国家给可再生能源行业减负
据了解，这份《通知》总体划分为四章十二节，相较其他政策性文件，篇幅不是很长。不过，这份《通知》的份量很重，这是国家能源局深入贯彻国务院减轻市场主体负担的重要举措，表明国家各级政府部门高度重视可再生能源发展。
在近年可再生能源蓬勃发展的背景下，这一主动减负的政策对促进可再生能源发展带来的精神意义，不亚于减负带来的现实意义。
与此同时，国家能源局立足于可再生能源发展现状，通盘考虑解决产业发展中所存在的短板和瓶颈，全盘统筹、自上而下的理顺产业发展中的脉络，将会刺激可再生能源产业实现跨跃性腾飞。
立法保障 三招解决并网难、消纳难
首先，国家能源局在第一章强调，要严格落实《可再生能源法》要求，切实保障可再生能源产业健康发展，再次从立法层面对保障可再生能源发展加以定性。在落实上，则从“严格执行可再生能源发电保障性收购制度”、“电网企业负责投资建设接网工程”和“电力市场化交易应维护可再生能源发电企业合法权益”三个方面进行推进。
一如大家所知，掣肘光伏发电、风电、水电、生物质发电等可再生能源发展的因素有很多，如“弃风”、“弃光”、“弃水”、并网难、消纳难等问题。所以，明确市场责任主体，从抑制产业发展的源头上着手进行“开源”，就会进一步打开市场的发展空间。
优化营商环境 提供金融火力支持
其次，优化投资环境，降低可再生能源开发成本。在此，国家能源局从减少土地成本及不合理收费、通过绿色金融降低企业融资成本和制止纠正乱收费等增加企业负担行为三个方面着手优化可再生能源企业的营商环境，以及资本融通不够便捷等问题。
举例来说，光伏电站是一种重金融资产，光伏发电不仅是技术密集型产业，也是资金密集型产业。运营过程中，开发成本高、乱收费、资金融通不畅这些问题都会给企业带来巨大的经营压力。在此，国家于细微处解决企业发展中存在的难题，这会将进一步释放企业精于创新的活力和巨大的创造力。
完善市场环境 遏制违规招投标
第三，完善政府放管服等公共服务，激发市场活力。管理层在这一章从创新可再生能源项目开发机制，切实做好可再生能源政府服务、减少可再生能源项目物流成本以及加强政策落实和监管三个维度对推进行可再生能源发展进行了统筹部署。
具体的措施方面有采取“谁审批，谁负责”的招标、建设管理机制，并采取相关部门协同配合的项目核准、备案等“一站式”服务流程。还是以光伏为例，比如光伏应用领跑者基地招标中存在的违规，或是电站建设不合理的问题，这种“抓住源头、管好两头”的方式有助于杜绝“暗箱操作”等违规事件的发生，以及项目出现问题找不到责任人的问题，建立公开、公平、公正的市场环境，将有利于行业规范有序发展。
至于，减少可再生能源物流成本，这一方面有利于减少企业运营成本，另一方面则是对终端用户的让利之举，将有助于光伏发电等可再生能源早日实现平价上网。
完善行业管理 推促标准化、规范化发展
第四，完善行业管理，减少投资和经营负担。这一章着重解决的问题有三：一是规范技术标准及其应用;二是转变风电设备质量风险控制方式;三是规范各类检查和收费。
具体来说，剔除转变风电设备质量风险控制方式这一环节，监管方侧重于解决当下可再生能源市场缺规范、缺标准的行业痛点，以及检查和收费不规范等问题。从规则和标准方面进行统筹有利于保证企业和用户利益，为行业持续健康发展打下良好铺垫。同时，对检查和收费名目进行规范，则有利于整个行业收费透明化、合理化。
结语：旨在解决八大短板 多管齐下，更上一层楼!
综合来看，《国家能源局关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》既有给企业减负方面实质性措施，也有解决可再生能源融资难、并网难、消纳难、行业缺规范、缺标准、招投标违规、收费不合规和物流成本高等八大发展瓶颈的具体手段，对光伏发电、风电、水电、生物质发电等可再生能源是一大重磅利好。
行百里半九十。在国家能源局多管齐下，推促可再生能源规范健康发展的努力下，我国可再生能源行业乘着能源转型升级的东风定会在发展进度和高度两方面更上一层楼。
附：《国家能源局关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局)，各派出能源监管机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司：
为深入贯彻国务院关于减轻市场主体负担的有关要求，进一步规范可再生能源行业管理，减轻可再生能源企业(含其他机构和个人投资者，以下同)投资经营负担，促进可再生能源成本下降，支持可再生能源相关实体经济健康发展，现就有关政策落实的要求和支持措施通知如下。
一、严格落实《可再生能源法》要求，切实保障可再生能源产业健康发展
(一)严格执行可再生能源发电保障性收购制度。对符合国家可再生能源开发利用规划以及在国务院能源主管部门下达的年度建设规模内，经省级能源管理部门列入年度实施方案，且符合国家可再生能源保障性收购及产业投资环境监测预警机制、市场环境监测评价机制有关政策的风电、光伏发电、生物质发电等可再生能源发电项目，电网企业要及时受理项目并网申请，明确提供并网接入方案的时限，对符合并网安全技术标准的项目，不得自行暂停、停止受理项目并网申请或拒绝已办理并网手续的项目并网运行。电网企业应与符合规划以及年度建设规模(年度实施方案)且规范办理并网手续的项目单位签订无歧视性条款的符合国家法规的并网协议，承诺按国家核定的区域最低保障性收购小时数落实保障性收购政策(国家未核定最低保障性收购小时数的区域，风电、光伏发电均按弃电率不超过5%执行)，因技术条件限制暂时难以做到的，最迟应于2020年达到保障性收购要求。对于未落实保障性收购要求的地区，国务院能源主管部门将采取暂停安排当地年度风电、光伏发电建设规模等措施控制项目开发建设节奏，有关省级能源管理部门不得将国务院能源主管部门下达的风电、光伏发电建设规模向此类地区配置。水力发电根据国家确定的上网标杆电价(或核定的电站上网电价)和设计平均利用小时数，通过落实长期购售电协议、优先安排年度发电计划和参与现货市场交易等多种形式，落实优先发电制度和保障性收购。
(二)电网企业负责投资建设接网工程。各类接入输电网的可再生能源发电项目的接网及输配电工程，全部由所在地电网企业投资建设，保障配套电网工程与项目同时投入运行。之前相关接网等输配电工程由可再生能源发电项目单位建设的，电网企业按协议或经第三方评估确认的投资额在2018年底前完成回购。电网企业投资建设可再生能源发电项目的接网及输配电工程的合理费用，在扣除可再生能源电价附加补助资金后，计入所在省级电网输配电价核定成本范围。接入配电网的分布式可再生能源发电项目，接网工程及配套电网改造工程由电网企业(含社会投资增量配电网企业，以下同)投资建设。所有可再生能源发电项目的电能计量装置和向电网企业传送信息的通讯设施均由电网企业出资安装。
(三)电力市场化交易应维护可再生能源发电企业合法权益。各电网企业和电力交易机构应遵循《可再生能源法》和电力改革关于可再生能源优先发电相关规定，按照《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(发改能源〔2016〕625号)，对国务院能源主管部门会同经济运行主管部门核定的区域最低保障性收购小时数内的电量(国家未核定最低保障性收购小时数的区域，风电、光伏发电均按弃电率不超过5%执行)，按国家价格主管部门核定或经招标、优选等竞争性方式确定的上网电价落实保障性收购。鼓励可再生能源发电企业超过最低保障性收购小时数的电量参与市场化交易。电网企业应与可再生能源发电企业签订优先发电合同，优先发电合同可以转让并按可再生能源发电企业所获经济利益不低于按国家价格主管部门核定或经招标、优选等竞争性方式确定的上网电价执行优先发电合同的原则获得相应补偿。实施可再生能源电力配额制，对各省级行政区域规定可再生能源占电力消费比重配额指标并进行考核，提高可再生能源利用水平。
二、优化投资环境，降低可再生能源开发成本
(四)减少土地成本及不合理收费。各地区能源管理部门应编制好可再生能源开发利用规划，并与相关土地利用、农牧林业、生态环保等规划衔接，优先利用未利用土地，鼓励按复合型方式用地，降低可再生能源项目土地等场址相关成本。地方能源管理部门在进行可再生能源项目布局时，应充分考虑土地类型及适用政策等因素，避免在适用城镇土地使用税和耕地占用税增加土地成本偏多的范围内规划布局集中式风电、光伏电站项目。村集体可以土地折价入股等方式参与项目投资，降低土地成本，并将所得收益用于支持村集体公益事业和增加农民收入。
(五)通过绿色金融降低企业融资成本。鼓励金融机构将可再生能源开发利用纳入绿色金融体系，加大对可再生能源项目投资企业的信贷投放，建立符合可再生能源项目的信用评级和风险管控体系，对信用良好的投资企业，在国家规定的基准利率基础上适度下浮，适当延长贷款期限并给予还贷灵活性。支持和鼓励可再生能源企业发行绿色债券和非金融企业绿色债务融资工具。鼓励地方通过专业化绿色担保机制等手段撬动更多社会资本投资于可再生能源等绿色产业领域。鼓励可再生能源投资企业与金融机构合作开展可再生能源投资项目资产证券化。完善可再生能源投资项目质量监测和风险评价体系。
(六)制止纠正乱收费等增加企业负担行为。各级地方政府有关部门不得向可再生能源投资企业收取任何形式的资源出让费等费用，不得将应由地方政府承担投资责任的社会公益事业相关投资转嫁给可再生能源投资企业或向其分摊费用，不得强行要求可再生能源企业在获取项目配置资格的同时对当地其他产业项目进行投资，不得将风电、光伏发电指标与任何无直接关系的项目捆绑安排，不得强行从可再生能源项目提取收益用于其他用途。已向风电、太阳能发电、生物质能等可再生能源项目违规收取资源出让费(或有偿配置项目，以下同)的地区，应按照“谁收取，谁退还”的原则，在本通知发布一年内完成清退。对继续强行收取资源出让费的地区，国家不在该地区布局各类可再生能源示范工程，有关省级能源管理部门不得将国务院能源主管部门下达的风电、光伏发电建设规模向此类地区配置。
三、完善政府放管服等公共服务，激发市场活力
(七)创新可再生能源项目开发机制，切实做好可再生能源政府服务。鼓励地方能源管理部门组织可再生能源项目前期工作，在落实项目建设外部条件后，采取招标方式选择项目投资主体。地方负责前期工作且采取招标方式组织的项目建设过程中，由地方能源管理部门会同有关部门负责落实各种审批手续。鼓励按照“谁审批，谁负责”的原则，建立能源管理部门牵头，相关部门协同配合的项目核准、备案等“一站式”服务。
(八)加强政策落实和监管。国家建立可再生能源开发利用法规政策执行监测评价机制，将相关法规政策执行和优化政府服务列入可再生能源项目投资预警机制的监测评价范围。国务院能源主管部门派出机构要加强对可再生能源项目年度建设规模、项目优选、项目接网情况、优先上网及保障性收购情况的监管，加强对各地区落实可再生能源产业政策情况的监督。各省级能源管理部门应将可再生能源开发利用规划、项目配置办法等进行公示。电网企业应按月向所在地区的能源监管机构报送可再生能源发电项目接网、优先上网、保障性收购相关信息。各省级能源管理部门在编制项目建设年度实施方案或组织项目配置时，应要求市(县)级有关部门对项目涉及土地类型、税费等作出说明或承诺。对监测评价不合格的地方，停止在该地区安排国家组织开展的示范工程或支持的新的可再生能源开发利用项目。
(九)减少可再生能源项目物流成本。鼓励各地区公路管理机构要强化风机超大部件运输管理服务能力建设，提升大件运输行政许可服务水平。鼓励各地区对秸秆储存给予政策支持。
四、完善行业管理，减少投资和经营负担
(十)规范技术标准及其应用。电网企业应按照有关标准对可再生能源发电项目并网运行进行审查，确保电网安全高效运行。电网企业应根据电网安全以及网络与信息安全需要合理选择技术标准，避免可再生能源项目不必要的设备配置。区分接入电压等级、规格设定适宜的技术条件，对分布式发电功率因数等考核要考虑自发自用利用方式影响，在分布式电源满足接网安全技术及质量标准的前提下，能够在电网系统采取措施改善电能质量，不向分布式发电用户提出不合理的技术要求或进行不合理的考核收费。对风电、光伏发电等项目功率预报考核要公平合理。
(十一)转变风电设备质量风险控制方式。鼓励发挥保险的风险转移作用，促进风电设备质量保险发展，创新风电设备质量保险服务模式，丰富质量保险产品，加强风电设备质量监测评价和信用体系建设，鼓励以风电设备质量保险替代风电设备质量保证金。
(十二)规范各类检查和收费。电网企业对可再生能源发电项目进行并网及运行安全检查不收取费用，并网检测技术机构对项目采用已检测过的产品不重复检测，仅当检查或运行中发现项目所用涉网设备不符合并网标准，且项目单位完成技术整改后，才进行复查检测并按国家核定标准收费。各类检查均不得将应由本单位负担的公务费用向可再生能源项目单位转嫁。减少各种检查工作的随意性和对项目生产经营的干扰。
本通知自印发之日起执行。
国家能源局
2018年4月2日
