1. 2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏和新核準陸上風電項目發(fā)電，中央財政不再補貼。這一點符合此前政策規(guī)定和行業(yè)預期，事實上，目前已有部分集中式平價光伏電站實現并網，工商業(yè)分布式項目也可以在沒有國家補貼的前提下，在較短周期內收回投資成本。
2. 保障性收購小時數、合理利用小時數以內的發(fā)電量，上網電價繼續(xù)按“指導價+競爭性配置”方式形成，超出部分發(fā)電量直接參與市場交易。從附件看，除青海省外，多數省份光伏指導價比燃煤標桿電價略低，這意味著光伏發(fā)電在“平價上網”之余，還要進行“低價上網”的嘗試。考慮到只有保障性收購小時數、合理利用小時數以內的發(fā)電量可以拿到這一電價，還有部分地區(qū)對新建光伏項目提出配置儲能的要求，但并未提出補貼措施，光伏投資企業(yè)肩上的擔子并不輕松。
3. 2021年納入當年中央財政補貼規(guī)模的新建戶用分布式光伏全發(fā)電量補貼標準為每千瓦時0.03元，2022年起新建戶用分布式光伏項目中央財政不再補貼。這意味著，從2021年1月1日起并網的戶用光伏項目，年化收益可以提高近1個百分點，投資回收期縮短0.3年以上。同時，今年補貼指標用完后，戶用市場將直接進入平價時代，明年將沒有任何補貼。
以下是政策原文，供讀者參考：
國家發(fā)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(qū)、直轄市及計劃單列市、新疆生產建設兵團發(fā)展改革委、物價局，國家電網有限公司、南方電網有限責任公司、內蒙古電力(集團)有限責任公司：
圍繞如期實現碳達峰、碳中和目標要求，為充分發(fā)揮價格信號引導作用，促進光伏發(fā)電、風電等新能源產業(yè)持續(xù)健康發(fā)展，經國家能源局，現就2021年光伏發(fā)電、風電等新能源上網電價形成機制有關事項通知如下：
一、2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏和新核準陸上風電項目發(fā)電(以下簡稱“新建項目”)，中央財政不再補貼。
二、2021年，新建項目保障收購小時數以內的發(fā)電量，上網電價繼續(xù)按“指導價+競爭性配置”方式形成。
(一)指導價統(tǒng)籌考慮2020年各地燃煤發(fā)電基準價和市場交易平均價分省確定，具體水平見附件。
(二)新建項目保障收購小時數(無保障收購小時數的按合理利用小時數，下同)以內的發(fā)電量，上網電價由省級能源主管部門以國家確定的項目并網規(guī)模為基礎，通過競爭性配置方式形成，不得超過當地指導價;保障收購小時數以外的發(fā)電量，直接參與市場交易形成上網電價。
(三)新建項目合理利用小時數，按照《財政部、國家發(fā)展改革委、國家能源局<關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見>有關事項的補充通知》(財建【2020】426號)規(guī)定的項目全生命周期合理利用小時數折算至每年的利用小時數確定。
三、2021年，新建項目按照國家有關規(guī)定，通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，其保障收購小時數以內的發(fā)電量，上網電價按當年當地指導價執(zhí)行，不參與競爭性配置;保障收購小時數以外的發(fā)電量，直接參與市場交易形成上網電價。
四、國家能源局批復的國家新能源實證平臺(基地)電站全發(fā)電量，上網電價按照電站投產年度當地燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。
五、2021年納入當年中央財政補貼規(guī)模的新建戶用分布式光伏全發(fā)電量補貼標準為每千瓦時0.03元，2022年起新建戶用分布式光伏項目中央財政不再補貼。
六、國家能源局組織實施的首批太陽能熱發(fā)電示范項目于2019年和2020年全容量并網的，上網電價按照每千瓦時1.10元執(zhí)行;2021年全容量并網的，上網電價按照每千瓦時1.05元執(zhí)行。2022年1月1日后并網的首批太陽能熱發(fā)電示范項目中央財政不再補貼。
七、鼓勵各地出臺針對性扶持政策，支持光伏發(fā)電、風電、太陽能熱發(fā)電等新能源產業(yè)健康發(fā)展。
附件 2021年各省(區(qū)、市)新建光伏發(fā)電、風電項目指導價(單位：元/千瓦時)
