王震，李楠

中国海油集团能源经济研究院

0 引言

2020年，国家主席习近平宣布中国碳达峰、碳中和“3060”目标，加速推进了能源转型的步伐，这意味着到2060年，清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，非化石能源消费比重将达80%以上［1］。风光发电作为可再生能源中占比最高的能源种类，迎来了重大发展机遇。综合各方预测，“十四五”期间风光新增装机容量约 5×108kW，“十五五”期间风光新增装机容量约6×108～7×108kW，2050年中国风光装机规模累计可达60×108kW以上。

过去十余年，国家实行的总量目标、分类补贴、保障并网等产业政策持续发力。2017年后，大量风光平价示范项目相继实施，分类补贴政策加快退出，全面推进竞争配置，鼓励通过绿证交易、输配电价优惠、金融支持等市场化方式实现平价，产业发展从依赖政策支持向内生动力发展过渡，风电、光伏行业快速从萌芽走向成熟。但面临快速发展的市场环境，相关政策落地实施仍存在较多问题。

1 风光发电面临的问题

“十四五”开局之年，风光发电稳步发展，海上风电、分布式与户用光伏成为亮点。2021年1—11月，全国风电累计并网装机容量超过3×108kW（如图1），同比增长29%，光伏累计并网装机容量2.87×108kW，同比增长 24.1%［2］。其中，海上风电新增装机容量成倍增长，累计装机容量超越英国成为世界第一；分布式光伏新增2 189×104kW，成为新增装机主要来源。在补贴政策持续支持下，1—11月全国户用光伏新增并网装机1 648.86×104kW，占新增分布式光伏装机总量的 75.3%，占新增光伏总装机量的47.3%［3］。全年风电弃风率、光伏弃光率稳步下降，风光能源利用率分别达到96.9%和97.9%。

图1 2021年风电、光伏装机容量

1.1 消纳条件建设差距大

目前，风光发电高度依靠电网侧提供保障性并网消纳，即主要通过国家财政定补贴规模、价格部门定补贴上限后，明确年度保障性并网消纳规模，从而规划接网工程建设。由于并网消纳设施建设成本高、成本回收机制不健全、新能源电力调度难度大等原因，电网公司主动性不强，保障收购小时数不足，配套建设接网工程等基础设施推进缓慢，三北地区因弃风限电问题一度被限制风电项目建设。此外，新能源电量渗透率超过10%～15%后，电力系统成本将快速增加［4］，2020年国内风电和光伏发电量已达总发电量的9.5%［5］，但政策对风光发电项目的全社会成本缺乏系统考量，电源侧、用户侧与电网侧未能形成有效协同，制约电力系统的消纳潜力提升。

1.2 补贴政策未落实到位

国家通过征收可再生能源电价附加费用，为风电、光伏等产业发展提供全额保障性收购补贴资金来源。高电价补贴政策刺激市场投资，但项目开发建设进度远超补贴资金增速，形成大量资金缺口，造成中小型企业现金流高度紧张，再投资后继乏力。据国家发改委能源研究所统计，2020年底累计补贴资金缺口超过3 000亿元，且每年还将新增缺口约1 000亿元［6］。

1.3 产融结合模式待丰富

风光发电等新能源项目融资需求快速增长，但资本与产业的结合不紧密，金融模式创新应用不多，融资渠道相对单一，高度依赖银行绿色信贷。但绿色信贷对企业资质、项目规模要求高，中小型企业融资较为困难。绿色债券因标准不一、认证困难等原因未能有效发挥支持效用。绿色证券市场也因自愿认购缺乏强制约束、品种复杂价格较贵等原因，开市以来交易惨淡，截止2020年底实际成交量仅为核发量的 0.15%［7］。

总体来看，风光发电管理政策的适应性有待增强，技术标准等全生命期规范性约束较为欠缺，市场化开发建设有待深入，资本市场对风光发电等新能源的精准结合还需持续创新。

2 政策调整及其对产业的影响分析

“3060”目标下，风光发电进入了一个新时期。针对前述问题，国家政策持续进行优化调整，强调加强政策引导、营造规范市场环境，充分发挥地方政府和市场主体能动性，提升“放”“管”“服”水平，电力市场改革、金融工具创新等措施多管齐下。风光建设呈现政策差异化、管理规范化、开发市场化、金融精准化的趋势，为风光发电产业带来积极影响。

2.1 政策差异化

2.1.1 电源模拟及平衡策略

中央政府强调宏观目标引导和顶层设计与协调，制定了可再生能源“十四五”顶层规划，相继出台了促进新时代新能源高质量发展的若干政策。明确了规划将只确定可再生能源总体规划量，不再确定各个能种具体建设量，充分释放宏观目标落地实施的自主性。加强重大项目的统筹安排，包含松辽、冀北、黄河中下游等以就地消纳为主的大型风光基地建设，广东、福建、浙江、江苏、山东等地海上风电基地建设，跨省特高压通道、现有通道提升新能源等重大基地项目建设，沙漠、戈壁、荒漠风光项目建设等。

2.1.2 赋予地方政府充分的自主裁量权

各省份在国家分解的“十四五”消纳责任权重5年总指标下，自行确定年度风光建设目标。在不设置上限并充分考虑各省资源和市场化建设进度差异情况下，允许各省份依据实际情况修正可再生能源电力消纳年度滚动指标，支持保障性并网规模跨省跨区交易，形成因地制宜、灵活可控的运行管理机制。将项目规划建设的直接管理权限集中到地方政府层面，突出各省份差异，注重政策落实过程中的自下而上优化调整，激发各地自主性和积极性。如，推进整县（市、区）屋顶分布式光伏试点，按照备案不审批的原则，采用以奖代补模式，充分发挥地方政府和开发主体的自主性［8］。源网荷储一体化和多能互补项目等，也已明确国家备案不审批，由地方能源主管部门管辖。

2.1.3 优化能耗考核适应消费需求差异

中央经济工作会议提出新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。《完善能源消费强度和总量双控制度方案》提出，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核，延续了2019年提出的“超额完成消纳量不计入能耗考核”的政策。这将刺激用电量增长快速的经济发达地区加快风光等新能源项目建设和绿色电力消费，有利于形成跨省电力中长期协议交易模式，加快以差异化需求带动行业发展［9］。

2.2 管理规范化

2.2.1 持续细化并网技术要求

2021年 12月，国家能源局印发国能发监管规〔2021〕60号《电力并网运行管理规定》，这项规定在暂行管理办法基础上，结合国家能源局西北监管局、东北监管局具体管理实施细则的运行经验，明确了风电和光伏并网的主体地位，提出风光等新能源场站要具备一次调频、高低压穿越能力等规定，并提供了相关技术指导和管理规范［10］。

2021年8月20日，关于风电接入的技术标准GB/T 19963.1—2021《风电场接入电力系统技术规定第1部分：陆上风电》正式颁布，首次将风电细分为陆上风电和海上风电。海上风电部分正在制定。2021年5月21日，GB/T 40103—2021《太阳能热发电站接入电力系统技术规定》首次发布。预计，光伏发电站接入电力系统技术规定也将发布更新版本。同时国家电网有限公司（简称国家电网）、中国南方电网有限责任公司（简称南方电网）等企业并网标准也将快速修订，以满足大量风光发电项目并网的要求。

同时，国家政策明确了项目开发建设的储能配建比例要求。为提升电力系统可靠性管理，增强电力系统的综合调节能力，国家要求发电企业通过自建、合建或购买调峰资源实现市场化并网，将抽水蓄能、天然气发电、光热发电、灵活性改造煤电、化学储能等新型储能纳入调峰资源［11］。各省份相继将储能配建作为风光项目必要条件，配建比例大多定在15%/2 h～20%/2 h。随着电力系统不断完善、源网荷储一体化深入发展，储能配建比例要求预计将逐步提高，电源企业并网消纳责任提升，电网企业消纳比例适度降低［12］。鉴于抽水蓄能外的其他储能调峰资源尚未规模化建设，短期内成本将极大降低风光项目经济性。根据中国电建西北勘测设计研究院测算，在目前主机价格和建设成本下，基准电价较高、风资源较好的 I类资源区，最高可配建15%/4 h的储能；Ⅱ类风资源区配建储能比例20%/2 h基本可行；Ⅲ类风资源区储能配建后大部分将难以达到经济性要求。相比之下，光伏发电配建储能的经济性则更差，在全国大多数地区均为较低的经济性水平［13］。

2.2.2 系统开展并网条件建设

近几年，政府愈加重视新能源输电通道基础设施的统筹利用与并网消纳设施的规划建设。增量基地输电通道的配套新能源年输送电量比例从不低于40%提升至50%［14-15］。国家电网加快筹划建设以清洁电力为主的特高压输电通道，“十四五”规划建成7回特高压直流，新增输电能力5 600×104kW；到2025年，国家电网经营区跨省跨区输电能力达到3×108kW，其中输送清洁能源占比达到 50%［16］。首条100%输送清洁能源的青海—河南±8 000 kV高压二期工程于2021年开工，为推动风光建设提供关键技术支持。发改办运行〔2021〕445号《关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》明确，新能源开发企业可自行建设送出工程，提高风光项目与并网设施的同步性，缓解因并网条件阻碍新能源项目建成问题［17］。广东等地方政府正加强海上风电上岸工程统筹建设，竞争配置方案中增加共用升压站、换流站等整合送出的指标，避免重复建设造成的资源浪费，缓解有限可用地理资源的供给紧缺。

此外，随着新型电力系统建设快速推进，类似如源网荷储一体化的“产消一体”模式成为风光发电发展的重要方向。发改能源规〔2021〕280号《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》提出，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市县级、园区级等具体模式［18］。通过增加风电资源富集区域能源需求，可以提高电力需求较大区域能源生产，提升源网荷储一体化能力，提高电力本地消纳水平。风光建设正从以“集中式”为主，向“集中式与分散式并举”转变。据相关机构预测，2025年后，分布式光伏装机将超过集中式。工商业分布式光伏和户用光伏、分散式风电将成为重要能源生产与消费模式，千乡万村牧光行动、驭风计划等将创建新的区域产用结合的能源产销模式。源网荷储一体化更加广泛，电源侧与用户侧联系更加紧密，新的开发模式和电力生产运营模式将重构行业发展格局与企业能力边界。

2.2.3 加强全生命期规范管理

随着国家标准和行业规范逐步健全，风光发电市场化发展对完善项目后半程管理提出更高要求。

国家能源局在项目规划设计、施工安装、运行维护、电网接入等方面进行标准布局，初步形成了覆盖全生命周期的标准群，并在持续更新。中国船级社已形成一套覆盖海上风电场设施和装备全生命周期的行业规范，制定和修订了14部规范指南，覆盖设计、建造、施工和运维等方面，同时正加快制定海上风电专用船舶入级认证规范。2021年 12月，《风电场改造升级和退役管理办法》（征求意见稿）发布，预计2022年可正式发布实施，国家能源投资集团有限责任公司首个陆上风电技改项目通过备案，将有力推动2022年项目建设，在新建项目放缓态势下保持风电装机增量的持续高位发展。

2.3 开发市场化

2.3.1 补贴全面降级激发行业动力

“十四五”期间，可再生能源发展将呈现“大规模、高比例、市场化、高质量”的特点。国家频繁发布风光发电市场化引导信号，电价补贴政策即将全面取消。2021年起，中央财政不再补贴新建陆上风电和集中式光伏平价上网。2022年起，海上风电不再享受中央财政补贴，各地可出台地方性扶持政策，但目前仅广东省出台至2024年的补贴政策，浙江省提出电价补贴原则，其他省份则无跟进动向。2022年起，户用光伏补贴也将取消。补贴退坡对产业的影响是明显的，预计2022年风光建设规模均将回调，海上风电、户用光伏建设甚至将大幅放缓。补贴退出使行业主体以更加市场化的角度考虑未来发展，有利于产业链优化整合，摆脱政策依赖、淘汰低端产能，开启高质量发展之路。目前，市场主动通过技术进步和产业合理布局降本，陆上风电整机含塔筒招标价已跌破2 000元/kW，海上风电整机价格腰斩至4 000元/kW以下。

2.3.2 完善价格机制明确主体责任

改革终端电价优化用户侧消费习惯，原则上要求用户侧峰谷电价比不低于 3:1，建立尖峰电价机制，电价上浮不低于20%，并完善中长期交易与用户侧峰谷价机制的衔接［19］。各省相继提出分时电价方案，据不完全统计，北京市最高峰谷电价比例为4.7:1，广东省最高峰谷电价差达到1.173 5元/kW·h（详见表1）。峰谷电价和用户端电价市场化改革，可提升用户侧储能建设经济性，畅通风电成本向用户端的传导，促进风光电力消纳。完善配建调峰资源价格形成机制，《电力辅助服务管理办法》明确了抽水蓄能、新型储能等电力辅助服务主体地位，增加了转动惯量、爬坡、快速切负荷等辅助服务品种，并探索建立和完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，例如国家能源局华北监管局提出风光项目配建的储能装置需优先满足新能源电站自身新能源消纳，同时单独作为市场主体参与调峰，计算调峰费用需扣除其促进自身新能源电站消纳的电量［20］。优化清洁电力输配价格，“十四五”期间，国家将继续完善省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程、增量配电网价格形成机制，加快理顺输配电价结构［21］。2021年，国家发展改革委印发了发改价格规〔2021〕1455号《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》，明确参与跨省跨区可再生能源增量现货交易，在最优价格路径满送条件下，通过其他专项工程送电的，仍按最优路径价格执行，以支持新能源更好跨省跨区消纳［22］。

表1 各省分时电价最大价差与峰谷电价比例

2.3.3 推进电力改革建立市场环境

推动新能源进入电力现货市场，启动绿色电力交易试点，可以加快市场环境建设。发改办体改〔2021〕339号《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》文件提出，稳妥有序推进新能源参与电力市场。推动“隔墙售电”工作落地，鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司签订长周期差价合约参与电力市场，引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网。随着第二批电力市场试点的有序开展，基于广东等省份前期电力市场运行经验的不断改进，电力市场正为新能源提供更市场化的生产运营环境［23］。国家电网和南方电网启动了绿色电力交易试点，是中长期电力交易机制框架下的衍生交易品种，主要用于企业绿电消费的国际认证。初期为参加市场化交易的光电和光伏上网电量，优先平价无补贴项目交易，省内企业可通过代理方式跨区交易。绿电交易享受优先调度、执行或现货市场优先出清。同时，绿证交易和可再生能源绿证认购的管理办法正在制定中，确保绿电交易有完善的制度规范。

2.4 金融精准化

2.4.1 优化货币政策开展精准支持

保市场主体是国家“六稳”“六保”政策的重要组成，在减税降费同时，货币政策工具成为有力抓手，将在清洁能源、节能减排等重点领域加强预期引导，撬动更多社会资金。如，人民银行推出名为“碳减排支持工具”的结构性货币政策工具，通过“先贷后借”的机制，精准直达风光等清洁能源领域，对符合条件的企业贷款按本金的60%提供利率为 1.75%的资金支持，可将原有贷款成本利率从5.2%降至3.85%。

2.4.2 优化借贷环境解决项目困难

为解决大量补贴未到位的问题，国家规定，已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业，对已确权应收未收的财政补贴资金，可申请补贴确权贷款［24］。政策出台以来，银行业积极响应相关要求，对广东、云南、江苏、宁夏、上海和内蒙古等地加快落地新能源补贴确权贷款。此举对受补贴缺口影响、现金流为负的项目和资金链比较紧张的企业意义重大，有利于解决补贴拖欠和补贴资金滞后的问题，确保市场主体健康发展。

为统一绿色债券标准，2021年4月2日，中国人民银行、国家发展改革委和证监会联合发布银发〔2021〕96号《绿色债券支持项目目录（2021年版）》，明确风光发电等清洁能源的技术条件，为各类型绿色债券的发行主体募集资金、投资主体进行绿色债券资产配置、管理部门加强绿色债券管理、出台绿色债券激励措施等提供重要依据。

2.4.3 鼓励金融创新扩展融资渠道

为完善碳中和债券机制，银行不断提供新的债务融资工具，可募集资金支持风电、光伏等清洁能源类项目［25］。2021年上半年，境内外合计发行清洁能源领域债券规模达1 397.13亿元，占绿色债券市场45.4%；投向清洁能源领域资金达649.9亿元，占比新能源领域超六成。发改投资〔2021〕958号《关于进一步做好基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）试点工作的通知》把风电、光伏发电、水力发电、天然气发电、生物质发电、核电等清洁能源纳入公募基础设施不动产投资信托基金（REITs）试点范围，为清洁能源新增投资提供有力资金支持［26］。

3 对策与建议

政策体系的调整完善将加快解决行业发展的难点、堵点问题，促进风光发电产业快速发展。行业相关参与主体，特别是风光发电企业，需突破固有观念意识，加强新模式、新技术、新业态的协同创新，在适应中求发展，在变革中谋未来。

3.1 加强新型电力系统建设的探索与实践

以风电、光伏等新能源为主的新型电力系统复杂性高，国家应统筹陆海清洁能源通道建设，合理构建输送主干路线，合理规划电源接入点布局，协调考虑电网公司统建和发电企业自建并网线路，形成以特高压等路线为骨干，区域发配电网为节点，实现“区域自主供给、广域协调应急”的能源供应模式。行业应加强电网智能运维平台技术攻关与运行管理，持续研究风光等新能源比例不断提升对电网的影响，加快制定不同阶段电力调度系统改扩建规划，统筹多能互补项目与输电通道建设时序。

3.2 发电企业要提升全流程生产经营能力

市场化环境下，风光发电企业面临行业全链条的全方位冲击，不确定因素增多，风险掌控能力成为项目成败关键。电力生产企业需在抓牢电力生产的同时，深度参与市场运营，掌握电力生产、电网输运、市场交易、用户特征等信息，提升网电深度融合的电力生产模式变革的适应能力。建议可同时在发电侧和配电侧投资，形成产业上下游一体的经营模式，做好风光发电项目的建设与并网、运营与交易设计，重视运维与退役处置等项目后半程工作，满足开发建设的规范性要求。

3.3 协力优化金融对产业的精准支持环境

政府、新能源企业与金融行业要明确分工，共同发力优化项目融资环境。政府要加快健全市场化条件下价格机制，明确风光发电等新能源项目的评价标准，为项目融资提供统一、简便、透明的参考依据。新能源行业要加快技术研发与成熟应用，强化产业链自主可控，降低项目风险，创造更有利的政策支持与融资条件。金融行业要结合国内外成熟商业经验和国家信用保险等政策优惠，开展更多项目融资方式的创新应用。