光伏项目规模管理政策回顾与展望

发表时间：2024-02-09 09:30:27 来源：新闻中心

  任何一个行业要想健康发展，均需要规范化、制度化的政策加以引导，否则必将出现无序和混乱。光伏行业也不例外，国家陆续出台了一系列政策文件规范行业发展，其中很重要的一个组成部分便是“规模管理政策”。

  本文试按时间顺序就光伏项目规模管理政策进行回顾，梳理总结各时期的政策特征，并适当对未来的政策走向进行展望，以期为广大行业从业者了解光伏项目规模管理政策的来龙去脉提供帮助。

  1981年3月3日，国务院印发《关于加强基本建设计划管理、控制基本建设规模的若干规定》（国发(1981)30号），规定全国和地方的基本建设规模都要进行严格的控制，基本建设计划的审批权集中在中央和省、市、自治区两级，州、县无权批准基建计划。对计划外的基建项目，和国家计划决定停建、缓建的项目，建设部门不予施工，物资部门不给物资，银行不予拨款和贷款。凡未列入综合基本建设计划的都属于计划外项目，对于搞计划外项目的有关负责人和对计划外项目处理不力的人员，必要时给以经济和法律制裁。在投资方向上，基本建设投资首先要安排好能源、交通等国民经济薄弱环节和必然的联系人民生活的住宅及城市公用设施的建设。

  1986年7月6日发布的《国务院关于控制固定资产投资规模的若干规定》（国发〔1986〕74号）和国发(1981)30号文规定的规模控制手段类似，规定全社会固定资产投资均须纳入全国和分部门、分地区的固定资产资本预算，但是可根据不一样的情况，分别实行指令性计划和指导性计划。例如对于全民所有制单位固定资产投资中的基本建设投资要严控，更新改造投资要加强引导和管理；对于集体所有制单位的固定资产投资规模仅作为指导性计划等。

  为了进一步控制投资规模，提高投资效益，国务院于1991年8月9日印发的《关于继续严控固定资产投资新开工项目的通知》（国发[1991]43号）规定，各地区、各部门必须继续严控新开工项目，其中能源项目属于治理整顿期间允许新开工建设的项目。对此类允许新开工的项目，要继续按照在建项目总投资规模和当年计划投资规模双重控制的规定严格审批。

  1997年5月27日，国家计划委员会发布《新能源基本建设项目管理的暂行规定》（计交能〔1997〕955号），首次系统性地针对新能源基本建设项目管理的各方面做了规定。根据该文件第二条规定，新能源是指风能、太阳能、地热能、海洋能、生物质能等可再生资源经转化或加工后的电力或洁净燃料。凡新建的新能源设施的项目（转化或加工电力或洁净燃料）为新能源基本建设项目。第十二条规定，未经批准的项目不准列入年度基本建设规划，未列入年度新能源建设计划的项目不得开工建设。

  由上述几份文件规定可知，当时国家对于新能源基本建设项目的建设规模主要是通过纳入综合基本建设计划、固定资产资本预算或年度新能源建设规划等手段予以控制，光伏项目（如有）自然也不例外，但是光伏项目属于投资资金重点支持的能源类项目，在政策层面享有优惠待遇。

  2006年1月5日，国家发展改革委印发的《可再次生产的能源发电有关管理规定》第五条规定，可再次生产的能源开发利用要坚持按规划建设的原则。……项目建设要符合省级以上发展规划和建设布局的总体要求，做到合理有序开发。

  国家发展和改革委员会等8部委于2006年4月18日印发的《关于加快电力工业结构调整促进健康有序发展有关工作的通知》（发改能源(2006)661号）再次强调，各地国土、环保、交通和水利有关职能部门及综合经管部门，对未纳入规划和不在规划期内的违规项目，不予办理相关手续；电网企业不可以为违规项目接入系统；银行及金融机构要停止对其发放贷款……

  2012年3月13日，国家能源局印发的《可再次生产的能源电价附加资金补助项目审核确认管理暂行办法》（国能新能（2012）78号）第十二条规定，国家能源局重点对审批、核准或备案项目是不是满足规划和年度开发计划、程序是不是合乎法律、手续是否完备进行审核检查核实，对符合规划、程序合法、手续完备的项目予以确认，并集中公布审核确认名单。第十三条规定，国家能源局根据有关法律法规对以下项目不予确认：（一）不符合国家可再次生产的能源相关规划或经国家能源局批复的省级发展规划……

  国能新能（2012）78号文将可再次生产的能源项目是不是满足规划或年度开发计划与是否可申请可再次生产的能源电价附加资金补助关联起来，如果项目未纳入规划或年度开发计划，则没办法取得可再次生产的能源电价附加资金补助，以此来实现间接对项目投资规模来控制的效果。

  2013年7月4日，国务院印发的《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）规定，加强光伏发电规划和年度实施指导，完善光伏电站和分布式光伏发电项目建设管理制度，促进光伏发电有序发展。对不需要国家资金补贴的分布式光伏发电项目，如具备接入电网运行条件，可放开规模建设。光伏发电规模与国家可再次生产的能源发展基金规模相协调。

  根据国发〔2013〕24号文等规定，国家能源局于2013年8月29日印发了《光伏电站项目管理暂行办法》，并对光伏电站项目的规划指导和规模管理政策列出专章进行规定，主要内容有：国务院能源主管部门负责编制全国太阳能发电发展规划，确定全国光伏电站建设规模、布局和各省（区、市）年度开发规模，下达各省（区、市）光伏电站建设年度实施方案；各地区按照国务院能源主管部门下达的年度指导性规模指标，扣除上年度已办理手续但未投产结转项目的规模后，作为本地区本年度新增备案项目的规模上限；备案项目应符合国家太阳能发电发展规划和国务院能源主管部门下达的本地区年度指导性规模指标和年度实施方案，已落实接入电网条件。此外，国家能源局于2013年11月18日印发的《分布式光伏发电项目管理暂行办法》也专章规定了分布式光伏发电项目的规模管理政策，主要内容有：对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理，不需要国家资金补贴的项目不纳入年度指导规模管理范围；省级能源主管部门提出需要国家资金补贴的项目规划申请，国务院能源主管部门下达各地区年度指导规模；省级以下能源主管部门依据国务院投资项目管理规定和国务院能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的年度指导规模指标，对分布式光伏发电项目实行备案管理。

  此后，国家能源局在2014年至2018年年间分多次下达年度指导性规模指标，其中在2016年还对光伏项目规模管理政策进行了调整完善，这一时期较为重要的政策文件主要内容如下：

  （1）2014年1月17日，国家能源局下发的《关于下达2014年光伏发电年度新增建设规模的通知》（国能新能〔2014〕33号）规定，自2014年起，光伏发电实行年度指导规模管理。要求各省（区、市）2014年新增享受国家补贴资金的光伏发电项目备案总规模原则上不可以超过下达的规模指标，超出规模指标的项目不纳入国家补贴资金支持范围。

  根据该规定，国家将需补贴资金支持的光伏项目取得年度指导性规模指标作为项目备案前提，并以此实现对项目规模的控制。但在实践中，各地并未严格执行该规定，导致出现部分项目先备案后取得规模指标甚至最终没办法取得规模指标的情形。

  （2）为推动分布式光伏发电发展，国家能源局于2014年9月2日下发的《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》（国能新能[2014]406号）规定，优先保障各类示范区和其它规划明确且建设条件落实的项目的年度规模指标；对示范区内的分布式光伏发电项目（含就近消纳的分布式光伏电站），可按照“先备案，后追加规模指标”方式管理，以支持示范区建设持续进行；对各类自发自用为主的分布式光伏发电项目，在受到建设规模指标限制时，省级能源主管部门应及时调剂解决或向国家能源局申请追加规模指标；在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网（东北地区66千伏及以下）、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，纳入分布式光伏发电规模指标管理。

  （3）2014年10月11日，国家能源局和国务院扶贫办联合印发《关于印发的通知》（国能新能（2014）447号），其中规定“根据全国光伏扶贫规划，组织各省编制本省光伏扶贫年度开发方案，明确年度光伏扶贫安装光伏的规模、安装户数和重点光伏设施农业项目和扶贫功能的光伏电站项目，统筹全国光伏发电年度规模和财政资金情况并组织实施”。据此，光伏扶贫项目的规模由各省光伏扶贫年度开发方案根据全国光伏扶贫规划予以确定。

  （4）国家能源局综合司于2014年12月16日印发的《关于做好2014年光伏发电项目接网工作的通知》（国能综新能[2014]998号）对实行规模管理前的光伏发电项目的政策适用问题进行了明确。通知规定，对2014年12月底前可完成主体工程且具备并网条件的项目，在核实符合国家相关工程建设管理要求后，协调电网企业及时接网并实现正常并网运行；对2013年12月底前已完成备案（或核准）的光伏发电项目，核实已开工建设且符合有关工程建设管理要求的，均确认纳入符合国家按发电量补贴的范围，各项目单位应及时与电网企业衔接并网时间及方案，争取早日建成并网运行；对2013年12月底前已办理备案（或核准）手续但没有开展实质性建设的项目应及时清理。

  （5）《国家能源局关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知》（国能新能[2015]73号）规定，对屋顶分布式光伏发电项目及全部自发自用的地面分布式光伏发电项目不限制建设规模，各地区能源主管部门随时受理项目备案，电网企业及时办理并网手续，项目建成后即纳入补贴范围。光伏扶贫试点省区（河北、山西、安徽、宁夏、青海和甘肃）安排专门规模用于光伏扶贫试点县的配套光伏电站建设。另外，根据国能新能[2015]73号文附件1《2015年光伏发电建设实施方案》附注，北京、天津、上海、重庆及西藏在不发生弃光的前提下，不设建设规模上限。

  （6）2016年5月30日，国家发展和改革委员会、国家能源局联合印发的《关于完善光伏发电规模管理和实施竞争方式配置项目的指导意见》（发改能源〔2016〕1163号）对光伏项目的规模管理政策进行了调整完善，其按照光伏发电项目的类型及规模、接网条件及消纳范围和促进技术进步的作用等因素，对光伏发电建设规模分三类来管理，具体如下：1）不限规模的光伏发电类型和地区：a.利用固定建筑物屋顶、墙面及附属场所建设的光伏发电项目和全部自发自用的地面光伏电站项目不受年度规模限制，各地区可随时受理项目备案，项目投产后即纳入国家可再次生产的能源发电补贴范围；b.各地区结合电力体制改革总体框架开展光伏发电市场交易等改革创新试点的项目，国家发展改革委、国家能源局在明确试点有关政策的同时，对试点地区光伏电站建设规模专门作出安排；c.光伏扶贫中的村级电站和集中式电站，不占所在省（自治区、直辖市）普通光伏电站建设规模，由国家能源局专项下达建设规模。2）普通光伏电站项目，按照之前的规模管理政策管理，并鼓励采用竞争方式配置项目。3）光伏发电领跑技术基地，由国家每年安排专门的建设规模组织建设，基地内的光伏电站项目通过竞争方式配置。

  根据上述规定，国家能源局于2016年6月3日印发《关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知》（国能新能〔2016〕166号），下达全国新增光伏电站建设规模1810万千瓦，其中，普通光伏电站项目1260万千瓦，光伏领跑技术基地规模550万千瓦，全国光伏扶贫建设规模另行下达。该文件附件1《2016年各省（区、市）普通光伏电站新增建设规模》附注显示，北京、天津、上海、重庆、西藏和海南在不发生弃光的前提下，不设建设规模上限。

  （7）国家能源局于2017年2月10日印发的《2017年能源工作指导意见》提出，逐步优化光伏扶贫工程布局，优先支持村级扶贫电站建设，对于具备资金和电网接入条件的村级电站，装机规模不受限制。

  （8）2017年7月19日，国家能源局印发的《关于可再次生产的能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能[2017]31号）一次性公布了各省（区、市）2017-2020年分年度光伏电站新增建设规模方案。鉴于当时已出现“弃光”、“限电”等问题，国能发新能[2017]31号文规定，2017年各省（区、市）光伏发电按随文公布的新增建设规模执行，2018年以及后续年度则由各省（区、市）能源主管部门按年度向国家能源局报送年度实施方案建议，国家能源局对各省（区、市）能源主管部门报送的年度实施方案和相关条件进行核实，按照当年电网企业承诺的电力送出和消纳条件最终确定各省（区、市）当年新增建设规模。

  此外，国能发新能[2017]31号文附件还明确了一些特殊地区和特殊类型项目的政策适用问题，例如北京、天津、上海、福建、重庆、西藏、海南7个省（区、市）自行管理本区域“十三五”时期光伏电站建设规模；附件表中规模不包括不限建设规模的分布式光伏发电项目、村级扶贫电站以及跨省跨区输电通道配套建设的光伏电站；张家口市光伏发电建设规模依照国家批复的有关专项规划建设，不占表中所列河北省各年度建设规模等。

  （9）2018年5月31日，国家发展改革委、财政部和国家能源局下发《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号），对2018年的光伏发电新增建设规模和电价补贴强度作出安排，即行业内所称的“531新政”。根据发改能源〔2018〕823号文规定，暂不安排2018年普通光伏电站建设规模，安排1000万千瓦左右规模用于支持分布式光伏项目建设，支持光伏扶贫，及时下达“十三五”第二批光伏扶贫项目计划，视光伏发电规模控制情况再行研究光伏发电领跑基地建设事宜。

  “531新政”的出台给规模迅速扩张的光伏行业踩下了急刹车，国家需要仔细考虑采取新的措施解决弃光限电、补贴拖欠等问题。

  正如作者在《光伏项目类型梳理》一文中所说，国家发展改革委和国家能源局于2019年1月7日印发的《关于积极地推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）拉开了光伏项目平价上网时代的大幕。在规模管理方面，发改能源〔2019〕19号文规定，在符合本省（自治区、直辖市）可再次生产的能源建设规划、国家风电、光伏发电年度监测预警有关管理要求、电网企业落实接网和消纳条件的前提下，由省级政府能源主管部门组织实施本地区平价上网项目和低价上网项目，有关项目不受年度建设规模限制。利用跨省跨区输电通道外送消纳的无补贴风电、光伏发电项目，在送受端双方充分衔接落实消纳市场和电价并明确建设规模和时序后，由送受端省级能源主管部门具体组织实施。

  2019年5月28日，国家能源局下发《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号），该文件附件2《2019年光伏发电项目建设工作方案》规定自2019年起对需要国家补贴的新建光伏发电项目分为五类并实施分类管理，并对新老政策衔接问题作出了规定。其中，光伏扶贫项目按国家有关政策执行；户用光伏根据切块的补贴额度确定的年度装机总量和固定补贴标准做单独管理；除国家有明确政策规定外，普通光伏电站、工商业分布式光伏发电项目和国家组织实施的专项工程、示范项目，原则上均由地方通过招标等竞争性配置方式组织项目，国家根据补贴额度通过排序确定补贴名单。《2019年光伏发电项目建设工作方案》确立了根据年度新增项目补贴总额确定需要国家补贴的光伏发电项目建设规模的思路，以防止补贴资金缺口慢慢的变大，对有效解决补贴拖欠问题起到一定作用。

  财政部、国家发展改革委和国家能源局于2020年1月20日印发的《关于促进非水可再次生产的能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）和《关于印发的通知》（财建〔2020〕5号）两份文件重申了“以收定支”的原则，即由财政部商有关部门公布年度新增补贴总额，国家发展改革委、国家能源局在不超过年度补贴总额范围内，合理确定各类需补贴的可再次生产的能源发电项目新增装机规模。

  2020年3月5日，国家能源局印发《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2020〕17号），规定“以电网消纳能力为依据合理的安排新增核准（备案）项目规模”。附件2《2020年光伏发电项目建设方案》规定，平价上网项目由各省级能源主管部门按照《国家发展改革委 国家能源局关于积极地推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）有关要求，在落实接网、消纳等条件基础上组织实施；需国家财政资金补贴的光伏发电项目按照《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）有关要求执行，即仍然根据补贴总额确定项目建设规模。

  针对新建项目而言，2019年和2020年这两年属于补贴项目和平价项目共存的时期，国家分别通过“能否取得补贴资金支持”和“是否落实并网消纳条件”对项目规模加以控制。

  《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号）的发布实施宣告着光伏行业进入了全面平价时代。自此，国家无法再通过补贴资金对新建项目的规模进行约束，需要出台新的有力措施规范行业发展。

  国家能源局于2021年5月11日印发的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号）要求“强化可再次生产的能源电力消纳责任权重引导机制”，规定国家能源局通过制定发布各省级行政区域可再次生产的能源电力消纳责任权重和新能源合理利用率目标，引导各省级能源主管部门依据该目标确定本省（区、市）完成非水电可再次生产的能源电力最低消纳责任权重所必需的年度新增风电、光伏发电项目并网规模和新增核准（备案）规模。其中，对于完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目由电网企业实行保障性并网（即保障性并网项目），对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网（即市场化并网项目）。

  对于保障性并网项目，由各省级能源主管部门通过竞争性配置统一组织，这个没问题；但对于市场化并网项目，究竟怎么样做配置呢？

  2021年7月29日，国家发展和改革委员会、国家能源局印发的《关于鼓励可再次生产的能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号）对“市场化并网项目”的规模安排进行了详细规定，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模。在电网企业承担风电和太阳能发电等可再次生产的能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再次生产的能源发电企业，可在自愿的前提下自建储能或调峰资源增加并网规模，对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再次生产的能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网；可再次生产的能源发电企业也可通过与调峰资源市场主体进行市场化交易的方式承担调峰责任，以增加可再次生产的能源发电装机并网规模，签订储能或调峰能力合同的可再次生产的能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。

  需要注意的是，国能发新能〔2021〕25号文同时规定，各省级能源主管部门要及时公布保障性并网规模，落实保障性并网和市场化并网项目，及时编制年度开发建设方案并抓紧组织实施；电网企业要加强接网工程建设，确保纳入年度开发建设方案的保障性并网和市场化并网项目“能并尽并”，不得附加额外条件。因此，无论是保障性并网项目还是市场化并网项目，均应纳入各省级能源主管部门编制的年度开发建设方案，否则可能面临无法并网的风险。这在国家能源局综合司于2022年9月2日印发的《光伏电站开发建设管理办法》（二次征求意见稿）中也有所体现。

  《光伏电站开发建设管理办法》（二次征求意见稿）规定，省级能源主管部门负责根据本省（区、市）可再次生产的能源发展规划、非水电可再次生产的能源电力消纳责任权重以及电网接入与消纳条件等，合理确定光伏电站年度开发建设方案。光伏电站年度开发建设方案可包括项目清单等内容，其中项目清单可视发展需要并结合本地实际分类确定为保障性并网项目和市场化并网项目。保障性并网项目原则上由省级能源主管部门通过竞争性配置方式确定；市场化并网项目依照国家和各省（区、市）有关法律法规确定，电网企业应配合省级能源主管部门对市场化并网项目通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实的并网条件予以认定。

  至此，国家通过消纳责任权重和并网消纳条件分别对保障性并网项目和市场化并网项目的规模来控制，并统一到“年度开发建设方案”这一“抓手”上来。

  回顾光伏项目规模管理政策的发展历史不难发现，其在不同时期有不一样的名称和政策导向，有时相近年份的政策也会存在巨大差异（尤其是最近几年）。这就对行业从业人员的专业性提出了很高的要求，在进行项目审查和投资决策时务必谨慎（如除了了解清楚项目立项和建设时的政策文件外，还应注意后来出台的文件是否对之前的文件内容有所修正及是否有溯及既往的效力，这点在电价政策和用地政策等方面表现得尤为明显），否则在认定项目所适用的政策时也许会出现错误，进而导致投资损失。

  另一方面，虽然上述规模管理政策一直在变化，但“万变不离其宗”，其内在逻辑是统一的，即国家根据行业总体设计、发展现状、技术水平、配套资源等各方面因素，通过计划、规划、指标、方案等手段对建设规模加以引导和控制。展望未来，随着真实的情况的变化，光伏项目规模管理政策仍可能会不时调整完善，防止一时投资过热和热情退却后留下一地鸡毛的乱象，以实现行业高质量、可持续的发展，更好地完成“双碳”目标。

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  9月28日，《国家能源局行政处罚案件案由规定（征求意见稿）》发布，意见反馈截止日期为2023年10月29日。以下为原文国家能源局综合司关于公开征求《国家能源局行政处罚案件案由规定（征求意见稿）》意见的通知为了进一步规范国家能源局行政处罚工作，统一行政处罚案件名称的命名规则、规范案由标准体系

  7月19日，中央、国务院发布《关于促进民营经济发展壮大的意见》（以下简称“《意见》”）。《意见》提出，支持非公有制企业参与推进碳达峰碳中和，提供减碳技术和服务，加大可再次生产的能源发电和储能等领域投资力度。“双碳”引领，政策加持，光伏产业正迈入发展快车道！11月13日-16日，2023第六届中国国际

  塞浦路斯能源、商业和工业部近日宣布将从今年开始启动“全民光伏”计划，未来3年内投入9000万欧元，以增加光伏板使用、增强光伏发电能力，以此来降低家庭电费。今年，塞浦路斯政府预计为约6000户家庭安装屋顶光伏系统提供补贴，这些家庭可以再一次进行选择将安装光伏系统的费用分摊到此后的电费中。当地媒体认为，

  根据TrendForce集邦咨询旗下新能源研究中心2月7日最新报价，光伏产业链整体价格持稳不变。单晶复投料主流成交价格为60元/KG，单晶致密料的主流成交价格为58元/KG；N型料报价71元/KG。本周M10硅片主流成交价格保持在2.05元/片，G12主流成交价格为3元/片；N型182单晶硅片人民币主流成交价格为2元/片，N型

  北极星太阳能光伏网获悉，2月6日，天津市发改委公布天津市2024年重点建设、重点储备项目清单，经北极星太阳能光伏网梳理，共包含39个光伏重点项目。项目详情如下：市发展改革委关于印发天津市2024年重点建设、重点储备项目安排意见的通知各区人民政府，各市级部门：为充分的发挥重点项目“压舱石”关键作

  2月6日，青田县人民政府发布2024年政府工作报告，报告说明，2024年深化重点项目“三十工程”“六比六看”“拔钉清障”等攻坚比拼机制，新增省以上重点项目4个，全年完成固定资产投资120亿元以上。聚焦清洁能源、基础设施等重点领域，开工建设抽水蓄能、新八源水库、舒海光伏、黄垟五台山风光储能一体化

  2月6日，福建省晋江市人民政府发布《关于晋江市人民政府控制的分布式光伏资源开发利用项目有关事项的批复》，原则同意将晋江市政府控制的、涉及约140万平方米的屋顶分布式光伏资源进行开发利用，以评估确定的屋面开发租赁单价为22.22元/㎡·年，年开发租赁费用3117.1万元（20年开发租赁收益价值的评估

  近日，广东省新能源入市规模已突破1000万千瓦，约占省内总装机容量的7%，广东迈出了新能源全面入市的关键一步。据悉，2022年底，广东在南方电网范围内率先启动新能源试点参与电力现货市场交易。2023年广东新能源参与现货市场结算电量累计约1亿千瓦时。今年1月起，广东省内220千伏及以上电压等级的中调

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