碳達峰、碳中和目標為加快中國的能源結構轉型與優化指明了方向，極大推進了以火電為主的傳統電源結構向風電、光伏等為主的清潔、低碳電源結構轉型。加快推進新能源電力項目投資與建設，不僅是構建以新能源為主體的新型電力系統的必然要求，更是電力行業實現碳達峰、碳中和目標的重要途徑。

前景廣闊

“十三五”時期，全社會用電量平均增速為5.82%，全國發電裝機容量平均增速為8.05%，發電量平均增速為6.01%。全國的電源結構也進一步優化，新能源發電裝機容量占總裝機容量的比重平均上升2.69%。其中，風電和光伏發電總裝機容量由2015年的2.3億千瓦增加至2020年的5.3億千瓦，新能源發電量占總發電量的比重平均上升1.11%。

國際可再生能源機構的統計顯示，2020年全球太陽能發電和風電新增裝機容量為2.38億千瓦。據彭博新能源財經預測，2050年全球太陽能和風電發電裝機容量將分別增長17倍和6倍，屆時全球太陽能發電和風電新增裝機容量達27.28億千瓦。由此推算，全球太陽能發電和風電新增裝機容量年平均增長率為8.16%。

2020年，中國風電和太陽能發電新增裝機容量為1.2億千瓦，風電和太陽能發電累計裝機容量5.34億千瓦。按照到2030年，風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上的目標，我國風電、太陽能發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，新能源電力產業發展前景廣闊。

現實困境

筆者對電力行業多家大型央企在北京、湖南、貴州、江西等地區的分（子）公司進行實地調研，并與這些公司的主要負責人以及從事光伏、風電等新能源電力投資、開發和建設的項目經理和各崗位專責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，新能源發電裝機容量占總裝機容量比重的平均增速，高于新能源發電量占總發電量比重的平均增速，部分已建成投產的新能源電力項目利用率低，棄風、棄光現象依然存在。有些項目由于資金周轉不靈、技術瓶頸、審批周期長等原因未能如期建成投產，甚至中途停止建設，不僅造成指標的浪費，也給地方和企業的資源投入造成損失。

其次，營商環境不夠便利。新能源電力項目涉及單位范圍廣泛，審批手續繁雜。尤其是占地面積大、布局在市區外圍的項目，需要縣、鎮、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考核內容和標準，并且新能源電力項目創稅能力低，地方政府參與投建的積極性不高，既延緩了項目投建進程，又增加了企業與地方的協調成本。

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保障，導致新能源電力消納問題頻發。上網交易價格機制是新能源電力市場交易機制的核心，2020年，風電、光伏已基本實現平價上網，但是大多數地方政府還未明確出臺關于推進風光發電向平價上網平穩過渡的相關價格政策。

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遲緩。另外，由于投資規模大、回收周期長、項目質量參差不齊，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分配前期做好項目投建主體摸底工作，建立重點開發主體數據庫，重點考慮新增新能源電力項目的火電企業，由火電向新能源電力轉型的電力產能置換企業，具備新能源電力消納能力區域內的龍頭企業、重點招商引資企業，以及在同等條件下實施“源網荷儲一體化和多能互補”項目的企業。

配置新能源電力項目指標時，采用直接配置和競爭性配置相結合的方式?？紤]到火電項目承擔了調峰功能，以及新能源電力投資規模和裝機容量較大的項目，建議在直接配置指標時予以傾斜，以通過產權內部化方式優化電力資源配置。對于自愿淘汰或者完全退出火電，并取得實質性進展的發電企業，實行新能源發電裝機容量等量替代甚至超容量替代的配置方式；剩余指標實施競爭性配置方式。

同時，政府可考慮設立獎懲機制。對于優先建成投產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，同等條件下予以優先獲得項目指標配置。對無特殊原因而未達到建設節點要求的新能源電力項目，不再納入保障性并網項目范圍。對于逾期開工，在規定期限內未建成投產的項目主體，取消建設指標，并在數年之內不得參與本地區新能源電力項目投建。

二是優化營商環境。在對省、地、縣、鄉等各級政府建立碳達峰、碳中和目標的考核機制時，將新能源電力項目考核納入其中，設置既包含完成投資額、稅收等經濟效益，也綜合考慮促進就業、碳減排量等社會和生態效益的考核標準。同時，加強政府單位之間的溝通協調。省級部門確定本省年度新增新能源電力項目，組織并統籌銜接做好項目開發建設和儲備工作，將任務分解至各地級行政區；由地級行政區層層壓實責任，協同企業保障項目投資建設順利推進。由省級部門牽頭建立信息共享平臺，加快省級、地級、縣級、鄉級單位項目投建數據互認共享，實現項目進度信息化、透明化，提高審批辦理效率。另外，可通過黨建聯誼、招商推介等活動，加強地方政府與企業之間的交流與合作。

三是健全新能源電力市場交易機制。由于各地區新能源電力發展水平差異較大，新能源電力交易市場發展成熟度差別顯著，因此，應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，可大力推廣“綠電”交易，與省內用電大戶合作，實現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；對于新能源電力發展較慢的地區，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?！靶履茉?儲能”模式正在全國范圍內推廣，合理配置儲能比例和時長，鼓勵新能源儲能企業自建電網，提高保障并網比例；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成本。同時，新能源電力上網電價整體按照國家規定的“指導價+競爭性配置”方式形成，對于新增落實并網的新能源電力項目，其保障收購小時數以內的發電量，上網電價按當年當地指導價執行，保障收購小時數以外的發電量，參與市場競爭形成。

由此，各地應鼓勵新建新能源電力項目自愿參與市場競爭形成上網價格，倡導有條件的地區參與“綠電”交易，形成市場交易價格，以實現整體平價上網目標。另外，加強地區內和跨地區的電網輸送工程、受電端主干網絡等建設，推動電網向智能化、靈活化強網轉變，以為新能源電力消納、區域電力互補以及本地區新能源電力并網提供保障。

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，對于新能源產業鏈龍頭企業，在“三免三減半”的稅收政策基礎上，給予額外的稅收優惠，帶動上、下游配套產業發展，打造新能源產業集群。采用靈活的納稅方式和返稅方式，新能源電力企業在應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；對于承諾企業的稅收補貼，需及時兌現，并縮短周期，采用季付或月付方式，激發投資主體的積極性。

另一方面，保障供地是新能源電力項目投建的前提條件，各地區定期盤點可用土地數量，根據新能源電力最低消納責任權重所必需的年度新增新能源電力項目數量統籌規劃、合理分配，保障建設用地。鼓勵各地政府優化供地方式，采用長期租賃、先租后讓、租讓結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占用面積大，可以提倡項目建設主體開發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電項目、集中連片分布式光伏項目以及“農光互補”“漁光互補”項目，實現土地集約利用。

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，鼓勵金融機構加大相關金融產品的創新，可嘗試以新能源電力用能者信用和政府信用為擔保開發金融產品，為新能源電力項目融資。對于已持有新能源電力資產的大型企業，積極推動發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。