微信客服
微信公眾號
“雙碳”目標的提出給予了新能源行業足夠的發展動力和較好的機遇，2021年多項積極政策相繼落地，為新能源行業的發展提供更全面的支持。在諸多有利政策的加持下，新能源產業迎來了更優發展的環境。世紀新能源網匯總整理2021年相對較具代表性的政策、要聞等共76條，涵蓋光伏、風電、儲能等領域，以供大家了解2021年的政策脈絡。
第一季度：
1.2021年3月5日，《國家發展改革委 國家能源局關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》。
政策關注點：
推進多能互補，提升可再生能源消納水平
（一）風光儲一體化。對于存量新能源項目，結合新能源特性、受端系統消納空間，研究論證增加儲能設施的必要性和可行性。對于增量風光儲一體化，優化配套儲能規模，充分發揮配套儲能調峰、調頻作用，最小化風光儲綜合發電成本，提升綜合競爭力。
（二）風光水（儲）一體化。對于存量水電項目，結合送端水電出力特性、新能源特性、受端系統消納空間，研究論證優先利用水電調節性能消納近區風光電力、因地制宜增加儲能設施的必要性和可行性，鼓勵通過龍頭電站建設優化出力特性，實現就近打捆。對于增量風光水（儲）一體化，按照國家及地方相關環保政策、生態紅線、水資源利用政策要求，嚴控中小水電建設規模，以大中型水電為基礎，統籌匯集送端新能源電力，優化配套儲能規模。
（三）風光火（儲）一體化。對于存量煤電項目，優先通過靈活性改造提升調節能力，結合送端近區新能源開發條件和出力特性、受端系統消納空間，努力擴大就近打捆新能源電力規模。對于增量基地化開發外送項目，基于電網輸送能力，合理發揮新能源地域互補優勢，優先匯集近區新能源電力，優化配套儲能規模；在不影響電力（熱力）供應前提下，充分利用近區現役及已納入國家電力發展規劃煤電項目，嚴控新增煤電需求；外送輸電通道可再生能源電量比例原則上不低于50%，優先規劃建設比例更高的通道；落實國家及地方相關環保政策、生態紅線、水資源利用等政策要求，按規定取得規劃環評和規劃水資源論證審查意見。對于增量就地開發消納項目，在充分評估當地資源條件和消納能力的基礎上，優先利用新能源電力。
2.2021年3月12日，《關于引導加大金融支持力度 促進風電和光伏發電等行業健康有序發展的通知》。
政策關注點：
優先發放補貼和進一步加大信貸支持力度。企業結合實際情況自愿選擇是否主動轉為平價項目，對于自愿轉為平價項目的，可優先撥付資金，貸款額度和貸款利率可自主協商確定。
第二季度：
1.2021年4月19日，《國家能源局2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知（征求意見稿）》
政策關注點：
加快推進存量項目建設。2020年底前已核準且在核準有效期內的風電項目和2019年、2020年平價、競價光伏項目等存量風電、光伏發電項目直接納入各省（區、市）保障性并網項目范圍。各類存量項目應在規定時限內建成投產，對于長期核準（備案）而不建設的項目，各省級能源主管部門應及時組織清理，對確實不具備建設條件的，應及時予以廢止。
各省2021年保障性并網規模主要用于安排存量項目。存量項目不能滿足今年非水電最低消納責任權重要求、保障性并網仍有空間的省（區、市），省級能源主管部門應按剩余保障性并網規模抓緊組織開展競爭性配置，確定2021年并網的新增項目，加快核準（備案），積極推進建設，確保盡早建成投產。
穩步推進戶用光伏發電建設。2021年戶用光伏發電項目國家財政補貼預算額度為 億元，度電補貼額度按照國務院價格主管部門發布的2021年相關政策執行，項目管理和申報程序按照《國家能源局關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》（國能發新能〔2019〕49號）有關要求執行。戶用光伏發電項目由電網企業保障并網消納。
2.2021年5月20日，《國家能源局關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》
政策關注點：
穩步推進戶用光伏發電建設。2021年戶用光伏發電項目國家財政補貼預算額度為5億元，度電補貼額度按照國務院價格主管部門發布的2021年相關政策執行，項目管理和申報程序按照《國家能源局關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》（國能發新能〔2019〕49號）有關要求執行。在確保安全前提下，鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能。戶用光伏發電項目由電網企業保障并網消納。
3.2021年6月7日，《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》
政策關注點：
2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目（以下簡稱“新建項目”），中央財政不再補貼，實行平價上網。
2021年新建項目上網電價，按當地燃煤發電基準價執行；新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網電價，以更好體現光伏發電、風電的綠色電力價值。
2021年起，新核準（備案）海上風電項目、光熱發電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。
鼓勵各地出臺針對性扶持政策，支持光伏發電、陸上風電、海上風電、光熱發電等新能源產業持續健康發展。
4.2021年6月20日，《關于正式啟動整縣屋頂分布式光伏開發試點工作的通知》
政策關注點：
為加快推進屋頂分布式光伏發展，擬在全國組織開展整縣（市、區）推進屋頂分布式光伏開發試點工作。
第三季度：
1.2021年7月23日，《國家發展改革委、國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見》
政策關注點：
（一）統籌開展儲能專項規劃。研究編制新型儲能規劃，進一步明確“十四五”及中長期新型儲能發展目標及重點任務。省級能源主管部門應開展新型儲能專項規劃研究，提出各地區規模及項目布局，并做好與相關規劃的銜接。相關規劃成果應及時報送國家發展改革委、國家能源局。
（二）大力推進電源側儲能項目建設。結合系統實際需求，布局一批配置儲能的系統友好型新能源電站項目，通過儲能協同優化運行保障新能源高效消納利用，為電力系統提供容量支撐及一定調峰能力。充分發揮大規模新型儲能的作用，推動多能互補發展，規劃建設跨區輸送的大型清潔能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源電量占比。探索利用退役火電機組的既有廠址和輸變電設施建設儲能或風光儲設施。
（三）積極推動電網側儲能合理化布局。通過關鍵節點布局電網側儲能，提升大規模高比例新能源及大容量直流接入后系統靈活調節能力和安全穩定水平。在電網末端及偏遠地區，建設電網側儲能或風光儲電站，提高電網供電能力。圍繞重要負荷用戶需求，建設一批移動式或固定式儲能，提升應急供電保障能力或延緩輸變電升級改造需求。
（四）積極支持用戶側儲能多元化發展。鼓勵圍繞分布式新能源、微電網、大數據中心、5G基站、充電設施、工業園區等其他終端用戶，探索儲能融合發展新場景。鼓勵聚合利用不間斷電源、電動汽車、用戶側儲能等分散式儲能設施，依托大數據、云計算、人工智能、區塊鏈等技術，結合體制機制綜合創新，探索智慧能源、虛擬電廠等多種商業模式。
2.2021年7月26日，《國家發展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》
政策關注點：
（一）完善峰谷電價機制。1.科學劃分峰谷時段。各地要統籌考慮當地電力供需狀況、系統用電負荷特性、新能源裝機占比、系統調節能力等因素，將系統供需緊張、邊際供電成本高的時段確定為高峰時段，引導用戶節約用電、錯峰避峰；將系統供需寬松、邊際供電成本低的時段確定為低谷時段，促進新能源消納、引導用戶調整負荷。可再生能源發電裝機比重高的地方，要充分考慮新能源發電出力波動，以及凈負荷曲線變化特性。2.合理確定峰谷電價價差。各地要統籌考慮當地電力系統峰谷差率、新能源裝機占比、系統調節能力等因素，合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。
（二）建立尖峰電價機制。各地要結合實際情況在峰谷電價的基礎上推行尖峰電價機制。尖峰時段根據前兩年當地電力系統最高負荷95%及以上用電負荷出現的時段合理確定，并考慮當年電力供需情況、天氣變化等因素靈活調整；尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。熱電聯產機組和可再生能源裝機占比大、電力系統階段性供大于求矛盾突出的地方，可參照尖峰電價機制建立深谷電價機制。強化尖峰電價、深谷電價機制與電力需求側管理政策的銜接協同，充分挖掘需求側調節能力。
（三）健全季節性電價機制。日內用電負荷或電力供需關系具有明顯季節性差異的地方，要進一步建立健全季節性電價機制，分季節劃分峰谷時段，合理設置季節性峰谷電價價差；水電等可再生能源比重大的地方，要統籌考慮風光水多能互補因素，進一步建立健全豐枯電價機制，豐、枯時段應結合多年來水、風光出力特性等情況合理劃分，電價浮動比例根據系統供需情況合理設置。鼓勵北方地區研究制定季節性電采暖電價政策，通過適當拉長低谷時段、降低谷段電價等方式，推動進一步降低清潔取暖用電成本，有效保障居民冬季清潔取暖需求。
3.2021年8月2日，《關于開展可再生能源電價附加補助資金核查工作的通知》
政策關注點：
對享受國家可再生能源電價附加補助資金的風電、光伏發電、生物質發電項目以及公共獨立系統項目進行核查。
重點核查內容：
一是電網企業是否嚴格按照《資金管理辦法》執行可再生能源發電政策；
二是電網企業是否規范管理并及時、公平撥付補貼資金；
三是電網企業是否按相關補貼政策、撥付要求發放補貼資金；
四是電網企業是否按要求完成績效評價；
五是可再生能源發電項目是否存在手續不全、規避行業管理、實際并網裝機容量與核準（備案）容量不一致等情況；
六是可再生能源發電項目是否存在上網電量異常的情況；
七是可再生能源發電項目是否已達合理利用小時數；
八是生物質發電項目是否存在違規化石燃料摻燒及排放不達標問題；
九是公共獨立系統運行情況、運維成本核算等。
4.2021年8月10日，《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》
政策關注點：
（二）鼓勵發電企業自建儲能或調峰能力增加并網規模。在電網企業承擔風電和太陽能發電等可再生能源保障性并網責任以外，仍有投資建設意愿的可再生能源發電企業，鼓勵在自愿的前提下自建儲能或調峰資源增加并網規模。對按規定比例要求配建儲能或調峰能力的可再生能源發電企業，經電網企業按程序認定后，可安排相應裝機并網。
（三）允許發電企業購買儲能或調峰能力增加并網規模。在電網企業承擔風電和太陽能發電等可再生能源保障性并網責任以外，仍有投資建設意愿的可再生能源發電企業，可通過與調峰資源市場主體進行市場化交易的方式承擔調峰責任，以增加可再生能源發電裝機并網規模。鼓勵可再生能源發電企業與新增抽水蓄能和儲能電站等簽訂新增消納能力的協議或合同，明確市場化調峰資源的建設、運營等責任義務。簽訂儲能或調峰能力合同的可再生能源發電企業，經電網企業按程序認定后，可安排相應裝機并網。
5.2021年9月14日，《公布整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點名單的通知》
政策關注點：
各省（自治區、直轄市）及新疆生產建設兵團共報送試點縣（市、區）676個，全部列為整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點。
國家能源局將依托可再生能源發電項目開發建設按月調度機制，對試點地區各類屋頂分布式光伏發電項目備案、開工、建設和并網情況等進行全過程監測，按季度公布相關信息。
國家能源局將于每年一季度對上年度各試點地區的開發進度、新能源消納利用、模式創新以及合規情況等進行評估并予公布。
2023年底前，試點地區各類屋頂安裝光伏發電的比例均達到《通知》要求的，列為整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發示范縣。
第四季度：
1.12月24日，《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電、光伏基地建設項目清單的通知》
信息關注點：
項目涉及內蒙古、青海、甘肅、陜西、寧夏、新疆、遼寧、吉林、黑龍江、河北、山西、山東、四川、云南、貴州、廣西、安徽、湖南、新疆等19省份，總規模97.05GW！
第一季度：
1.2021年3月5日，《國家發展改革委 國家能源局關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》。
政策關注點：
推進多能互補，提升可再生能源消納水平
（一）風光儲一體化。對于存量新能源項目，結合新能源特性、受端系統消納空間，研究論證增加儲能設施的必要性和可行性。對于增量風光儲一體化，優化配套儲能規模，充分發揮配套儲能調峰、調頻作用，最小化風光儲綜合發電成本，提升綜合競爭力。
（二）風光水（儲）一體化。對于存量水電項目，結合送端水電出力特性、新能源特性、受端系統消納空間，研究論證優先利用水電調節性能消納近區風光電力、因地制宜增加儲能設施的必要性和可行性，鼓勵通過龍頭電站建設優化出力特性，實現就近打捆。對于增量風光水（儲）一體化，按照國家及地方相關環保政策、生態紅線、水資源利用政策要求，嚴控中小水電建設規模，以大中型水電為基礎，統籌匯集送端新能源電力，優化配套儲能規模。
（三）風光火（儲）一體化。對于存量煤電項目，優先通過靈活性改造提升調節能力，結合送端近區新能源開發條件和出力特性、受端系統消納空間，努力擴大就近打捆新能源電力規模。對于增量基地化開發外送項目，基于電網輸送能力，合理發揮新能源地域互補優勢，優先匯集近區新能源電力，優化配套儲能規模；在不影響電力（熱力）供應前提下，充分利用近區現役及已納入國家電力發展規劃煤電項目，嚴控新增煤電需求；外送輸電通道可再生能源電量比例原則上不低于50%，優先規劃建設比例更高的通道；落實國家及地方相關環保政策、生態紅線、水資源利用等政策要求，按規定取得規劃環評和規劃水資源論證審查意見。對于增量就地開發消納項目，在充分評估當地資源條件和消納能力的基礎上，優先利用新能源電力。
2.2021年3月12日，《關于引導加大金融支持力度 促進風電和光伏發電等行業健康有序發展的通知》。
政策關注點：
優先發放補貼和進一步加大信貸支持力度。企業結合實際情況自愿選擇是否主動轉為平價項目，對于自愿轉為平價項目的，可優先撥付資金，貸款額度和貸款利率可自主協商確定。
第二季度：
1.2021年4月19日，《國家能源局2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知（征求意見稿）》
政策關注點：
加快推進存量項目建設。2020年底前已核準且在核準有效期內的風電項目和2019年、2020年平價、競價光伏項目等存量風電、光伏發電項目直接納入各省（區、市）保障性并網項目范圍。各類存量項目應在規定時限內建成投產，對于長期核準（備案）而不建設的項目，各省級能源主管部門應及時組織清理，對確實不具備建設條件的，應及時予以廢止。
各省2021年保障性并網規模主要用于安排存量項目。存量項目不能滿足今年非水電最低消納責任權重要求、保障性并網仍有空間的省（區、市），省級能源主管部門應按剩余保障性并網規模抓緊組織開展競爭性配置，確定2021年并網的新增項目，加快核準（備案），積極推進建設，確保盡早建成投產。
穩步推進戶用光伏發電建設。2021年戶用光伏發電項目國家財政補貼預算額度為 億元，度電補貼額度按照國務院價格主管部門發布的2021年相關政策執行，項目管理和申報程序按照《國家能源局關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》（國能發新能〔2019〕49號）有關要求執行。戶用光伏發電項目由電網企業保障并網消納。
2.2021年5月20日，《國家能源局關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》
政策關注點：
穩步推進戶用光伏發電建設。2021年戶用光伏發電項目國家財政補貼預算額度為5億元，度電補貼額度按照國務院價格主管部門發布的2021年相關政策執行，項目管理和申報程序按照《國家能源局關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》（國能發新能〔2019〕49號）有關要求執行。在確保安全前提下，鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能。戶用光伏發電項目由電網企業保障并網消納。
3.2021年6月7日，《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》
政策關注點：
2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目（以下簡稱“新建項目”），中央財政不再補貼，實行平價上網。
2021年新建項目上網電價，按當地燃煤發電基準價執行；新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網電價，以更好體現光伏發電、風電的綠色電力價值。
2021年起，新核準（備案）海上風電項目、光熱發電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。
鼓勵各地出臺針對性扶持政策，支持光伏發電、陸上風電、海上風電、光熱發電等新能源產業持續健康發展。
4.2021年6月20日，《關于正式啟動整縣屋頂分布式光伏開發試點工作的通知》
政策關注點：
為加快推進屋頂分布式光伏發展，擬在全國組織開展整縣（市、區）推進屋頂分布式光伏開發試點工作。
第三季度：
1.2021年7月23日，《國家發展改革委、國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見》
政策關注點：
（一）統籌開展儲能專項規劃。研究編制新型儲能規劃，進一步明確“十四五”及中長期新型儲能發展目標及重點任務。省級能源主管部門應開展新型儲能專項規劃研究，提出各地區規模及項目布局，并做好與相關規劃的銜接。相關規劃成果應及時報送國家發展改革委、國家能源局。
（二）大力推進電源側儲能項目建設。結合系統實際需求，布局一批配置儲能的系統友好型新能源電站項目，通過儲能協同優化運行保障新能源高效消納利用，為電力系統提供容量支撐及一定調峰能力。充分發揮大規模新型儲能的作用，推動多能互補發展，規劃建設跨區輸送的大型清潔能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源電量占比。探索利用退役火電機組的既有廠址和輸變電設施建設儲能或風光儲設施。
（三）積極推動電網側儲能合理化布局。通過關鍵節點布局電網側儲能，提升大規模高比例新能源及大容量直流接入后系統靈活調節能力和安全穩定水平。在電網末端及偏遠地區，建設電網側儲能或風光儲電站，提高電網供電能力。圍繞重要負荷用戶需求，建設一批移動式或固定式儲能，提升應急供電保障能力或延緩輸變電升級改造需求。
（四）積極支持用戶側儲能多元化發展。鼓勵圍繞分布式新能源、微電網、大數據中心、5G基站、充電設施、工業園區等其他終端用戶，探索儲能融合發展新場景。鼓勵聚合利用不間斷電源、電動汽車、用戶側儲能等分散式儲能設施，依托大數據、云計算、人工智能、區塊鏈等技術，結合體制機制綜合創新，探索智慧能源、虛擬電廠等多種商業模式。
2.2021年7月26日，《國家發展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》
政策關注點：
（一）完善峰谷電價機制。1.科學劃分峰谷時段。各地要統籌考慮當地電力供需狀況、系統用電負荷特性、新能源裝機占比、系統調節能力等因素，將系統供需緊張、邊際供電成本高的時段確定為高峰時段，引導用戶節約用電、錯峰避峰；將系統供需寬松、邊際供電成本低的時段確定為低谷時段，促進新能源消納、引導用戶調整負荷。可再生能源發電裝機比重高的地方，要充分考慮新能源發電出力波動，以及凈負荷曲線變化特性。2.合理確定峰谷電價價差。各地要統籌考慮當地電力系統峰谷差率、新能源裝機占比、系統調節能力等因素，合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。
（二）建立尖峰電價機制。各地要結合實際情況在峰谷電價的基礎上推行尖峰電價機制。尖峰時段根據前兩年當地電力系統最高負荷95%及以上用電負荷出現的時段合理確定，并考慮當年電力供需情況、天氣變化等因素靈活調整；尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。熱電聯產機組和可再生能源裝機占比大、電力系統階段性供大于求矛盾突出的地方，可參照尖峰電價機制建立深谷電價機制。強化尖峰電價、深谷電價機制與電力需求側管理政策的銜接協同，充分挖掘需求側調節能力。
（三）健全季節性電價機制。日內用電負荷或電力供需關系具有明顯季節性差異的地方，要進一步建立健全季節性電價機制，分季節劃分峰谷時段，合理設置季節性峰谷電價價差；水電等可再生能源比重大的地方，要統籌考慮風光水多能互補因素，進一步建立健全豐枯電價機制，豐、枯時段應結合多年來水、風光出力特性等情況合理劃分，電價浮動比例根據系統供需情況合理設置。鼓勵北方地區研究制定季節性電采暖電價政策，通過適當拉長低谷時段、降低谷段電價等方式，推動進一步降低清潔取暖用電成本，有效保障居民冬季清潔取暖需求。
3.2021年8月2日，《關于開展可再生能源電價附加補助資金核查工作的通知》
政策關注點：
對享受國家可再生能源電價附加補助資金的風電、光伏發電、生物質發電項目以及公共獨立系統項目進行核查。
重點核查內容：
一是電網企業是否嚴格按照《資金管理辦法》執行可再生能源發電政策；
二是電網企業是否規范管理并及時、公平撥付補貼資金；
三是電網企業是否按相關補貼政策、撥付要求發放補貼資金；
四是電網企業是否按要求完成績效評價；
五是可再生能源發電項目是否存在手續不全、規避行業管理、實際并網裝機容量與核準（備案）容量不一致等情況；
六是可再生能源發電項目是否存在上網電量異常的情況；
七是可再生能源發電項目是否已達合理利用小時數；
八是生物質發電項目是否存在違規化石燃料摻燒及排放不達標問題；
九是公共獨立系統運行情況、運維成本核算等。
4.2021年8月10日，《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》
政策關注點：
（二）鼓勵發電企業自建儲能或調峰能力增加并網規模。在電網企業承擔風電和太陽能發電等可再生能源保障性并網責任以外，仍有投資建設意愿的可再生能源發電企業，鼓勵在自愿的前提下自建儲能或調峰資源增加并網規模。對按規定比例要求配建儲能或調峰能力的可再生能源發電企業，經電網企業按程序認定后，可安排相應裝機并網。
（三）允許發電企業購買儲能或調峰能力增加并網規模。在電網企業承擔風電和太陽能發電等可再生能源保障性并網責任以外，仍有投資建設意愿的可再生能源發電企業，可通過與調峰資源市場主體進行市場化交易的方式承擔調峰責任，以增加可再生能源發電裝機并網規模。鼓勵可再生能源發電企業與新增抽水蓄能和儲能電站等簽訂新增消納能力的協議或合同，明確市場化調峰資源的建設、運營等責任義務。簽訂儲能或調峰能力合同的可再生能源發電企業，經電網企業按程序認定后，可安排相應裝機并網。
5.2021年9月14日，《公布整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點名單的通知》
政策關注點：
各省（自治區、直轄市）及新疆生產建設兵團共報送試點縣（市、區）676個，全部列為整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點。
國家能源局將依托可再生能源發電項目開發建設按月調度機制，對試點地區各類屋頂分布式光伏發電項目備案、開工、建設和并網情況等進行全過程監測，按季度公布相關信息。
國家能源局將于每年一季度對上年度各試點地區的開發進度、新能源消納利用、模式創新以及合規情況等進行評估并予公布。
2023年底前，試點地區各類屋頂安裝光伏發電的比例均達到《通知》要求的，列為整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發示范縣。
第四季度：
1.12月24日，《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電、光伏基地建設項目清單的通知》
信息關注點：
項目涉及內蒙古、青海、甘肅、陜西、寧夏、新疆、遼寧、吉林、黑龍江、河北、山西、山東、四川、云南、貴州、廣西、安徽、湖南、新疆等19省份，總規模97.05GW！
0 條