碳达峰要求。因地制宜实施煤改气、煤改电等清洁供暖项目，优化风电、光伏发电布局。建立水资源刚性约束制度。

11 江苏

“十四五”发展目标与任务：大力发展绿色产业，加快推动能源革命，促进生产生活方式绿色低碳转型，力争提前实现碳达峰，充分展现美丽江苏建设的自然生态之美、城乡宜居之美、水韵人文之美、绿色发展之美。

2021年重点任务：制定实施二氧化碳排放达峰及“十四五”行动方案，加快产业结构、能源结构、运输结构和农业投入结构调整，扎实推进清洁生产，发展壮大绿色产业，加强节能改造管理，完善能源消费双控制度，提升生态系统碳汇能力，严格控制新上高耗能、高排放项目，加快形成绿色生产生活方式，促进绿色低碳循环发展。

12 浙江

“十四五”发展目标与任务：推动绿色循环低碳发展，坚决落实碳达峰、碳中和要求，实施碳达峰行动，大力倡导绿色低碳生产生活方式，推动形成全民自觉，非化石能源占一次能源比重提高到24%，煤电装机占比下降到42%。

2021年重点任务：启动实施碳达峰行动。编制碳达峰行动方案，开展低碳工业园区建设和“零碳”体系试点。大力调整能源结构、产业结构、运输结构，大力发展新能源，优化电力、天然气价格市场化机制，落实能源“双控”制度，非化石能源占一次能源比重提高到20.8%，煤电装机占比下降2个百分点；加快淘汰落后和过剩产能，腾出用能空间180万吨标煤。加快推进碳排放权交易试点。

13 安徽

“十四五”发展目标与任务：强化能源消费总量和强度“双控”制度，提高非化石能源比重，为2030年前碳排放达峰赢得主动。

2021年重点任务：制定实施碳排放达峰行动方案。严控高耗能产业规模和项目数量。推进“外电入皖”，全年受进区外电260亿千瓦时以上。推广应用节能新技术、新设备，完成电能替代60亿千瓦时。推进绿色储能基地建设。建设天然气主干管道160公里，天然气消费量扩大到65亿立方米。扩大光伏、风能、生物质能等可再生能源应用，新增可再生能源发电装机100万千瓦以上。提升生态系统碳汇能力，完成造林140万亩。

14 福建

“十四五”发展目标与任务：深入贯彻习近平生态文明思想，持续实施生态省战略，围绕碳达峰、碳中和目标，全面树立绿色发展导向，构建现代环境治理体系，努力实现生态环境更优美。

2021年重点任务：创新碳交易市场机制，大力发展碳汇金融。开发绿色能源，完善绿色制造体系，加快建设绿色产业示范基地，实施绿色建筑创建行动。促进绿色低碳发展。制定实施二氧化碳排放达峰行动方案，支持厦门、南平等地率先达峰，推进低碳城市、低碳园区、低碳社区试点。

15 山东

“十四五”发展目标与任务：打造山东半岛“氢动走廊”，大力发展绿色建筑。降低碳排放强度，制定碳达峰碳中和实施方案。

2021年重点任务：加快建设日照港岚山港区30万吨级原油码头三期工程。抓好沂蒙、文登、潍坊、泰安二期抽水蓄能电站建设。压减一批焦化产能。严格执行煤炭消费减量替代办法，深化单位能耗产出效益综合评价结果运用，倒逼能耗产出效益低的企业整合出清。推进青岛中德氢能产业园等建设。

16 河南

“十四五”发展目标与任务：构建低碳高效的能源支撑体系，实施电力“网源储”优化、煤炭稳产增储、油气保障能力提升、新能源提质工程，增强多元外引能力，优化省内能源结构。持续降低碳排放强度，煤炭占能源消费总量比重降低5个百分点左右。

2021年重点任务：大力推进节能降碳。制定碳排放达峰行动方案，探索用能预算管理和区域能评，完善能源消费双控制度，建立健全用能权、碳排放权等初始分配和市场化交易机制。

17 湖北

“十四五”发展目标与任务：推进“一主引领、两翼驱动、全域协同”区域发展布局，加快构建战略性新兴产业引领、先进制造业主导、现代服务业驱动的现代产业体系，建设数字湖北，着力打造国内大循环重要节点和国内国际双循环战略链接。

2021年重点任务：研究制定省碳达峰方案，开展近零碳排放示范区建设。加快建设全国碳排放权注册登记结算系统。大力发展循环经济、低碳经济，培育壮大节能环保、清洁能源产业。推进绿色建筑、绿色工厂、绿色产品、绿色园区、绿色供应链建设。加强先进适用绿色技术和装备研发制造、产业化及示范应用。

18 湖南

“十四五”发展目标与任务：落实国家碳排放达峰行动方案，调整优化产业结构和能源结构，构建绿色低碳循环发展的经济体系，促进经济社会发展全面绿色转型。加快构建产权清晰、多元参与、激励约束并重的生态文明制度体系。

2021年重点任务：加快推动绿色低碳发展。发展环境治理和绿色制造产业，推进钢铁、建材、电镀、石化、造纸等重点行业绿色转型，大力发展装配式建筑、绿色建筑。支持探索零碳示范创建。

19 广东

“十四五”发展目标与任务：打造规则衔接示范地、高端要素集聚地、科技产业创新策源地、内外循环链接地、安全发展支撑地，率先探索有利于形成新发展格局的有效路径。

2021年重点任务：落实国家碳达峰、碳中和部署要求，分区域分行业推动碳排放达峰，深化碳交易试点。加快调整优化能源结构，大力发展天然气、风能、太阳能、核能等清洁能源，提升天然气在一次能源中占比。研究建立用能预算管理制度，严控新上高耗能项目。

20 海南

“十四五”发展目标与任务：提升清洁能源、节能环保、高端食品加工等三个优势产业。清洁能源装机比重达80%左右，可再生能源发电装机新增400万千瓦。清洁能源汽车保有量占比和车桩比达到全国领先。

2021年重点任务：研究制定碳排放达峰行动方案。清洁能源装机比重提升至70%，实现分布式电源发电量全额消纳。

21 四川

“十四五”发展目标与任务：单位地区生产总值能源消耗、二氧化碳排放降幅完成国家下达目标任务，大气、水体等质量明显好转，森林覆盖率持续提升；粮食综合生产能力保持稳定，能源综合生产能力显著增强，发展安全保障更加有力。

2021年重点任务：制定二氧化碳排放达峰行动方案，推动用能权、碳排放权交易。持续推进能源消耗和总量强度“双控”，实施电能替代工程和重点节能工程。倡导绿色生活方式，推行“光盘行动”，建设节约型社会，创建节约型机关。

22 陕西

“十四五”发展目标与任务：生态环境质量持续好转，生产生活方式绿色转型成效显著，三秦大地山更绿、水更清、天更蓝。

2021年重点任务：推动绿色低碳发展。加快实施“三线一单”生态环境分区管控，积极创建国家生态文明试验区。开展碳达峰、碳中和研究，编制省级达峰行动方案。积极推行清洁生产，大力发展节能环保产业，深入实施能源消耗总量和强度双控行动，推进碳排放权市场化交易。

23 甘肃

“十四五”发展目标与任务：用好碳达峰、碳中和机遇，推进能源革命，加快绿色综合能源基地建设，打造国家重要的现代能源综合生产基地、储备基地、输出基地和战略通道。坚持把生态产业作为转方式、调结构的主要抓手，推动产业生态化、生态产业化，促进生态价值向经济价值转化增值，加快发展绿色金融，全面提高绿色低碳发展水平。

2021年重点任务：编制省碳排放达峰行动方案。鼓励甘南开发碳汇项目，积极参与全国碳市场交易。健全完善全省环境权益交易平台。

2018年、2019年、2020年，国网经营区内新能源省间交易电量逐年上升，分别为722亿、883亿、915亿千瓦时，且交易价格“相对稳定”。

能源资源和负荷中心逆向分布，新能源通过特高压进行跨省区交易，落地电价一般低于本地新能源上网价格，但本地电源要承担调频和容量备用义务，是否能反映新能源交易过程中的“真实成本”？

除辅助服务产生的“隐形成本”外，输电价格机制也是影响新能源跨省跨区交易的重要因素，跨区输电价格机制是否灵活、输电通道使用权市场化分配机制是否健全、输电价格传导机制是否合理？

915亿千瓦时——这是北京电力交易中心《2020年电力市场年报》中披露的2020年国网经营区内新能源省间交易电量。对比2018年、2019年722亿、883亿千瓦时的数据，我国新能源省间交易电量正在逐年攀升。

在交易电量不断增长的3年时间里，有行业权威人士向记者透露，新能源交易价格也处于“相对稳定”区间，2021年，国网公司范围跨区跨省的新能源交易价格约为278元/兆瓦时。

在“相对稳定”的格局下，新能源跨省交易是否还有挖潜空间？面对能源资源和负荷中心逆向分布的矛盾，通过特高压进行跨省跨区交易的模式还有哪些环节需要理顺？

省间交易新能源真的划算吗？

近期发布的“十四五”规划纲要，明确了我国未来5—15年电力系统转型发展的路径，即坚持集中式和分布式“两条路”并举。集中式跨省跨区交易新能源能否扛起减碳“大旗”？

上述权威人士指出，与当地用电侧新能源项目相比，跨省跨区新能源大多从能源基地送出，落地电价一般低于本地新能源上网价格，被认为“价格优势相对比较明显”。

“这个价格看怎么算了。”在中嘉能集团首席交易官张骥看来，数字上显现出的“便宜”并不能反映新能源交易过程中的真实成本。“跨省交易新能源时，送端省份不承担调频和容量备用义务，需本地电源承担，这些投入算不算在成本内呢？”

中国大连高级经理学院特聘教授叶春表示，目前跨省区交易辅助服务补偿费用机制缺失，部分省份的省外输入电力严重挤压本地发电空间，造成本地大量机组停备，产生高额的辅助服务补偿费用，此部分费用都由本地电厂承担。“辅助服务的主要作用仍以省内调峰、调频为主，由发电企业独自承担辅助服务责任，偏离了辅助服务‘谁受益、谁承担’的本质。”

一位不愿具名的业内人士指出：“就价格而言，目前省间交易新能源的价格是落实国家指令性计划和地方政府间的框架协议。如果放开跨省跨区输电资源，按照市场供需形成价格，新能源省间交易的落地价就要另当别论了。”

输电价格体制需进一步理顺

除辅助服务产生的“隐形成本”外，输电价格机制也是影响跨省跨区交易新能源的重要因素。中电联2019年底发布的《跨省区电力市场交易相关问题及政策建议》（以下简称《建议》）显示，跨区输电价格机制不灵活，不利于跨区电力市场交易规模的扩大；跨省区输电通道使用权市场化分配机制尚未建立；绕道输送电力的输电价格机制有待完善。

长沙理工大学教授叶泽指出，跨区跨省输电价格传导机制有待健全。目前的输配电价强调政策性、合法性和行业性，基于效率的电网建设机制还没有建立起来。

叶春指出，在当前大部分地区电力供需偏宽松的形势下，发电环节本身就处于弱势，输配电环节的电价不变，在电力直接交易不断推进的情况下，受端电价下降的空间全部由发电端承担，造成送端省份交易意愿不强。

“部分区域电网在跨省通道中收费，导致输电价格偏高，由购电端落地电价倒推至送电端后，多省上网电价已低于火电燃料成本水平，过高的流通成本限制了电力外送，严重压低了发电企业的利润空间，形成了‘供省外价低、供省内价高’的不正常价格信号。”叶春进一步指出。

此外，《建议》指出，目前跨省区电力市场交易的实践中，售电公司和电力用户参与的情况比较少见，多数市场化交易的组织过程中并不支持售电公司、用户参与。“跨省区电力市场大部分采取‘网对网’的挂牌交易方式，交易电量、电价均提前确定，作为市场主体的发用两侧无法直接参与市场竞争。”

提高消纳效率是第一要务

上述不愿具名的业内人士指出，在跨区输电的过程中，电力系统的输电功率要始终保持恒定，但新能源的波动性、间歇性等特征恰恰违背了这一基础要求，所以盲目追求远距离跨区消纳新能源，实质上造成了南辕北辙的效果，带来了输电通道和配套电源的容量浪费。

重庆市配售电行业协会秘书长陈曦建议，建立与新能源消纳适宜的区域电网，进一步推动区域市场建设，以《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》规定的价格作为基准，完善通道使用（输电权）的市场机制，推动电网调度机构独立。

叶春指出，优化调整现行跨区跨省区电力中长期交易规则，将碳市场、可再生能源电力消纳保障机制等政策机制融入规则，在全力保障清洁能源足额消纳的同时，通过经济价值补偿体现清洁能源的绿色环保价值。“同时，理顺各级电网调度机构与交易机构间的权责划分和运作关系，保证市场机制设计与电网调度方式相适应，确保电网的安全稳定运行。”

《建议》指出，尽快完善可再生能源市场化交易机制。研究落实可再生能源发电绿证颁发与市场化交易办法，建立健全绿证交易体系，推动可再生能源发电电能量交易与绿证交易分离的市场交易机制，并规范跨省区送电参与受电地区辅助服务市场机制。

光伏上市企业2021年第一季度业绩日前陆续公布。截至目前，共有46家光伏相关公司发布了一季报，全部实现盈利，合计营收达1252亿元，较上年同期增加15.76%；合计净利润115亿元，较上年同期增长125.05%。

从数据来看，国内光伏企业业绩较2020年同期强势增长。然而，受光伏供应链价格波动、扩产和光伏新增装机类型占比的影响，上下游光伏企业盈利能力差距持续拉大。

产业链整体盈利趋势明显

近日，国家能源局召开新闻发布会，介绍了2021年能源形势和可再生能源发展情况。今年一季度，我国能源发展主要呈现出能源消费大幅增长、能源供给总体平稳、清洁能源产业持续壮大三大特点。其中，全国光伏新增装机533万千瓦，较上年同期增加34.94%；光伏发电利用小时数300小时，同比增加10小时；全国弃光率2.5%，同比下降0.75%。

在形式总体向好的背景下，光伏企业业绩也呈整体盈利趋势。本报记者梳理统计，截至目前，46家发布了一季报的企业均维持盈利。其中，43家企业营收同比增长，占比高达93.48%；37家企业净利润同比上扬，占比超八成。

从光伏新增装机类型来看，今年一季度，我国集中式光伏电站装机规模为252万千瓦，分布式光伏为281万千瓦，分布式光伏新增装机超越集中式光伏，成为新增装机的主力。

东吴证券等券商均肯定了分布式光伏市场对光伏企业业绩产生的积极影响，并指出产业呈现运营利润稳定、分布式增长较快、集中式稳中有升的发展趋势。以正泰电器为例，该公司2021年第一季度光伏电费的总收入为8.21亿元，其中，分布式光伏合计装机容量较2020年底增加了250.1兆瓦，发电量和结算电量均维持较高水平，电费收入合计达5.09亿元，成为主要赢利点。

国联证券称，受市场需求高涨、分布式光伏占比提升影响，组串式逆变器渗透率提高，逆变器企业阳光电源、锦浪科技等业绩也有明显提升。

垂直一体化企业盈利偏弱

川财证券表示，虽然今年一季度光伏企业业绩维持盈利，但各制造板块盈利分化显著。其中，上游硅料和硅片企业业绩增速明显，通威股份、中环股份、京运通净利润同比增幅甚至超过100%，而垂直一体化企业隆基股份、晶澳科技、东方日升等盈利表现相对偏弱。

记者梳理集邦咨询、PVInfoLink等市场研究机构发布的报告后发现，今年以来，光伏产业供应链价格持续动荡，由于产业下游终端市场需求火热，制造端产能全开，但受制于上游硅料供给不足，硅料价格大幅提升。同时，现阶段硅片、电池片、组件正处于扩产周期，导致各环节矛盾进一步凸显，中游企业毛利率萎缩。

具体来看，硅料龙头企业通威股份1—3月实现营收106.2亿元，较上年同期的78.3亿元增长35.63%；净利润达8.5亿元，较去年同期的3.4亿元翻番。

通威股份指出，今年以来，受益于光伏产业链下游需求不断增长，高纯晶硅价格行情也持续看涨。同时，太阳能电池片出货量也较去年同期有较大幅度上升。

垂直一体化企业的业绩则并不乐观。今年一季度，晶澳科技实现营收69.6亿元，远远高于去年同期的45.9亿元，但净利润仅为1.6亿元，较去年同期的2.9亿元下滑了44.83%。公司毛利率为10.8%，较上年同期的23.9%“腰斩”。

东方日升的情况也是如此——营收规模有所扩大，净利润却同比下滑。今年一季度，东方日升的毛利率为9.4%，上年同期则为20.8%。

即使隆基股份维持了营收、净利润同比双增的趋势，也难逃毛利率下滑的命运，前3个月的毛利率为23.2%，较去年同期减少了8.7%。

设备、辅材享红利

另一方面，受制造端的扩产周期影响，光伏设备板块景气度较高。

据天风证券，今年第一季度，光伏设备板块营收合计132.96亿元，同比增加83.11%；净利润合计为16.45亿元，同比增加145.96%；综合毛利率为24.99%，同比增加0.27个百分点；预收款同比增加56.6%。

天风证券认为，受益于下游扩产、新技术带来设备更新需求等，行业在手订单充裕，光伏设备板块盈利能力整体向好。

今年一季度，晶盛机电实现营收9.1亿元，较上年同期增加27.37%；净利润为2.8亿元，同比增加109.71%。此外，奥特维、捷佳伟创等设备企业净利润增幅也超过100%。金博股份的毛利率甚至高达62.48%。

天风证券预计，今后，在大硅片、多主栅等技术渗透率不断提升的背景下，产业全面换机需求将进一步提升，市场投资也将持续上涨。预计2021—2023年全球串焊机年均市场规模超50亿元，硅片分选机、激光划片机年均市场规模超10亿元。

市场需求高涨带动的不只有设备企业，玻璃、EVA树脂等多个环节也供不应求，带动相关企业业绩走红。

光伏玻璃企业南玻A今年前3月实现营收30.07亿元，同比增加73.41%；净利润为5.73亿元，同比增加415.17%。对此，南玻A表示，报告期内浮法玻璃、光伏玻璃价格同比大涨，同时公司清远节能二线项目转入商业化运营，受多种因素影响，公司主要产品销量同比大幅提升。

虽然各产业链环节价格持续波动，但研究机构并未下调光伏新增装机预测，今年光伏企业业绩表现最终还需考虑终端的实际需求。

国家发改委、国家能源局日前发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》。《通知》提出，要引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。

如何引导？

“这是国家层面首次确认可再生能源参加现货市场交易，意味着可再生能源将在逐步市场化的环境下完成碳达峰、碳中和目标。”某发电企业研究人员表示，《通知》对于新能源参与市场化交易具有突破性的引导意义。

“此后，新能源项目在投资规划中，将不再像过去一样，完全按照固定电价、固定小时数收益的因素去核算，而是要结合市场化因素对项目的接入电价进行预测。”上述市场研究人员强调，不仅是电价预测，在新能源进入市场化交易后，项目的发电优先排序、出力曲线等都将成为收益测算的重要指标。“例如，只有出力曲线尽可能地靠近需求曲线，项目才会有最优收益。”

10%意味着什么？

根据《通知》，新能源项目参与市场化交易的比例为预计当期电量的10%。那么这一数值是如何确定的？对新能源发电项目而言又意味着什么呢？

据记者了解，在首批电力现货市场试点中，已有省份对可再生能源项目参与市场交易进行了大规模开放。以甘肃省为例，根据甘肃省工信厅2021年发电量安排专题会议的要求，2021年甘肃省风电、光伏保障性消纳电量总计137亿千瓦时，同年甘肃省新能源最大发电能力目标在415亿千瓦时。据此测算，甘肃省新能源保障性收购电量占比仅为1/3左右。换言之，约有2/3的新能源电量需要进入市场进行交易。

“现阶段，在初期试点过程中，最主要的还是要保障市场主体的收益是稳定的。即便是对于此次公布的10%的比例，这部分电量是否参与交易，目前市场主体也是可以自主选择的。希望通过试点先行，特别是新增可再生能源发电项目没有国家补贴的情况下，让新能源发电适应市场并获得回报。”有参与《通知》出台的相关知情人员表示，随着可再生能源消纳保障机制的推行，目前电力市场对于可再生能源的购买意愿还是比较强烈的。“而且通过前期的调研和测算，相信可再生能源逐步通过市场获得收益的道路是可行的。”

前述研究人员还指出，目前10%的交易比例中并未区分增量和存量项目，对于既有光伏扶贫、光伏领跑者等项目也没有特别说法。“而且随着试点的推进，这一比例可能也会有所调整。特别是在一些可再生能源资源比较富集的地区，放开的规模可能会慢慢增大。”

同时，上述知情人透露，在10%的市场化交易外，剩余90%电量仍将采取原有方式，“该保障性收购的保障性收购，该拿国家补贴的拿国家补贴。”

何为全生命周期保障收购小时数？

《通知》特别强调，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。

对此，有新能源行业专家指出，“全生命周期保障收购小时数”的概念还需进一步明确。“有最低保障收购年利用小时数、有全生命周期合理利用小时数，那什么又是全生命周期保障收购小时数呢？到底是通过最低保障收购年利用小时数和电站寿命综合计算得出？还是参考全生命周期合理利用小时数执行？这一点国家层面还没有明确说明。”

针对这一问题，上述知情人也表示，将参照全生命周期合理利用小时数的规定执行，换言之，合理利用便要保障收购。

去年9月，财政部、国家发改委、国家能源局联合发布《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号，下称“426号文”），明确核定了存量可再生能源发电项目的全生命周期合理利用小时数。“426号文”同时强调，全生命周期合理利用小时数的确定是基于核定电价时全生命周期发电小时数等因素。其中，风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时。海上风电全生命周期合理利用小时数为52000小时。光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为32000小时、26000小时和22000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。生物质发电项目，包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，全生命周期合理利用小时数为82500小时。

此外，针对试点过程中可再生能源发电项目通过市场化交易竞争上网的相关问题，上述知情人表示，国家层面也在研究尽快出台具体的配套细则，以便引导产业健康发展。

日前，国家电网公布了2021年第九批可再生能源发电补贴项目清单，其中集中式和分布式光伏项目共156个，总装机容量为1800.83MW。

关于公布2021年第九批可再生能源发电补贴项目清单的公告

根据《财政部国家发展改革委国家能源局关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）、《财政部国家发展改革委国家能源局关于印发<可再生能源电价附加资金管理办法>的通知》（财建〔2020〕5号）、《财政部办公厅关于开展可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（财办建〔2020〕6号）和《财政部办公厅关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（财办建〔2020〕70号）等有关规定，国家电网有限公司积极配合各省级能源主管部门和国家可再生能源信息管理中心，为符合中央财政补助条件的可再生能源发电项目提供补贴清单申报服务。

2021年5月15日，我公司已将完成公示的2021年第九批可再生能源发电项目补贴项目清单上报国家主管部门，第九批项目清单及后续项目审核进展情况，请登录新能源云平台查询。

国家电网有限公司

2021年5月15日

5月12日，山东省禹城市人民政府办公室发布《关于统计全市机关事业单位办公用房屋顶建筑面积的通知》，文件称，为进一步整合利用全市闲置屋顶资源，谋划布局我市光伏产业发展，根据市政府工作要求，请各相关单位据实测量统计本单位办公用房屋顶闲置建筑面积（单位：平方米），认真填写《办公用房屋顶面积统计表》，请于2021年5月13日下午17：00前，报送至市政府办公室经济研究室，经梳理汇总后呈报市政府相关领导。

全文如下：

关于统计全市机关事业单位办公用房屋顶建筑面积的通知

高新区、各镇街、各部门单位、市属企业：

为进一步整合利用全市闲置屋顶资源，谋划布局我市光伏产业发展，根据市政府工作要求，请各相关单位据实测量统计本单位办公用房屋顶闲置建筑面积（单位：平方米），认真填写《办公用房屋顶面积统计表》，请于2021年5月13日下午17：00前，报送至市政府办公室经济研究室，经梳理汇总后呈报市政府相关领导。