新能源：做扩大内需的绿色“助推器”

2022年12月举行的中央经济工作会议提出，要把恢复和扩大消费摆在优先位置。在近期发布的两份“扩大内需”相关方案中，“清洁能源利用”“大型风光基地”多次出现：中共中央、国务院印发的《扩大内需战略规划纲要（2022－2035年）》指出，大幅提高清洁能源利用水平，建设多能互补的清洁能源基地，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点加快建设大型风电、光伏基地；国家发展改革委印发的《“十四五”扩大内需战略实施方案》指出，持续提高清洁能源利用水平，建设多能互补的清洁能源基地，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点加快建设大型风电、光伏基地，有序推进氢能基础设施建设，因地制宜发展生物质能、地热能、海洋能应用。

新型电力系统是构建新型能源体系的基础、核心和关键，而新型电力系统在电源侧的重点是在保障安全的同时实现清洁绿色电力替代，提高风电、光伏发电在整个电力系统中的占比是重要手段。2022年，我国风电、光伏发电项目合计新增装机容量超过1.2亿千瓦，在全国新增装机容量中占比超过60%，风电、光伏发电的新增发电量在全国发电量增量中占比达到三分之二。尽管新能源已成为我国装机容量和发电量增量主体，但从总量和总出力看，新能源装机比重约30%，实现高比例替代还有很大发展空间，也面临更多挑战。2023年，在落实扩大内需政策、推进碳达峰、碳中和的背景下，持续增加清洁能源供给、有效解决消纳仍将是重点。

装机：“沙戈荒”是集中式主力

我国自2021年10月首次提出建设以“沙戈荒”（沙漠、戈壁、荒漠）为重点的大型风电、光伏基地以来，基地项目布局和建设进展迅速。2021年年底前安排的第一批9705万千瓦大基地项目在2022年和2023年陆续建成，成为我国陆上基地类风光项目新增装机的主体。目前，第二批“沙戈荒”大基地项目清单已下发，相关部门正在组织落实第三批项目。

“沙戈荒”大基地项目一方面可以有效增加清洁电力供给，在电力保供中发挥作用，助力“三北”地区经济发展；另一方面可有效拉动和扩大国内新能源制造和配套相关产业的内需。近一年来，我国单位千瓦风电机组价格和风电场投资处在较低水平，2022年12月以来，光伏产品价格和光伏电站投资进入明显的下行轨道。只要给风光项目开发减负，地方不强加不合理的非技术成本，风光基地平价上网不但具有较好的经济性，还具备低价上网的能力。在扩大内需、煤电新能源开展实质性联营等政策因素的加持下，2023年大基地项目建设和并网投运规模将扩大。

分布式新能源在过去两年保持了快速增长的态势，其中分布式光伏在2021年和2022年新增装机容量同比分别增加87%和75%，在当年全部新增装机容量中的占比分别为53%和58%。截至2022年年底，分布式光伏累计装机容量约1.58亿千瓦，呈现了蓬勃的发展势头。在光伏产品价格和投资水平下降的背景下，业内预期2023年分布式光伏装机容量将继续增加，但由于装机容量“分母”增大，增速可能有所降低。对于工商业分布式光伏，随着各地电力市场的推进和分时电价政策的调整，将出现更多的“光伏+”融合业态和商业模式。对于大部分东中部省份，目前风电、光伏发电等新能源渗透率还不算高，国家出台了“十四五”新增可再生能源电力不纳入能源消费总量控制的细化政策，加上可再生能源电力消纳责任权重等约束性指标要求，以及光伏产品价格下降的背景，这些条件均有助于当地政府和企业推动分布式光伏发展。总体上，2023年光伏发电在集中式和分布式的新增规模上可能出现双增。

分散式风电在2021年的新增装机容量为803万千瓦，累计装机容量为997万千瓦，市场空间初步显现。但从总量看，分散式风电的发展速度远低于分布式光伏，其巨大应用潜力尚未得到充分开发。《“十四五”可再生能源发展规划》提出要开展千乡万村驭风行动。开展行动的关键是要细化明确土地利用政策。在目前较低风机价格和投资水平下，只要解决田间地头零散少量的土地可用（如果一个村安装一台4～7兆瓦风机，需要的土地不足半亩）问题，分散式风电可以有良好收益。2023年，建议落实《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中“鼓励村集体依法利用存量集体土地通过作价入股、收益共享等机制”要求，推进制定千乡万村驭风行动实施方案，进一步激发分散式风电市场活力。

2022年，我国海上风电新增装机容量约为500万千瓦，较2021年有大幅度下降，但作为“抢装潮”后的第一年，能成为历史第二高，且达到2020年新增装机容量的1.6倍左右，已经充分展示了我国海上风电的开发热度。海上风电项目前期工作和建设周期长，一般为三年左右。在2020年抢装潮之后，2022年开始海上风电才会进入前期、竞配、设备招标、建设的新一轮周期。目前，我国沿海11个省份的“十四五”相关规划中均安排建设较大的海上风电项目，总装机容量初步统计超过5600万千瓦。如按照地方规划，从2023年开始，我国海上风电年新增装机容量预期在1000万千瓦以上。根据建设周期，“十四五”期间近海风电开发和建设是重点，并网容量也将主要来自于近海风电。

消纳：留足裕度完善规则

2022年11月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于2022年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（以下简称《通知》）。《通知》明确要求，2022年的可再生能源电力消纳责任权重继续按照当年为约束性权重、次年为预期性权重的指标形式制定。通过约束性权重，可引导跨省跨区可再生能源电力交易，实现全国范围内优化配置可再生能源。其中，非水电消纳责任权重有一个原则性要求，2022年的占比原则上不低于2021年实际执行情况，即非水电在当地全社会用电量的比例需要逐年上升（仅个别地区持平），需要不断提升风电、光伏发电等新能源项目比例，推进电力清洁转型。

《通知》也给出2023年的预期性权重，各地方可据此确定2022年的保障性并网风电、光伏发电等新能源项目规模，做好项目准备。在目前政策下，2023年预期性非水电消纳责任权重均较2022年约束性权重增加1.2个百分点，折合非水可再生能源发电量和消纳量要增加1000亿千瓦时以上。

预期于2023年并网的“沙戈荒”大基地项目将包括第一批项目清单中的项目以及第二批项目清单中的部分项目。这些项目在前期安排中已经充分考虑，并明确了以消纳为前提的配套电源调节能力技术设施和政策措施以及消纳方案，如第一批“沙戈荒”大基地项目以挖掘现有跨省跨区外送通道潜力为主来实现新能源电量消纳，第二批“沙戈荒”大基地项目在规划中提出的四个前置条件有三个（就近就网就负荷消纳、依托已有输电通道、配套调峰措施）与消纳紧密相关。此外，项目规划还提出了煤炭和新能源优化组合以及开展实质性联营的支持政策。

不难看出，现有已安排的“沙戈荒”大基地项目在消纳方面有较高的保障度。但随着“沙戈荒”大基地项目的陆续安排和开展，后续项目在消纳上面临的挑战将增加，且难度的增长不是线性的，可能是指数级的。这就要求在消纳政策方面提前量化预判，留出裕度，做好技术措施和机制保障的准备。

绿色电力交易和绿证交易是推动风电、光伏发电消纳的市场化途径。2022年，我国可再生能源电力绿证认购和交易量、绿电交易量均有大幅度增长，尤其是绿证。碳达峰碳中和目标提出后，国内市场对绿证需求迅速增加，而过去两年内，随着大量平价风光项目并网，其发电量已进入绿电绿证市场，平价绿电绿证在供需两端均有数量级上的增加。截至2022年年底，我国绿证累计认购和交易量突破了1000万张，是2021年年底累计认购和交易量的10倍多，其中替代补贴绿证7.9万张、平价绿证439万张、量证一体绿证584万张，绿证交易量呈数量级增长态势，对促进绿电消费和消纳起到了一定的作用。

根据《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，绿证将作为认定可再生能源电量的唯一凭证，各类可再生能源均可获得绿证，即政策已经明确核发绿证的范围扩大为全部可再生能源电力。不同项目来源的绿证对环境属性的唯一性、满足新增可再生能源电力核算、可再生能源消纳责任权重等要求，所能起到的作用将有所不同，待绿证制度文件正式出台后，用电企业可以根据需求自行选择合适的绿证并进行绿电交易。

同时，绿电绿证制度需要在2017年的规则基础上进一步完善，建议按照2022年确定的原则性规定，尽快完善绿证制度，并相应调整绿电交易机制。在目前已经初步建立绿证核发平台、交易市场的基础上，建议尽快建立基于全国统一绿证体系的绿电消费认证、公示制度和标识体系。认证制度建立后，在绿色工厂、绿色矿山、绿色数据中心等评价以及绿色产品认证方面，就可以将绿证代表的绿色电力和环境效益在评价认证体系中予以计入，从而激励企业积极购买和消费绿电。此外，在建立和完善绿证认证制度的同时，建议同步建立适用绿电的绿色产品的标识和公示制度。