在新能源行业发展初期，新能源项目的建设成本囿于技术原因而高居不下。为筑牢我国能源安全的根基，国家通过补贴激励企业迎难而上。在补贴预算有限的情况下，国家采用"规模指标"控制新能源行业总量，避免无序发展。

1. 风电项目

根据国家能源局于2011年8月25日发布的《风电开发建设管理暂行办法》，国务院能源主管部门负责全国风电场工程建设规划的编制和实施工作，省级政府能源主管部门根据全国风电场工程建设规划要求，编制本地区的风电场工程建设规划与年度开发计划并报国务院能源主管部门备案。在实践中，风电项目的"规模指标"通常体现为省级能源主管部门下发的"年度开发计划"类文件。

2. 光伏项目

根据国家能源局于2013年8月29日发布的《光伏电站项目管理暂行办法》，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、布局和省级行政区域的年度开发规模。省级能源主管部门根据国务院能源主管部门下达的本地区年度指导性"规模指标"和开发布局意见，编制本地区光伏电站建设年度实施方案建议。国务院能源主管部门根据全国太阳能发电发展规划，结合各地区报送的光伏电站建设和运行情况、年度实施方案建议，确认需要国家资金补贴的光伏电站的年度实施方案，下达各省（区、市）光伏电站建设年度实施方案。

另根据《国家发改委 国家能源局关于完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见》(发改能源[2016]1163号)的规定，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，将光伏项目分三类管理，具体如下：

实践中，除地面集中式光伏项目外，分布式光伏项目也比较常见。对于分布式光伏项目而言，利用固定建筑屋顶、墙面及附属场所建设的项目属于不受"规模指标"限制的分布式光伏项目，目前主要以屋顶分布式光伏为代表，如户用屋顶分布式光伏及工业厂房屋顶分布式光伏项目等。地面分布式光伏项目则受"规模指标"限制，需采取竞争性方法进行配置。

对于补贴项目而言，如果无法取得"规模指标"的，将无法获得可再生能源补贴资格。根据《可再生能源电价附加补助资金管理办法》的规定，新能源项目纳入"规模指标"管理是其纳入补助项目清单的前提条件。[2]因此，对于新能源项目来说，只有取得"规模指标"，才能获得可再生能源补贴。

对于平价项目而言，从实践中来看，平价项目如果未取得"规模指标"的，通常无法并网。[3]根据国家能源局下发的《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）（以下简称《通知》），2019年和2020年平价风电光伏项目，可以取得"优先发电和全额保障性收购"的资格。

因此，"规模指标"对于新能源项目而言意义重大，不仅影响补贴的取得，更影响到项目能否顺利并网。

对于风电项目而言，根据《风电开发建设管理暂行办法》的规定，取得"规模指标"是项目获得核准的前提条件。[4]因此，取得"规模指标"是风电项目开展建设工作的前提条件。

光伏项目采用备案制，相比于采用核准制的风电项目而言，各地主管部门对备案前应取得的支持性文件要求更为简化，取得"规模指标"并非光伏项目获得备案前必须取得的手续。因此，在进行项目开发和并购过程中，应更加重视光伏项目"规模指标"的取得，防止出现项目建成无法并网或无法取得补贴的情况。

2021年是"十四五"开局之年，国家明确提出"碳达峰碳中和"的目标，为我国能源革命和绿色低碳转型设立了新的航标，也为风电、光伏发电发展明确了新的任务。同时，我国的新能源项目开发建设成本大大降低，风电和光伏项目均已正式进入"平价时代"。深刻变化的时代背景下，新能源项目需要全新的总量控制方式。

2021年5月11日，国家能源局下发的《通知》对2021年和未来年度风电、光伏重点事项进行了部署。同时，《通知》的下发使得我国的新能源项目的"规模指标"制度和并网机制发生了重大的变化。

《通知》明确，国家将按照目标导向和责任共担原则，强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制。根据国家能源局对于《通知》的答记者问，国家将不再下达各省（区、市）的年度建设规模和指标，而是通过测算下达各省年度可再生能源电力消纳责任权重并引导各地据此安排风电、光伏发电项目建设。

根据《通知》的规定，新能源项目的并网接入将分为"保障性并网"和"市场化并网"两种类型，其中："市场化并网"，主要是指通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件的项目，并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。

对于"保障性并网"，《通知》并未明确解释其含义，结合与其互斥的"市场化并网"的定义，我们可以将其理解为并不需要采取"市场化并网"的项目。

1. 配置方式

未来，各省的总体保障性并网装机规模将由国家通过确定各省年度可再生能源电力消纳责任权重的方式间接统筹，而非由国家直接下达。

根据国家能源局就《通知》的问题答复，国家将坚持目标导向，测算下达各省年度可再生能源电力消纳责任权重，引导各地据此安排风电、光伏发电项目建设。[5]根据《通知》的规定，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。各省级能源主管部门可依据本区域年度非水电最低消纳责任权重和全社会用电量，测算本地区年度非水电可再生能源电力消纳量，进而测算确定本地区年度必须新增的保障性并网装机规模。

2. 省际置换

此外《通知》还明确，保障性并网规模可以进行省际置换。"通过跨省区电力交易落实非水电消纳责任权重的，经送、受省份协商并会同电网企业签订长期协议后，根据输送（交易）新能源电量相应调减受端省保障性并网规模并调增至送端省。"

3. 优先保障存量项目[6]

《通知》明确，2021年保障性并网规模主要用于安排存量项目；存量项目无需参加竞争性配置，直接纳入各省（区、市）保障性并网项目范围。根据《通知》，存量项目是指2020年底前已核准且在核准有效期内的风电项目、2019年和2020年平价风电光伏项目以及竞价光伏项目。另根据国家能源局的答复，年内未能并网的存量项目，由各省级能源主管部门统筹，直接纳入后续年度保障性并网范围。

对于存量项目并网后仍不能满足2021年非水电最低消纳责任权重要求、保障性并网仍有空间的省级行政区域，省级能源主管部门应按剩余保障性并网规模抓紧组织开展竞争性配置，加快推进项目建设，确保年内并网投产。

部分省份在新能源项目开发建设的过程中，存在超过本地"规模指标"核准/备案项目的情形，所谓的"预备性指标"就是一种典型的情形。例如在年度建设方案中同时附加两个项目清单，即正式纳入"规模指标"的项目清单和"预备项目"清单。所谓"预备项目"将作为下一年度的纳入"规模指标"的备选项目。涉及"预备性指标"的项目通常为分期建设，例如其一期20MW的部分列入"规模指标"，二期20MW的部分仅取得"预备性指标"。

"预备性指标"并非真正的"规模指标"，其能否转为正式的"规模指标"往往有赖于相关条件的成就，如同一投资主体已经纳入正式"规模指标"的项目是否按期并网投产等。取得"预备性指标"后，并非必然能在下一年度取得"规模指标"，地方政府也往往不会对此给予任何承诺。

因此，在项目法律尽调中必须严格核实风电、光伏等新能源项目是否已经取得了正式的"规模指标"。对于取得"预备性指标"的项目，应关注其能否取得正式的"规模指标"。仅取得"预备性指标"但已经开工建设的项目相对而言风险较大，通常需要将其取得正式的"规模指标"作为收购该等项目的前提条件。

根据前述，风电和光伏项目的"规模指标"和后续的保障性并网规模均应由省级能源投资主管机关核发。实践中，大部分省份的新能源项目"规模指标"由省级能源投资主管部门核发，但是仍然可能存在地方政府未经授权，超越其权限核发所谓的"规模指标"的情况。因此，在新能源项目的法律尽职调查中，应注意审查项目"规模指标"下发主体的合法合规性，必要时可以对有关政府部门进行直接的走访查证。

《通知》确立了全新的并网机制，将新能源项目的并网接入机制分为"保障性并网"和"市场化并网"两种类型。从《通知》的规定来看，保障性并网项目的成本和建设进度预计将明显优于市场化并网项目，保障性并网项目也自然能够在收购中取得相对更高的对价。可以预计的是，保障性收购项目将是未来各方优先争取的项目。

尽管《通知》明确2021年各省保障性并网规模主要用于安排存量项目，但是从《通知》的表述来看，已取得"规模指标"与"被列入保障性并网项目"之间并没有必然的联系。[7]因此，对于存量项目而言，无论其是否已经取得"规模指标"，均需要关注其能否取得保障性并网规模。但是，对于保障性并网项目的确定方式和相关的制度细节，仍然有待地方政府和电网企业的进一步明确。