v10.0
2026 年 9 月，国家能源局在全国可再生能源电力开发建设月度调度视频会上提出要求，全面清理新能源项目开发中的各类非技术要求。部分地区存在指标捆绑建厂、强制指定设备供应商、违规收取资源配置费等现象，此类约束与风机、组件的技术性能无关，但显著抬高项目投资成本。
一、哪些属于非技术要求？
1、判断标准只有一个：凡未载入正式资源配置公告、事前未公开披露、事后才追加、且与并网安全等必要技术合规要求无关的附加条件，均属非技术要求。
2、下面这张表，按开发环节列出最常见的四类非技术要求。它们的共同点是：企业说不清该不该付、付多少、付给谁。这些支出，就是非技术要求落到项目上的样子。它们之所以长期存在，不是因为无法可依，而是因为权力分散在项目指标、土地协调、接网容量、并网验收和配套投资这几个节点上。每个节点都有裁量权，却缺少统一的公开标准、办理时限和全程留痕——这正是下一步治理要瞄准的地方。
3、当地方将制造业投资、固定资产落地或无关配套工程设置为新能源项目准入条件时，新能源资源便不再依据开发效率、技术能力与融资信用择优配置，而是异化为换取其他投资的筹码。由此带来的直接后果：企业竞争的核心往往不再是项目开发运营能力，而是能够承诺的投资规模。即便主体技术方案更优、资金实力稳健，若无法承诺落地产业园、本地采购或承担额外配套工程，也会处于竞争劣势。
4、此类附加条件带来的成本最终会摊入项目度电成本，但传导路径需要区分：只有纳入电价核定范围的成本，才由全社会用电主体承担；资源出让费、各类保证金、无偿修建外部道路等支出，大多由项目股东或金融机构承担，不可笼统归为 “全民买单”。
5、但也应当客观看到地方面临的现实约束，不宜将问题简单归因于权力寻租。新能源项目多布局于县域区域，集中开发会产生大量并网配套需求；场址外升压站、送出线路、主干道路、通信等基础设施，往往超出单个项目业主的建设能力。酒泉市发改委在政协提案答复中提及，马鬃山区域供水、供电、道路、通信基础设施建设任务繁重，肃北县财政财力有限，若再要求企业承担经开区基础设施投资，将加重市场主体负担、损害营商环境。青海、陕西等省份相关管理办法已明确权责边界：场址内集电线路与升压站由项目单位投资，场址外配套送出工程原则上由电网企业投资。矛盾的核心不在于企业是否可以参与共建，而在于出资主体、分摊机制是否清晰，配套义务是否自愿且事前公开。
6、因此本次清理的核心对象，是将 “可共享、可自愿、可回购” 的市场化共建模式，异化为 “不接受配套条件就无法获取开发指标” 的强制捆绑。国家发改委、国家能源局 2021 年 445 号文已明确合法路径：当电网建设存在困难或工程时序不匹配时，允许发电企业投资送出工程，但必须遵循完全自愿原则，可多家主体联合共建、实现工程共享，并可在适当时机由电网企业依法回购。这套规则表明，企业参与公共配套建设并非被禁止，关键要守住三条底线：边界法定、参与自愿、成本可退。凡是突破该底线的附加条件，即属于本文界定的非技术要求。
二、“资源换产业”是如何把开发成本推高的？
破局之道在于实现产业招商协议与风光资源配置文件分合同、分事项、分时点管理。产业招商事项可单独洽谈签约，但不得因企业未兑现产业投资承诺，撤销其已经合法取得的新能源开发权；资源配置评审的全部评分项，须事前公开评分标准、权重、举证材料要求及复核程序。由此实现地方招商与资源配置两条业务线相互独立：招商单独洽谈，资源配置依规遴选，二者不再相互绑架。
三、为什么“能拿到指标”不等于“能形成有效电量”？
问题根源在于，过往项目配置长期仅考量资源条件与招商意向，未充分纳入消纳空间权重、电网承载能力、调节资源及送出工程约束。若装机规模持续扩张，却脱离负荷增长、网架能力与调节资源边界，无效资产、限电损失与项目收益折价便难以规避。解决思路是将上述要素一并纳入项目优先级评估模型，使资源配置结果真实体现项目对电力系统的整体价值。
四、国企和民企的低质量扩张，根源分别在哪里？
两类主体动机各异，但最终结果趋同：项目装机快速增长，接网、消纳与收益约束却未能同步匹配。因此考核导向需要从 “装机规模” 转向 “有效装机”，以项目投运后全周期可结算电量、实际利用水平及现金流贡献，衡量项目真实质量。
五、五步治理框架具体怎么落地？
1、一张负面清单：逐项明确禁止事项，不得设置资源出让费；不得强制要求产业落地、本地设备采购、无偿修路、公益捐赠、缴纳不合理保证金以及碳收益让渡；不得借助口头承诺、关联招商协议或事后追加条款等方式变相设置准入门槛。
2、一张省级资源底账：由能源、自然资源、林草、生态环境、电网及电力交易中心联合维护，涵盖场址空间属性、可接入节点、电网可开放容量、送出工程建设计划、消纳责任权重、系统调节资源缺口等信息。
3、一个全国统一、省级分设的准入平台：项目配置、评审评分、异议申诉、接网申请、审批进度、验收结论、投诉处置全流程共用同一项目编码，实现全程可追溯。
4、一套五段履约评价体系：按照规划、建设、并网、消纳、电力交易五个阶段，逐项公开各方责任清单，评价维度不限于项目是否开工。
5、一条举报闭环机制：实行跨部门联合受理、跨区域抽查核查；对各类附加承诺开展穿透式核验，围绕四方面判断：是否事前公开披露、是否载入正式文件、是否与项目直接相关、是否超出法定收费范围。
六、各方现在最该做什么？
1、地方政府：先行梳理并公开存量历史附加承诺，再开展新增项目配置。县市级政府应对风光开发政策、意向协议、招商合同及会议纪要开展全面自查，逐条甄别产业配套、投资落地、资源出让费、公益捐赠、保证金、碳收益让渡等事项；对于无法律依据的收费，按照 “谁收取、谁退还” 原则完成清退。
2、能源主管部门与电网企业：将 “能够接网” 打造为可公开、可复核的标准化服务。按季度公示各电压等级、各接入点的电网可开放容量，一次性告知投资主体责任、工程建设时序与项目投运节点；对公布容量后仍出现指标插队、私下收费等行为，从严查处并实施责任倒查。
3、新能源企业：将非技术要求设置为独立尽职调查科目。如发现口头承诺、地方指定推荐设备、强制捐赠或超标准收费等情形，不得用 “行业惯例” 替代书面核验，应要求相关事项纳入正式资源配置公告或具备法律效力的书面文件。
4、国有企业：落实管理层对项目真实收益的主体责任。在年报中披露新增装机规模、实际发电量、可结算电量、利用小时数、限电损失、单位造价、单位非技术类支出、接网延误情况及资产减值；绩效考核激励机制不宜仅与装机规模挂钩。
5、投资者：项目研判不能仅依托风光资源图谱。将项目风险划分为资源技术、土地审批、电网消纳、电价交易四大类别，反向核查是否存在接网滞后、消纳受限以及各类隐性附加成本。
附录：核心参考依据
