风电纾困八点建议

风电、光伏等可再生能源的持续规模增长是保障国家能源安全与绿色发展的重要力量。与此同时，当前，各地已将风光等可再生能源建设项目作为带动投资、就业和经济增长的重点。在风电迈入平价发展之际，为切实推动风电等可再生能源持续健康发展，围绕并网、补贴、消纳和中长期规划等行业深层问题与挑战，本文提出八方面建议。

01、适当延长风电建设项目并网时限

政策刺激下的“抢装”影响行业健康发展。2019年5月，国家发展改革委出台了《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），规定“2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。”2020年元月，财政部、国家发展改革委和国家能源局联合出台的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（ 财建〔2020〕4号）明确，“按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围”。为确保风电项目的基本收益，赢得最后的补贴窗口期，各地风电项目建设从去年就开始提速。由于“抢装”，整个行业的风机公开招投标价格由2018年最低的3200元/千瓦左右上涨到2019年的4000元/千瓦左右。近年来，通过技术创新带来的降本增效被“抢装”直接抵消，不利于行业持续健康发展。

同时，由于风机制造和风电场建设周期较长，受新冠肺炎疫情影响，风机供应短缺、复工延期、进度受阻等多种因素叠加，使风电项目难以在规定时间内并网。如果补贴并网政策不延期，将带来严重的经济和社会影响。一方面，为抢夺窗口期，大部分项目会存在比2019年更严峻的赶工期“抢装”风险，带来成本上升和安全隐患。另一方面，部分项目因达不到并网时间要求而不得不被作废，这将导致风电场投资大幅下降。同时，还将面临产业链多个环节合同违约、资源浪费、大量从业人员失业的巨大风险。

建议国家适当延长风电项目并网时限要求（陆上风电延期至少6个月，海上风电延期至少12个月），保障行业健康可持续发展。

02、避免新能源消纳“保量不保价”

近年来，在国家和各省市的共同努力下，可再生能源消纳水平明显提高，弃电状况持续缓解，但也出现了强制交易、“保量不保价”的问题。主要体现在以下几方面：

一是最低保障小时数制度落实不到位。近年来，部分省发布的保障小时数低于国家规定的最低保障小时数。二是部分省区在市场化交易中强制定价并要求发电企业让利。三是风电承担辅助服务费用过高。以吉林为例，按风电项目成本6.5元/瓦计算，项目能承受的最低电价为0.29元/千瓦时，2019年1~5月每度电分摊辅助服务费0.04元，拟建的平价上网风电每度电至少要分摊0.02元，项目外送山东电价0.31元/千瓦时，每度电利润为零，严重挫伤了风电企业的积极性。

由于可再生能源补贴拖欠问题一直没有得到有效解决，使得风光等发电企业负债经营加剧，资金周转十分困难。如果还存在“有量无价”的消纳，将会使企业经营状况雪上加霜，引发产业链上下游的三角债问题，科技研发和管理投入不足的问题，甚至出现资金链断裂引发的金融风险。这将阻碍风电向平价时代平稳过渡。

建议严格按照《可再生能源法》精神，以及《国家能源局关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》（国能发新能〔2018〕34号）规定，加强监管，要求各省严格执行可再生能源保障性收购制度，将新疆、甘肃、山西等现行风电和光伏最低保障小时数提高至国家核定的水平。建议国家有关部门督促各地整改电力交易中对可再生能源的歧视性规定，建立公平透明的电力交易市场机制，废除以辅助调峰名义使可再生能源给火电补贴，以及强迫低电价交易等不公平不合理的规定。建议积极推进特高压通道建设及跨省交易，提高清洁能源送出比例。

03、引导和激励消费侧加大对绿色电力的使用

长期以来，我国忽视了终端消费侧在推动能源绿色低碳转型方面的责任。对地方政府和各类市场主体明确具有约束力的强制性可再生能源电力消纳考核目标，以充分调动企业、个人以及全社会消费绿色电力的积极性，是当前及未来一段时间推动能源生产和消费革命的重要举措。

一是通过立法形式，落实可再生能源配额制的法律约束力。建议国家能源主管部门尽快出台可再生能源电力消纳制度的考核管理办法，除了明确考核主体的电力消纳义务，还应配套具有法律约束力的惩罚、奖励机制。对于未完成配额义务的主体，通过罚则等方式予以处理，如仿照节能减排考核方式，将可再生能源电力消纳责任完成情况纳入地方政府政绩考核。同时，完善以绿色电力证书为主要载体的绿色电力消费体系，实现配额指标的流转。

二是开展可再生能源绿色电力证书强制约束交易。建议国家相关部门尽快启动绿证强制交易。对地方政府，建议以能源消耗总量和强度“双控”考核为抓手推动绿证交易，鼓励能耗超标地区认购绿证，绿证对应电量折合为能源消费量，在地区能源消费超标量中予以扣减。在现有配额制市场主体外，持续扩大绿证买方市场范围和规模，保障绿证的市场需求、合理价格和长期绿证市场建设。

三是营造绿色电力消费氛围，倡导全社会使用绿色电力。建议政府相关部门策划持续性的社会公益活动，让社会大众真正了解可再生能源在拉动我国经济增长、增加就业、改善环境等方面的影响力。鼓励更多的高耗能企业参与可再生能源电力消费的行动中去，呼吁企业通过参与绿色电力消费提升其社会形象和社会责任感。对于长期自愿购买绿色电力的企业和个人，建议国家给予相应的经济优惠政策和社会荣誉，以税收、信贷激励和绿色企业表彰等方式，推动社会公众逐步形成绿色电力消费意识。推动绿色电力消费关联“能源双控”“绿色制造”“绿色金融”等现有机制，制定激励相容政策，形成消费者认购绿证的“真实内驱力”。

04、加快制定可再生能源中长期发展规划

得益于《可再生能源法》及相关产业政策出台，我国可再生能源在“十二五”“十三五”期间实现了快速发展。但在补贴、并网、消纳等方面存在的问题，也对行业长期健康发展带来了挑战，需要明确可再生能源在国家能源转型中的战略定位，确定中长期发展规划，制定可再生能源发展路线图，并配套出台相关产业政策，保障可再生能源行业健康持续发展，为国民经济发展提供有效保障。

一是建议在满足相关规划、环保要求的前提下，统筹研究提出2025年和2030年可再生能源整体发展目标，同时梳理、测算各地区可再生能源发展的总体目标和各类可再生能源发展目标，以规划为指引让我国能源发展真正走向绿色低碳化道路。

二是制定可再生能源发展路线图，明确技术、经济等方面的发展路径。推动电网企业与可再生能源企业在并网技术、负荷需求、市场交易等方面协同发展，实现高比例的可再生能源并网接入，保障国家能源转型战略的实现。

三是结合未来能源及电力发展趋势，制定有效的发展阶段衔接政策。建议能源主管部门做好风电“十三五”“十四五”规划衔接，避免出现因为补贴取消引发制造业生态环境恶化、设备产品质量隐患、“弃风限电”问题反弹、行业发展波动大等问题，实现平价的平稳过渡。

05、发行特别国债解决可再生能源补贴支付滞后问题

《可再生能源法执法报告》显示，2016年以来，可再生能源补贴发放不及时，补贴缺口不断加大。截至2019年，我国可再生能源补贴缺口已达3000亿元以上。据有关统计，可再生能源行业每年投资规模接近6000亿，就业人员接近400多万，拉动国家税收2000多亿元，补贴拖欠导致企业经营难以为继，逐渐失去“供血”和“造血”机能。

同时，补贴支付滞后问题对可再生能源行业外部融资环境造成不利影响。近年来由于可再生能源补贴不到位等因素的影响，部分地方的风电、光伏发电项目因为没有足够的现金流偿还贷款，出现了违约。一些金融机构将风电行业列入“限制性行业”，严格控制风电、光伏行业的信贷规模。比如，某银行在2018年将风电行业从绿色信贷优先支持的行业列入“限制性行业”，要求全行对该行业所有客户的信贷余额（包括贷款、银行承兑汇票、保函、信用证等）只减不增，这进一步加剧了可再生能源行业的资金压力，加大了整个可再生能源行业的资金流动性风险。

建议财政部发行3000亿元的可再生能源补贴特别国债，一次性弥补可再生能源补贴的资金缺口；将发债募集资金发放至可再生能源企业，一次性解决目前整个可再生能源行业的资金流动性危机和债务高企问题，支持可再生能源健康发展，促进能源结构调整。