促进风光发电产业发展：完善价格机制明确主体责任 推进电力改革建立市场环境

“十四五”开局之年，我国风光发电稳步发展，海上风电、分布式与户用光伏成为亮点。风电、光伏新增并网装机容量分别为4757万千瓦、5488万千瓦。海上风电新增1690万千瓦，累计装机容量达2639万千瓦，超越英国成为世界第一。全年风电、光伏弃光率稳步下降，利用率分别达到96.9%和97.9%。“双碳”目标下，风光发电进入了新时期，国家政策持续优化调整以解决考核机制、消纳条件、产融结合等限制性因素，营造规范的市场环境，提升放管服水平，充分发挥地方政府和市场主体能动性，为风光发电产业带来新动力。

提升政策弹性预留可调空间

一是优化能耗考核提升绿电消费意愿。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，并写入2022年政府工作报告。《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可再生能源电力消费，有利于形成跨省电力中长期协议交易模式，鼓励地方政府与市场主体合力推动行业发展。

二是赋予地方政府充分的自主裁量权。中央可再生能源“十四五”发展规划将只确定总体规划量，不再确定各个能种具体建设量，增强了实现总体目标的自主性。在国家分解的“十四五”消纳责任权重五年总指标下，各省市自行确定年度风光建设目标，允许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下放到地方政府层面，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，采用以奖代补模式开展；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。地方获得政策自主权，有利于统筹全局与实际，因地制宜、因技施策。

强化规范建设促进有序发展

首先，应持续细化并网等技术标准要求。国家能源局通过能源行业标准计划等渠道，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正在持续完善。2021年12月，国家能源局印发的《电力并网运行管理规定》，明确了风电、光伏等并网主体地位，细化了对风光等新能源场站要求具备一次调频、高低压穿越能力等技术指导和管理内容。风光接入电力系统技术标准持续更新，风电场接入电力系统技术规定首次细分陆上风电和海上风电，陆上风电部分已颁布并即将实施，海上风电部分正在制定；《太阳能热发电站接入电力系统技术规定》首次发布。国家电网、南方电网等企业并网标准也正加快推进修订，满足对大量风光发电项目并网的验收要求。此外，为提升消纳能力和电力系统可靠性管理，明确了项目储能配建比例要求，各省配建比例要求大多定在15%-20%，2022年能源行业标准计划立项指南重点聚焦新型储能方向，未来储能配建的比例要求和技术标准均将逐步提高。

其次，要着力加强并网基础条件建设。国家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要求从不低于40%提升至不低于50%。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5600万千瓦；到2025年，国家电网经营区跨省跨区输电能力达到3亿千瓦，输送清洁能源占比达到50%。《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建设送出工程，增强风光项目与并网设施的同步性，缓解因并网条件建设滞后引起的建成比例低的问题。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，避免重复建设造成资源浪费，缓解有限可用地理资源的供给紧缺。

深化市场改革营造健康环境

补贴全面取消促进行业优化调整。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。2022年起，海上风电和户用光伏取消中央财政补贴，海上风电仅剩广东、浙江地方支持政策，新能源进入全面平价时代。

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，要求原则上用户侧峰谷电价价差不低于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。峰谷电价和用户端电价市场化改革，可增强用户侧储能建设经济性，畅通风光发电成本向用户端的传导，促进风光电力消纳。

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。《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》修订稿明确，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。

推进电力改革建立市场环境。《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》于2022年1月印发，提出分类推动新能源参与市场交易，2030年实现新能源全面参与的目标。全国统一的电力市场将为新能源提供更市场化的生产运营环境。去年，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，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，鼓励通过绿证交易获得收益，完善可再生能源绿证认购的管理办法正在制定中，确保与绿电交易机制的协调匹配。

创新产融模式实现精准助力

保市场主体是国家“六稳”“六保”政策的重要组成，在减税降费、助企纾困的同时，绿色债券、结构性货币政策工具等绿色金融创新将有力促进金融与产业的紧密融合。统一绿色债券标准，更新发布了《绿色债券支持项目目录（2021年版）》，进一步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统一界定标准和重要依据。人民银行推出“碳减排支持工具”的结构性货币政策工具，通过“先贷后借”的精准直达机制，面向风光等清洁能源领域，对企业符合条件的贷款按本金的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%，大幅增强项目经济性。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的资金支持。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。

中央经济工作会议和中共中央政治局第三十六次集体学习等重要讲话均指出，推动能源革命，要立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上。《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》为新能源发展提供具体路线图，国家政策将进一步着力促进风光发电持续良性发展，预计集中式、分布式、技改升级将协同发力实现风光发电持稳健增长。中电联预测，2022年非化石能源发电装机将新增1.8亿千瓦左右，风电、光伏将分别新增5000万、9000万千瓦。（王震 中国海油能源经济研究院院长， 李楠 中国海油能源经济研究院资深研究员）

延伸阅读

应关注风光电实际发电量和上网量

风电和光伏发电的缺陷是“靠天吃饭”带来的不稳定性。中长期的气候变化，特别是极端气候所造成的巨大的供电峰谷差既难以准确预测，也难以应对。更重要的是，风电和光伏发电在能源构成中所占比例越大，其可能产生的供电起伏幅度也越大，谷值越难以填补。宣传风电和光伏发电增长，在注意装机容量的同时，还应关注实际发电量和上网量。此外，在宣称风电和光伏发电成本已降低到可与化石能源发电成本相当时，不应只考虑其纯运营成本，也应考虑未计入其专业性的维修保养和回收处理方面的开支（一般风塔的安全使用周期仅10年左右）。——中国石化石油勘探开发研究院咨询委员会副主任张抗

建设大型风光电基地是提高清洁能源供给的主要途径

按照2060年非化石能源消费比重达到80%以上估算，风电、光伏发电装机容量预计将达到50亿千瓦左右。对比之下，风电、光伏发电到2060年的装机容量将是目前（截至2021年）两者累计装机水平6.34亿千瓦的7～8倍。新能源发展要先立后破，既要体量也要质量。国土是新能源开发的空间载体，风电、光伏发电涉及空间较大，要解决用地问题。其中，建设大型风电、光伏发电基地是稳步快速且有保障地提高清洁能源供给能力的主要途径。——水电水利规划设计总院新能源部高级工程师李少彦

应通过市场解决新能源消纳问题

随着新能源占比提升，新能源发展期间电力供应不足和消纳困难的问题将频繁交替出现。解决问题的关键还是在于火电装机规模和火电的灵活性。此外，应通过市场解决消纳问题，有序推动新能源参与电力市场交易，以市场化收益吸引社会资本，促进可持续投资。预计“十四五”期间，在国家政策机制的保障下，新能源总体可保持较高利用水平。——国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼