《光伏发电开发建设管理办法(征求意见稿)》中值得重点关注的变化

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2013年8月，国家能源局《光伏电站项目管理暂行办法》（以下简称“暂行办法”）对集中式太阳能光伏电站的规模控制、备案管理、度电补贴、全额保障性收购做出了系统性规定，我国光伏产业步入蓬勃发展阶段并快速走向市场化。此后，又陆续经历了集中式光伏电站上网标杆电价改为指导电价，补贴退坡实行平价上网等重要节点。

时隔八年，在“双碳经济”的大背景下，国家能源局于2021年11月26日下发《光伏发电开发建设管理办法》（征求意见稿）（以下简称“《管理办法》”），总结了我国此前集中式光伏电站的开发建设与运营管理的实践经验并对行业的热点关注进行了回应，在《暂行办法》的基础上进行调整、补充，根据发展实际进一步规范我国集中式光伏电站的建设、运行秩序。该《管理办法》无疑将对我国光伏产业发展产生极大影响。

我们通过对《暂行办法》和《管理办法》对比分析，以及结合自身长期从事新能源领域投资并购、投融资法律服务的实践经验，就《管理办法》的核心条文进行了剖析，并从中总结了值得重点关注的八处变化，供各位交流探讨。

（一）光伏电站项目的审批管理权限下放，新增消纳责任权重制度

《暂行办法》规定，国务院能源主管部门根据省级能源主管部门建议下达需要国家资金补贴的光伏电站的年度实施方案。

《管理办法》则下放了审批权限，明确由省级能源主管部门根据国家能源主管部门下达的每年消纳责任权重确定各省光伏电站年度开发建设方案并及时报国家能源主管部门备案。

据此，光伏电站的“指标”制定权限下放至省级能源主管部门，这与近年来光伏电站项目备案层级的下放趋势相适应。项目备案层级和年度开发建设方案的层级更加匹配，既有利于提高年度开发建设方案的可行性、合理性，也有利于激发各省光伏发展的活力和审批效率。

此外，在放权的同时，新增消纳责任权重制度，“以收定支”，又能实现国家能源主管部门对全国范围内光伏电站的建设规模的调控。

（二）事中事后监管力度加强，明确未纳入光伏电站年度开发建设方案的项目，电网公司不予办理电网接入手续

十二五、十三五期间，在政策利好的驱动下，光伏行业如火如荼，部分省市还推行了“先建先得”，在光伏电站开发建设实际中存在不少已备案但尚未取得建设指标或已备案但迟迟未开工建设的项目。

据有关行业报道，根据《关于梳理“十二五”以来风电、光伏发电项目信息的通知》而开展的调研显示，我国22省已备案但未纳入国家认可的光伏发电建设规模的项目（即无指标项目）就有48.5GW。

为规范上述情形，《管理办法》从备案端（能源主管部门）和电网端（电网公司）同步入手，将纳入光伏电站年度开发建设方案作为并网的前提，将完成备案并纳入年度开发建设方案作为开发建设的前提。对于各类存量项目应在规定时限内建成投产，对于超出备案有效期而长期不建的项目，予以废止。相较于《暂行办法》，其明确将纳入年度实施方案作为光伏电站投运的必要条件，从而为项目事前审批和事中监督提供更为充分的依据，有利于整治“未批先建”问题。

同时，我们认为光伏电站开发建设秩序的规范，不仅要“堵”还得“疏”，光伏项目的建设周期短、年度建设指标又有建设时限要求，我们在尽调过程中曾遇到，年底才下发年度实施方案，却要求当年完成建设的项目。再加之还需落实建设用地指标、征地、租地等手续，在保住当年电价的情况下“未批先建”成为部分项目“无奈的选择”。因此，光伏电站的合法建设除了投资者严守法律规定，还需要多方配合，形成合力，政府部门既要做好监管者，惩前毖后，又要当好支持者，优化营商环境，提升审批效率。希望《管理办法》的实行，能有效解决光伏项目建设中的“未批先建”问题。

（三）不再规定可再生能源补贴，与全面平价上网政策相呼应

《暂行办法》第十六条规定，国务院有关部门对符合条件的备案项目纳入可再生能源资金补贴目录。未纳入补贴目录的光伏电站项目不得享受国家可再生能源发展基金补贴。

《管理办法》中没有再提及“补贴”一词,这与今年6月份国家发改委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》—“2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网”相呼应。我国集中式光伏行业已逐渐步入全面平价时代。

（四）调整配套电网建设机制，不再规定必须由电网企业投资建设项目场址外配套电力送出工程

虽然《暂行办法》明文规定，电网企业负责投资建设项目场址外配套电力送出工程。但是因为光伏电站的建设周期不长（一般不超过1年），电网公司的内部流程与光伏电站的建设周期很难匹配，因此实践中很多光伏电站项目送出工程仍由企业自建。

《管理办法》根据实际情况，多元化场外配套送出的建设方式，有利项目单位和电网公司据实灵活选择配套工程的建设方式，促进合规建设。但《管理办法》和此前国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》一样，均未对投资者关注的电网企业回购送出工程问题作出详细规定。

（五）不再规定电网企业全额保障性收购

《暂行办法》第二十四条明确规定，电网企业应当全额保障性收购光伏电站的发电量。但实际中，囿于成本、电网负荷和消纳等因素，很多地区（如西藏）的电网企业难以做到全额保障性收购。《管理办法》根据实际情况，不再规定电网企业全额保障性收购，改为规定“保障光伏电站维持合理利用率”，这与《管理办法》新增的消纳责任机制相呼应，通过当年约束性权重和次年预期性权重，“以收定支”，增加了政策适用的灵活性，更加契合实际，减少了电网企业的履约及合规压力。

（六）强化监管，明确规定不得将配套产业作为项目开发建设门槛，规范开发建设秩序，为光伏企业减负

国家能源局多次强调优化营商环境，但实践中，随着光伏行业的火热和管理权限的下放，在投资主体的“竞争上岗”中，部分地方政府提高投资门槛，产业配套成为了“敲门砖”，成为了投资主体的“隐形”成本。

主管部门无疑准确看到了这一乱象，《管理办法》第九条明文规定，“……各级能源主管部门要优化营商环境，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。”

当然，想要去除配套产业这一“隐形”成本，还得看落实、看执法。

（七）未再规定项目单位不得自行变更光伏电站项目备案文件的重要事项，包括项目投资主体、项目场址、建设规模等主要边界条件，“倒卖路条”的认定标准有放宽的可能

国能综新能〔2016〕14号规定，“对于擅自进行项目投资主体和股权转让的，取消项目获得国家可再生能源补贴资格，且禁止转让项目的投资主体三年内参加竞争分配建设光伏发电项目。”但《管理办法》中删除了原办法中的“第三十三条项目单位不得自行变更光伏电站项目备案文件的重要事项，包括项目投资主体、项目场址、建设规模等主要边界条件。”

平价上网时代的来临，收购光伏电站，不再获得国家财政补贴，不涉及到侵占国家利益。在现有司法判例中，法院也不认为路条交易协议因行政监管规定而无效；通过现有公开渠道的查询，我们尚未发现仅因为“倒卖路条”被行政处罚或者刑事处罚的报道。

我们不妨猜想，时过境迁，平价上网时代，仅持有光伏项目的路条，并不能直接以获得国家补贴的方式盈利，光伏项目本是一个常规的经营性项目，尚需投资、建设、运营、管理，才能获得利润，既然监管政策丧失了必要性和可操作性，在大力倡导新能源发展的双碳时代，“倒卖路条”的认定标准完全有放宽的可能。

（八）放宽光伏发电系统容配比，更加切合我国实际，有利于土地资源利用的集约化，同时对逆变器等上游企业影响颇大

《管理办法》第二十一条规定，“光伏电站项目应符合国家有关光伏电站接入电网的技术标准，光伏发电系统容配比不应高于1.8:1。”

光伏发电系统容配比是一个技术指标。2012年11月1日发布的《光伏发电站设计规范》（GB 50797-2012）中，组件和逆变器的比例是按照1：1设计规定的。此规定在行业内一直存在争议。因为光伏组件功率的衰减和工程实际太阳辐照度等因素的影响，通常情况下逆变器输出功率不能达到所对应组件的安装容量值，导致逆变器和升压并网设备容量不能得到充分利用，为了保证对建设场地的土地资源和光伏组件的有效利用，光伏方阵的安装容量与逆变器额定容量之比也不宜过大。

2019年9月份，《光伏发电站设计规范（征求意见稿）》对原规范进行了调整，7.1.2明确，“光伏发电系统中光伏方阵与逆变器之间的容量配比应综合考虑光伏方阵的安装类型、场地条件、太阳能资源、各项损耗等因素，经技术经济比较后确定。光伏方阵的安装容量与逆变器额定容量之比符合下列规定：一类太阳能资源地区，不宜超过1.2；二类太阳能资源地区，不宜超过1.4；三类太阳能资源地区，不宜超过1.8”。

我们认为《管理办法》的新增条款与《光伏发电站设计规范》的变更有关，也和我国的光伏电站运营实际相契合，能够促进建设场地的土地资源和光伏组件的有效利用。同时，容配比标准的调整对我国的光伏产业上游（特别是逆变器企业）也颇具影响。

总之，在双碳目标的催化下，光伏行业正进入一个新的发展周期，《管理办法》是适应新时期光伏发电行业的特点所做的修订，既有对过去多年行业经验的总结和肯定，也引导着光伏行业未来的发展方向。我们将持续分享在新能源领域内的研究成果和经验，与各位一道前行！

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