早在2019年能源局领导就提过这个事情了。目的就是让非水电的光伏和风电参与地区电网的市场化竞争，各省电网可以调配新能源与火电水电等的供给关系，让新能源电力能跟他们进行电价比拼，谁低就多用谁。
过去的问题是：
【电网对新能源积极性很低】
一技术原因：源于新能源发电可控硅污染问题；
二历史原因：个是新能源主要在西北，当地用电量少，电网比较老，全部更换比较贵。（这里要说一下，我们光伏行业的度电成本常常不提对电网的要求，实际上电网改造的费用还比较高。当然南方地区电网有些是新建设的，承载能力高的）
三成本原因：调峰要求高，新能源的光伏，风电都是间歇性能源。类似于这次德州出现的电网因风雪停摆，其实就反映出电网调峰能力至关重要，在间歇性能源停摆的时候，火电水电要能顶上，也不能太依赖光伏和风电。（当然通过储能和省际电网借调也能解决这些问题，我国的电网调峰能力和美国比还是差的）
【电力测改革的需要】
化石能源必然要减少，新能源比例要增加。过去通过“补贴”拉动新能源的装机，也因为补贴不到位，拖死了不少光伏和风电企业，成为ZF最大的违约。现在大力推进光伏和风电，是因为其发电成本已经接近于火电，当然远做不到水电那么低。这样补贴就可以结束了，让新能源参与市场化竞争。
这个政策实际目的很明确：
1.权力下发到省，各省根据自己的能源结构，调整不同新增能源的比例。你可以多装水电，部分火电核能，但是对新能源的光伏/水电给予一定倾斜。如果新能源发电价格比不上某些能源，也可以少建设。
2.电网不能找理由，限制新能源发电，要优先保障新能源电力的采购。（换句话说，电网做特高压输电已经变成国家战略了，电网不要再踢皮球）
3.对光伏和风电不在采取补贴政策，必须“自力更生”。
对光伏行业的影响：
1.【不设光伏上限】光伏电站的总建设容量不设限，所以大型能源集团必然会大力开发光伏电站装机。
2.【低价建站，市场化竞争】要满足装机就会考量这个电站是否能参与“市场化竞争”，也就是说建设电站必须核算出度电成本，同时满足与当地传统电力竞争的能力。
这必然要求电站建设成本降低，发电量要高，取得最大的平衡。
【低价】建设电站最大的投资就是组件，它占据电站建设成本的65%左右。所以会要求以后国内大型集采更加严格，要取得更低的采购价格。
这个已经在2017年开始大型集中采购就已经验证了，非常有效。预计未来长期都会执行下去。组件价格必须降低。由于这个“收口”，光伏制造产业链的各个公司都会挤压利润，打破垄断，价格回归本质。能降低成本的如颗粒硅技术，碳碳节能技术都会迎来更多的关注。
依靠垄断和信息差的环节，终将被行业和客户所唾弃和惩罚。
【提效】电站唯一能提高发电量，就是组件，因此未来高效的，发电量更高的技术必然会受到青睐。
这个在今年已经得到验证。可以看到400瓦组件（158电池片72版型）基本在大型集采退场。440瓦组件（166电池片72版型）也不如预期极速锐减。大型组件540瓦（182电池72版型，210电池55版型）比例激增，有的投标一度高达7成，双面组件也超过5成，未来可能成为投标的完全主流。
随着尺寸确定，高效的电池技术如N型电池组件，钙钛矿技术等会提前掀起变革。
【智能与储能】为了应对电网的的调峰，电站必须智能化，能依照电网的提示，满足供需。同时依靠储能“削峰填谷”，解决鸭子曲线的问题。
意见稿原文：
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国家能源局发布2021年风电开发建设事项征求意见稿
日前，国家能源局综合司就2021年风电、光伏发电开发建设有关事项一文向各省以及部分投资商征求了意见。根据文件，2021年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到11%左右。需要注意的是，该文件仅为征求意见稿，后续还会根据反馈意见进行完善。
（该文件为光伏近年来改动规则最大的一版管理办法，同时也是“十四五”光伏管理的方向性文件，若读者对该文件有任何的看法或者建议，欢迎在文末留言，光伏們将进行汇总分析。）
新增规模由省级主管部门决定
从文件中首先可以明确的是，2021年国家能源局将通过非水可再生能源消纳责任权重（下称“非水权重”）来指导各省的年度新增并网规模，不再下发具体指标；根据非水权重，省级能源主管部门自行计算年度新增风、光伏装机规模，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。
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。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。
电网保障非水权重所必需的新增装机并网
文件明确，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。
省级开展竞争性配置分配指标
文件要求省级能源主干部门就纳入保障性并网规模的项目展开竞争性配置，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进行。其中，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。
举例说明，某投资企业在A省拥有存量补贴项目，补贴额度为0.2元/千瓦时，如果该企业想要竞争该省2021年建设指标，一可以通过降低上网电价（低价上网），二是可以降低存量项目的补贴额度（不超过0.2元/千瓦时），间接可以提高投资企业资金流动性，将拖欠的补贴置换为平价项目的新指标。
省际并网规模置换
文件还指出一点，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。
存量项目并网时间要求
存量项目方面，文件明确，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。
这意味着，2020年列入补贴名单的光伏竞价项目以及2019-2020年申报的光伏平价项目都需要在2021年底前完成并网，否则将无法继续享受在并网、电价等方面的优惠政策。
户用补贴未明确，积极推动分布式与基地项目建设
此外文件还明确2021年户用光伏还有补贴资金，具体额度并未透露；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；同时，积极推进分布式光伏发电建设。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。
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