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官方商城碳達峰、碳中和目標(biāo)為加快中國的能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型與優(yōu)化指明了方向，極大推進了以火電為主的傳統(tǒng)電源結(jié)構(gòu)向風(fēng)電、光伏等為主的清潔、低碳電源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。加快推進新能源電力項目投資與建設(shè)，不僅是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的必然要求，更是電力行業(yè)實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標(biāo)的重要途徑。
前景廣闊
“十三五”時期，全社會用電量平均增速為5.82%，全國發(fā)電裝機容量平均增速為8.05%，發(fā)電量平均增速為6.01%。全國的電源結(jié)構(gòu)也進一步優(yōu)化，新能源發(fā)電裝機容量占總裝機容量的比重平均上升2.69%。其中，風(fēng)電和光伏發(fā)電總裝機容量由2015年的2.3億千瓦增加至2020年的5.3億千瓦，新能源發(fā)電量占總發(fā)電量的比重平均上升1.11%。
國際可再生能源機構(gòu)的統(tǒng)計顯示，2020年全球太陽能發(fā)電和風(fēng)電新增裝機容量為2.38億千瓦。據(jù)彭博新能源財經(jīng)預(yù)測，2050年全球太陽能和風(fēng)電發(fā)電裝機容量將分別增長17倍和6倍，屆時全球太陽能發(fā)電和風(fēng)電新增裝機容量達27.28億千瓦。由此推算，全球太陽能發(fā)電和風(fēng)電新增裝機容量年平均增長率為8.16%。
2020年，中國風(fēng)電和太陽能發(fā)電新增裝機容量為1.2億千瓦，風(fēng)電和太陽能發(fā)電累計裝機容量5.34億千瓦。按照到2030年，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上的目標(biāo)，我國風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量將至少以年平均增長率8.12%的水平增長。毋庸置疑，新能源電力產(chǎn)業(yè)發(fā)展前景廣闊。
現(xiàn)實困境
筆者對電力行業(yè)多家大型央企在北京、湖南、貴州、江西等地區(qū)的分（子）公司進行實地調(diào)研，并與這些公司的主要負(fù)責(zé)人以及從事光伏、風(fēng)電等新能源電力投資、開發(fā)和建設(shè)的項目經(jīng)理和各崗位專責(zé)人員等進行深度訪談，了解到新能源電力項目在實際投建過程中，尚存在多重困境：
首先，資源配置效率不夠高?！笆濉睍r期，新能源發(fā)電裝機容量占總裝機容量比重的平均增速，高于新能源發(fā)電量占總發(fā)電量比重的平均增速，部分已建成投產(chǎn)的新能源電力項目利用率低，棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象依然存在。有些項目由于資金周轉(zhuǎn)不靈、技術(shù)瓶頸、審批周期長等原因未能如期建成投產(chǎn)，甚至中途停止建設(shè)，不僅造成指標(biāo)的浪費，也給地方和企業(yè)的資源投入造成損失。
其次，營商環(huán)境不夠便利。新能源電力項目涉及單位范圍廣泛，審批手續(xù)繁雜。尤其是占地面積大、布局在市區(qū)外圍的項目，需要縣、鎮(zhèn)、村級等基層單位的密切配合，但大部分地方基層單位缺乏相關(guān)考核內(nèi)容和標(biāo)準(zhǔn)，并且新能源電力項目創(chuàng)稅能力低，地方政府參與投建的積極性不高，既延緩了項目投建進程，又增加了企業(yè)與地方的協(xié)調(diào)成本。
第三，市場交易機制不健全。雖然全國電力市場存在雙邊協(xié)商交易、集中交易、滾動撮合交易、掛牌交易等交易模式，但是符合新能源電力交易特征的模式仍較少。其中，“新能源+儲能”模式的電力缺乏并網(wǎng)保障，導(dǎo)致新能源電力消納問題頻發(fā)。上網(wǎng)交易價格機制是新能源電力市場交易機制的核心，2020年，風(fēng)電、光伏已基本實現(xiàn)平價上網(wǎng)，但是大多數(shù)地方政府還未明確出臺關(guān)于推進風(fēng)光發(fā)電向平價上網(wǎng)平穩(wěn)過渡的相關(guān)價格政策。
最后，配套政策不夠完備。目前，國家對于新能源電力項目投建實行“三免三減半”的稅收政策，在執(zhí)行過程中，由于存在承諾的稅收返還周期長、稅收方式不靈活等問題，加上可用土地資源日趨緊缺，部分政府在批復(fù)用地時更加傾向于土地集約利用型的項目，對新能源電力項目投建批復(fù)遲緩。另外，由于投資規(guī)模大、回收周期長、項目質(zhì)量參差不齊，新能源電力項目還存在融資渠道窄、融資難、融資貴、融資慢等問題。
破解之策
一是提高資源配置效率。在新能源電力項目指標(biāo)分配前期做好項目投建主體摸底工作，建立重點開發(fā)主體數(shù)據(jù)庫，重點考慮新增新能源電力項目的火電企業(yè)，由火電向新能源電力轉(zhuǎn)型的電力產(chǎn)能置換企業(yè)，具備新能源電力消納能力區(qū)域內(nèi)的龍頭企業(yè)、重點招商引資企業(yè)，以及在同等條件下實施“源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補”項目的企業(yè)。
配置新能源電力項目指標(biāo)時，采用直接配置和競爭性配置相結(jié)合的方式?？紤]到火電項目承擔(dān)了調(diào)峰功能，以及新能源電力投資規(guī)模和裝機容量較大的項目，建議在直接配置指標(biāo)時予以傾斜，以通過產(chǎn)權(quán)內(nèi)部化方式優(yōu)化電力資源配置。對于自愿淘汰或者完全退出火電，并取得實質(zhì)性進展的發(fā)電企業(yè)，實行新能源發(fā)電裝機容量等量替代甚至超容量替代的配置方式；剩余指標(biāo)實施競爭性配置方式。
同時，政府可考慮設(shè)立獎懲機制。對于優(yōu)先建成投產(chǎn)的新能源電力項目投資主體，在以后年度新增新能源電力項目投資時，同等條件下予以優(yōu)先獲得項目指標(biāo)配置。對無特殊原因而未達到建設(shè)節(jié)點要求的新能源電力項目，不再納入保障性并網(wǎng)項目范圍。對于逾期開工，在規(guī)定期限內(nèi)未建成投產(chǎn)的項目主體，取消建設(shè)指標(biāo)，并在數(shù)年之內(nèi)不得參與本地區(qū)新能源電力項目投建。
二是優(yōu)化營商環(huán)境。在對省、地、縣、鄉(xiāng)等各級政府建立碳達峰、碳中和目標(biāo)的考核機制時，將新能源電力項目考核納入其中，設(shè)置既包含完成投資額、稅收等經(jīng)濟效益，也綜合考慮促進就業(yè)、碳減排量等社會和生態(tài)效益的考核標(biāo)準(zhǔn)。同時，加強政府單位之間的溝通協(xié)調(diào)。省級部門確定本省年度新增新能源電力項目，組織并統(tǒng)籌銜接做好項目開發(fā)建設(shè)和儲備工作，將任務(wù)分解至各地級行政區(qū)；由地級行政區(qū)層層壓實責(zé)任，協(xié)同企業(yè)保障項目投資建設(shè)順利推進。由省級部門牽頭建立信息共享平臺，加快省級、地級、縣級、鄉(xiāng)級單位項目投建數(shù)據(jù)互認(rèn)共享，實現(xiàn)項目進度信息化、透明化，提高審批辦理效率。另外，可通過黨建聯(lián)誼、招商推介等活動，加強地方政府與企業(yè)之間的交流與合作。
三是健全新能源電力市場交易機制。由于各地區(qū)新能源電力發(fā)展水平差異較大，新能源電力交易市場發(fā)展成熟度差別顯著，因此，應(yīng)實行差異化的新能源電力市場交易模式。對于新能源電力具備獨立參與市場交易能力的地區(qū)，可大力推廣“綠電”交易，與省內(nèi)用電大戶合作，實現(xiàn)100%的清潔電力交易，并探索新能源電力跨省交易機制，解決新能源電力消納難題；對于新能源電力發(fā)展較慢的地區(qū)，新能源電力可通過與火電、抽水蓄能“打捆”的方式參加中長期電力交易。“新能源+儲能”模式正在全國范圍內(nèi)推廣，合理配置儲能比例和時長，鼓勵新能源儲能企業(yè)自建電網(wǎng)，提高保障并網(wǎng)比例；探索新能源儲能共享模式、租賃模式、代理運營商等模式，以降低儲能投資建設(shè)成本。同時，新能源電力上網(wǎng)電價整體按照國家規(guī)定的“指導(dǎo)價+競爭性配置”方式形成，對于新增落實并網(wǎng)的新能源電力項目，其保障收購小時數(shù)以內(nèi)的發(fā)電量，上網(wǎng)電價按當(dāng)年當(dāng)?shù)刂笇?dǎo)價執(zhí)行，保障收購小時數(shù)以外的發(fā)電量，參與市場競爭形成。
由此，各地應(yīng)鼓勵新建新能源電力項目自愿參與市場競爭形成上網(wǎng)價格，倡導(dǎo)有條件的地區(qū)參與“綠電”交易，形成市場交易價格，以實現(xiàn)整體平價上網(wǎng)目標(biāo)。另外，加強地區(qū)內(nèi)和跨地區(qū)的電網(wǎng)輸送工程、受電端主干網(wǎng)絡(luò)等建設(shè)，推動電網(wǎng)向智能化、靈活化強網(wǎng)轉(zhuǎn)變，以為新能源電力消納、區(qū)域電力互補以及本地區(qū)新能源電力并網(wǎng)提供保障。
四是完善新能源電力項目配套政策。一方面，鼓勵各地政府出臺差異化的稅收政策，對于新能源產(chǎn)業(yè)鏈龍頭企業(yè)，在“三免三減半”的稅收政策基礎(chǔ)上，給予額外的稅收優(yōu)惠，帶動上、下游配套產(chǎn)業(yè)發(fā)展，打造新能源產(chǎn)業(yè)集群。采用靈活的納稅方式和返稅方式，新能源電力企業(yè)在應(yīng)納稅年度未完成納稅額度的，可寬限至以后盈利年度依次補齊；對于承諾企業(yè)的稅收補貼，需及時兌現(xiàn)，并縮短周期，采用季付或月付方式，激發(fā)投資主體的積極性。
另一方面，保障供地是新能源電力項目投建的前提條件，各地區(qū)定期盤點可用土地數(shù)量，根據(jù)新能源電力最低消納責(zé)任權(quán)重所必需的年度新增新能源電力項目數(shù)量統(tǒng)籌規(guī)劃、合理分配，保障建設(shè)用地。鼓勵各地政府優(yōu)化供地方式，采用長期租賃、先租后讓、租讓結(jié)合以及彈性出讓等多種方式靈活供地，緩解用地緊張難題。由于新能源電力項目建設(shè)占用面積大，可以提倡項目建設(shè)主體開發(fā)使用符合用地條件的廢棄土地，大力推廣屋頂分布式光伏發(fā)電項目、集中連片分布式光伏項目以及“農(nóng)光互補”“漁光互補”項目，實現(xiàn)土地集約利用。
另外，考慮多措并舉拓寬新能源電力項目的融資渠道，為新能源電力項目的投資者提供金融支持，鼓勵金融機構(gòu)加大相關(guān)金融產(chǎn)品的創(chuàng)新，可嘗試以新能源電力用能者信用和政府信用為擔(dān)保開發(fā)金融產(chǎn)品，為新能源電力項目融資。對于已持有新能源電力資產(chǎn)的大型企業(yè)，積極推動發(fā)行綠色債券或者綠色ABS，暢通和拓寬融資渠道，化解融資難題。
