王震，李楠

中國海油集團(tuán)能源經(jīng)濟(jì)研究院

0 引言

2020年，國家主席習(xí)近平宣布中國碳達(dá)峰、碳中和“3060”目標(biāo)，加速推進(jìn)了能源轉(zhuǎn)型的步伐，這意味著到2060年，清潔低碳安全高效的能源體系全面建立，非化石能源消費(fèi)比重將達(dá)80%以上［1］。風(fēng)光發(fā)電作為可再生能源中占比最高的能源種類，迎來了重大發(fā)展機(jī)遇。綜合各方預(yù)測，“十四五”期間風(fēng)光新增裝機(jī)容量約 5×108kW，“十五五”期間風(fēng)光新增裝機(jī)容量約6×108～7×108kW，2050年中國風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模累計(jì)可達(dá)60×108kW以上。

過去十余年，國家實(shí)行的總量目標(biāo)、分類補(bǔ)貼、保障并網(wǎng)等產(chǎn)業(yè)政策持續(xù)發(fā)力。2017年后，大量風(fēng)光平價(jià)示范項(xiàng)目相繼實(shí)施，分類補(bǔ)貼政策加快退出，全面推進(jìn)競爭配置，鼓勵通過綠證交易、輸配電價(jià)優(yōu)惠、金融支持等市場化方式實(shí)現(xiàn)平價(jià)，產(chǎn)業(yè)發(fā)展從依賴政策支持向內(nèi)生動力發(fā)展過渡，風(fēng)電、光伏行業(yè)快速從萌芽走向成熟。但面臨快速發(fā)展的市場環(huán)境，相關(guān)政策落地實(shí)施仍存在較多問題。

1 風(fēng)光發(fā)電面臨的問題

“十四五”開局之年，風(fēng)光發(fā)電穩(wěn)步發(fā)展，海上風(fēng)電、分布式與戶用光伏成為亮點(diǎn)。2021年1—11月，全國風(fēng)電累計(jì)并網(wǎng)裝機(jī)容量超過3×108kW（如圖1），同比增長29%，光伏累計(jì)并網(wǎng)裝機(jī)容量2.87×108kW，同比增長 24.1%［2］。其中，海上風(fēng)電新增裝機(jī)容量成倍增長，累計(jì)裝機(jī)容量超越英國成為世界第一；分布式光伏新增2 189×104kW，成為新增裝機(jī)主要來源。在補(bǔ)貼政策持續(xù)支持下，1—11月全國戶用光伏新增并網(wǎng)裝機(jī)1 648.86×104kW，占新增分布式光伏裝機(jī)總量的 75.3%，占新增光伏總裝機(jī)量的47.3%［3］。全年風(fēng)電棄風(fēng)率、光伏棄光率穩(wěn)步下降，風(fēng)光能源利用率分別達(dá)到96.9%和97.9%。

圖1 2021年風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量

1.1 消納條件建設(shè)差距大

目前，風(fēng)光發(fā)電高度依靠電網(wǎng)側(cè)提供保障性并網(wǎng)消納，即主要通過國家財(cái)政定補(bǔ)貼規(guī)模、價(jià)格部門定補(bǔ)貼上限后，明確年度保障性并網(wǎng)消納規(guī)模，從而規(guī)劃接網(wǎng)工程建設(shè)。由于并網(wǎng)消納設(shè)施建設(shè)成本高、成本回收機(jī)制不健全、新能源電力調(diào)度難度大等原因，電網(wǎng)公司主動性不強(qiáng)，保障收購小時(shí)數(shù)不足，配套建設(shè)接網(wǎng)工程等基礎(chǔ)設(shè)施推進(jìn)緩慢，三北地區(qū)因棄風(fēng)限電問題一度被限制風(fēng)電項(xiàng)目建設(shè)。此外，新能源電量滲透率超過10%～15%后，電力系統(tǒng)成本將快速增加［4］，2020年國內(nèi)風(fēng)電和光伏發(fā)電量已達(dá)總發(fā)電量的9.5%［5］，但政策對風(fēng)光發(fā)電項(xiàng)目的全社會成本缺乏系統(tǒng)考量，電源側(cè)、用戶側(cè)與電網(wǎng)側(cè)未能形成有效協(xié)同，制約電力系統(tǒng)的消納潛力提升。

1.2 補(bǔ)貼政策未落實(shí)到位

國家通過征收可再生能源電價(jià)附加費(fèi)用，為風(fēng)電、光伏等產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供全額保障性收購補(bǔ)貼資金來源。高電價(jià)補(bǔ)貼政策刺激市場投資，但項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)進(jìn)度遠(yuǎn)超補(bǔ)貼資金增速，形成大量資金缺口，造成中小型企業(yè)現(xiàn)金流高度緊張，再投資后繼乏力。據(jù)國家發(fā)改委能源研究所統(tǒng)計(jì)，2020年底累計(jì)補(bǔ)貼資金缺口超過3 000億元，且每年還將新增缺口約1 000億元［6］。

1.3 產(chǎn)融結(jié)合模式待豐富

風(fēng)光發(fā)電等新能源項(xiàng)目融資需求快速增長，但資本與產(chǎn)業(yè)的結(jié)合不緊密，金融模式創(chuàng)新應(yīng)用不多，融資渠道相對單一，高度依賴銀行綠色信貸。但綠色信貸對企業(yè)資質(zhì)、項(xiàng)目規(guī)模要求高，中小型企業(yè)融資較為困難。綠色債券因標(biāo)準(zhǔn)不一、認(rèn)證困難等原因未能有效發(fā)揮支持效用。綠色證券市場也因自愿認(rèn)購缺乏強(qiáng)制約束、品種復(fù)雜價(jià)格較貴等原因，開市以來交易慘淡，截止2020年底實(shí)際成交量僅為核發(fā)量的 0.15%［7］。

總體來看，風(fēng)光發(fā)電管理政策的適應(yīng)性有待增強(qiáng)，技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)等全生命期規(guī)范性約束較為欠缺，市場化開發(fā)建設(shè)有待深入，資本市場對風(fēng)光發(fā)電等新能源的精準(zhǔn)結(jié)合還需持續(xù)創(chuàng)新。

2 政策調(diào)整及其對產(chǎn)業(yè)的影響分析

“3060”目標(biāo)下，風(fēng)光發(fā)電進(jìn)入了一個新時(shí)期。針對前述問題，國家政策持續(xù)進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，強(qiáng)調(diào)加強(qiáng)政策引導(dǎo)、營造規(guī)范市場環(huán)境，充分發(fā)揮地方政府和市場主體能動性，提升“放”“管”“服”水平，電力市場改革、金融工具創(chuàng)新等措施多管齊下。風(fēng)光建設(shè)呈現(xiàn)政策差異化、管理規(guī)范化、開發(fā)市場化、金融精準(zhǔn)化的趨勢，為風(fēng)光發(fā)電產(chǎn)業(yè)帶來積極影響。

2.1 政策差異化

2.1.1 電源模擬及平衡策略

中央政府強(qiáng)調(diào)宏觀目標(biāo)引導(dǎo)和頂層設(shè)計(jì)與協(xié)調(diào)，制定了可再生能源“十四五”頂層規(guī)劃，相繼出臺了促進(jìn)新時(shí)代新能源高質(zhì)量發(fā)展的若干政策。明確了規(guī)劃將只確定可再生能源總體規(guī)劃量，不再確定各個能種具體建設(shè)量，充分釋放宏觀目標(biāo)落地實(shí)施的自主性。加強(qiáng)重大項(xiàng)目的統(tǒng)籌安排，包含松遼、冀北、黃河中下游等以就地消納為主的大型風(fēng)光基地建設(shè)，廣東、福建、浙江、江蘇、山東等地海上風(fēng)電基地建設(shè)，跨省特高壓通道、現(xiàn)有通道提升新能源等重大基地項(xiàng)目建設(shè)，沙漠、戈壁、荒漠風(fēng)光項(xiàng)目建設(shè)等。

2.1.2 賦予地方政府充分的自主裁量權(quán)

各省份在國家分解的“十四五”消納責(zé)任權(quán)重5年總指標(biāo)下，自行確定年度風(fēng)光建設(shè)目標(biāo)。在不設(shè)置上限并充分考慮各省資源和市場化建設(shè)進(jìn)度差異情況下，允許各省份依據(jù)實(shí)際情況修正可再生能源電力消納年度滾動指標(biāo)，支持保障性并網(wǎng)規(guī)模跨省跨區(qū)交易，形成因地制宜、靈活可控的運(yùn)行管理機(jī)制。將項(xiàng)目規(guī)劃建設(shè)的直接管理權(quán)限集中到地方政府層面，突出各省份差異，注重政策落實(shí)過程中的自下而上優(yōu)化調(diào)整，激發(fā)各地自主性和積極性。如，推進(jìn)整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏試點(diǎn)，按照備案不審批的原則，采用以獎代補(bǔ)模式，充分發(fā)揮地方政府和開發(fā)主體的自主性［8］。源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補(bǔ)項(xiàng)目等，也已明確國家備案不審批，由地方能源主管部門管轄。

2.1.3 優(yōu)化能耗考核適應(yīng)消費(fèi)需求差異

中央經(jīng)濟(jì)工作會議提出新增可再生能源和原料用能不納入能源消費(fèi)總量控制?！锻晟颇茉聪M(fèi)強(qiáng)度和總量雙控制度方案》提出，超出最低可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的消納量不納入該地區(qū)年度和五年規(guī)劃當(dāng)期能源消費(fèi)總量考核，延續(xù)了2019年提出的“超額完成消納量不計(jì)入能耗考核”的政策。這將刺激用電量增長快速的經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)加快風(fēng)光等新能源項(xiàng)目建設(shè)和綠色電力消費(fèi)，有利于形成跨省電力中長期協(xié)議交易模式，加快以差異化需求帶動行業(yè)發(fā)展［9］。

2.2 管理規(guī)范化

2.2.1 持續(xù)細(xì)化并網(wǎng)技術(shù)要求

2021年 12月，國家能源局印發(fā)國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕60號《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》，這項(xiàng)規(guī)定在暫行管理辦法基礎(chǔ)上，結(jié)合國家能源局西北監(jiān)管局、東北監(jiān)管局具體管理實(shí)施細(xì)則的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，明確了風(fēng)電和光伏并網(wǎng)的主體地位，提出風(fēng)光等新能源場站要具備一次調(diào)頻、高低壓穿越能力等規(guī)定，并提供了相關(guān)技術(shù)指導(dǎo)和管理規(guī)范［10］。

2021年8月20日，關(guān)于風(fēng)電接入的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)GB/T 19963.1—2021《風(fēng)電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定第1部分：陸上風(fēng)電》正式頒布，首次將風(fēng)電細(xì)分為陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電。海上風(fēng)電部分正在制定。2021年5月21日，GB/T 40103—2021《太陽能熱發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》首次發(fā)布。預(yù)計(jì)，光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定也將發(fā)布更新版本。同時(shí)國家電網(wǎng)有限公司（簡稱國家電網(wǎng)）、中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司（簡稱南方電網(wǎng)）等企業(yè)并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)也將快速修訂，以滿足大量風(fēng)光發(fā)電項(xiàng)目并網(wǎng)的要求。

同時(shí)，國家政策明確了項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)的儲能配建比例要求。為提升電力系統(tǒng)可靠性管理，增強(qiáng)電力系統(tǒng)的綜合調(diào)節(jié)能力，國家要求發(fā)電企業(yè)通過自建、合建或購買調(diào)峰資源實(shí)現(xiàn)市場化并網(wǎng)，將抽水蓄能、天然氣發(fā)電、光熱發(fā)電、靈活性改造煤電、化學(xué)儲能等新型儲能納入調(diào)峰資源［11］。各省份相繼將儲能配建作為風(fēng)光項(xiàng)目必要條件，配建比例大多定在15%/2 h～20%/2 h。隨著電力系統(tǒng)不斷完善、源網(wǎng)荷儲一體化深入發(fā)展，儲能配建比例要求預(yù)計(jì)將逐步提高，電源企業(yè)并網(wǎng)消納責(zé)任提升，電網(wǎng)企業(yè)消納比例適度降低［12］。鑒于抽水蓄能外的其他儲能調(diào)峰資源尚未規(guī)?；ㄔO(shè)，短期內(nèi)成本將極大降低風(fēng)光項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性。根據(jù)中國電建西北勘測設(shè)計(jì)研究院測算，在目前主機(jī)價(jià)格和建設(shè)成本下，基準(zhǔn)電價(jià)較高、風(fēng)資源較好的 I類資源區(qū)，最高可配建15%/4 h的儲能；Ⅱ類風(fēng)資源區(qū)配建儲能比例20%/2 h基本可行；Ⅲ類風(fēng)資源區(qū)儲能配建后大部分將難以達(dá)到經(jīng)濟(jì)性要求。相比之下，光伏發(fā)電配建儲能的經(jīng)濟(jì)性則更差，在全國大多數(shù)地區(qū)均為較低的經(jīng)濟(jì)性水平［13］。

2.2.2 系統(tǒng)開展并網(wǎng)條件建設(shè)

近幾年，政府愈加重視新能源輸電通道基礎(chǔ)設(shè)施的統(tǒng)籌利用與并網(wǎng)消納設(shè)施的規(guī)劃建設(shè)。增量基地輸電通道的配套新能源年輸送電量比例從不低于40%提升至50%［14-15］。國家電網(wǎng)加快籌劃建設(shè)以清潔電力為主的特高壓輸電通道，“十四五”規(guī)劃建成7回特高壓直流，新增輸電能力5 600×104kW；到2025年，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)跨省跨區(qū)輸電能力達(dá)到3×108kW，其中輸送清潔能源占比達(dá)到 50%［16］。首條100%輸送清潔能源的青?！幽稀? 000 kV高壓二期工程于2021年開工，為推動風(fēng)光建設(shè)提供關(guān)鍵技術(shù)支持。發(fā)改辦運(yùn)行〔2021〕445號《關(guān)于做好新能源配套送出工程投資建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知》明確，新能源開發(fā)企業(yè)可自行建設(shè)送出工程，提高風(fēng)光項(xiàng)目與并網(wǎng)設(shè)施的同步性，緩解因并網(wǎng)條件阻礙新能源項(xiàng)目建成問題［17］。廣東等地方政府正加強(qiáng)海上風(fēng)電上岸工程統(tǒng)籌建設(shè)，競爭配置方案中增加共用升壓站、換流站等整合送出的指標(biāo)，避免重復(fù)建設(shè)造成的資源浪費(fèi)，緩解有限可用地理資源的供給緊缺。

此外，隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)快速推進(jìn)，類似如源網(wǎng)荷儲一體化的“產(chǎn)消一體”模式成為風(fēng)光發(fā)電發(fā)展的重要方向。發(fā)改能源規(guī)〔2021〕280號《關(guān)于推進(jìn)電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補(bǔ)發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出，探索構(gòu)建源網(wǎng)荷儲高度融合的新型電力系統(tǒng)發(fā)展路徑，主要包括區(qū)域（省）級、市縣級、園區(qū)級等具體模式［18］。通過增加風(fēng)電資源富集區(qū)域能源需求，可以提高電力需求較大區(qū)域能源生產(chǎn)，提升源網(wǎng)荷儲一體化能力，提高電力本地消納水平。風(fēng)光建設(shè)正從以“集中式”為主，向“集中式與分散式并舉”轉(zhuǎn)變。據(jù)相關(guān)機(jī)構(gòu)預(yù)測，2025年后，分布式光伏裝機(jī)將超過集中式。工商業(yè)分布式光伏和戶用光伏、分散式風(fēng)電將成為重要能源生產(chǎn)與消費(fèi)模式，千鄉(xiāng)萬村牧光行動、馭風(fēng)計(jì)劃等將創(chuàng)建新的區(qū)域產(chǎn)用結(jié)合的能源產(chǎn)銷模式。源網(wǎng)荷儲一體化更加廣泛，電源側(cè)與用戶側(cè)聯(lián)系更加緊密，新的開發(fā)模式和電力生產(chǎn)運(yùn)營模式將重構(gòu)行業(yè)發(fā)展格局與企業(yè)能力邊界。

2.2.3 加強(qiáng)全生命期規(guī)范管理

隨著國家標(biāo)準(zhǔn)和行業(yè)規(guī)范逐步健全，風(fēng)光發(fā)電市場化發(fā)展對完善項(xiàng)目后半程管理提出更高要求。

國家能源局在項(xiàng)目規(guī)劃設(shè)計(jì)、施工安裝、運(yùn)行維護(hù)、電網(wǎng)接入等方面進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)布局，初步形成了覆蓋全生命周期的標(biāo)準(zhǔn)群，并在持續(xù)更新。中國船級社已形成一套覆蓋海上風(fēng)電場設(shè)施和裝備全生命周期的行業(yè)規(guī)范，制定和修訂了14部規(guī)范指南，覆蓋設(shè)計(jì)、建造、施工和運(yùn)維等方面，同時(shí)正加快制定海上風(fēng)電專用船舶入級認(rèn)證規(guī)范。2021年 12月，《風(fēng)電場改造升級和退役管理辦法》（征求意見稿）發(fā)布，預(yù)計(jì)2022年可正式發(fā)布實(shí)施，國家能源投資集團(tuán)有限責(zé)任公司首個陸上風(fēng)電技改項(xiàng)目通過備案，將有力推動2022年項(xiàng)目建設(shè)，在新建項(xiàng)目放緩態(tài)勢下保持風(fēng)電裝機(jī)增量的持續(xù)高位發(fā)展。

2.3 開發(fā)市場化

2.3.1 補(bǔ)貼全面降級激發(fā)行業(yè)動力

“十四五”期間，可再生能源發(fā)展將呈現(xiàn)“大規(guī)模、高比例、市場化、高質(zhì)量”的特點(diǎn)。國家頻繁發(fā)布風(fēng)光發(fā)電市場化引導(dǎo)信號，電價(jià)補(bǔ)貼政策即將全面取消。2021年起，中央財(cái)政不再補(bǔ)貼新建陸上風(fēng)電和集中式光伏平價(jià)上網(wǎng)。2022年起，海上風(fēng)電不再享受中央財(cái)政補(bǔ)貼，各地可出臺地方性扶持政策，但目前僅廣東省出臺至2024年的補(bǔ)貼政策，浙江省提出電價(jià)補(bǔ)貼原則，其他省份則無跟進(jìn)動向。2022年起，戶用光伏補(bǔ)貼也將取消。補(bǔ)貼退坡對產(chǎn)業(yè)的影響是明顯的，預(yù)計(jì)2022年風(fēng)光建設(shè)規(guī)模均將回調(diào)，海上風(fēng)電、戶用光伏建設(shè)甚至將大幅放緩。補(bǔ)貼退出使行業(yè)主體以更加市場化的角度考慮未來發(fā)展，有利于產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)化整合，擺脫政策依賴、淘汰低端產(chǎn)能，開啟高質(zhì)量發(fā)展之路。目前，市場主動通過技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)合理布局降本，陸上風(fēng)電整機(jī)含塔筒招標(biāo)價(jià)已跌破2 000元/kW，海上風(fēng)電整機(jī)價(jià)格腰斬至4 000元/kW以下。

2.3.2 完善價(jià)格機(jī)制明確主體責(zé)任

改革終端電價(jià)優(yōu)化用戶側(cè)消費(fèi)習(xí)慣，原則上要求用戶側(cè)峰谷電價(jià)比不低于 3:1，建立尖峰電價(jià)機(jī)制，電價(jià)上浮不低于20%，并完善中長期交易與用戶側(cè)峰谷價(jià)機(jī)制的銜接［19］。各省相繼提出分時(shí)電價(jià)方案，據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，北京市最高峰谷電價(jià)比例為4.7:1，廣東省最高峰谷電價(jià)差達(dá)到1.173 5元/kW·h（詳見表1）。峰谷電價(jià)和用戶端電價(jià)市場化改革，可提升用戶側(cè)儲能建設(shè)經(jīng)濟(jì)性，暢通風(fēng)電成本向用戶端的傳導(dǎo)，促進(jìn)風(fēng)光電力消納。完善配建調(diào)峰資源價(jià)格形成機(jī)制，《電力輔助服務(wù)管理辦法》明確了抽水蓄能、新型儲能等電力輔助服務(wù)主體地位，增加了轉(zhuǎn)動慣量、爬坡、快速切負(fù)荷等輔助服務(wù)品種，并探索建立和完善“按效果付費(fèi)”的電力輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制，例如國家能源局華北監(jiān)管局提出風(fēng)光項(xiàng)目配建的儲能裝置需優(yōu)先滿足新能源電站自身新能源消納，同時(shí)單獨(dú)作為市場主體參與調(diào)峰，計(jì)算調(diào)峰費(fèi)用需扣除其促進(jìn)自身新能源電站消納的電量［20］。優(yōu)化清潔電力輸配價(jià)格，“十四五”期間，國家將繼續(xù)完善省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)、跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程、增量配電網(wǎng)價(jià)格形成機(jī)制，加快理順輸配電價(jià)結(jié)構(gòu)［21］。2021年，國家發(fā)展改革委印發(fā)了發(fā)改價(jià)格規(guī)〔2021〕1455號《跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格定價(jià)辦法》，明確參與跨省跨區(qū)可再生能源增量現(xiàn)貨交易，在最優(yōu)價(jià)格路徑滿送條件下，通過其他專項(xiàng)工程送電的，仍按最優(yōu)路徑價(jià)格執(zhí)行，以支持新能源更好跨省跨區(qū)消納［22］。

表1 各省分時(shí)電價(jià)最大價(jià)差與峰谷電價(jià)比例

2.3.3 推進(jìn)電力改革建立市場環(huán)境

推動新能源進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場，啟動綠色電力交易試點(diǎn)，可以加快市場環(huán)境建設(shè)。發(fā)改辦體改〔2021〕339號《關(guān)于進(jìn)一步做好電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)工作的通知》文件提出，穩(wěn)妥有序推進(jìn)新能源參與電力市場。推動“隔墻售電”工作落地，鼓勵新能源項(xiàng)目與電網(wǎng)企業(yè)、用戶、售電公司簽訂長周期差價(jià)合約參與電力市場，引導(dǎo)新能源項(xiàng)目10%的預(yù)計(jì)當(dāng)期電量通過市場化交易競爭上網(wǎng)。隨著第二批電力市場試點(diǎn)的有序開展，基于廣東等省份前期電力市場運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)的不斷改進(jìn)，電力市場正為新能源提供更市場化的生產(chǎn)運(yùn)營環(huán)境［23］。國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)啟動了綠色電力交易試點(diǎn)，是中長期電力交易機(jī)制框架下的衍生交易品種，主要用于企業(yè)綠電消費(fèi)的國際認(rèn)證。初期為參加市場化交易的光電和光伏上網(wǎng)電量，優(yōu)先平價(jià)無補(bǔ)貼項(xiàng)目交易，省內(nèi)企業(yè)可通過代理方式跨區(qū)交易。綠電交易享受優(yōu)先調(diào)度、執(zhí)行或現(xiàn)貨市場優(yōu)先出清。同時(shí)，綠證交易和可再生能源綠證認(rèn)購的管理辦法正在制定中，確保綠電交易有完善的制度規(guī)范。

2.4 金融精準(zhǔn)化

2.4.1 優(yōu)化貨幣政策開展精準(zhǔn)支持

保市場主體是國家“六穩(wěn)”“六?！闭叩闹匾M成，在減稅降費(fèi)同時(shí)，貨幣政策工具成為有力抓手，將在清潔能源、節(jié)能減排等重點(diǎn)領(lǐng)域加強(qiáng)預(yù)期引導(dǎo)，撬動更多社會資金。如，人民銀行推出名為“碳減排支持工具”的結(jié)構(gòu)性貨幣政策工具，通過“先貸后借”的機(jī)制，精準(zhǔn)直達(dá)風(fēng)光等清潔能源領(lǐng)域，對符合條件的企業(yè)貸款按本金的60%提供利率為 1.75%的資金支持，可將原有貸款成本利率從5.2%降至3.85%。

2.4.2 優(yōu)化借貸環(huán)境解決項(xiàng)目困難

為解決大量補(bǔ)貼未到位的問題，國家規(guī)定，已納入補(bǔ)貼清單的可再生能源項(xiàng)目所在企業(yè)，對已確權(quán)應(yīng)收未收的財(cái)政補(bǔ)貼資金，可申請補(bǔ)貼確權(quán)貸款［24］。政策出臺以來，銀行業(yè)積極響應(yīng)相關(guān)要求，對廣東、云南、江蘇、寧夏、上海和內(nèi)蒙古等地加快落地新能源補(bǔ)貼確權(quán)貸款。此舉對受補(bǔ)貼缺口影響、現(xiàn)金流為負(fù)的項(xiàng)目和資金鏈比較緊張的企業(yè)意義重大，有利于解決補(bǔ)貼拖欠和補(bǔ)貼資金滯后的問題，確保市場主體健康發(fā)展。

為統(tǒng)一綠色債券標(biāo)準(zhǔn)，2021年4月2日，中國人民銀行、國家發(fā)展改革委和證監(jiān)會聯(lián)合發(fā)布銀發(fā)〔2021〕96號《綠色債券支持項(xiàng)目目錄（2021年版）》，明確風(fēng)光發(fā)電等清潔能源的技術(shù)條件，為各類型綠色債券的發(fā)行主體募集資金、投資主體進(jìn)行綠色債券資產(chǎn)配置、管理部門加強(qiáng)綠色債券管理、出臺綠色債券激勵措施等提供重要依據(jù)。

2.4.3 鼓勵金融創(chuàng)新擴(kuò)展融資渠道

為完善碳中和債券機(jī)制，銀行不斷提供新的債務(wù)融資工具，可募集資金支持風(fēng)電、光伏等清潔能源類項(xiàng)目［25］。2021年上半年，境內(nèi)外合計(jì)發(fā)行清潔能源領(lǐng)域債券規(guī)模達(dá)1 397.13億元，占綠色債券市場45.4%；投向清潔能源領(lǐng)域資金達(dá)649.9億元，占比新能源領(lǐng)域超六成。發(fā)改投資〔2021〕958號《關(guān)于進(jìn)一步做好基礎(chǔ)設(shè)施領(lǐng)域不動產(chǎn)投資信托基金（REITs）試點(diǎn)工作的通知》把風(fēng)電、光伏發(fā)電、水力發(fā)電、天然氣發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電、核電等清潔能源納入公募基礎(chǔ)設(shè)施不動產(chǎn)投資信托基金（REITs）試點(diǎn)范圍，為清潔能源新增投資提供有力資金支持［26］。

3 對策與建議

政策體系的調(diào)整完善將加快解決行業(yè)發(fā)展的難點(diǎn)、堵點(diǎn)問題，促進(jìn)風(fēng)光發(fā)電產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展。行業(yè)相關(guān)參與主體，特別是風(fēng)光發(fā)電企業(yè)，需突破固有觀念意識，加強(qiáng)新模式、新技術(shù)、新業(yè)態(tài)的協(xié)同創(chuàng)新，在適應(yīng)中求發(fā)展，在變革中謀未來。

3.1 加強(qiáng)新型電力系統(tǒng)建設(shè)的探索與實(shí)踐

以風(fēng)電、光伏等新能源為主的新型電力系統(tǒng)復(fù)雜性高，國家應(yīng)統(tǒng)籌陸海清潔能源通道建設(shè)，合理構(gòu)建輸送主干路線，合理規(guī)劃電源接入點(diǎn)布局，協(xié)調(diào)考慮電網(wǎng)公司統(tǒng)建和發(fā)電企業(yè)自建并網(wǎng)線路，形成以特高壓等路線為骨干，區(qū)域發(fā)配電網(wǎng)為節(jié)點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)“區(qū)域自主供給、廣域協(xié)調(diào)應(yīng)急”的能源供應(yīng)模式。行業(yè)應(yīng)加強(qiáng)電網(wǎng)智能運(yùn)維平臺技術(shù)攻關(guān)與運(yùn)行管理，持續(xù)研究風(fēng)光等新能源比例不斷提升對電網(wǎng)的影響，加快制定不同階段電力調(diào)度系統(tǒng)改擴(kuò)建規(guī)劃，統(tǒng)籌多能互補(bǔ)項(xiàng)目與輸電通道建設(shè)時(shí)序。

3.2 發(fā)電企業(yè)要提升全流程生產(chǎn)經(jīng)營能力

市場化環(huán)境下，風(fēng)光發(fā)電企業(yè)面臨行業(yè)全鏈條的全方位沖擊，不確定因素增多，風(fēng)險(xiǎn)掌控能力成為項(xiàng)目成敗關(guān)鍵。電力生產(chǎn)企業(yè)需在抓牢電力生產(chǎn)的同時(shí)，深度參與市場運(yùn)營，掌握電力生產(chǎn)、電網(wǎng)輸運(yùn)、市場交易、用戶特征等信息，提升網(wǎng)電深度融合的電力生產(chǎn)模式變革的適應(yīng)能力。建議可同時(shí)在發(fā)電側(cè)和配電側(cè)投資，形成產(chǎn)業(yè)上下游一體的經(jīng)營模式，做好風(fēng)光發(fā)電項(xiàng)目的建設(shè)與并網(wǎng)、運(yùn)營與交易設(shè)計(jì)，重視運(yùn)維與退役處置等項(xiàng)目后半程工作，滿足開發(fā)建設(shè)的規(guī)范性要求。

3.3 協(xié)力優(yōu)化金融對產(chǎn)業(yè)的精準(zhǔn)支持環(huán)境

政府、新能源企業(yè)與金融行業(yè)要明確分工，共同發(fā)力優(yōu)化項(xiàng)目融資環(huán)境。政府要加快健全市場化條件下價(jià)格機(jī)制，明確風(fēng)光發(fā)電等新能源項(xiàng)目的評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，為項(xiàng)目融資提供統(tǒng)一、簡便、透明的參考依據(jù)。新能源行業(yè)要加快技術(shù)研發(fā)與成熟應(yīng)用，強(qiáng)化產(chǎn)業(yè)鏈自主可控，降低項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)，創(chuàng)造更有利的政策支持與融資條件。金融行業(yè)要結(jié)合國內(nèi)外成熟商業(yè)經(jīng)驗(yàn)和國家信用保險(xiǎn)等政策優(yōu)惠，開展更多項(xiàng)目融資方式的創(chuàng)新應(yīng)用。