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就这一方案的制定与出台，笔者发现，部分内容与现行国家保障性收购政策不尽相符，这些将给陕西省新能源的发展带来诸多不确定性，且有可能引起其他省份的效仿，引发行业普遍关注。
一、此方案未区分资源区、项目类型，统一设定全省保障利用小时数，与国家全额保障收购、领跑者、竞价平价项目等管理政策要求相违背。
2016年，国家发改委、国家能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150号），明确提出陕西光伏Ⅱ类资源区（榆林、延安）保障性收购小时数为1300小时，同时指出“未制定保障性收购要求的地区应根据资源条件按标杆上网电价全额收购风电、光伏发电项目发电量。未经国家发改委、国家能源局同意，不得随意设定最低保障收购年利用小时数。”
此次陕西省方案将2021年陕西省光伏保障利用小时数统一划定1250小时，并提出后续年份逐步扩大市场化交易规模，调整保障利用小时数，且不区分项目类型，明显与国家政策相违背。
二、此通知将对存量及新增项目收益率与投资稳定性产生极大影响，给陕西新能源的发展将带来诸多不确定性。
方案中提出“后续年份逐步扩大市场化交易规模，调整保障利用小时数”，这将极大增加投资项目收益测算的不确定性，不明确的项目投资预期将使光伏等新能源项目的投资开发陷入困境。以陕西光照资源最好的榆林为例，光伏平均利用小时数可以达到1550小时，按照此方案，将有300小时的发电量需要参与市场化交易，或以更低的价格被电网收购。
以陕西跨省外送江苏的电力价格0.229元/度为例（远低于当地脱硫煤标杆电价0.3545元/度），榆林某300MW平价项目，将导致综合上网电价至少下降7个百分点，年发电收入减少约1200万元。
并且，在预期收益降低后，更多的开发企业将会从成本出发选用低价产品，更多的高效产品和系统方案将会被放弃，长此以往，不利于行业的创新发展。
三、此方案出台未征求行业相关意见
2019年2月李克强总理在主持国务院常务会议时曾明确要求，“今后制定涉企法规政策，必须事前倾听市场主体的意见和建议，要通过各种方式向社会公开征求意见或听取有代表性企业的意见，给市场稳定的预期和信心”。陕西此次政策的出台，在未公开征求意见的情况下，即印发了正式通知，既没有对投资企业的实际情况作充分考虑，也没有为企业执行留有必要的准备时间，显然与国务院会议精神不符。
事实上，我国已有多个省份存在未严格落实国家保障小时数的现象。2019年全国人大执法检查组关于检查《中华人民共和国可再生能源法》实施情况的报告，明确指出：全额保障性收购制度落实尚不到位。如宁夏、甘肃2018年自行设置的风电、光伏发电保障性收购小时数均与国家保障性收购政策规定的小时数存在较大差距，大部分电量属于低价市场化交易，发电企业合法权益保障不足。
在光伏刚刚步入全面平价时代之际，光伏发电项目在灵活性、可调性方面还有待提高，伴随着产业创新发展，光伏与储能等能源形式相结合发展，我们预计在“十四五”末期，光伏发电将具备参与电力市场化交易的条件。与此同时，我国已明确碳达峰、碳中和目标，并提出2030年风电、太阳能发电达到1200GW以上，这要求在电力体制改革不断深入的情况下，新能源如何发展需要国家及地方共同研究解决，精准定策。秉持“老项目老办法，新项目新办法”的原则，采用经市场充分论证的上网电价和多种渠道的消纳形式，充分保障存量项目合法收益、新增项目基本收益，进而确保新能源实现更高比例和更高质量的发展。
自习近平总书记在去年9月22日联合国大会上宣布中国“2030年前碳达峰，2060年左右碳中和”目标后，中国新能源界深受鼓舞，也知责任重大。只有保持政策连续性稳定性，给新能源企业以稳定的收益预期，才能激发大家工作和投资热情，这才是真正的“发挥市场在资源配置中的决定性作用”。陕西发改委和能源局西北监管局出台的这个文件，不能说带了个好头！遭到企业和社会的质疑是必然。希望两个政府机构能出来答疑解惑，通过政府和企业的协商沟通共同推进“碳达峰，碳中和”目标顺利达成。
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