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今日，国家能源局下发《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》。根据文件，户用光伏按照7.5亿元补贴（折合350万千瓦）进行管理，文件发布前已建成并网但未纳入国家补贴范围的项目，可按该通知规定向所在电网企业申报，经审核之后纳入2019年财政补贴规模并按2019年户用光伏度电补贴0.18元/千瓦时计算。

对于建设期限，文件要求列入国家补贴的光伏发电项目，应在申报预计投产时间所在的季度末之前全容量建成并网，逾期未建成额，每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时。逾期两个季度后仍未建成并网的，取消补贴资格。此外，对于存量项目，文件也给出了相关方案。

国家能源局对于上述文件的权威解读，涉及存量项目的处理办法等，详情可参见第二篇文章推送。

文件原文如下：

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

省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（工信委、工信厅），国家能源局各派出监管机构，国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力公司，电规总院、水电总院，有关行业协会（学会、商会），各有关企业：

近年来，我国风电、光伏发电持续快速发展，技术水平不断提升，成本显著降低，开发建设质量和消纳利用明显改善，为建设清洁低碳、安全高效能源体系发挥了重要作用。为全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中全会精神，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，坚持创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念，促进风电、光伏发电技术进步和成本降低，实现高质量发展，现就做好2019年风电、光伏发电项目建设有关要求通知如下。

一、积极推进平价上网项目建设

各省级能源主管部门会同各派出能源监管机构按照《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）要求，研究论证本地区建设风电、光伏发电平价上网项目的条件，在组织电网企业论证并落实平价上网项目的电力送出和消纳条件基础上，优先推进平价上网项目建设。

二、严格规范补贴项目竞争配置

各省级能源主管部门应按照国家可再生能源“十三五”相关规划和本区域电力消纳能力，分别按风电和光伏发电项目竞争配置工作方案确定需纳入国家补贴范围的项目。竞争配置工作方案应严格落实公开公平公正的原则，将上网电价作为重要竞争条件，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。各派出能源监管机构加强对各省（区、市）风电、光伏发电项目竞争配置的监督。

三、全面落实电力送出消纳条件

各省级能源主管部门会同各派出能源监管机构指导省级电网企业（包括省级政府管理的地方电网企业，以下同），在充分考虑已并网项目和已核准（备案）项目的消纳需求基础上，对所在省级区域风电、光伏发电新增建设规模的消纳条件进行测算论证，做好新建风电、光伏发电项目与电力送出工程建设的衔接并落实消纳方案，优先保障平价上网项目的电力送出和消纳。

四、优化建设投资营商环境

各省级能源主管部门应核实拟建风电、光伏发电项目土地使用条件及相关税费政策，确认项目不在征收城镇土地使用税的土地范围；确认有关地方政府部门在项目开发过程中没有以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向项目单位收费，没有强制要求项目单位直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务，没有强制要求将采购本地设备作为捆绑条件。各派出能源监管机构要加强对上述有关事项的监督。

请各有关单位按照上述要求，完善有关管理工作机制，做好风电、光伏发电建设管理工作。请各省级能源主管部门认真做好政策的宣贯和解读工作，按通知要求规范项目程序，保障相关政策平稳实施。具体要求详见附件。

2019年光伏发电项目建设工作方案

为发挥市场在资源配置中的决定性作用，加速降低度电补贴强度，推进光伏产业健康持续发展，现就做好2019年光伏发电开发建设管理工作有关要求通知如下。

一、总体思路

坚持稳中求进总基调，坚持新发展理念，坚持推动高质量发展，坚持推进市场化改革，落实“放管服”改革要求，完善光伏发电建设管理。在光伏发电全面实现无补贴平价上网前，对于不需要国家补贴的光伏发电项目，由地方按《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）规定自行组织建设；对于需要国家补贴的新建光伏发电项目，原则上均应按本通知由市场机制确定项目和实行补贴竞价。

二、优化国家补贴项目管理

（一）明确项目类别。自2019年起，对需要国家补贴的新建光伏发电项目分以下五类：（1）光伏扶贫项目，包括已列入国家光伏扶贫目录和国家下达计划的光伏扶贫项目；（2）户用光伏：业主自建的户用自然人分布式光伏项目；（3）普通光伏电站：装机容量6兆瓦及以上的光伏电站；（4）工商业分布式光伏发电项目：就地开发、就近利用且单点并网装机容量小于6兆瓦的户用光伏以外的各类分布式光伏发电项目；（5）国家组织实施的专项工程或示范项目，包括国家明确建设规模的示范省、示范区、示范城市内的光伏发电项目，以及跨省跨区输电通道配套光伏发电项目等。

（二）实施分类管理。根据国家确定的年度新增项目补贴总额，按照以下原则组织本年度新建光伏发电项目。其中，（1）光伏扶贫项目按国家相关政策执行；（2）户用光伏根据切块的补贴额度确定的年度装机总量和固定补贴标准进行单独管理；（3）除国家有明确政策规定外，普通光伏电站、工商业分布式光伏发电项目以及国家组织实施的专项工程、示范项目（以下简称普通光伏项目），原则上均由地方通过招标等竞争性配置方式组织项目，国家根据补贴额度通过排序确定补贴名单。

三、户用光伏项目单独管理

（一）规范户用光伏管理。新建户用光伏应依法依规办理备案等手续，落实各项建设条件，满足质量安全等要求，年度装机总量内的项目以建成并网时间作为补贴计算起点执行固定度电补贴标准。文件发布前已建成并网但未纳入国家补贴范围的项目，可按本通知规定向所在地电网企业申报，经当地备案机关和电网企业联合审核、确认后纳入2019年财政补贴规模并按2019年户用光伏度电补贴标准享受国家补贴政策。

（二）完善项目申报程序。国家能源局于每年年初发布国家补贴支持的户用光伏年度装机总量。省级电网企业每月10日前对外公布上月新增并网（含新审核确认的文件发布前已建成并网但未纳入国家补贴范围的项目）和当年累计新增并网的户用光伏装机容量及项目名单，并于每月12日前向国家能源局和国家可再生能源信息管理中心报送相关信息，国家能源局于每月15日前对外公布当年截至上月底全国累计新增并网装机容量。当截至上月底的当年累计新增并网装机容量超过当年可安排的新增项目年度装机总量时，当月最后一天为本年度可享受国家补贴政策的户用光伏并网截止时间。

四、普通光伏发电国家补贴项目全面实行市场竞争配置

（一）扩大市场配置范围、实行项目补贴竞价。发挥市场在资源配置中的决定性作用，除光伏扶贫、户用光伏外，其余需要国家补贴的光伏发电项目原则上均须采取招标等竞争性配置方式，通过项目业主申报、竞争排序方式优选确定国家补贴项目及补贴标准。国家补贴资金优先用于补贴需求下降快、能尽快实现平价的项目和地区，充分发挥国家补贴资金支持先进企业和引领光伏平价的作用。

（二）严格实行竞争性配置。应当进行市场配置的所有光伏发电项目，均由地方通过招标等竞争性方式配置。各省应综合考虑发展规划、当地资源条件、监测预警、市场消纳、建设成本等因素，规范组织竞争性配置。

省级能源主管部门应按国家政策要求制定本地区统一的竞争性配置资源的工作方案，把预期上网电价作为主要竞争条件，并符合国家光伏发电价格政策规定。竞争配置工作方案要明确技术标准、环境保护、安全质量、建设条件等要求，坚持公开、公平、公正原则，保障充分合理竞争，严禁限价竞争或变相设置中标底线价格。

（三）明确项目竞争性配置和补贴竞价程序。项目补贴竞价由地方组织申报、国家统一排序。程序主要包括：

1.省级能源主管部门根据国家安排和相关要求，发布年度拟新建项目名单。

2.省级能源主管部门按国家政策和本省光伏发电项目竞争配置工作方案组织竞争性配置确定项目业主和预期上网电价，省级电网企业研究提出配套接网工程建设安排。

3.省级能源主管部门按要求审核汇总后向国家能源局报送申报补贴项目及预期投产时间、上网电价等。普通光伏电站须提供接网消纳、土地落实的支持文件，工商业分布式光伏发电项目须提供土地（场地）落实的支持文件，具体见附件。通知印发前已并网的本年度新建项目须提供电网企业出具的并网时间证明。

4.国家能源局根据修正后的申报补贴项目上网电价报价由低到高排序遴选纳入补贴范围的项目。修正规则为：

（1）普通光伏电站和全额上网工商业分布式光伏发电项目：II类资源区修正后的电价=申报电价－0.05元/千瓦时，III类资源区修正后的电价=申报电价－0.15元/千瓦时。

（2）自发自用、余电上网工商业分布式光伏发电项目：修正后的电价=申报电价－所在省份燃煤标杆电价+0.3元/千瓦时，其中燃煤标杆电价不足0.3元/千瓦时地区的项目，申报电价不进行修正。

（3）申报电价以0.1厘/千瓦时为最小报价单位。

修正后上网电价相同的项目根据各项目装机容量从小到大排序，直至入选项目补贴总额达到国家确定的当年新增项目补贴总额限额为止，并对外公布项目名单和各项目补贴标准。

业主在自有产权建筑物或场地自建光伏发电项目可不进行项目业主竞争配置，工商业屋顶光伏和企业已开展前期工作的项目，经地方政府确认后可不进行项目业主竞争配置，上述项目在业主明确上网电价报价后，均可通过省级能源主管部门申报国家补贴竞价。

5.项目业主依法依规办理相关手续、进行项目建设，在国家规定期限内建成并网，按申报确认的上网电价享受国家补贴。

（四）补贴申报和竞价安排。补贴申报和竞价原则上一年组织一次。

五、有关要求

（一）严格预警管理。新建光伏发电项目必须符合国家和本地区的相关规划，以及市场环境监测评价等管理要求，严禁“先建先得”。各省级能源主管部门应与当地省级电网企业充分沟通，对所在省级区域光伏发电新增装机容量的接网和消纳条件进行测算论证，有序组织项目建设。监测评价结果为红色的地区，除光伏扶贫项目、已安排建设的平价上网示范项目及通过跨省跨区输电通道外送消纳项目外，原则上不安排新建项目。监测评价结果为橙色的地区，在提出有效措施保障改善市场环境的前提下合理调控新建项目。监测评价结果为绿色的地区，可在落实接网消纳条件的基础上有序推进项目建设。西藏新建光伏发电项目，由自治区按照全部电力电量在区内消纳及监测预警等管理要求自行管理。

（二）明确建设期限。落实企业投资项目承诺制，列入国家补贴范围的光伏发电项目，应在申报的预计投产时间所在的季度末之前全容量建成并网，逾期未建成并网的，每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时。在申报投产所在季度后两个季度内仍未建成并网的，取消项目补贴资格，并作为各地光伏发电市场环境监测评价和下一年度申报的重要因素。各省级能源主管部门应在竞争配置和项目建设阶段采取适宜方式和切实有效措施，保障项目落实和如期建成并网。电网企业应按照《可再生能源法》和相关文件要求，本着简化流程和提高效率原则，做好光伏发电项目送出工程建设相关工作，保障项目及时并网。

（三）做好新老政策衔接

1.列入以往国家建设规模、已开工但未建成并网的光伏发电项目，执行国家相关价格政策，2019年底仍不能全容量建成并网的光伏发电项目（含二期光伏发电领跑基地项目），不再纳入国家补贴范围。

2.列入以往国家建设规模、未开工的光伏发电项目，已经确定项目业主的，执行国家相关价格政策；尚未确定项目业主的，由地方单独组织竞争配置确定项目业主和上网电价。2020年底仍不能全容量建成并网的光伏发电项目（含二期光伏发电领跑基地项目），不再纳入国家补贴范围。对因红色预警不具备建设条件以及国家另有规定情形的，可以适当放宽建设期限。

3.国家明确的跨省跨区输电通道配套光伏项目，本通知发布前已按相关规定竞争配置确定项目业主和明确上网电价的，继续执行原有政策；本通知发布前已核准输电通道建设、明确配套光伏装机容量但未明确项目业主和上网电价的，按国家能源局相关要求（另行制定）由地方单独组织竞争配置确定项目业主和上网电价；已明确项目业主但未明确上网电价的，按国家相关价格政策执行。

4.示范基地等单独竞争配置的项目不进行补贴申报竞争排序，执行各项目竞争确定的上网电价和相应补贴标准。竞争配置项目时应将上网电价作为主要竞争条件，并参考同地区全国补贴竞价情况合理设置竞价上限。国家光伏发电实证基地项目另行规定。

5.各类示范省、示范区、示范县、示范城市建设的光伏发电项目，已发文下达建设规模的，按已列入以往国家建设规模的相关电价政策执行。

（四）国家能源局各派出能源监管机构要加强对监管区域电网消纳能力论证、项目竞争配置、电网送出落实、项目并网和消纳等事项的监管。

六、2019年工作安排

根据财政部《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》等要求，2019年度安排新建光伏项目补贴预算总额度为30亿元，其中，7.5亿元用于户用光伏（折合350万千瓦）、补贴竞价项目按22.5亿元补贴（不含光伏扶贫）总额组织项目建设，两项合计不突破30亿元预算总额。在全国排序累计补贴总额时，各项目年补贴额为“度电补贴强度×装机容量×年利用小时数”，其中年利用小时数按《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号）规定的最低保障收购年利用小时数计算，未规定最低保障收购年利用小时数的，按II类地区1300、III类地区1100基础小时数计算。

请各省（区、市）能源主管部门在地方组织竞争配置项目业主、对自愿申报国家补贴项目进行审核等工作基础上，于2019年7月1日（含）前按相关要求将2019年拟新建的补贴竞价项目、申报上网电价及相关信息报送国家能源局，通过国家能源局门户网站（网址：http://www.nea.gov.cn），登录国家可再生能源发电项目信息管理系统填报相关信息，并上传各项支持性文件。

此前发布的有关光伏发电规模管理的文件规定，凡与本通知不一致的，以本通知为准。请各省（区、市）能源主管部门及各有关方面按照上述要求，认真做好光伏发电项目建设管理工作，共同促进光伏产业健康有序、高质量发展。

附件：XX省（区、市）光伏发电国家补贴项目申报材料提纲（参考范本）

附件

XX省（区、市）光伏发电国家补贴项目申报材料提纲

（参考范本）

一、基本情况

简要介绍本省（区、市）太阳能资源、规划、建设、运行、管理情况。主要包括：

（一）太阳能资源情况：包括年平均太阳能辐射量、太阳能资源分区等。

（二）规划情况：“十三五”光伏发电规划新增装机和总装机目标。

（三）建设情况：本省（区、市）截至2018年底光伏发电并网装机情况，包括总装机容量，以及集中式光伏电站、分布式光伏（分户用分布式和工商业分布式）等分类统计情况。

（四）运行情况：2018年光伏发电上网电量、利用小时数、弃光率，以及2017年和2018年光伏发电市场环境监测评价结果及分析等。

（五）消纳情况：简述2018年全省（区、市）光伏发电项目接网消纳、弃光、市场监测评价情况，分析存在问题及原因，并研究提出采取保障改善市场环境的有效措施。

（六）规划及政策落实情况：对照《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》等文件要求，提供本省（区、市）分年度规模管理及相关政策落实情况，包括有无先建先得、超规模超规划问题及相关情况。

二、国家补贴项目申报情况

（一）简述本次项目竞争性配置和补贴竞价申报、审核总体情况，包括：申报范围、工作组织、主要过程、审核相关情况，以及本次拟申报补贴项目总数量、总装机容量和预计年补贴资金总需求量。

（二）按普通光伏电站、工商业分布式光伏项目（全额上网模式）、工商业分布式光伏项目（自发自用、余电上网模式）三类分类描述申报项目情况，包括：汇总介绍每类申报项目总体情况（包括项目个数、总装机容量等），测算每类申报项目的预计年上网电量和年补贴资金需求量。

填报补贴竞价项目申报表，详见附表。

三、国家相关政策要求等落实情况

（一）全省总体情况

1.接网消纳落实情况。简述本省（区、市）光伏发电保障性收购制度落实情况；结合本省（区、市）消纳情况简述本次全省申报项目消纳能力（光伏装机容量）、消纳区域和接网条件等。

2.土地（场地）落实情况。简述本省（区、市）光伏发电土地（场地）资源条件，以及本次全省申报项目地区分布、土地（场地）类型和总体落实情况。

3.其他政策要求落实情况

（1）规划要求落实情况，包括申报项目全部实施后是否超过规划目标。

（2）光伏发电市场环境监测评价相关要求落实情况。

（3）地方政府出台的光伏发电配套政策情况，包括光伏发电竞争配置工作方案、提高光伏消纳能力相关政策、对土地类型及成本的承诺、综合服务保障体系等。

（4）其他需要说明的情况或问题。

（二）普通光伏电站情况

1.接网消纳落实情况

说明本次申报项目是否均在消纳能力范围内并逐一出具了支持性文件，分别列出本地消纳、外送消纳的装机容量。

说明本次申报项目接入送出工程是否均已明确由电网企业投资建设并可与项目申报的预计投产时间衔接一致。

2.土地（场地）落实情况

说明本次申报项目是否均属于国家允许建设光伏项目的场地、不占用基本农田且不涉及生态红线等限制开发的区域，说明场地使用费用的范围。

（三）工商业分布式光伏项目情况

1.接网消纳落实情况

说明本次申报项目是否均在消纳能力范围内；说明本次申报项目消纳区域（或就近利用范围/电压等级范围）。如存在由地市或省级电网企业针对多个分布式项目统一出具支持性文件的，还需说明新增分布式项目装机总量及附表中各项目是否均已纳入该支持性文件。

2.土地（场地）落实情况

说明本次申报项目场地是否均属于国家允许建设光伏项目的场地，并说明场地使用费用的范围。其中如有地面建设的，说明是否均不占用基本农田且不涉及生态红线等限制开发的区域；如有依托建筑物建设的，说明是否已落实场地使用权。

各类项目均须按附表填写每个项目的接网消纳、土地（场地）落实情况，并提供支持性文件。其中工商业分布式光伏项目可仅提供所在地市或省份的电网企业针对多个分布式项目（或新增分布式项目装机总量）统一出具的接网消纳文件。

四、主要支持性文件

（一）本省（区、市）电力消纳市场及接入系统研究报告。省级电网公司提供全省新增光伏消纳能力分析评价意见。

（二）地方政府支撑性文件。包括土地类型及成本、综合服务保障体系落实情况及配套支持政策。

（三）省级电网（地方电网）公司承诺文件。包括对全省申报项目和各申报项目消纳市场及接入系统方案的论证材料，以及接入系统建设承诺、消纳保障承诺等。

通知印发前已于本年度建成并网的新建光伏发电项目，须提供电网企业出具的并网时间证明材料。

以上文件为申报必须提供的材料，纸质版和电子版随文报送。其中工商业分布式光伏项目的接网消纳支持文件不用每个项目单独出具。

各省（区、市）能源主管部门应通过国家能源局门户网站（网址：http://www.nea.gov.cn），登录国家可再生能源发电项目信息管理系统填报附表相关信息，并上传所取得的各项支持性文件。

报送国家能源局纸质申报材料有关信息应与在线提交申报信息一致，如出现不一致的情况，以报送系统申报信息为准。

附表：XX省（区、市）光伏发电国家补贴竞价项目申报表

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2019年风电项目建设工作方案

为促进风电高质量发展，加快降低补贴强度，现就做好2019年度风电建设管理工作有关要求通知如下。

一、有序按规划和消纳能力组织项目建设

各省级能源主管部门要按照《可再生能源发展“十三五”规划》《风电发展“十三五”规划》以及《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号，以下简称《指导意见》）要求，在论证并落实消纳能力的前提下，有序组织各类风电项目建设。《指导意见》中本省级区域2020年规划并网目标，减去2018年底前已并网和已核准在有效期并承诺建设的风电项目规模（不包括分散式风电、海上风电、平价上网风电项目、国家能源局专项布置的示范试点项目和跨省跨区外送通道配套项目），为2019年度各省级区域竞争配置需国家补贴风电项目的总规模。在省级电网区域内消纳的风电项目由省级电网企业出具电力送出和消纳意见，跨省跨区输电通道配套风电项目的消纳条件应由送受端电网企业联合论证。国家电网有限公司、南方电网公司等电网企业在国家能源局指导下督促各省级电网企业做好风电项目电力送出和消纳落实工作。

二、完善市场配置资源方式

（一）完善集中式风电项目竞争配置机制。2019年度需国家补贴的新建集中式风电项目全部通过竞争配置方式选择。有关省级能源主管部门按照本文附件中的指导方案制定2019年度风电项目竞争配置工作方案，向社会公布。在国家能源局公布2019年度第一批平价上网风电项目名单之后，有关省级能源主管部门再组织有国家补贴的风电项目的竞争配置工作。各跨省跨区输电通道配套的风电基地项目，项目所在地省级能源主管部门应制定专项竞争配置工作方案，优先选择补贴强度低的项目业主，或直接按平价上网项目（无国家补贴）组织建设。

（二）采取多种方式支持分散式风电建设。鼓励各省（区、市）按照《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）有关政策，创新发展方式，积极推动分散式风电参与分布式发电市场化交易试点。对不参与分布式发电市场化交易试点的分散式风电项目，可不参与竞争性配置，按有关管理和技术要求由地方政府能源主管部门核准建设。

三、严格竞争配置要求

（一）竞争配置方式选择

1. 第一种方式。风电项目开发前期工作已由开发企业自行完成，省级能源主管部门按照竞争配置工作方案择优选择列入年度建设方案的项目。各开发企业参与竞争配置的风电项目应满足前期工作深度要求。

2. 第二种方式。省级能源主管部门和省级以下地方政府已委托第三方技术机构开展资源勘查等前期工作，确定计划开发的区块，在已落实项目土地使用和电力送出及消纳等外部条件下，通过竞争配置选择投资开发企业。

（二）竞争配置建设方案相关要求

各省级能源主管部门应根据国务院价格部门发布的本区域风电指导价作为竞争配置上网电价上限（不得设置电价下限），并编制2019年度风电建设方案。建设方案应包括新增建设规模及布局、竞争配置工作方案，电网企业出具的确保电力送出消纳意见等内容。各省级能源主管部门按照建设方案组织风电项目竞争配置工作，并将建设方案抄送国家能源局及各派出能源监管机构。国家能源局对有关建设方案进行监督，对不符合规划落实情况和公平竞争原则以及电力送出消纳条件不落实的建设方案提出整改意见。

四、全面落实项目电力送出和消纳条件

（一）已纳入年度建设方案的存量项目，有关电网企业应在落实电力送出和消纳并确保弃风限电持续改善的前提下积极落实并网。对自愿转为平价上网的存量项目，电网企业在建设配套电力送出工程的进度安排和消纳方面予以优先保障。

（二）各类拟新建风电项目均应以落实项目电力送出和确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%）为前提条件。在满足已并网和已核准在有效期内并承诺建设风电项目电力消纳基础上，按照平价上网风电项目、分散式风电项目、需国家补贴的竞争性配置风电项目的次序配置电网消纳能力。

五、分类指导存量项目建设

各省级能源主管部门要对已核准风电项目进行梳理，建立项目信息管理台账，分类指导建设。

（一）超出《企业投资项目核准和备案管理办法》中规定的项目核准文件有效期限的，相关项目核准文件失效。如项目单位希望继续建设，可作为新项目参与本年度新建项目竞争配置，也可转为平价上网项目。

（二）符合国家风电建设管理要求且在项目核准有效期内的风电项目，执行国家有关价格政策。

（三）鼓励各类在核准有效期内的风电项目自愿转为平价上网项目，执行有关平价上网项目的支持政策。

（四）风电投资监测预警级别从红色转为橙色或绿色的地区，严格按电网消纳能力有序启动之前因预警停建项目，鼓励自愿转为平价上网项目。

六、有序稳妥推进海上风电项目建设

2019年起新增的海上风电项目必须通过竞争配置确定项目业主单位，各相关省级能源主管部门应按照加快推动技术进步和成本下降的原则制定专门的海上风电项目竞争配置工作方案。依法依规核准的海上风电项目执行国家有关电价政策。

为进一步规范海上风电发展，有关省级能源主管部门依据国家《风电发展“十三五”规划》和国家能源局批复的本省级区域的海上风电规划组织海上风电项目建设，按照上述规划中明确的本区域2020年建成并网目标和在建规模对本省（区、市）2018年底前已核准海上风电项目进行梳理，由项目开发企业承诺开工及全部机组完成并网的时间，在此基础上梳理出2020年底前可建成并网的海上风电项目、2020年底前可开工建设的海上风电项目以及2021年底前可建成并网的海上风电项目，三类项目清单及相关企业承诺应及时对全社会公示。对核准前置条件不齐全的海上风电项目，核准文件由项目核准机关依法予以撤销，有关项目信息抄送国家能源局及相关派出能源监管机构。

七、强化承诺条件核实

（一）各省级能源主管部门对各参与竞争配置的风电项目以及平价上网项目的相关土地使用等降低非技术成本的承诺或说明进行复核，并及时对全社会公示实际执行情况，将其作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。

（二）各省级能源主管部门对有关省级电网企业或地方电网企业经论证确认的拟新建风电项目具备电力送出和消纳条件的意见进行复核。电网企业可按单个项目或者本批次项目整体出具意见。

八、做好风电项目建设信息监测工作

请各省级能源主管部门及时组织各项目单位按照以下要求，按时在可再生能源发电项目信息管理平台填报以下项目信息：

（一）已核准风电项目须提交项目核准文件、列入本省（区、市）年度建设方案的依据等文件的扫描件，并按照项目信息管理相关规定完善各项信息。逾期未完成填报项目视为自动放弃申请国家补贴。

（二）所有新核准建设的风电项目均应在项目申请时及时填报项目信息，标明项目的分类并提交相关附件。国家可再生能源信息管理中心与电网企业的新能源项目相关管理系统做好衔接，及时采集风电核准、并网、运行、补贴拨付等信息。

各省级能源主管部门应在2019年7月1日（含）前完成已核准建设的风电项目的信息审核工作。对于因相关信息填报错误、填报不及时导致不能纳入补贴目录及获得电价附加补贴的，由项目单位自行承担相关后果。

请各有关单位按照上述要求，切实做好相关工作，尽快组织风电竞争性配置工作，积极推动风电项目建设工作，确保风电产业持续健康发展。各派出能源监管机构要加强对监管区域内电力送出和消纳条件、补贴项目竞争配置和投资营商环境等事项的监管。

风电项目竞争配置指导方案（2019年版）

为促进风电有序规范建设，加快风电技术进步、产业升级和市场化发展，按照市场在资源配置中发挥决定性作用和更好发挥政府作用的总要求，对集中式陆上风电项目和海上风电项目通过竞争配置方式组织建设。

一、基本原则

（一）规划总量控制。各省级能源主管部门要严格按照《风电发展“十三五”规划》和《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》的管理要求，有序规范组织项目建设。各沿海省（区、市）应根据《风电发展“十三五”规划》和国家能源局审定批复的海上风电规划，合理确定2019年度海上风电配置规模。

（二）公开竞争优选。各省级能源主管部门要制定风电项目竞争配置工作方案，公开竞争配置条件和流程，按照公开公平公正的原则对纳入国家补贴范围的项目或投资进行优选（或招标）。

（三）接网及消纳保障。所有参与竞争配置的项目须以电网企业投资建设接网及配套电网工程和落实消纳为前提条件，确保项目建成后达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%）。电网企业有关电力送出和消纳支持承诺应向社会公布，接受社会监督。

（四）竞争确定电价。2019年度新增集中式陆上风电和海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价，各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区指导价，同时不得设置竞争最低限价。各级地方政府部门不得干预项目单位报价。

（五）优化投资环境。省级能源主管部门要指导市（县）级政府优化投资环境。地方政府有关部门不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，增加项目投资经营成本，相关政策落实的承诺等情况应向社会公布，接受社会监督。

二、竞争要素

各省级能源主管部门制定的竞争配置工作方案应包含项目方案及技术先进性、前期工作深度、上网电价等竞争要素。应将上网电价作为重要竞争条件，所需补贴强度低的项目优先列入年度建设方案。

（一）已确定投资主体项目的竞争要素

1.企业能力。包括投资能力、业绩、技术能力、企业诚信履约情况评价。

2.设备先进性。包括风电机组选型、风能利用系数、动态功率曲线保障、风电机组认证情况。

3.技术方案。包括充分利用资源条件、优化技术方案、利用小时测算、智能化控制运行维护、退役及拆除方案、经济合理性等。

4.已开展前期工作。包括项目总体规划、测风及风能资源评估、可行性研究设计、已取得的支持性文件等。

5.接入消纳条件。委托电网企业开展接入系统和消纳能力分析结果。

6.申报电价。测算提出合理收益条件下的20年固定上网电价。国家核定最低保障小时数的地区，可按照国家最低保障小时数报价，超出部分市场定价，按最低保障小时数内电价评分。

各省级能源主管部门可参照表1自行制定竞争配置评分细则，但不应设置或变相设置有违市场公平的条款。可采取综合评分法，其中电价权重不得低于40%。也可采取先技术评选，再电价比选的方式，按电价由低到高排序分配完为止。

表1 已确定投资主体风电项目参考评分标准

序号	项目	内容	分值	评分内容参考
1	企业能力（20）	投资能力	自定	申报项目资本金比例，投资企业总资产、企业净资产等。
		业绩	自定	原则上仅考虑国内风电并网业绩，本省级区域业绩分值比例不应超过35%。
		技术管理能力	自定	企业技术创新能力，已运行风电项目资产负债率、利润率等。
		履约评价	自定	近三年或正在实施项目的履约情况，社会信誉情况。
2	设备先进性（10）	重点设备先进性	10	风电机组单机容量，风电机组整机认证情况，风电机组风能利用系数、动态功率曲线保证承诺等。
3	技术方案（10）	项目技术方案评价	10	风能资源高效利用，风电场智能化设计，退役及拆除方案，方案技术经济合理性。
4	已开展前期工作（10）	支持性文件和可行性研究设计	10	前期测风及风资源评估情况，可行性研究设计报告，规划、土地、林业、环保、压矿、文物、军事等支持性文件，地方政府土地使用等优惠政策承诺函。
5	接入消纳条件（10）	接入消纳论证意见	10	项目接入系统和消纳能力评估研究方案，电网关于电力消纳保障的意见或承诺。利用已有接网工程送出能力且可确保全额消纳的优先。
6	申报电价（40）	申报电价竞争力	40	以所属风能资源区现行风电指导价作为最高限价，根据降价幅度科学评分。不得设置最低报价。

（二）未确定投资主体项目的竞争要素