據光伏報道，近日，國家發改委就2021年新能源上網電價政策征求有關部門意見，根據征求意見稿，中央財政不再給予補貼。

在上網電價方面，新建項目的電價將以保障小時數為分界點，根據不同的電價實施，主要分為以下兩類項目：

第一類是國家確定的保證并網規模內的項目（即根據全省非水可再生能源負債權重指標確定的年度新增規模內的項目）。上網電價由兩部分組成：收購小時內保證發電（通過競爭性配置獲得，不得超過指導價）+保證收購小時外發電（直接參與市場交易形成上網電價）。

第二類是市場化并網規模部分（保證并網規模以外的項目）二手吊車，即通過自建、共建、共享等市場化方式完成并網條件的項目，或購買服務。上網電價也分為兩部分。部分：保障收購時段內發電（上網電價按當地當年指導價執行，不參與競爭性配置）+保障收購時段外發電（直接參與市場交易）形成上網電價）。

該文件還闡明了保證的獲取小時數。根據2016年國家發改委、國家能源局《關于做好風電、光伏發電全額保障收購管理工作的通知》。以保證時間為準。

但上述文件并未規定三類光伏資源區的最低保障獲取小時數。該文件還明確，無擔保收購時數按合理利用小時數計算，新建項目合理利用小時數按照《財政部、財政部、國家發改委補充通知》計算。發改委、國家能源局（財建[2020]426號）規定執行。

其中，一、二、三類資源區光伏發電項目全生命周期合理利用小時數分別為3.2萬小時、2.6萬小時和2.2萬小時。國家確定的光伏龍頭基地項目和2019、2020招標項目全生命周期合理利用小時數在資源區小時數基礎上增加10%。即三類資源區光伏項目的合理利用小時數為1100小時。

一、二、三、四類風電資源區項目全生命周期合理利用小時數分別為4.8萬小時、4.4萬小時、4萬小時和3.6萬小時。海上風電全生命周期合理利用小時數為5.2萬小時。

此外，文件還明確，2021年戶用光伏電站仍按3分錢/度補貼，按滿電量補貼國家發改委 海上風電 電價，2022年起不再補貼；國家能源局批準的國家新能源示范平臺（基地） 對電站滿負荷發電量，當年上網電價按當地燃煤發電標桿價格執行電站投入運行時；國家能源局組織實施的首批光熱發電示范工程將于2019年和2020年并網發電，上網電價按每千瓦時1.10元執行；2021年全面并網，上網電價按1.05元/千瓦時執行。2022年1月1日后首批并網光熱發電示范項目不再享受中央補貼。

具體文件如下：

國家發展改革委關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知

（征求意見稿）

各省、自治區、直轄市和計劃單列市，新疆生產建設兵團發展改革委、物價局、國家電網有限公司、南方電網有限公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司：

圍繞如期實現碳達峰和碳中和目標要求，為充分發揮價格信號的引導作用，促進光伏發電、風電等新能源產業持續健康發展，國家能源局發布公告，2021年光伏發電、風電等新能源將出爐國家發改委 海上風電 電價，現就上網電價形成機制有關事項通知如下：

一、自2021年起，中央財政不再對新備案的集中式光伏電站、工商業分布式光伏、新批準的陸上風電項目（以下簡稱“新項目”）給予補貼。

二、2021年新增項目保障收購時間內發電，上網電價將繼續按照“指導價+競爭性分配”的方式形成。

（一）指導價是根據2020年燃煤發電基準價和各地區市場平均交易價格，分省確定的，具體水平見附件。

（二）新建項目保證收購小時內發電（如不保證收購小時，合理利用小時，下同），上網電價由省能源主管部門確定以國家確定的項目并網規模為基礎，通過競爭性分配方式形成，不得超過當地指導價；保證收購時數以外的發電量，上網電價由直接形成參與市場交易。

（三）新項目合理利用小時數，根據《財政部、國家發展改革委、國家能源局的補充通知》（財建[2020]426號）該項目的數量轉換為每年的利用小時數。

三、2021年二手吊車，新項目將通過自建、共建共享或購買服務等市場化方式，確保在并網條件完成后數小時內發電。符合國家相關規定。指導價執行，不參與競爭配置；收購時間外的發電有保障，上網電價通過直接參與市場交易形成。

四、 國家能源局批準的國家級新能源示范平臺（基地），電站滿負荷發電，上網電價以當地燃煤發電標桿電價為準電站投入運行的年份。

五、2021年納入中央財政補貼規模的新增住宅分布式光伏發電總量補貼標準為0.03元。2022年起，中央不再補貼。

六、國家能源局組織實施的首批光熱發電示范工程將于2019年和2020年滿負荷并網，上網電價執行1.10 元/千瓦時；互聯網上網電價執行1.05元/千瓦時。2022年1月1日后首批并網光熱發電示范項目不再享受中央補貼。

七、 鼓勵各地出臺有針對性的扶持政策，支持光伏發電、風電、光熱發電等新能源產業健康發展。

附件 2021年各省（區、市）新增光伏發電和風電項目指導價（單位：元/千瓦時）

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