1. 2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏和新核準陸上風電項目發電，中央財政不再補貼。這一點符合此前政策規定和行業預期，事實上，目前已有部分集中式平價光伏電站實現并網，工商業分布式項目也可以在沒有國家補貼的前提下，在較短周期內收回投資成本。
2. 保障性收購小時數、合理利用小時數以內的發電量，上網電價繼續按“指導價+競爭性配置”方式形成，超出部分發電量直接參與市場交易。從附件看，除青海省外，多數省份光伏指導價比燃煤標桿電價略低，這意味著光伏發電在“平價上網”之余，還要進行“低價上網”的嘗試。考慮到只有保障性收購小時數、合理利用小時數以內的發電量可以拿到這一電價，還有部分地區對新建光伏項目提出配置儲能的要求，但并未提出補貼措施，光伏投資企業肩上的擔子并不輕松。
3. 2021年納入當年中央財政補貼規模的新建戶用分布式光伏全發電量補貼標準為每千瓦時0.03元，2022年起新建戶用分布式光伏項目中央財政不再補貼。這意味著，從2021年1月1日起并網的戶用光伏項目，年化收益可以提高近1個百分點，投資回收期縮短0.3年以上。同時，今年補貼指標用完后，戶用市場將直接進入平價時代，明年將沒有任何補貼。
以下是政策原文，供讀者參考：
國家發展改革委關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知
(征求意見稿)
各省、自治區、直轄市及計劃單列市、新疆生產建設兵團發展改革委、物價局，國家電網有限公司、南方電網有限責任公司、內蒙古電力(集團)有限責任公司：
圍繞如期實現碳達峰、碳中和目標要求，為充分發揮價格信號引導作用，促進光伏發電、風電等新能源產業持續健康發展，經國家能源局，現就2021年光伏發電、風電等新能源上網電價形成機制有關事項通知如下：
一、2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏和新核準陸上風電項目發電(以下簡稱“新建項目”)，中央財政不再補貼。
二、2021年，新建項目保障收購小時數以內的發電量，上網電價繼續按“指導價+競爭性配置”方式形成。
(一)指導價統籌考慮2020年各地燃煤發電基準價和市場交易平均價分省確定，具體水平見附件。
(二)新建項目保障收購小時數(無保障收購小時數的按合理利用小時數，下同)以內的發電量，上網電價由省級能源主管部門以國家確定的項目并網規模為基礎，通過競爭性配置方式形成，不得超過當地指導價;保障收購小時數以外的發電量，直接參與市場交易形成上網電價。
(三)新建項目合理利用小時數，按照《財政部、國家發展改革委、國家能源局<關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見>有關事項的補充通知》(財建【2020】426號)規定的項目全生命周期合理利用小時數折算至每年的利用小時數確定。
三、2021年，新建項目按照國家有關規定，通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，其保障收購小時數以內的發電量，上網電價按當年當地指導價執行，不參與競爭性配置;保障收購小時數以外的發電量，直接參與市場交易形成上網電價。
四、國家能源局批復的國家新能源實證平臺(基地)電站全發電量，上網電價按照電站投產年度當地燃煤發電基準價執行。
五、2021年納入當年中央財政補貼規模的新建戶用分布式光伏全發電量補貼標準為每千瓦時0.03元，2022年起新建戶用分布式光伏項目中央財政不再補貼。
六、國家能源局組織實施的首批太陽能熱發電示范項目于2019年和2020年全容量并網的，上網電價按照每千瓦時1.10元執行;2021年全容量并網的，上網電價按照每千瓦時1.05元執行。2022年1月1日后并網的首批太陽能熱發電示范項目中央財政不再補貼。
七、鼓勵各地出臺針對性扶持政策，支持光伏發電、風電、太陽能熱發電等新能源產業健康發展。
附件 2021年各省(區、市)新建光伏發電、風電項目指導價(單位：元/千瓦時)
