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电力体制改革的关键一步。新能源发电的价格管理，在保障性收购价格的基础上，希望也能逐步走向市场化。当前我国正逐步构建以新能源为主体的新型电力系统，调动各方投资新能源项目的积极性，是实现双碳目标的重要举措。今年
前三季度，全国光伏装机不尽人意，很多地方光伏电站成本和收益倒挂，投资商只能暂缓或取消项目建设，尽管长期看光伏发电成本呈下降趋势，但短期的困难也应该给予重视。我们呼吁价格主管部门适度上调新建光伏电站保障性收购价格，并根据成本变化适时调整，促进光伏行业健康可持续发展。

万千瓦，充分显现出全省分布式光伏开发的巨大空间和潜力。在政策支持方面，我省严格落实国家出台的可再生能源发电全额保障性收购制度，以及增值税即征即退50%、企业所得税三免三减半等税收支持政策;建立健全

。 3.省间超额消纳量交易。 (二)消纳量的计算 1.通过市场购买的可再生能源电量。 (1)电网企业全额保障性收购的除非水电平价可再生能源项目外的可再生能源电量，首先用于完成省内居民、农业、重要
)省电力公司。依据本实施方案编制消纳责任权重实施细则，报省发展改革委(省能源局)批准后实施。组织经营区内责任主体完成可再生能源电力消纳责任，并负责向责任主体分配全额保障性收购可再生能源电量。每年1月底

，国家明确的领跑者项目保量保价利用小时数1500小时，直调光伏扶贫、分布式项目按全额保障性收购原则安排。保量竞价电量则为26.1亿千瓦时。风电方面，全年安排风电机组发电量460.2亿千瓦时。其中
，分散式风电项目暂按全额保障性收购原则安排)；保量竞价电量151.2亿千瓦时。在蒙西《2020年度内蒙古西部电网发电量预期调控目标》文件中，光伏方面，全年安排直调光伏机组发电量126亿千瓦时。其中

保障性收购为主，大部分省份以全额收购的方式消纳新能源电量，新能源上网电量执行批复电价，不参与市场化交易。西北、东北等多数省份以保障性消纳+市场化交易结合方式消纳新能源，保量竞价电量参与电力市场，由
晰问题。在新能源目前的并网运行技术条件下，新能源企业还不是真正意义上的市场主体，还不是电力平衡主体、电量平衡主体，由此带来了保障性消纳政策与市场机制之间的有效衔接问题。保障性收购电量与市场交易电量边界

引导各地加强光伏发电项目开发，推动跨省区光伏电力交易。完善能源双控制度，建立鼓励利用、优先利用可再生能源的激励机制。完善可再生能源发电全额保障性收购制度，做好与市场化交易衔接，鼓励光伏发电有序参与市场

2020年，国家能源主管部门下达的可再生能源电力总量消纳责任权重、非水电消纳责任权重任务，全国30个省(区、市)全部完成。但是部分省份未能完成风电、光伏发电保障性收购最低年利用小时数。国家能源局
数 2016年，国家发改委、国家能源局依照《可再生能源法》要求，核定了重点地区风电和光伏发电最低保障收购年利用小时数，提出全额保障性收购相关要求。《报告》指出，2020年，在规定风电最低保障收购年利用小时

可再生能源法，出台了固定电价制度、可再生能源电价附加制度、全额保障性收购制度、税费优惠制度等系列支持政策，通过法律保障、规划引导、财政支持等措施，有力推动可再生能源实现快速发展、规模化发展，为全球能源

提高效率的原则，加快办理接网手续，加快相关规划输变电工程建设，保证项目尽早并网、优先发电和全额保障性收购。附件：2021年光伏发电平价上网项目（2019年平价备选）表河北省发展和改革委员会 2021年6月28日附件 2021年光伏发电平价上网项目（2019年平价备选）表单位：万千瓦

规划输变电工程建设，保证项目尽早并网、优先发电和全额保障性收购。附件：2021年光伏发电平价上网项目(2019年平价备选)表河北省发展和改革委员会 2021年6月28日附件下载：冀发改能源864号附件.docx