《<实施方案>案例解读》编委会
2023年3月
编 委 会
| director | 李创军 |
| Deputy director | 熊敏峰 王大鹏 |
| 编写人员 | 邢翼腾 孔 涛 高 楠 林 城 盖振宇 赵勇强 时璟丽 钟财富 陈俊杰 王昊轶 朱 彤 李 鹏 董秀芬 石 盛 王世江 刘译阳 江 华 沙 恒 秦海岩 于贵勇 |
目录
前 言
2020年9月，习近平总书记作出碳达峰、碳中和重大宣示，12月明确提出到2030年我国非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。2022年1月，习近平总书记在中央政治局第三十六次集体学习中明确提出，要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。习近平总书记的重要讲话和指示为新时代新能源发展提出了新的更高要求，提供了根本遵循。
为深入贯彻落实习近平总书记的重要讲话和指示精神，促进新时代新能源高质量发展，国家发展改革委、国家能源局历时近两年，围绕新能源发展的难点、堵点问题，起草了《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》（以下简称《实施方案》），国务院办公厅于2022年5月转发了《实施方案》。《实施方案》坚持目标导向和问题导向，锚定到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，重点针对影响以风电、光伏为主的新能源大规模、高比例发展的关键性、要害性、实质性、核心性政策堵点、痛点、空白点，提出切实可行、具备操作性的政策措施。
为了让各有关单位、相关市场主体更好地理解和落实《实施方案》提出的各项政策措施，结合学习宣传贯彻党的二十大精神，国家能源局组织编写了本案例解读材料，对全部二十一条进行逐条逐句解读，辅以相关政策案例，对每个政策点的背景、目的，已经出台的相关措施，下一步政策落实方向等进行了详细阐述。
近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源快速发展，成效显著，在能源体系中发挥越来越重要的作用。同时，新能源发展不平衡不充分问题逐渐凸显，土地资源的约束越发显著，突出表现在电力系统对大规模高比例新能源接网消纳的适应性不足、全社会绿色消费意识不强、新能源与其他领域融合发展不够等方面，新时代新能源高比例、高质量发展仍面临诸多制约因素。
为深入贯彻落实习近平总书记的重要讲话和指示精神，促进新时代新能源高质量发展，《实施方案》坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，完整、准确、全面贯彻新发展理念，统筹发展和安全，坚持先立后破、通盘谋划。围绕新能源发展的难点、堵点问题，在创新开发利用模式、构建新型电力系统、深化“放管服”改革、支持引导产业健康发展、保障合理空间需求、充分发挥生态环境保护效益、完善财政金融政策等七个方面完善政策措施，重点解决新能源“立”的问题，更好发挥新能源在能源保供增供方面的作用，为我国如期实现碳达峰、碳中和奠定坚实的新能源发展基础。
一、创新新能源开发利用模式
“十四五”期间，风电、光伏等主要新能源进入大规模、高比例、市场化、高质量发展新阶段。多方面创新新能源开发利用模式，是推动新能源跃升发展、加快能源结构转型、助力碳达峰、碳中和目标实现的重要保障。《实施方案》主要在以下四个方面提出措施建议。
（一）加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设
主要政策点1：加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，在土地预审、规划选址、环境保护等方面加强协调指导，提高审批效率。
经过多年努力，我国新能源产业已跨越起步、成长、规模化发展等阶段，“十四五”进入新的高质量跃升发展新时期。截至2022年底，风电总装机达3.65亿千瓦，光伏发电总装机达3.92亿千瓦，新增和累计装机连续多年稳居世界第一，此外，经过多年快速发展和规模化带动，风电、光伏产业链条日趋完备，产业链优势明显，创新研发能力不断增强，政策体系日趋完善，为产业高质量跃升发展奠定坚实基础。另一方面，我国沙漠、戈壁、荒漠地区面积广阔，风能和太阳能资源富集，技术可开发量占全国比重60%以上，适合新能源大规模开发建设。在这些地区坚持集约化、规模化开发风光项目，既有利于提高绿色电力供给能力，加大清洁低碳能源供应水平，还可以产生良好的生态效益、经济效益和减碳效益。
《实施方案》中提出加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设。规划布局上，根据国家发展改革委、国家能源局等九部门联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》，要以风光资源为基础、以灵活调节电源为支撑、以特高压输电通道为载体，在内蒙古、青海、甘肃等西部北部的沙漠、戈壁、荒漠地区，建设一批生态友好、经济优越的大型风电光伏基地。2022年1月国家发展改革委、国家能源局发布了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，提出以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设，对区域内现有煤电机组进行升级改造，探索建立送受两端协同为新能源电力输送提供调节的机制，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发，推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系。
保障能源安全，推动碳达峰、碳中和，推进能源绿色、清洁、低碳转型是我国未来能源发展的核心任务，风光等新能源将作为主要支撑力量重点推进。但可用土地资源是制约风光规模化开发的关键因素之一，碎片化开发导致成本上升、规模效益不明显以及新能源开发与消纳能力的时空不匹配也是制约新能源高比例、高质量发展的重要因素。在沙漠、戈壁、荒漠地区“加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”，在有效解决风光资源开发面临的土地资源瓶颈、碎片化问题和调峰消纳问题的同时，可以充分发挥风光新能源的绿色生态效益，改善当地气候环境，起到防风固沙、改良土壤的效果。
项目落实上，2021年11月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布了《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，公布了第一批大型风电光伏基地建设项目清单，项目涉及内蒙古自治区、青海省、甘肃省等18个省份和新疆生产建设兵团，总装机规模为9705万千瓦。2021年12月，国家能源局印发《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》。2022年7月，第二批项目清单正式印发，主要布局在内蒙古、宁夏、新疆、青海、甘肃等地区，并已纳入了国务院印发的扎实稳住经济一揽子政策措施当中。各地正在积极推进项目前期或建设工作。目前，国家发展改革委、国家能源局等有关部门正在谋划第三批项目，并将采煤沉陷区扩展纳入布局范围。
| 案例1-1 第一批大型风光基地有序推进 |
| 为有效支撑实现碳达峰、碳中和目标，充分发挥沙漠、戈壁、荒漠地区风能太阳能资源丰富、建设条件好、受土地利用影响小的优势，国家发展改革委和国家能源局于2021年印发了《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，在全国19个省份规划布局50个大型风电光伏光热基地项目，新能源总规模9705万千瓦。截至2022年8月中旬，全国第一批大型风电光伏基地已全部开工，项目开工容量9705万千瓦，子项目开工容量8815万千瓦，占总装机容量90.8%；已完成并网容量438万千瓦。第一批大型风光基地推进态势良好，为大型风光基地的整体布局实施奠定了坚实的基础。 |
主要政策点2：按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，鼓励煤电企业与新能源开展实质性联营。
党的二十大报告明确指出，实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划有步骤实施碳达峰行动。2021年中央经济工作会议也明确提出，“要正确认识和把握碳达峰碳中和。传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合”。因此，落实碳达峰碳中和目标要坚定不移，策略上要稳中求进。能源转型要在确保能源供应保障的前提下，确保稳妥有序、安全降碳。
由于风光等新能源具有随机性和波动性特点，无法独立支撑用电负荷稳定运行需求，在风光大规模、高比例发展的同时，必须相应配置储能和调峰能力，尤其是近中期需要充分发挥煤电机组的调峰调频等支撑作用。以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点建设大型风电光伏基地，无论是本地消纳还是外送消纳，目前条件下离不开煤电的支撑。为确保沙漠、戈壁、荒漠化地区风电光伏基地高效利用，需要坚持源网荷协同发展，明确项目利用率及消纳方向，推动新能源与其他电源、储能协调建设，实现沙漠、戈壁、荒漠化地区为重点的大型风电光伏基地与配套电网、储能及分布式调相机同步规划、同步建设、同步投运。推动煤炭和新能源优化组合既是我国能源发展目标和现实结合的需要，也是风光新能源技术特点和发展阶段的客观要求。
《实施方案》提出，鼓励煤电企业与新能源开展实质性联营，例如利用采煤沉陷区、排土场、电厂闲置空地、铁路沿线闲置空地和电厂灰场等区域，投资建设、运营新能源发电项目，并与已建的煤电项目实现实质性联营，解决电力支撑、调峰调频与新能源生产之间的协作问题，避免由于新能源生产与辅助服务分离导致的市场主体间沟通协调不畅和利益分配失衡，破除因市场主体不同导致的利益壁垒和生产障碍，促进风光火储综合能源供给模式的构建，推动新型电力系统建设。
| 案例1-2 煤电灵活性改造提升新能源消纳能力 |
| “十三五”以来，我国启动煤电灵活性改造工作，推动煤电企业开展深度调峰、热电解耦等多种技术路线探索，煤电机组最小发电出力从50%至60%额定容量可降至30%到35%，部分机组甚至可低至20%到25%，可调节范围大大增加。截至2022年底，煤电灵活性改造规模超过2.5亿千瓦，有效提高了电力系统灵活调节能力，也更好促进了可再生能源发展。 我国能源资源禀赋决定了煤电在相当长时间内仍将承担保障电力安全供应的重要作用。2022年底全国煤电装机占比44%，发电用煤占全国煤炭总消费的比重超过一半。 构建新型电力系统，煤电清洁、高效、灵活、低碳转型步伐还需加快。要大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，明确煤电要加快由主体电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型。2021年10月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出“十四五”期间，煤电节能降碳改造规模不低于3.5亿千瓦、供热改造规模力争达到5000万千瓦、灵活性改造完成2亿千瓦。按此规模测算，预计可节约煤炭消费5000万吨以上，提升新能源消纳能力5000万千瓦以上，更好推动煤炭和新能源优化组合。 |
（二）促进新能源开发利用与乡村振兴融合发展
主要政策点1：鼓励地方政府加大力度支持农民利用自有建筑屋顶建设户用光伏，积极推进乡村分散式风电开发。
大力发展分布式光伏、分散式风电等分布式新能源是助力推进碳达峰、碳中和的重要途径之一。分布式光伏方面，2013年以来国家出台了一系列行之有效的政策，推动分布式光伏发展。2019年开始，对户用光伏实行单独管理，明确户用光伏年度补贴资金总额度，为户用光伏项目提供固定度电补贴支持，推动户用光伏发展进入快车道。2022年户用光伏新增装机达到2525万千瓦，约占全部光伏新增装机的29%，成为新能源发展新亮点。
分散式风电方面，2011年国家能源局出台了相关政策，明确分散式风电开发的主要思路与边界条件，开启分散式风电开发模式的探索。2018年以来，随着国家政策的支持和推动，各地加大对分散式风电的重视程度，分散式风电市场规模逐步扩大，2021年底，分散式风电累计装机规模接近1000万千瓦。
农村分布式新能源发展前景广阔，但也面临着诸多挑战。一方面对于接入消纳，农村电网的架构相对薄弱，分布式新能源接入瓶颈和电能质量问题较为突出，同时农村地区用电负荷较低，分布式新能源消纳空间有限。另一方面对于投资融资，分布式光伏因体量小、投资规模小，存在企业开发项目融资困难、利率偏高等问题，尤其是对于民营企业、中小型企业，融资渠道不畅、融资成本高的现象更为突出。
2021年6月，国家能源局启动了整县屋顶分布式光伏开发试点工作，将分布式光伏作为从脱贫攻坚到乡村振兴有效衔接的重要措施。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，在分布式光伏开发、农村电网巩固提升等方面与乡村振兴融合发展，并启动实施“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”。《实施方案》明确提出鼓励地方政府通过出台支持政策，加大力度促进农村户用光伏、乡村分散式风电的开发，将进一步推动农村地区分布式新能源发展。
| 案例1-3 各地积极推进整县屋顶分布式光伏建设 |
| 2021年国家启动整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点，根据各地申报情况，国家能源局公布了共676个县的试点县名单。整县推进分布式光伏的优势是有助于屋顶资源协调和促进配电网升级改造，也有利于降低分布式开发成本、提升运维水平。更重要的意义是既与乡村振兴战略有着诸多契合点，又作为推动新型电力系统建设的一块重要“拼图”，在能源革命中发挥至关重要的作用。 根据各地上报情况统计，项目开发主体中，央企、地方国企、民企成立公司的合作投资开发模式占比超过60%。2021年全国整县屋顶分布式光伏试点县累计备案容量4623万千瓦，主要分布在山东、河南和浙江；累计并网容量1778万千瓦，主要分布在山东、浙江和广东。 |
主要政策点2：统筹农村能源革命与农村集体经济发展，培育农村能源合作社等新型市场主体，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，参与新能源项目开发。
农业兼具“碳源”、“碳汇”两大属性，节能降碳潜力巨大。碳达峰、碳中和是重要战略，关系到我国在国际经济社会发展、外交格局、生态环境保护等方面的影响力；乡村振兴是国之大计，关系到民生、民富、民强，是推动农村地区发展的国家发展战略。推动农村地区新能源开发利用，是改善农村能源生产和消费结构、促进乡村振兴的重要支撑。目前，以“新能源+”产业促进农村地区发展，部分地区已经取得了一定的发展成果或者进行了相应的探索，利用方向主要集中在各类“光伏+”、生物质能综合利用、风电、小水电扶贫工程等方面。
新能源在农村地区具有广阔的应用空间，目前除户用光伏外，农民或农村集体经济参与新能源开发的规模、方式有限，主要以土地租赁的方式参与新能源项目开发，参与度不高。新能源规模化开发利用主要以国家以及大型企业投资为主，投资规模大，相关的融资、收益机制在农村地区适用性不强，需要探寻小规模区域新能源利用模式，在乡村地区进行推广与利用。此外，农村能源的管理职能较为分散，各个部门之间的联动、合作机制较弱，资金投入也较为有限，缺少技术、市场、人员投入等相关方面的合作机制，尚未形成一套可持续发展的市场激励机制和技术服务体系以适应新能源发展的需要。《实施方案》在投资合作机制、收益共享机制等方面给出了发展建议与引导方向。
《“十四五”可再生能源发展规划》提出，培育乡村能源合作社等新型集体经济模式，支持乡村振兴。《实施方案》进一步提出将农村能源革命与农村集体经济发展相结合，通过清洁能源的应用带动农村能源结构调整，满足农村地区日常用电、供暖等用能需求，在提升农村地区生活质量的同时实现能源清洁化，助力推进碳达峰、碳中和；通过发展和完善在农村集体土地所有制基础之上的农村集体经济制度，更充分地利用本地资源、更公平地分享经济社会发展成果，是实现全社会共同富裕与能源转型的重要途径。
| 案例1-4 河南分散式风电开发 |
| 河南平顶山凤凰岭风电场是首批民营企业投资的分散式风电项目，总容量12兆瓦，2018年底正式并网发电。项目采用了村集体经济入股项目公司的开发模式，按照村集体经济实际所出资本金进行持股，每年按照股比进行收益分红。分散式风电相对集中式风电体量小，同时运营成本低、电价恒定、收益长期持续稳定、投资风险较低，适合村集体经济参与。2021年，凤凰岭风电项目年利小时数2654小时，发电量3184万千瓦时，全年盈利逾500万元，按股比收益分红方式实现了村集体经济的稳定创收。 项目建设于乡野田间，距离村庄350米，采用6台塔筒高度120米2兆瓦风电机组，单个风机吊装调试正常运行后占地面积仅为20-40 平方米，单个箱变占地约8平方米。项目施工时在原有道路的基础上征地修路，工程结束后还给村民复耕，整个风电场不但对当地生态未产生影响，还与村镇、燕山水库完美结合成一道亮丽的风景线，为振兴乡村经济、改善民生注入了新动能。 |
主要政策点3：鼓励金融机构为农民投资新能源项目提供创新产品和服务。
金融机构为农村新能源项目提供创新产品和服务，不仅是支持推进碳达峰、碳中和的需要，也是金融机构自身绿色转型的需要。一方面，农村绿色能源产业发展是金融机构助力推进碳达峰、碳中和的重要切入点，特别是支持乡村振兴重点帮扶县，为风电、光伏等新能源的规划和优先发展提供资金支持，为脱贫县打造支柱产业，在帮扶中实现农村绿色发展。另一方面，支持农村新能源产业发展，也可助力金融机构自身实现绿色转型，为金融机构特别是农村金融机构绿色转型提供了信贷投放载体。
在传统金融模式下，农村地区特别是贫困地区资金外流明显，导致农村资本结构性短缺，存在融资难、融资贵等问题，一定程度上阻碍了农村地区经济、新能源的发展，不利于乡村振兴战略的全面实施。在乡村振兴与农村地区能源转型过程中必然会出现新的金融需求，为满足这些新需求，农村金融创新在科技结算方式、普及程度、融资服务模式等方面都呈现出全新的特点，需要金融机构通过产品与服务等方面实现创新。
《实施方案》提出为农村新能源项目提供创新金融产品和服务。一方面依托财政的力量，财政与有关部门需要研究制定支持新能源产业发展的相关政策，大力发展绿色金融，督促引导银行保险机构创新金融产品和服务，实现财政与金融的协同发力。另一方面政策要为社会资本支持农村新能源产业发展创造更好的金融环境，支持具备资源条件的地区，特别是乡村振兴重点帮扶县，以县域为单元，引入与社会资本相匹配的金融产品和服务，如在“公司+村镇+农户”的投入模式中，以“公司”为支点，通过绿色信贷，撬动乡镇新能源产业发展，带动更多农户就业增收。
| 案例1-5 光伏扶贫助力农村光伏发展 |
| 2015年至2019年，国家能源局开展光伏扶贫行动，累计建成光伏扶贫电站规模2636万千瓦，惠及415万户，每年可产生发电收益约180亿元，实现农村地区清洁能源开发与贫困人群生活改善的双赢。村级光伏扶贫电站由各地根据财力水平筹措资金建设，包括各级财政资金以及东西协作、定点帮扶和社会捐赠资金。村级光伏扶贫电站的发电收益，可用于开展公益岗位扶贫、小型公益事业扶贫、奖励补助扶贫等，还可根据实际情况用于发展村集体经济。 例如，在吉林省白城市洮北区，光伏产业是该区近年来巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接的重要举措。 洮北区村级扶贫电站项目，总装机容量26.5兆瓦，总投资19361.7万元，由区政府出资组建国有独资企业，即白城市洮北区阳光利民新能源有限公司组织建设项目。项目于2017年6月30日全部并网发电运营，可持续运营20年。截至2021年12月，电站累计发电16611万千瓦时，售电收入14618万元。扣除经营成本、税金及相关费用，拨付扶贫资金9953.87万元至区扶贫专户，用于发展贫困村集体经济、贫困户分红和公益性岗位工资。光伏扶贫项目收益稳定，受益范围广，受益时间长，为全区乡村振兴打下了坚实基础。 |
（三）推动新能源在工业和建筑领域应用
主要政策点1：在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目，支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，推进多能互补高效利用，开展新能源电力直供电试点，提高终端用能的新能源电力比重。
工业园区是工业领域绿色转型与节能降碳的主战场，是我国能源消耗与碳排放的重要领域，加快“支持工业园区绿色微电网和源网荷储一体化建设，推动多能互补高效利用”是工业园区节能、减耗、提质、减碳的重要途径和措施，对于工业领域实现碳达峰、碳中和目标意义重大。
“在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目”，通过充分发挥园区厂房屋面资源和土地资源聚集化的关键优势建设新能源项目，推动工业厂房建筑与太阳能深度融合发展，可实现绿色低碳能源直供园区企业使用，推动工业园区绿色能源多能高效互补，提高区域绿色能源综合利用。同时在工业园区开展新能源电力直供，企业优先使用园区光伏、风电电量，可减少用电成本，促进分布式新能源就近、就地消纳。此外，采取“自发自用，余电上网”或“绿电交易”模式，将剩余电量进行市场化交易还可获得一定收益。
2021年3月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号），指出源网荷储一体化和多能互补是实现电力系统高质量发展、促进能源行业转型和社会经济发展的重要举措，旨在“积极构建清洁低碳安全高效的新型电力系统，促进能源行业转型升级”。2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，明确提出“积极发展‘新能源+储能’、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统”。
2021年6月，国家能源局、农业农村部、国家乡村振兴局联合印发的《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》（国能发规划〔2021〕66号）提出，“创新发展新能源直供电、隔墙售电等模式”。《“十四五”可再生能源发展规划》中也提出，“因地制宜开展新能源电力专线供电”。《实施方案》中进一步明确“开展新能源电力直供电试点”，即在具备条件地区，在符合规划的前提下，开展由新能源发电企业直接向电力用户供电的试点工作，完善相关机制与保障措施，建设一批绿色直供电示范工厂与示范园区，加快提高终端用能中新能源比重。
| 案例1-6 海宁风光氢储充+燃气三联供微电网项目 |
| 海宁正泰工业园区智能光伏、储能、充电系统一体化微电网项目于2019年建成。结合园区实际用能需求，在工厂厂房建设5.9兆瓦分布式光伏发电系统，在园区6号厂房南侧建设交直流耦合微电网系统。微电网集成了光伏BIPV小屋8.83千瓦、光伏BIPV停车棚50千瓦、光伏路及光伏连廊4.5千瓦、光伏实验区35千瓦，再加上垂直轴风机5千瓦、PEM制氢系统、碱性制氢系统、燃料电池系统10千瓦，构建多模式电解水制氢混合系统，建成氢能产-供-销一体化示范工程项目，通过智能、高效、稳定的电力电子变换设备接入微电网中；对2台4.2兆瓦制冷量冷水机组循环水余热回收改造利用，配置了2兆瓦燃气内燃机组和烟气热水型溴化锂机组，在发电的同时通过回收高温余热可产生2150千瓦时制冷量或2035千瓦时制热量，同时热水供园区生产使用，形成冷热电联供，系统整体利用效率达到86.8%；配置50 千瓦/100 千瓦时的电储能系统，实现网内新能源发电波动平滑、系统移峰填谷运行、不间断电压支撑等功能，保障系统的供电可靠性；对外以整体形式与大电网之间进行电力电量交易，可实现大电网与微电网之间的互动运行。 |
主要政策点2：推动太阳能与建筑深度融合发展。完善光伏建筑一体化应用技术体系，壮大光伏电力生产型消费者群体。到2025年，公共机构新建建筑屋顶光伏覆盖率力争达到50%；鼓励公共机构既有建筑等安装光伏或太阳能热利用设施。
太阳能发电与建筑结合可分为光伏发电附着于建筑物（BAPV）和光伏发电与建筑集成（BIPV）以及太阳能热利用设施。目前应用规模最大的主要是BAPV，即将光伏板铺设于建筑屋顶之上，为分布式光伏的主要开发形式。而BIPV则由发电光伏板与建筑结合，达到光伏建筑一体化集成，除了屋顶光伏外，还可以用作光伏幕墙、光伏遮阳、光伏温室等应用场景，其中的光伏板不仅提供发电功能，同时作为建筑结构的一部分，取代部分传统建筑结构如屋顶板、瓦、窗户、建筑立面、遮雨棚等。BIPV作为建筑光伏的新方案，在安全性、观赏性、便捷性和经济性等方面都具备一定的优势，是未来的重要发展方向。2020年，我国BIPV新增装机容量70.9万千瓦，安装面积为377.4万平米，占当年国内分布式光伏新增装机量的4.5%。
2020年我国新增建筑面积约为31.5亿平方米，累计建筑面积超400亿平方米，BAPV、BIPV等太阳能与建筑结合应用的市场潜力巨大。但BIPV发展还面临诸多挑战。一是产品性能要求高，BIPV是建筑和光伏深度融合的产物，以建筑材料的属性为主，光伏发电性能为辅，对BIPV光伏组件的性能有更高的要求，不仅要求具备较长使用寿命，还要具备建材的防水性、安全性、牢固性和美观性等方面的要求。二是行业标准尚未形成，目前BIPV主要标准集中在建筑领域，缺乏针对光伏发电的标准规范，同时标准制定大多依靠行业内的讨论和地方政策的规划指导，尚未形成全国性的BIPV统一标准体系。三是产品特异性较高，产品制造商需参与建筑设计、施工等多个环节，推高了投资和发电成本，同时商业运行模式欠成熟，发电与节能环保效益难以直接转化为投资者收益，大规模推广难度大。《实施方案》对BIPV等太阳能与建筑相结合的应用给出了发展方向，对其进一步快速发展将起到促进作用。
目前国内广东、江苏、西安、北京、上海等多个省（市、自治区）已经明确发布了光伏建筑一体化相关补贴政策，补贴力度在0.3-0.4元/千瓦时左右，单个项目总补助限额在100-300万元，光伏制造业头部企业纷纷加大光伏建筑一体化产品开发投入，助推建筑用能绿色发展。2022年7月，住建部、国家发展改革委印发《城乡建设领域碳达峰实施方案》（建标〔2022〕53号），提出优化城市建设用能结构，推进建筑太阳能光伏一体化建设，到2025年新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。推动既有公共建筑屋顶加装太阳能光伏系统。
| 案例1-7 新能源与建筑相结合 |
| 2014年武汉新能源研究院大楼建成，该建筑占地面积165亩、建筑面积6.8万平方米，合理利用水、风、太阳能等自然资源，以马蹄莲为设计理念，寓意“武汉新能源之花”。整个建筑包括马蹄莲形主塔楼、5个树叶形实验室和一个花蕾形展示中心，顶部“花盘”上安装有风光互补与建筑一体化系统，由320千瓦光伏发电和8千瓦风电组成，每年发电量约48万千瓦时，占整栋大楼自身用电量的14%。 |
| 案例1-7 新能源与建筑相结合 |
| 丰台火车站屋顶光伏系统鸟瞰图 多个光伏与交通建筑结合项目建成投运。2019年9月，北京大兴国际机场屋顶分布式光伏发电项目顺利并网发电。这是全球距离跑道最近、国内首个飞行区跑道旁铺设的光伏系统，项目总容量4.1兆瓦，包括机场货运区 2.03兆瓦和北一跑道2.07兆瓦，安装光伏组件1.3万块，逆变器57台，电缆及光缆铺设43公里，预计每年可提供约500万千瓦时的绿色电力。2022年6月，北京丰台火车站屋顶分布式光伏项目投运，为站内照明、取暖、制冷、通风及冷库等提供绿色电力。光伏组件布置面积约为 3.18万平方米，总容量5.9兆瓦，预计年提供清洁电量约704万千瓦时，占全站用电量的15%。通过此类光伏+交通建筑的应用，拓展绿色建筑新模式，实现清洁、环保、绿色、美观，公共建筑建设，彰显“绿色交通、绿色北京”理念，为首都绿色发展贡献力量，助力低碳目标实现。丰台火车站屋顶光伏系统鸟瞰图 |
（四）引导全社会消费新能源等绿色电力
主要政策点1：开展绿色电力交易试点，推动绿色电力在交易组织、电网调度、价格形成机制等方面体现优先地位，为市场主体提供功能健全、友好易用的绿色电力交易服务。
新能源等绿色电力具备双重属性，一是物理电能量属性，用于满足电力用户的用能需求；二是环境属性，体现在减少污染物和温室气体排放方面发挥的作用，国际上通常采用绿色电力证书（简称绿证）作为环境价值交易载体。绿证与物理电能量相互独立，在具体交易时，分为“证随电走”（绿证和对应物理电量一起参与交易）、“证电分离”（绿证和对应物理电量分别单独交易）两种模式。我国绿证制度自2017年建立以来，以“证电分离”交易模式为主。为提高绿证交易灵活性，进一步提升全社会绿电消费水平，2021年，国家发展改革委、国家能源局批复北京电力交易中心（简称北交）、广州电力交易中心（简称广交）提交的绿色电力交易试点方案，基于全国统一的绿证体系，试点启动绿色电力交易（简称“绿电交易”），即试点“证随电走”交易模式。批复明确绿色电力交易要充分体现绿色电力的环境属性价值，同时要做好绿色电力交易与绿证机制的衔接，建立全国统一的绿证制度。国家可再生能源信息管理中心根据绿色电力交易试点需要，向北京、广州电力交易中心批量核发绿证。
根据北交、广交发布的绿色电力交易规则，绿电交易是指电力用户或售电公司与绿色电力发电企业依据规则同步开展电力中长期交易和绿证认购交易的过程，市场主体在申报电量的同时，分别申报电能量价格、绿证（环境溢价）价格，相关价格通过市场形成。同一交易周期内，绿色电力直接交易安排在其他电力中长期交易之前组织开展，在保证电网安全运行的基础上，绿色电力交易合同将优先安排，保证交易结果的优先执行，充分体现绿电交易的优先地位。为做好绿色电力交易服务，北交、广交均明确要完善电力交易系统功能，如北交建立了“e-交易”电力市场服务平台，更好支撑绿色电力交易组织开展，做好交易服务。
绿电交易是促进绿电消费的重要途径，根据《实施方案》要求，下一步北交、广交及有关机构应不断完善绿电交易机制，提升绿电交易服务水平，满足绿电交易市场需要，扩大交易规模。
| 案例1-8 绿色电力交易试点工作取得进展 |
| 2021年9月7日，绿电交易正式启动。交易首日，上海14户直接参与交易的电力用户与西北光伏发电企业获得成交，实现了全国首单绿电交易，总成交电量15.3亿千瓦时。北交、广交组织的首批绿电交易电量共计79.35亿千瓦时，其中，68.98亿千瓦时在北交完成，10.37亿千瓦时在广交完成，交易价格较当地电力中长期交易价格溢价0.03-0.05元/千瓦时，共17个省份259家市场主体参与。国家可再生能源信息管理中心根据绿电交易已结算数据，批量核发绿证至北交、广交专用绿证账户。根据中国绿证认购平台数据，截至2022年7月底已核发绿电对应绿证超过108万个。交易中心引入区块链技术，全面记录绿电生产、交易、传输、消费、结算等各个环节信息，实现绿电交易全流程可信溯源。 |
主要政策点2：完善绿色电力证书制度，推广绿色电力证书交易，加强与碳排放权交易市场的有效衔接。
为提升全社会绿色电力消费水平、助力促进新能源行业高质量发展，2017年1月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（备注：此通知已废止）（发改能源〔2017〕132号），明确绿色电力证书（简称“绿证）是绿色电力消费的唯一凭证，同时对补贴清单内的集中式风电、光伏电站项目发电量核发绿证，在全国范围内启动绿色电力证书自愿认购制度。根据政策规定，补贴项目绿证价格不高于证书对应电量的度电补贴水平，且绿证出售后，相应的电量不再享受来自可再生能源发展基金的电价补贴，导致补贴项目绿证价格整体偏高，最低价格为128.6元/个（对应1兆瓦时电量）。
2019年1月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号），明确风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的绿证，并通过出售绿证获得收益。与补贴项目绿证不同，平价项目绿证价格完全由市场形成，交易价格大幅低于补贴项目绿证，市场接受度更高，2021年6月平价绿证上线以来，认购交易量迅速增加，截至2022年7月底，补贴替代绿证累计交易7.9万个，平价项目绿证累计交易193.6万个，证电一体绿证累计发放108.6万个。
电力是我国碳排放重点行业，为助力如期实现碳达峰、碳中和，要充分发挥绿证机制作用，做好与碳排放权交易市场的衔接，不断拓展绿证应用场景，推广绿证交易，提升绿色电力消费共识、助力能源结构转型。2022年1月，国家发展改革委等七部委联合发布《促进绿色消费实施方案》（发改就业〔2022〕107号），明确提出要建立绿电交易与消纳责任权重挂钩机制，市场化用户通过购买绿电或绿证完成权重目标，同时要求加强与碳排放权交易的衔接，研究在排放量核算中将绿电相关碳排放量予以扣减的可行性。完善绿色电力证书制度，推广绿色电力证书交易，加强与碳排放权交易市场的有效衔接是下一步落实和重点工作方向。
| 案例1-9 推广绿证交易、助力会场用电零碳化 |
| 2021年6月28日，国家能源局在“2021年国际能源变革对话”上宣布了首笔平价绿证交易启动，国际能源变革对话组委会通过绿证认购平台购买了国电投中电朝阳光伏平价示范项目及中广核通榆新发风电平价示范项目绿证各60张，相当于12万千瓦时绿色电力，实现了会场用电零碳化以及会议交通绿色化，用实际行动践行绿色低碳发展理念，坚定助力推动碳达峰、碳中和目标的实现。 |
主要政策点3：建立完善新能源绿色消费认证、标识体系和公示制度。加大认证采信力度，引导企业利用新能源等绿色电力制造产品和提供服务。鼓励各类用户购买新能源等绿色电力制造的产品。
目前，国家层面尚未建立完善的绿色电力消费认证标准、标识体系和公示制度，企业、自然人认购绿证后，主要体现自身在使用绿色能源方面的社会责任与环保主张，不能推动生产生活成本降低、也不能给企业、个人带来政策优惠等实质性利益，难以调动各方绿色电力消费积极性。同时，我国仅少部分认证机构初步开展了绿色电力消费认证工作。2017年绿证自愿认购制度启动后，为配合国家政策有效执行，进一步增强绿电消费者的荣誉感，相关单位编制《绿色电力消费评价技术规范》，初步对绿色电力认可的范围及主要消费途径做出规定，制定了针对组织、活动和个人三个层面的绿色电力消费的评价要求，并基于评价结果向符合评价要求的申请人颁发证书并授予标识使用权。但由于产品方面的需求较为多样化，暂未开展针对产品的绿色电力消费评价工作。中国质量认证中心目前正在编制产品、组织、活动相关绿色能源消费评价技术规范。
《实施方案》提出“建立完善新能源绿色消费认证、标识体系和公示制度。加大认证采信力度，引导企业利用新能源等绿色电力制造产品和提供服务。鼓励各类用户购买新能源等绿色电力制造的产品”，将推动我国加快建立健全绿色电力消费体系，实现绿色电力消费价值向商品端传导，是提升全社会绿色电力消费意识的重要举措。
| 案例1-10 “2021年国际能源变革对话”获得绿色电力消费认证 |
| 2021年6月27日~29日，“2021年国际能源变革对话”在江苏苏州召开，组委会通过购买平价绿证的方式，实现了会场用电零碳化以及会议交通绿色化。北京鉴衡认证中心对本次对话准备期及会议期间全过程的电力消费总量进行了核算，并对绿证购买信息进行了核实，依据《绿色电力消费评价技术规范》开展了绿色电力消费认证。本次会议成为国内首个通过购买平价绿证实现“100%绿色电力消费”的大型活动。 |
二、加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统
党的二十大报告明确指出，要加快规划建设新型能源体系。新型电力系统是新型能源体系的重要内容。近年来，我国新能源实现了跨越式发展，装机规模稳居全球首位。同时，大规模高比例新能源接网和消纳对电力系统提出了新的挑战，需要加快规划建设新型电力系统，满足经济社会高质量发展的电力需求。《实施方案》明确了在提高电力系统调节能力、提高配电网接纳能力、稳妥推进新能源参与电力市场交易和完善可再生能源电力消纳责任权重制度等方面的具体举措。
（五）全面提升电力系统调节能力和灵活性
主要政策点1：完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。研究储能成本回收机制。鼓励西部等光照条件好的地区使用太阳能热发电作为调峰电源。
近年来，新能源发展迅猛，调峰调频电源建设面临新的挑战。为此，国家能源局修订发布了《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60号）、《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号），进一步扩大了辅助服务提供主体，强调按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制，提出逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制和健全跨省跨区电力辅助服务机制。煤电机组灵活性改造方面，2021年11月，国家发展改革委、国家能源局深入推动煤电“三改联动”，联合印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出“十四五”期间实施灵活性改造2亿千瓦。抽水蓄能方面，国家能源局于2021年9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出：到2025年，抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右。新型储能方面，国家发展改革委、国家能源局相继印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号）和《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号），加快推动新型储能规模化、市场化进程。
要加快电力辅助服务市场建设，从市场机制方面充分调动各类调节性电源发挥性能。煤电方面，煤电机组是保障我国电力供应的主力，煤电灵活性改造是电力系统调节能力提升的关键手段，要加快推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型。水电方面，调节性水电、抽水蓄能是技术较成熟、经济性较优、具备大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，抽水蓄能电站具有双向、双倍调节以及快速的变负荷能力，可显著提升电力系统有功调节在可调度性、容量、速度等方面的能力，增强系统应对波动、快速爬坡和保障平衡的能力。“十四五”开始风光等新能源实现跃升发展，电力系统中波动性电源比例持续增加，必须加快开工建设一大批抽水蓄能项目。同时，电价机制是影响抽水蓄能行业发展的核心问题，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）已明确，现阶段以两部制电价政策为主体，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场，充分发挥电价信号作用，调动各方面积极性，为抽水蓄能行业加快发展、充分发挥综合效益创造更有利的条件。新型储能方面，作为重要的调节资源，储能可在源、网、荷三侧发力，对于促进新能源高比例消纳和保障电力系统稳定运行具有重要作用，当下新型储能的发展方向包括推进新能源项目合理配置新型储能、合理布局电网侧储能、积极支持用户侧储能多元化发展。针对独立储能、配建储能以及用户侧储能，应分类研究施策，完善相关市场机制，保障储能的合理收益。
《实施方案》特别提出，鼓励西部等光照条件好的地区使用太阳能热发电作为调峰电源。光热发电最小技术出力可达到额定功率的15%—20%，出力响应速度堪比燃气发电，具备频繁启停的能力。此外，光热发电还可提供转动惯量，且具备成本低、安全性高的长时储热系统。借助于光热发电以上诸多优异的调节能力，光热发电与风电、光伏等新能源融合发展可成为新能源开发利用的重要模式。在沙漠、戈壁、荒漠地区的大型新能源基地，光热发电可作为调峰电源与风电、光伏打捆，探索通过规模化的储热发电代替火电和电储能，实现支撑高比例新能源的外送。
| 案例2-1加快抽水蓄能建设服务新型电力系统 |
| 抽水蓄能具有调节速度快、建设成本低、储能容量较大、技术成熟、安全性高等优势，是新型电力系统的重要组成部分，是我国新能源发展和实现碳达峰、碳中和目标的有力支撑。随着国家抽水蓄能中长期规划出台，今后一段时期，我国抽水蓄能将迎来爆发期。浙江长龙山抽水蓄能电站总装机容量210万千瓦，地处华东电网负荷中心，承担整个华东电网调峰、填谷的双向调峰功能。电站于2022年6月底全部投产发电。 长龙山电站在建设过程中，全力克服疫情负面影响，全部机组投产累计提前15个月工期。电站高度重视运行管理，一是通过签订中长期协议提前锁定全年抽发电量，保证电能量市场的基本调节作用；二是实时响应电网调节需求，为电网提供辅助服务；三是坚持自主建设运行，降低整体运行成本。该电站调峰和节能环保效益显著，已成为华东地区最大的“充电宝、稳压器”，平均每年可为华东电网在用电高峰时段增发电量24.35亿千瓦时，可进一步增强华东电网调节能力，改善华东电网运行条件；此外，每年可为华东电网节约标煤21万吨，减少排放二氧化碳约42万吨、二氧化硫约2800吨，为实现碳达峰、碳中和目标提供有力支撑。 |
| 案例2-2国家电网公司多措并举提升系统调节能力 |
| 深挖火电调峰潜力。2021年“三北”地区完成煤电机组灵活性改造118台，容量合计4573万千瓦，供热期提升调节能力297万千瓦，非供热期提升调节能力307万千瓦。其中，京津唐电网开展深度调峰改造机组44台，合计容量2110万千瓦；其中22台、1108万千瓦机组在部分工况下可实现20%深度调峰运行，提升调峰能力258万千瓦，2台、120万千瓦机组可实现15%深度调峰运行。截至2021年底，“三北”地区累计完成煤电机组灵活性改造12814万千瓦。 充分利用抽水蓄能。2021年国家电网公司经营区抽水蓄能电站年抽发电量644亿千瓦时，同比增长19%；平均综合利用小时数2741小时，同比增长9%。以东北电网为例，2021年12月2日的新能源日发电量创历史新高，达到5.18亿千瓦时，抽水蓄能当日消纳电量占新能源总发电量的3.1%。中午12点，新能源发电出力2695万千瓦，抽水蓄能提升的新能源发电能力占新能源总发电能力的9.3%。 提升新型储能调控水平。滚动开展电力系统配置储能分析计算，推动新型储能规模化应用。试点建设储能调度决策支持系统，提升储能调控技术水平。试点开展在运储能电站涉网性能指标评价和检测，提升储能并网技术性能。 加强省间电网调峰互济。持续开展区域省间备用共享及灵活互济，提升新能源消纳能力。西北区域开展省间交易318亿千瓦时，增加新能源消纳约100亿千瓦时。东北区域跨省支援998次，增加新能源消纳36.6亿千瓦时。 |
| 案例2-3南方电网公司加快建设抽水蓄能电站，支撑构建清洁能源消纳比重最高的世界级湾区电网 |
| 南方电网公司加快建设抽水蓄能电站。2022年5月28日，广东梅州、阳江两座百万千瓦级抽水蓄能电站同时投产发电，至此粤港澳大湾区电网抽水蓄能总装机达到968万千瓦，将提升粤港澳大湾区电网调节能力超过三成。粤港澳大湾区已建成抽水蓄能装机容量最大、电网调节能力最强、清洁能源消纳比重最高的世界级湾区电网，为粤港澳大湾区打造世界清洁能源利用示范湾区提供坚强的支撑。 阳江抽水蓄能电站规划总装机容量240万千瓦，首期建设120万千瓦，单机容量高达40万千瓦、共3台机组。阳江抽水蓄能电站拥有世界首条800m水头级钢筋混凝土衬砌高压水道、国内单机容量最大抽水蓄能机组，技术难度大，为国内后续大规模建设同类电站奠定了坚实技术基础。 梅州抽水蓄能电站规划总装机容量240万千瓦，分两期建设，其中一期工程装机容量120万千瓦、共4台机组。2021年11月首台发电机组正式投产发电，成为“十四五”开局之年南方五省区内首台投产的抽水蓄能机组。梅州抽水蓄能电站主体工程开工至首台机组投产仅用时41个月，创造了国内抽水蓄能电站最短建设工期纪录，并且机组的整套开关设备首次实现全国产化，补齐了抽水蓄能机电设备自主化的最后一块短板。 |
主要政策点2：充分发挥电网企业在构建新型电力系统中的平台和枢纽作用，支持和指导电网企业积极接入和消纳新能源。
电网是电力系统的核心，是能源转换利用、输送配置和供需对接的枢纽平台。在新能源资源和负荷中心逆向分布的大背景下，全国的特高压输送通道中新能源电量占比仍有提升空间，新能源的跨区域配置能力应尽快加强，以满足中东部负荷中心的新能源消纳需求。部分地方还存在电网接入条件与新能源开发不匹配不衔接的问题。此外，高比例新能源对电网的调度运行也提出了新的挑战。
《实施方案》明确了要充分发挥电网企业在构建新型电力系统中的平台和枢纽作用，提升跨区域资源优化配置能力，发挥大电网协同互济的作用，提升电力系统接入和消纳新能源的能力。外送通道方面，要科学推进新能源电力跨省跨区输送通道建设，稳步推广柔性直流输电等新技术，加强送受端电网协同调峰运行。主网架方面，推动电网之间柔性可控互联，加强分层分区电网间协同互济能力。配电网方面，加快配电网改造升级，推动智能配电网、智能微电网建设，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性。各地风光资源不同、负荷情况各异、系统电网结构也不一样，坚持因地制宜、分省制定合理利用率目标。
| 案例2-3搭建新能源服务平台助力开发与消纳 |
| 国家电网公司新能源云是国家电网公司投资建设的新能源综合服务平台，于2021年4月20日正式上线运行，平台规划建设环境承载、资源分布、规划计划、厂商用户、电源企业、电网服务、用电客户、电价补贴、供需预测、储能服务、消纳计算、技术咨询、法规政策、辅助决策、大数据服务15个子平台，新能源云重点提供五个方面的服务： 1.信息分析和咨询服务。建成国内最大的新能源运行监测服务平台，接入新能源发、输、用、储全过程数据和信息，包括新能源发展与消纳、保障性收购、消纳责任权重、场站出力、政策技术等，可为国家相关部门及时掌握新能源运行情况提供数据和信息支撑，为社会大众提供信息资讯服务。 2.全景规划布局和建站选址服务。提供全国范围内“3千米×3千米”的风能、太阳能全时域资源数据，以及未来3天电力气象预报信息，辅助开展不同地区风光资源开发潜力研究，提出开发规模和布局的建议，为政府部门编制新能源规划提供参考依据，服务新能源发电企业建站选址。 3.全流程一站式接网服务。广大电源客户通过外网PC或手机App即可办理业务，还可在线实时查询项目流程进度，实现“业务网上办、进度线上查”，做到便捷高效、公开透明。 4.全域消纳能力计算和发布服务。实现线上新能源消纳能力计算和评估，滚动计算分区域、分省新能源消纳能力，预测季度、年度及中长期新能源发电量、利用率、新增消纳空间等指标。计算结果经能源主管部门授权后对社会公布，支撑政府确定年度建设规模，引导新能源科学开发、合理布局。 5.全过程补贴申报管理服务。按照财政部要求，为新能源补贴项目提供线上申报、审核、变更、公示、公布等一站式服务，方便电源用户、电网企业、能源主管部门线上办理业务，加快补贴确权，增强企业投资新能源的信心。 通过新能源云平台，国家电网公司实现了新能源接网和运行的“业务网上办、进度线上查”。 |
| 案例2-4国家电网公司推动电网工程建设提升新能源消纳能力 |
| 持续建设特高压交直流工程。截至2021年底国家电网已累计建成15交14直特高压输电工程，进一步促进新能源大范围优化配置。其中，2021年建成特高压直流输电工程2项，即雅中-江西±800千伏特高压直流工程，线路长度1700千米，新增输送容量800万千瓦；以及陕北-湖北±800千伏特高压直流工程，线路长度1136千米，新增输送容量800万千瓦。此外2021年新建交流输电工程1项，为南昌-长沙1000千伏特高压交流工程，线路长度2×341千米，新增变电容量1200万千伏安。 进一步提高特高压利用效率。2021年，国家电网公司特高压直流送电4049亿千瓦时，同比增长10.5%。其中，7回特高压直流利用效率同比提升，吉泉、天中、祁韶直流提高超过450小时以上。2021年底全网跨区直流输电较2020年提升1400万千瓦。 建成投运省内输电通道，提升新能源外送能力。2021年国家电网公司建成投运青海德令哈（托素）750千伏输变电工程等12项新能源消纳能力的省内重点输电工程，提升新能源外送能力1500万千瓦以上。 |
主要政策点3：深入挖掘需求响应潜力，提高负荷侧对新能源的调节能力。
需求侧响应能力是电力系统调节能力不可忽略的组成部分，其在节约电网基础设施投资的同时，可有效提高新能源消纳水平。在《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）中，也明确将提供辅助服务主体范围由发电厂扩大到包括新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂等主体，这为挖掘负荷侧需求响应潜力提供了政策支持。
《实施方案》提出深入挖掘需求响应潜力，提高负荷侧对新能源的调节能力。负荷侧灵活响应潜力的挖掘，主要指通过科学合理的分时电价、辅助服务等市场价格信号或资金补贴等激励机制，引导鼓励电力用户优化储用电模式，高比例释放工业、一般工商业以及居民用电负荷的弹性，以促进电力供需平衡，尽可能为消纳新能源提供灵活响应支撑。部分大工业负荷存在较大的灵活响应潜力，应积极引导其通过改善生产工艺和流程，提升灵活响应能力，参与辅助服务市场。
聚合各类调节性负荷和储能的虚拟电厂也将是挖掘负荷侧灵活响应能力的重要模式。例如近年来快速增长的数据中心，其算力任务可根据实际需要在时间和空间上灵活调整，因而用电负荷具有较好的时空可控性，灵活响应潜力巨大，可通过电力与算力的协同优化调度，实现对系统的灵活响应。
| 案例2-5国家电网公司多种方式推动需求侧响应应用 |
| 国家电网积极推动实施需求侧响应，引导用户主动主动错避峰用电，缓解电力供需紧张，填补低谷负荷，提升新能源消纳能力。2021年国家电网公司江苏电力组织中长期可调负荷辅助服务市场交易，达成交易87笔次，成交总电力81万千瓦，实际执行填谷负荷86万千瓦，电量430万千瓦时。国家电网公司山西电力启动基于市场化机制的可控负荷参与削峰填谷响应，最大调节响应能力约30万千瓦，2021年开展交易45次，累计响应电量600万千瓦时，最大响应15万千瓦。此外，陕西省建立了“陕西省电力需求侧响应研究中心”，培育21家负荷聚合商，签约用户1086户，储备量240万千瓦的需求侧响应签约负荷，占最大负荷的6.8%。2022年国家电网公司山东、上海、江苏、湖北、陕西电力公司在迎峰度夏期间积极采用需求响应应对电力缺口，全力保障电网供需平衡，全力守住民生用电底线。 国家电网公司浙江电力开发应用“区块链+5G”需求响应系统，利用区块链技术解决数据信任问题，利用5 G网络解决数据通信传输问题，二者结合有效推动需求响应实施。2021年12月，该需求响应系统在浙江义乌正式开展试点验证，已上链数据3.85万条，涉及5G基站94座。该系统聚合了可中断复合、用户侧储能等各种灵活性响应资源，利用5G基站的备用电电池实现参与电网削峰填谷，助力铁塔公司打造绿色基站，实现电力行业、通信行业双赢和降本增效。 |
| 案例2-6电力与算力协同优化调度挖掘数据中心负荷灵活性 |
| 受新基建、网络强国、数字经济及等国家政策影响以及新一代信息技术发展的驱动，我国数据中心市场规模持续扩张，业务收入保持高速增长。数据中心负荷主要包括IT设备负荷、制冷负荷、照明负荷等，其中IT设备负荷与制冷负荷与其算力任务相关。首先，数据中心负荷在时间上具有灵活性，数据中心中的批处理数据只要在规定时间内处理完毕即可，非实时任务可以适当转移或者延迟处理；其次，数据中心负荷还具有空间上的灵活性，同一云服务提供商，可在多地拥有数据中心，各数据中心之间通过光纤等传输设备，实现异地数据和工作负载转移。因此，数据中心能够根据电力调度中心的需要，主动进行需求响应，乃至发挥“虚拟电厂”的功效。数据中心在时间维度上转移负载，可为电力系统提供调峰、调频等辅助服务；在空间维度上优化调控负荷，可推进数据算力跨区域流通，实现“东数西算”。 |
主要政策点1：发展分布式智能电网，推动电网企业加强有源配电网（主动配电网）规划、设计、运行方法研究，探索开展适应分布式新能源接入的直流配电网工程示范。
随着我国提出碳达峰、碳中和重大宣示，我国新能源装机容量快速增长，分布式电源特别是分布式光伏的发展取得突出成就。2021年分布式光伏新增装机2928万千瓦，占全部新增光伏发电装机的53%，新增装机首次超过集中式光伏。分布式新能源大规模接入电网使得传统的无源配电网成为有源配电网，源随荷动转变为源荷互动。新形势下，分布式电源大规模接入对配电网规划、设计、运行方法提出更大的挑战。一是分布式新能源出力具有不确定性和间歇性特征，加上与负荷的双向互动，使得源荷特性更加复杂，配电网规划设计与运行需要充分考虑源荷储互动条件下与电网的交互特性，实现友好接入和就地消纳；二是由于传统电力系统的规划、设计、运行主要考虑以化石能源燃料为主的电厂特性，而分布式新能源的规划建设较大程度上受资源分布、消纳负荷的影响，输配电网需要进一步考虑到大规模分布式电源接入的问题；三是分布式新能源与配电网建设周期存在不匹配的情况，因此，当前部分地区，特别是新能源富集地区，出现了输配电网变电容量不够、分布式电源消纳空间不足等问题；四是规模化分布式新能源的接入会对上级电网的运行特性产生较大改变，在输电网规划运行过程中，也要充分考虑规模化分布式电源接入后对电网整体运行特性的影响，加强输、配电网之间的衔接。
有源配电网的规划建设，需要从电力系统整体网架结构出发，充分结合分布式电源消纳需求，加强输电网和配电网之间的衔接，迭代优化电网规划建设方案，将一贯从高电压等级向低电压等级输电的传统电网逐渐转型发展为输电网和配电网高效互动的新型电力系统。为此《实施方案》提出推动电网企业加强有源配电网（主动配电网）规划、设计、运行方法研究，以供电安全可靠保障为基础，统筹协调电网规划与新能源发展，规划建设与新能源消纳相适应的配电网网架结构。《“十四五”现代能源体系规划》也提出，加快配电网改造升级，推动智能配电网、主动配电网建设，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性，促进新能源优先就地就近开发利用。
分布式新能源的发展是构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统的关键一环，有源配电网作为承载分布式新能源的基础，在提供供电能力的基础上，还将具备平衡多元电力需求的功能。未来围绕分布式新能源开展的多元化应用场景将不断开拓，依托“源网荷储”一体化、新能源微电网、光伏直流侧直接利用、直流配电网工程示范等新模式，有源配电网将向着分布式新能源与智慧交通、绿色建筑、工业园区等应用场景融合发展。新形势下，需要进一步深入研究不同环节对有源配电网规划、设计、运行提出的新要求，将有源配电网作为电力系统整体的一部分统筹考虑，统一规划、统一设计、统一管理。
| 案例2-7示范建设有源配电网适应新能源大规模接入新格局 |
| 在加快构建新型电力系统进程中，配电网承载着源网荷储高效互动的作用，涵盖电力生产、传输、存储和消费的全部环节，浙江省丽水市新能源资源丰富，“十四五”期间将新增装机190万千瓦，面对超过45%的新能源将以分布式电源的形态接入配电网、系统运行方式更加复杂的实际情况，国家电网公司丽水供电公司统筹电力基础设施补强和电网弹性互动提升，从“网架提升、弹性升级、智敏运检”三维发力，建设网架灵活、安全可靠、高效互动的高弹性电网。在网架提升方面，打造简洁标准、灵活可靠的一次网架。在弹性升级方面，推动网架结构由传统单向无源网络向柔性互联、微电网、局部直流电网等供需互动的有源网络转型。在智能运检方面，因地制宜选用5G、北斗等技术提升配电自动化覆盖率，部署网络动态重构、无功自动优化等高级应用，推动配网从物理态向数字态发展跃变，促进配网可观可测、灵活自愈、全景透明。 浙江省丽水市高承载高自愈的有源配电网示范推动了我国新型电力系统建设进程，后续可基于丽水有源配电网示范建设因地制宜推广复制，助力实现全国清洁能源高效消纳，保障电网的安全稳定与系统平衡。 |
主要政策点2：加大投资建设改造力度，提高配电网智能化水平，着力提升配电网接入分布式新能源的能力。
近年来国家一直鼓励配电网建设发展，随着风电、光伏、气电、储能、电动汽车等在配电网侧接入电网，配电网在电力系统中的作用愈发重要，成为连接能源生产、转换、消费的关键。配电网的发展目标也从较为单一的提供优质可靠供电服务向清洁低碳、安全可靠、泛在互联、高效互动、智能开放的发展方向逐步演进。与此同时，大规模分布式新能源接入给配电网带来了强不确定性和弱惯性，这对于配电网的安全稳定运行造成一定挑战。例如，目前我国华东地区已经出现支撑电源不足、负荷中心电源空心化的趋势，快速发展的分布式新能源难以像传统电源一样提供转动惯量、电压支持等系统支撑，有源配电网频率调节、电压控制等安全稳定运行问题凸显，系统潮流流向可能发生较大变化和波动。因此，为匹配分布式新能源的消纳需求，需要结合配电网现状，提高配电网智能化水平，统筹电网安全稳定运行与分布式电源接入，在保障系统稳定运行基础上实现分布式最大化接入。
配电网作为分布式新能源消纳的支撑平台以及多元电力信息集成的数据平台，是提高分布式新能源的承载力和灵活性的关键。因此，配电网的升级改造对于分布式新能源的规模化接入重要性尤为凸显。为此《实施方案》提出加大投资改造力度，提高配电网智能化水平。推动电网投资、技术支撑能力向配网倾斜，不断提升配电网对分布式新能源的主动响应和服务能力。推动新型电网智能化升级，感知全面的配电网、分布式新能源信息，实现对电力供需动态变化的跟踪监测，统筹分布式新能源与电网需求，提供智能化的能源服务。2022年1月发布的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）也提出，大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。
未来随着电网转型升级，分布式电源、电动汽车、储能等可控负荷的广泛接入，以及可再生能源替代、综合能源服务、基于数字技术的“虚拟电厂”的快速发展，都亟需更加灵活互动的配电网系统作为载体。通过智能化的数字技术为电网赋能，实现对分布式能源设施的广泛接入、调控能力，促进新能源就近供电、就地消纳。同时，配电网是电网系统中较为容易产生新业态新模式的环节，未来将通过一系列政策措施，鼓励结合相关项目开展配电网改造升级试点示范，支持新技术应用和商业模式，共同支撑配电网智能化水平与分布式电源协调发展。
| 案例2-8推动配电网智能化升级提升接入分布式新能源能力 |
| 在“双碳”目标、推动整县屋顶光伏建设等相关政策背景下，山东省鱼台县分布式光伏高速增长，呈现“点多面广、局部高密度并网”的特点。提高分布式光伏发电量可观可测性，支撑分布式新能源接入配电网，推动电网向能源互联网升级，是鱼台县配电网智能化发展的重点方向。 国家电网公司鱼台县供电公司将电网智能化建设融入县域配电网规划。面对分布式光伏快速发展带来的电网接入能力不足及配变重过载、用户过电压等安全问题，优化投资策略，加大智能化项目支持力度，推进调度自动化、配电自动化、营销用采系统、用户侧能源互联网智慧平台等多方平台信息资源建设，发挥大数据融合创新，全面开展分布式光伏监测控制提升工作。对鱼台电网10千伏及以下分布式光伏数据进行“网格化”分区展示，实现了光伏位置精准定位以及乡镇、用户为单位的发电上网数据实时可观；对用采系统和用户侧能源互联网智慧平台数据进行整合、挖掘和分析，实现分布式光伏精准监测；依托调度自动化、配电自动化、营销用采系统，对10千伏分布式光伏远程平滑调节、低压分布式光伏线上联动控制，实现分布式光伏可调可控。配电网智能化升级有助于提升分布式新能源接入配电网能力，提高消纳利用水平。 鱼台县在配电网智能化水平提升方面的探索为今后分布式光伏合理化布局、有序接入以及配套电网发展规划建设提供辅助决策和科学依据。 |
主要政策点3：合理确定配电网接入分布式新能源比例要求
2021年，以整县（市、区）为单位推动屋顶分布式光伏开发政策出台，推动了整县（市、区）分布式发电资源统一规划、统一开发、统一建设，提升了分布式电源规模效应、经济效益和电网友好性，全国共计676个县（市、区）参与项目申报并被列为整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点，分布式光伏进入新的快速发展阶段。在分布式电源接入电网要求方面，2019年发布的《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DL/T 2041-2019）作为目前评估分布式光伏接网能力的主要依据，详细制定了分布式电源接网评估流程，将热稳定、短路电流、电压偏差等关键因素纳入评估范围，对分布式新能源接入配电网有重要的指导意义。但随着分布式光伏发展规模的不断提高，分布式新能源大范围、多点接入电网，对输配电网衔接、调节电源规模和布局等方面提出更高需求，需要各地区在充分考虑负荷增长幅度的前提下，科学合理评估配电网接纳分布式新能源能力。在落实国家双碳战略目标的新形势下，需要对配电网接入分布式新能源进行深入研究。
随着分布式新能源接入配网的规模不断增加，需要统筹协调分布式新能源发展与输配电网建设、改造时序，科学客观地确定各个台区接入分布式新能源的比例。因此《实施方案》提出合理确定配电网接入分布式新能源比例要求，因地制宜分析不同区域负荷特性、电网现状及规划目标、新能源资源禀赋及发展目标，从电力系统整体角度出发，充分考虑负荷增长、系统电力电量平衡、输配电网衔接等多重因素，对分布式新能源在配电网中的接入规模综合分析，统筹安排分布式新能源开发和配电网建设改造进度，科学合理提升分布式新能源接入比例，有效解决大规模分布式新能源接入配电网后带来的系统调峰资源不足、输配电网容量不够、影响电网安全稳定等问题。
同时，根据实际情况，可进一步考虑针对配电网分布式电源接入能力和提升措施建立常态化评估机制，形成完善的定期评估监管和发布机制，从源网荷储协调发展角度科学判断、量化评估，深刻剖析制约分布式新能源并网的问题。充分考虑电力系统技术创新进步，研究采用新型配电网技术、新型储能、需求侧响应、虚拟电厂等措施提高分布式新能源接入电网能力的可行性，以引导分布式新能源优化布局，促进分布式新能源与电网协调发展，推动实施相关分布式接网条件提升措施，保障分布式新能源健康可持续发展。
| 案例2-9试行公布可开放容量助力分布式光伏发展 |
| 在整县分布式光伏推进过程中，部分地区出现了短期内并网的分布式电源超过电网承载能力的现象，暂缓了分布式光伏备案和并网申请。为预防此类问题，福建省长汀县率先试行发布分布式光伏可开放容量信息公开发布办法，每月定期根据长汀县分布式光伏累计并网容量进行动态更新110千伏及以下配电网设备的分布式光伏可开放容量，并向社会公开发布。试行办法以切实提升分布式光伏消纳能力和并网服务水平、指导分布式光伏有序合理开发为目标，对全县变电站、配电台区分布式光伏可开放容量进行电网承载能力评估和可开放容量测算，明确具体计算方法和判断标准，并针对暂不具备消纳条件的区域，提出开发建设的建议。 该办法是推动分布式光伏健康可持续发展迈出的重要一步，后续可进一步结合局部电力系统实际情况，开展容量测算分析的合理性、提升措施的可行性评估，科学合理引导分布式光伏开发，优先向新能源消纳潜力大、电网承载力强的区域发展，提高电力系统对大规模分布式新能源接网和消纳的适应性，保障电力系统安全运行和可靠供应。 |
| 案例2-10 南方电网公司开展整县屋顶分布式光伏接入系统专项规划研究，支撑能源绿色低碳发展 |
| 南方电网公司为促进分布式屋顶光伏资源有序开发，提前做好配电网改造升级，实现分布式光伏“应并尽并”的目标，在开展“十四五”新能源接入系统规划研究的基础上，进一步开展南方五省区105个整县分布式屋顶光伏试点区县专项规划，测算整县电网承载能力及新能源消纳情况，分析整县屋顶分布式光伏接入的影响因素，研究整县光伏可接入容量，制定整县光伏典型接入方案和配套电网建设方案。 |
（七）稳妥推进新能源参与电力市场交易
主要政策点1：支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。
新能源参与电力市场交易是促进新能源消纳的重要途径。为支持和规范各地开展电力交易，2016和2020年，国家发展改革委、国家能源局分别印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）、《电力中长期交易基本规则》（发改能源〔2020〕889号），明确提出由各电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易。
由于历史沿革和电力系统运行特点，当前阶段我国电力工业正处于计划与市场双轨运行阶段。为保障我国新能源产业健康平稳发展，国家发展改革委、国家能源局于2019年发布《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，将新能源列为优先发电的支持范围。根据文件精神，风电、光伏发电在消纳不受限地区全额电量列入发电计划，在消纳受限地区要采取合理有效措施，确保全额保障性收购政策有效执行。同时，为适应电力体制市场化改革要求，文件鼓励新能源通过市场化方式落实可再生能源优先发电政策。
2022年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），对新能源参与市场、开展直接交易进行了更为明确的规定，提出有序推动新能源参与电力市场交易，引导新能源签订较长期限的中长期合同，鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易。到2030年，实现新能源全面参与市场交易。
目前，全国绝大部分省区均已建成中长期电力市场，为新能源参与中长期电力交易创造了有利条件。初步统计，已有二十多个省（自治区、直辖市）的新能源项目不同程度参与到电力市场化交易中。电力现货市场交易机制可以在更大程度发挥市场作用，调动系统资源实现新能源消纳，但现货市场价格的波动性较大，直接参与现货市场交易会对新能源项目主体收益造成影响。为进一步发挥市场机制对新能源消纳的促进作用，同时保障新能源项目开发主体的合理收益，《实施方案》提出“支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行”，旨在鼓励新能源企业在中长期市场发挥新能源成本优势和绿色属性优势，通过签订中长期购售电协议方式与电力用户直接交易，以规避市场波动风险，锁定预期收益。同时强调电网公司要确保协议执行，真正落实可再生能源优先发电政策。
| 案例2-11国电投与巴斯夫签署国内首个25年绿电购电协议 |
| 2022年3月，国家电投集团广东电力有限公司与巴斯夫一体化基地（广东）有限公司根据广东省可再生能源交易规则签署了一份为期25年的可再生能源合作框架协议，为巴斯夫位于中国广东省湛江市的新一体化基地后续装置供应可再生能源电力，助力巴斯夫湛江一体化基地推进其可再生能源供电进程，在2025年实现100%使用可再生能源电力。 合理的长期购售电协议对新能源投资企业和用户都是一个有利的选择。相比煤电等化石能源企业，新能源投资企业需要一个相对稳定且长期的价格预期，才有利于进行投资测算和具体决策，长期的购售电合同能够满足这一需求。对于电力用户而言，也能够明确长期使用可再生能源电力的代价。 随着国内外对于绿电需求的增加，越来越多的用电企业有意愿与新能源发电企业签署长期的购电协议（PPA）。国家电投与巴斯夫签署长达25年的用电合同，为国内新能源项目签订长期购售电协议做了有益的探索。 |
主要政策点2：对国家已明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。
为保障新能源产业健康稳定发展，我国颁布的《可再生能源法》明确规定电网企业全额收购可再生能源并网发电项目的上网电量。2016年3月，国家发展改革委发布《关于印发<可再生能源发电全额保障性收购管理办法>的通知》（发改能源〔2016〕625号），明确将可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量和市场交易电量两部分。其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同保障全额按标杆上网电价收购；市场化交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。该政策的出台，达到了完成新能源全额保障性收购，以及通过市场化方式促进新能源消纳的双重效果。
近年来，随着新能源大规模发展，新能源装机比例越来越高，部分地区超过了50%，在部分时段部分地区出现了消纳困难的情况，也发生了部分地区自行降低新能源保障利用小时数的现象，迫使新能源企业只得以较低电价在电力市场中竞得发电权，损害了新能源投资开发企业合法权益。鉴于此，《实施方案》明确要求严格落实全额保障性收购政策，在全生命周期合理小时数内电量严格落实收购政策，切实保障新能源企业合法权益。与此同时，《实施方案》再次强调支持新能源企业在全生命周期合理小时数以外电量参与市场竞争，通过“计划为主、市场为辅”的方式保障存量有价格政策项目投资收益，确保新能源由计划向市场平稳过渡。
主要政策点3：在电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易。
电力现货市场具有发现电力实时价格、准确反映电能供需关系的重要作用。2017年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号），将广东、蒙西、浙江等8个地区作为第一批电力现货市场试点。2021年印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办体改〔2021〕339号），选择辽宁省、上海市、江苏省、安徽省、河南省、湖北省作为第二批现货试点，提出“稳妥有序推动新能源参与电力市场”。2022年2月，《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）发布，提出第一批试点地区原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。同时提出，推动新能源自愿参与电力交易，充分体现新能源的环境价值和系统消纳成本，建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。
新能源企业参与现货市场交易以中长期交易合约为基础。中长期市场目前主要存在两种合约形式，即物理合约和差价合约。物理合约要求新能源企业严格按照合同约定曲线安排电力生产，考虑到新能源出力的间歇性和波动性，新能源企业以物理合约为基础参与现货市场具有实际困难。而差价合约属于金融合约，不要求新能源企业严格执行约定曲线，而在电费结算时根据现货市场电价与合约价的差值予以调整。因此，差价合约是对冲新能源出力不可控性所带来的市场风险的有效手段，也是新能源企业参与现货市场交易的有利选择。
有鉴于此，《实施方案》提出，在电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易，从而实现既通过现货市场机制促进新能源消纳，又在一定程度上保证新能源投资开发企业的合理收益。
| 案例2-12某现货试点采取多种差价合约方式促进新能源消纳保证合理收益 |
| 随着新能源装机占比及发电量占比逐年增加，新能源已经成为电力市场的重要参与者，同时由于新能源出力的波动性和不可控性，完全参与现货市场无法保证其合理收益。在第一批电力现货试点中，某试点积极探索新能源采用多种形式差价合约方式参与市场，促进新能源消纳，保证新能源主体合理收益。 一是在外送电力交易中，按照新能源预测曲线滚动分解新能源中长期交易，分解曲线用于现货市场的偏差结算； 二是省内中长期交易由电量交易改为分时段电力交易，鼓励新能源场站通过提高预测精度实现更高收益； 三是对于新能源现货市场偏差电量超过30%的部分在现货市场中造成的偏差亏损给予补偿，降低新能源中长期交易风险；四是缩短交易周期，实现了中长期月内连续开市，开展发电权随时转让交易品种，为新能源参与市场规避风险提供便利。 通过多种措施，新能源提高了市场收益，协调了省间和省内市场，统一了保供应和促消纳的关系，实现发用双方共赢，促进新能源良性高质量发展。 |
| 案例2-13南方电网公司持续完善绿色电力交易和可再生能源电力消纳量市场建设 |
| 2022年南方电网公司印发全国首个区域市场绿电交易规则《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，面向电网代购电用户建立了绿色电力认购交易机制，满足了中小企业绿色电力消费需求。开发南方区域绿色电力交易系统，实现绿电账户统一管理、认购交易统一组织、绿证统一管理。推动南方五省区常态化开展南方区域绿色电力交易，全年共成交绿色电力38.3亿千瓦时，同比增长280%，助力公司总部基地、海南博鳌论坛首次实现100%绿电供应。加强与国家可再生能源信息管理中心等单位合作，建立了绿色电力证书与绿色电力消费凭证的统一核发机制，实现绿电全生命周期溯源，为企业提供更为权威、便捷的绿电查证服务。6月南方五省区举办了首批绿色电力证书和绿色电力消费凭证的“双证”颁发仪式。组织开展了2022年南方区域跨区跨省可再生能源电力消纳量交易105亿千瓦时。 |
（八）完善可再生能源电力消纳责任权重制度
主要政策点1：科学合理设定各省（自治区、直辖市）中长期可再生能源电力消纳责任权重
2019年《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）发布，建立可再生能源电力消纳责任权重制度。2021年又发布政策，提出国务院能源主管部门逐年定期向各省级行政区域下达两年内的可再生能源电力消纳责任权重，其中本年度可再生能源电力消纳责任权重为约束性指标，各省（自治区、直辖市）按此进行考核评估；下一年度可再生能源电力消纳责任权重为预期性指标，各省（自治区、直辖市）按此开展项目储备。可再生能源电力消纳责任权重制度的实施，科学引导了各省（自治区、直辖市）可再生能源开发时序，推动可再生能源发展和消纳。
在可再生能源电力消纳责任权重制度实施过程中，逐渐发现下达1—2年时间范围的责任权重，对于落实具体任务还存在着不协调的情况。由于缺乏中长期权重指导，各地在制定中长期新能源发展规划时难以实现大范围统筹，不利于解决新能源发展不均衡不充分的问题。
为此，《实施方案》提出科学合理设定各地中长期可再生能源电力消纳责任权重。通过合理设置中长期权重，明确各省中长期新能源发展任务，提前引导预期，为各地提前规划、布局新能源项目提供有效指引，有利于充分发挥可再生能源电力消纳责任权重在促进可再生能源发展、引导可再生能源全国范围优化配置的重要作用。
| 案例2-14我国发布可再生能源电力消纳责任权重指标 |
| 2021年5月21日，国家发展改革委，国家能源局发布《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改能源〔2021〕704号），公布了2021年可再生能源电力消纳责任权重的约束性指标与2022年可再生能源电力消纳责任权重的预期性指标。为各省（区、市）确定保障性并网规模，制定1—2年新能源发展计划提供了有效引导，但引导中长期可再生能源发展的权重指标有待完善。如《“十四五”可再生能源发展规划》中，提出2025年全国可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右。 |
主要政策点2：做好可再生能源电力消纳责任权重制度与新增可再生能源不纳入能源消费总量控制的衔接
为做好可再生能源电力消纳责任权重制度与能耗考核政策的衔接，2019年《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）提出“超额完成消纳量不计入‘十三五’能耗考核。在确保完成全国能源消耗总量和强度“双控”目标条件下，对于实际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重对应消纳量的省级行政区域，超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗双控考核。对纳入能耗考核的企业，超额完成所在省级行政区域消纳实施方案对其确定完成的消纳量折算的能源消费量不计入其能耗考核。”
2021年底，为推进碳达峰、碳中和，正确认识和把握碳达峰碳中和，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”，原权重政策对能耗考核的要求需要根据新的政策精神进行调整。为此，《实施方案》提出做好可再生能源电力消纳责任权重制度与新增可再生能源不纳入能源消费总量控制的衔接。
随着生态文明建设的逐步推进，可再生能源的环境属性在社会中的认知范围进一步扩大，各类企业对新能源绿色电力的需求水平显著提高。新的政策提出后，各地对可再生能源电力的需求更加迫切，部分地区甚至出现了“惜售”的现象。而我国资源禀赋与负荷消费存在逆向分布的特征，“三北”和西南等区域拥有丰富的是哦梦、风能和太阳能资源，中东部地区作为电力负荷中心，绿色电力需求规模巨大，可再生能源开发和利用必须坚持“全国一盘棋”的总体布局和思路。因此，在后续可再生能源电力消纳责任权重制度实施过程中，需要充分考虑“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”政策对各地新能源发展和消纳新能源积极性的影响，通过政策、市场、价格等多样化手段，引导跨省跨区可再生能源电力交易，扩大跨省跨区可再生能源消纳规模，持续提升存量特高压通道可再生能源电量输送比例，通过大范围优化促进新能源广域消纳，将可再生能源电力消纳责任权重引导作用和能耗控制政策充分衔接起来。
| 案例2-15 2021年可再生能源电力消纳权重执行情况 |
| 2021年我国可再生能源电力总量与非水消纳责任权重分别达到29.4%、13.7%，与2020年比分别增长0.6与0.8个百分点，共有28与29个省份分别完成了2021年总量与非水消纳责任权重目标，其中13与19个省份达到了激励值。 根据发改能源〔2019〕807号文，对应省份完成消纳量超过激励性消纳责任权重对应消纳量的省级行政区域，超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该省份的能耗“双控”考核。2021年12月的中央经济工作会议则更进一步提出所有省份新增的可再生能源与原料用能均不纳入能源消费总量控制，这一政策的覆盖范围在807号文基础上进一步扩展到了全部省份，原有的激励措施已失去了激励作用。 因此，为充分发挥消纳责任权重引导性作用，继续激励各省完成消纳责任权重任务，需尽快对原有激励措施进行进一步修改，做好原有政策与新政策的衔接，持续推动新能源高质量发展。 |
主要政策点3：建立完善可再生能源电力消纳责任考评指标体系和奖惩机制
2019年发布的《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）提出“各省（自治区、直辖市）有关部门和国家电网、南方电网及有关机构，在2019年底前完成有关政策实施准备工作，自2020年1月1日起全面进行监测评价和正式考核”。政策实施以来，国家能源主管部门逐年发布全国可再生能源电力发展监测评价结果，通报可再生能源消纳责任权重执行情况。这一举措保障了可再生能源消纳责任权重制度的权威性，提升了各地发展可再生能源的积极性，有力促进了可再生能源快速发展。
目前，可再生能源电力消纳责任考核主要着眼于各省（自治区、直辖市）完成下达的总量消纳责任权重和非水消纳责任权重情况，尚未建立完整的考评指标体系。同时，现阶段大部分地区消纳责任的主体仍然以电网公司为主，售电、市场购电、拥有自备电厂的企业所应承担的消纳责任仍没有充分落实，客观上增加了各地区新能源消纳压力，限制了部分地区新能源的发展质量。
为此，《实施方案》提出建立完善可再生能源电力消纳责任考评指标体系和奖惩机制。在考核评价方面，综合考虑各地资源禀赋、电力消费、跨省区送受电、市场化进展等多种因素，建立完整可再生能源电力消纳责任考评指标体系，充分反映各地可再生能源发展的开发和消纳等方面的开展情况，加强对省级行政区域消纳责任权重完成情况监测评价。同时，强化对电网、市场主体消纳量完成情况考核，压实各类消纳主体责任，促进各类市场主体公平合理共担可再生能源电力消纳责任。在奖惩机制方面，充分利用多样化政策工具箱，从金融、人才、碳排放等多个角度进一步拓展奖惩措施范围，提升不同市场主体消纳可再生能源的积极性，扩大可再生能源消纳利用规模，推动各地新能源高质量发展。
| 案例2-16 消纳责任权重考评指标体系和奖惩机制初见成效 |
| 2022年4月21日，国家能源局发布了《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重完成情况的通报》（国能发新能〔2022〕47号），通报了2021年可再生能源电力消纳责任权重完成情况，督促未完成的相关省份提出解决措施。 通过消纳责任权重制度的建立，以及相关考评措施的执行，有力促进了新能源发展，政策实施的三年间，风光总装机规模自2018年末的3.6亿千瓦增长至2021年末的6.4亿千瓦，风光装机占比从2018年的18.9%上升至2021年的26.7%，非水可再生能源消纳电量由2018年的6341亿千瓦时提升至2021年的1.15万亿千瓦时，年均增速达21.8%。 |
三、深化新能源领域“放管服”改革
《实施方案》立足新能源项目建设的规模化、市场化发展需求，继续深化“放管服”改革。鉴于新能源项目点多面广、单体规模小、建设周期短等特点，重点在简化管理程序和提升服务水平上，要求优化项目审批及并网程序，有效疏通新能源项目开发的痛点、难点，推动新能源产业健康有序发展。
（九）持续提高项目审批效率
主要政策点1：完善新能源项目投资核准（备案）制度，加强事前事中事后全链条全领域监管。依托全国投资项目在线审批监管平台，建立新能源项目集中审批绿色通道，制定项目准入负面清单和企业承诺事项清单，推进实施企业投资项目承诺制。推动风电项目由核准制调整为备案制。
按照国家和行业有关规定，我国风电项目实行核准制，光伏发电项目实行备案制。《实施方案》要求完善新能源项目核准（备案）制度，对新能源投资加强事前事中事后全链条全领域监管；推进实施企业投资项目承诺制；推动风电项目由核准制调整为备案制。推行“承诺制”，减少事前审批，强化事后监管约束和过程服务，能够推动有效市场和有为政府更好结合，让企业经营更自主、反应更灵敏、投资更顺畅。政府部门制定项目准入负面清单和企业承诺事项清单，企业按标准作出承诺后，即可自主开展项目设计、施工建设和运营。近年来，企业投资项目承诺制改革在一些地区先行试点，力求用“一份承诺”取代“一摞审批”，既可以充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，又能更好发挥政府作用。如果事前审批环节过多、管得过严，往往会束缚企业手脚、抑制投资活力。当然简政放权的前提，就是“放”的同时，在事中事后环节管得住、管得好，要把有效监管作为简政放权的必要保障。推动风电项目由核准制调整为备案制，有利于进一步简化风电项目审批流程，提高项目开发前期工作效率。
| 案例3-1 提高项目审批效率支持新能源项目发展 |
| 内蒙古自治区能源局于2022年7月19日印发了《内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则（2022年版）》、《内蒙古自治区燃煤自备电厂可再生能源替代工程实施细则（2022年版）》、《内蒙古自治区风光制氢一体化示范项目实施细则（2022年版）》的通知。根据上述文件要求，内蒙古自治区每年定期统一组织申报，同时可根据需要，进行个别申报。根据一体化项目投资人申请，盟市能源主管部门组织编制本地区一体化项目实施方案，报自治区能源局。自治区能源局会同相关部门、电网企业及时进行评估，必要时组织或委托第三方咨询机构进行评估，提出评估建议。自治区能源局将评估建议报自治区人民政府审定同意后批复实施方案。盟市能源主管部门承担组织实施主体责任，根据自治区批复的实施方案，及时核准（备案）新能源、储能和线路工程。内蒙古自治区出台的综合能源项目作为整体统一办理审批政策，可大大缩短综合能源项目的审批时间，有助于孵化新的发展模式。 |
主要政策点2：不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资成本
新能源项目具备开发建设周期短，运营期用工量少，运行前几年应缴税收低，场址资源稀缺等特点，尽管是清洁绿色能源，从地方政府的角度来看，对当地的就业、税收、产业等带动力度有限。在新能源项目开发过程中，很多地方政府对新能源项目投资提出了各种各样的附带条件，包括拉动装备制造业在当地建厂、投资修路、捐助帮扶、与地方企业合作等，严重推高了新能源项目开发的非技术成本。
风光等新能源已步入平价时代，制造业、EPC、运维等各环节的成本越发透明，全产业链的收益水平也逐步趋微。《实施方案》要求“不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资或成本”，即除国家法律法规规定的费用外，各级地方政府不得另行设立名目收取费用，也不得强制企业以捐赠等名义收取费用，这将推动开发建设环节的成本回归理性。
| 案例3-2 名目多、不合理的非技术成本有碍新能源开发 |
| 2021年以来，包括云南、湖北、贵州、宁夏、安徽等省份对新能源项目开发均提出了产业配套的要求，企业开发成本大幅增加。南方某县政府以资源指标印发为由，要求9万千瓦项目的风电开发企业无偿给予镇政府2000万元扶贫资金，增加开发成本0.18元/瓦。西北某县政府以征地协调为由，要求10万千瓦项目的风电开发企业无偿修建6千米旅游道路，增加开发成本0.2元/瓦。 |
| 案例3-3 加强新能源并网服务支撑力量，打造新能源管理信息系统，新能源并网业务实现“一网通办” |
| 南方电网公司各省（级）电网公司设置了省级新能源服务机构，提升新能源并网服务支撑力量。建成服务南方五省区的新能源管理信息系统，新能源项目业主通过“南网在线”APP录入项目名称、类型、地点等基本信息，短时间内可完成并网申请，大幅压缩线下流转的各项环节。同时，可在线查询办理进度、状态等各项服务信息，实现新能源并网服务网上办、掌上办、业主一次都不跑，大大提升客户体验。 |
主要政策点3：以新能源为主体的多能互补、源网荷储、微电网等综合能源项目，可作为整体统一办理核准（备案）手续。
目前大部分省份对于多能互补类的新能源项目核准（备案）流程按照多个项目分别核准（备案）。例如风光互补项目，风电核准和光伏备案都要独立开展工作。风光储综合能源项目，在现有的投资和运维水平、政策环境下，采用各部分单独核算模式，常常会出现至少其中一部分难以通过企业对经济效益的核算要求的情况。各部分单独核准（备案），大大降低了项目开发前期工作效率，增加了管理成本。
推动新能源为主体的多能互补、源网荷储、微电网等综合能源项目作为整体项目统一办理，可大大缩短综合能源项目的审批时长，有助于孵化新的发展模式。通过企业投资项目承诺制，可以督促企业进一步加强对项目的事前评估与过程控制，推动企业探索综合智慧能源持续健康发展的商业模式，加快新能源占比逐渐提高的新型电力系统构建进程。
2021年2月，国家发展改革委、国家能源局颁布了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）；2021年4月，国家能源局印发了《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补发展工作方案的通知》。两个文件提出“一体化聚合模式”、“规划、实施、运行调节和管理规范一体化”，明确一体化项目应就近打捆汇集聚合，既要力争与大电网形成相对清晰的物理和调控界面，也要努力在规划、建设、运行各个阶段实现统筹管理，充分突出了一体化项目特点，厘清了与常规项目的根本差异。
《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》明确：按照“试点先行，逐步推广”原则，通过国家电力发展规划编制、年度微调、中期滚动调整，将具备条件的项目优先纳入国家电力发展规划。各投资主体应加强源网荷储统筹协调，积极参与相关规划研究，共同推进项目前期工作，实现规划一体化；协调各电力项目建设进度，确保同步建设、同期投运，推动建设实施一体化。源网荷储一体化和多能互补项目中的新能源发电项目应落实国家可再生能源发电项目管理政策，在国家和地方可再生能源规划实施方案中统筹安排；鼓励具备条件地区统一组织推进相关项目建设，支持参与跨省区电力市场化交易、增量配电改革及分布式发电市场化交易。
| 案例3-4 提高项目审批效率支持新能源项目发展 |
| 2022年7月22日，江苏省2022年光伏发电市场化并网项目第三批名单已公布，6个光伏项目入选，规模82万千瓦，其中1项是位于淮安市洪泽区的综合智慧产业融合项目。江苏省发展改革委明确，针对项目申报优化流程，采取“随到随过、分批公布”的方式，一旦项目具备条件，及时纳入实施库管理，并采取短信形式通知项目联系人，分批集中公布。各设区市发展改革委督促指导项目单位加快开展项目前期工作，在依法合规前提下尽快开工建设。综合智慧能源项目的备案和纳入省能源局市场化并网项目清单，标志着政府行政审批部门正在积极顺应市场，逐步由单一的光伏、风电项目审批向综合智慧能源转变，进一步提高项目审批效率。 |
（十）优化新能源项目接网流程
主要政策点1：地方能源主管部门、电网企业要结合新能源项目发展需要，及时优化电网规划建设方案和投资计划安排。
新能源项目核准（备案）权限下放后，从国家规划到省级规划，再落到具体项目的核准（备案）仍需一个较长的动态周期。地方政府新能源规划通常只有规模，没有明确具体项目，没有配套电网方案。新能源项目批复后，才开展电源接入方案研究，电源点的建设周期较短，但送出工程的建设仍需按照单独的核准审批流程执行，且要纳入当地省级电网的年度投资计划，往往出现电源主体工程与送出线路工程进度不匹配的情况。
《实施方案》要求地方能源主管部门、电网企业要结合新能源项目发展需要，及时优化电网规划建设方案和投资计划安排，就是要求加强顶层设计和统筹，将新能源规划目标科学分配到各年度，提前做好投资计划安排，并持续优化投资计划调整程序，使得新能源项目送出线路既能符合总体规划，又能满足在时间进度上的建设或调整要求，与新能源项目建设“同频共振”，协同发展。
| 案例3-5 江苏省为新能源并网优化电网投资安排 |
| 国家电网公司江苏省电力公司充分利用国家电网公司新能源云平台，建立了集中式光伏发电项目接网“绿色通道”。在2021年4月新能源云平台上线开放后，江苏集中式光伏发电项目投资建设企业在规定时间内完成了平台所需内容填报和支撑性材料提交。在系统关闭后，江苏省能源主管部门与国家电网公司江苏公司共同评审，根据新能源发展年度计划和各项目实际情况，将所报项目分别列入年度计划建设项目清单、年度储备建设项目清单、不过审项目清单。这一工作机制优化了调研和审核流程，大大缩减了工作量，由之前的单个批复改为批量批复，项目批复平均时长缩短至2个月，在符合电网建设总体规划前提下，在提升效率的同时，实现了光伏发电项目建设时序优化，项目和接网工程建设协同。 |
主要政策点2：推动电网企业建立新能源项目接网一站式服务平台，提供新能源项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，实现新能源项目接网全流程线上办理，大幅压缩接网时间。
2021年5月，国家能源局发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》(国能发新能〔2021〕25号)，要求“电网企业要简化接网流程、方便接网手续办理，推广新能源云平台，实现全国全覆盖，服务新能源为主体的新型电力系统。要加强接网工程建设，确保纳入年度开发建设方案的保障性并网和市场化并网项目“能并尽并”，不得附加额外条件。要会同全国新能源消纳监测预警中心及时公布各省级区域并网消纳情况及预测分析，引导理性投资、有序建设”。
2021年9月，国家能源局印发《电网公平开放监管办法》（国能发监管规〔2021〕49号），进一步规范电网公平开放行为，加强电网公平开放监管。对于电源接入，一是规范工作流程。明确电源接入工作分为并网意向书受理与回复，接入系统设计，接入系统设计方案受理、研究与回复，接网协议签订等环节。二是明确办理时限。办理时限与电源类型、电压等级直接相关，接入电压等级越高，办理时限相对越长。三是加强信息公开。要求电网企业建立相关工作制度，明确提供服务的工作部门、工作流程、工作时限，通过门户网站等方式每月公布接入工作开展情况。
《实施方案》要求电网企业建立新能源项目一站式服务平台，优化完善新能源的并网标准；同时推广新能源云线上办理平台应用，推动新能源接网业务全流程线上办理，力争实现一网通办、开放透明、接网申请“一次也不跑”。新举措一是规范了并网流程信息公开，提供并网标准化流程指导，提供并网手续（并网经济协议、并网调度协议、签订购售电合同等）一站式上报、查阅平台，避免重复提报相关信息，实现一站式服务。二是公开经营区域内可接纳新能源电力的容量信息，便于发电企业及时掌握相关动态，为项目选址提供科学依据。三是从顶层设计解决电网规划与地方能源中长期规划及年度建设方案的衔接问题，同时保障新能源项目的有效消纳，提高电力系统对大规模高比例新能源接网、消纳的适应性。
| 案例3-6 国家电网公司福建公司优化分布式电源并网流程 |
| 国家电网公司福建电力公司于2022年6月印发了《国家电网公司福建电力关于做好中低压分布式电源接入系统优质服务指导意见》，优化了新能源的并网流程，对于分布式光伏系统接入，根据分布式电源自身利用不同情况，差异化考虑接入电压等级；对于直接接入用户内部电网、分布式电源以自发自用、余量上网为主的，接入电压等级应结合用户内部自有专用变等建设情况，允许采用低压接入。 |
主要政策点3：接网及送出工程原则上由电网企业投资建设，电网企业要改进完善内部审批流程，合理安排建设时序，确保送出工程与电源建设的进度相匹配；由发电企业建设的新能源接网及送出工程，电网企业可在双方协商同意后依法依规回购。
新能源项目送出工程建设一直是制约项目投产的重要因素之一。一方面，国家发展改革委原则要求电网公司是送出工程的建设主体，同时允许发电企业投资建设配套送出工程，缓解新能源快速发展并网消纳压力。另一方面，受源网规划不协调的影响，部分送出工程未与新能源项目同步纳入投资规划。新能源项目开发企业为了确保投产进度计划，争取当年电价补贴政策，大多数会主动提出或与电网公司协商自建送出线路，建成后由电网公司回购。现实的困难在于：若发电企业承诺送出工程自建，很多地方政府在办理送出工程核准时，并不认可发电企业能够作为送出工程的业主单位，协调难度很大。同时，部分发电企业的送出工程可能存在未核先建、手续不全等合规性问题，影响电网企业回购。
《实施方案》明确，接网及送出工程原则上由电网企业投资建设，电网企业要改进完善内部审批流程，合理安排建设时序，确保送出工程与电源建设的进度相匹配；由发电企业建设的新能源接网及送出工程，电网企业可在双方协商同意后依法依规回购。核心是从电力规划的源头解决送出工程与电源建设的匹配问题。若电网和发电企业协商一致，送出工程由发电企业代建的，电网公司应根据约定要求尽快完成收购。
国家发展改革委、国家能源局于2021年7月5日发布《做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》提出，对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，允许发电企业投资建设，缓解新能源快速发展并网消纳压力。发电企业建设配套送出工程应充分进行论证，并完全自愿，可以多家企业联合建设，也可以一家企业建设，多家企业共享。发电企业建设的新能源配套工程，经电网企业与发电企业双方协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。
| 案例3-7 国家电网统筹做好投资规划和建设，保障新能源并网 |
| 2021年国家电网公司750千伏及以下新能源并网和输送工程总投资达到120亿元，全力开展保障性并网新能源项目的接网工程建设，积极服务市场化并网新能源项目建设。 国家电网公司辽宁电力提出打造“无约束新能源接入和无约束业扩报装”的辽宁电网。规划建设输送工程55项，新增线路长度2300千米，总投资约70亿元，选取14个试点区域率先打造“无约束扩报装”目标网架片区，拓展新能源消纳空间。 国家电网公司浙江超前谋划和安排新能源配套项目前期工程，在年度计划中优先安排新能源配套项目，按照“三个不变”（目标不变、计划不变、底线不变）要求，逐段编制项目施工计划，专员驻厂调配工程物资，加大施工人员、工程机械物资等投入，实现新能源按时送出。 |
| 案例3-8 山东能监办推动可再生能源发电项目接网工程回购 |
| 2021年11月，为进一步促进可再生能源发电发展，减轻可再生能源发电项目负担，按照国家能源局有关要求，山东能源监管办持续加强可再生能源接网工程回购监管工作。 监管工作中，山东能源监管办加强与国家能源局、省有关部门的沟通，按照《关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》（发改办运行〔2021〕445号）文件，提出具体工作要求。在多次组织新能源发电企业召开工作推进会议的基础上，持续加大督导沟通力度，定期调度进度，结合清洁能源消纳综合监管，推动工作落实。指导电网企业对省内存量新能源发电项目接网工程进行3轮摸底梳理分析，督促电网企业制定接网工程回购工作方案，明确回购条件、部门职责和流程时限，对已符合条件的项目逐一制定回购计划。 |
（十一）健全新能源相关公共服务体系
主要政策点1：开展全国新能源资源勘查与评价，建立可开发资源数据库，形成县级以上行政区域内各类新能源资源详查评价成果和图谱并向社会发布。建立测风塔及测风数据共享机制。
新能源资源勘察和评价是对产业至关重要的公共服务，对于国家和地方主管部门科学编制产业发展规划具有重大的指导意义。政府建立新能源项目审批政务公开平台，组织开展全国新能源资源勘查与评价，并牵头打通国土、林草、环保等部门的信息数据，建立可开发资源数据库，形成县级以上行政区域内各类新能源资源详查评价成果和图谱并向社会发布，有利于企业一站式完成选址或场址复核，无需企业多次跑、多头跑，可大大缩短项目前期工作时间，提高项目审批效率。
2022年4月，国务院印发《气象高质量发展纲要（2022-2035年）》指出，探索建设风能、太阳能等气象服务基地，为风电场、太阳能电站等规划、建设、运行、调度提供高质量气象服务。该文件明确提出强化气候资源合理开发利用，包括：加强气候资源普查和规划利用工作，建立风能、太阳能等气候资源普查、区划、监测和信息统一发布制度，研究加快相关监测网建设；开展风电和光伏发电开发资源量评估，对全国可利用的风电和光伏发电资源进行全面勘查评价；研究建设气候资源监测和预报系统，提高风电、光伏发电功率预测精度。目前，融合了大数据、物联网、人工智能、云计算等互联网技术的大型能源工业软件平台，已经全面应用于风资源评估与风电场设计、电力气象预报和风场智能控制，可以实现全球风资源图谱、全球平准化度电成本分析、全国输电配网策略、风电场微观选址等20项功能，可为新能源行业提供覆盖项目全生命周期的智慧化专业服务。根据《实施方案》要求，下一步国土、林地等相关部门应加快出台有关配套政策，协同打通国土空间规划“一张图”，不断健全新能源相关公共服务体系。
| 案例3-9 建立测风塔及测风数据共享机制支持新能源项目发展 |
| 山东省烟台市莱州市位于山东省东北部，烟台市西部，西临渤海莱州湾，属暖温带季风大陆性气候，具有良好的风资源条件，因此吸引了大唐、中广核、三峡新能源等多家公司在此开展风电项目建设，出现在很小的区域范围内就有几家不同发电企业风电场的情况。因为目前测风塔及测风数据还未实现共享，导致各家企业在开展各自风场建设过程中，都需要建设各自的测风塔以及测风数据的分析，造成了人力、物力、财力的浪费。如果建立测风塔及测风数据共享机制，有利于企业一站式完成选址或场址复核，无需企业多次跑、多头跑，可大大缩短项目前期工作时间，提高项目推进效率。 |
主要政策点2：完善新能源产业防灾减灾综合服务体系。加快推动新能源装备标准和检测认证等公共服务体系建设，支持建设国家新能源装备质量公告平台和关键产品公共检测平台。
建立健全标准体系，是推动新能源产业健康发展的重要保障之一。我国已基本形成了以国家标准为核心、行业标准为配套支撑的新能源标准体系。以风电为例，已发布实施的风电标准超过130项，标准项目涉及陆上风电及海上风电整机、零部件、风电场、检测认证、运行维护等。同时，国内机构还积极牵头和参与风电国际标准的制定，并推动国际可再生能源认证体系（IECRE）的合格评定互认机制。然而，在产业保持快速发展、技术能力不断取得突破的情况下，我国新能源标准体系建设仍存在不足。突出问题是标准制（修）订进度相对滞后。比如，我国早期制订的标准已不能适应风电产业目前的发展需要，部分国外标准经转化后又无法完全适用于我国的工况环境，导致标准制定与风电发展之间存在脱节。对此，除了继续关注先进的国际标准并进行转化外，还需要加大标准实施以及标准化工作人员培训的力度；重点围绕新能源行业的技术创新迭代、新材料引入、新工艺应用、新领域开拓等，进一步完善标准体系。
检测认证公共服务体系，是开展新能源共性技术研发的一个重要支撑。关键共性技术能够为某一领域技术发展或新产品开发提供支撑，是整个产业进步和创新的基础，对提升产业技术水平、产业质量、生产效率具有很强的带动作用。经过多年的努力，我国已建成国家海上风电装备质量检验检测中心等国家级检测认证公共服务平台，对加速我国新能源技术进步起到了很好的促进作用。然而，整体来看，新能源检测认证公共服务体系建设较为缓慢，无法满足产业高速发展需要。而国外相关机构早已在积极推进相关公共服务平台的建设，如风电机组平台方面，美国国家可再生能源实验室建设了百米级风电叶片全尺寸实验平台，德国弗劳恩霍夫风能研究建设了可以测试20兆瓦风电机组与电网兼容性的平台，英国可再生能源孵化中心（ORE Catapult）建设了15兆瓦风电机组传动链测试平台，而国内尚处于起步阶段，多数关键环节的技术创新仍缺少能够适应未来产业发展的公共基础设施的支持。对此，国家相关主管部门应加快公共技术研发试验平台建设，可由第三方机构牵头，企业共同参与，以国家投资为主、企业集资为辅的方式，建设起风机传动系统、叶片、轴承等研发试验平台。
| 案例3-10 我国建成国家级海上风电装备检验检测公共服务平台 |
| 2021年1月，位于广东省阳江市的国家海上风电装备质量检验检测中心获得国家级资质并正式投入运营，承担了我国海上风电关键部件的测试研发工作，在我国新能源产业发展中发挥了重要作用。 国家海上风电装备质量检验检测中心是经国家认证认可监督管理委员会批准，鉴衡认证中心投资建设运营的国家级海上风电装备公共检测检验与技术服务平台，也是我国目前唯一一个国家级海上风电装备检验检测公共服务平台。该中心计划建成整机实验室、叶片实验室、在役机组检验实验室、化学实验室，在海上风电装备领域形成从原材料、部件、整机到在役机组的全生命周期检验、检测服务能力，将极大拓展我国风电整机及关键部件的测试验证资源。 其中，叶片实验室可以按照国际标准开展150米叶片全尺寸试验，从长度、功率、质量、载荷等方面通过设计参数的相关性分析，构建起叶片关键参数的预期评估模型，对风电叶片的设计与试验参数进行预判，模拟风电叶片在实际运行中的状态，为项目建设提供设计依据。这使得我国风电叶片检测能力达到全球领先水平，助力我国海上风电产业蓬勃发展。 |
四、支持引导新能源产业健康有序发展
经过多年培育，我国已经打造出一条技术成熟、产业链完备的新能源产业体系，具备了全球领先的竞争优势。在落实双碳目标的新形势下，面对更大规模与更高质量的发展要求，我国新能源产业仍需进一步强化创新驱动，统筹发展与安全，促进形成以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新格局。针对于此，《实施方案》从强化科技创新能力、保障产业链供应链安全、提高国际化水平等方面支持引导新能源产业健康有序发展。
（十二）推进科技创新与产业升级
主要政策点1：建立产学研一体化平台，建设国家级新能源实验室和研发平台，加大基础理论研究投入，超前布局前沿技术和颠覆性技术。
过去十多年，我国新能源产业体系日臻成熟，科技创新实力领跑全球。风电方面，我国已具备大兆瓦级风电整机和关键核心部件的自主研发制造能力，机组设备制造基本实现系列化、标准化和型谱化，机型涵盖双馈、直驱和混合式技术路线，单机容量最大达到18兆瓦，设备技术水平和可靠性不断提高，通过高塔架、翼型优化、独立变桨、场群控制、新材料应用和精准测风等技术创新，推动发电效率较十年前提高了30%，成本下降超过50%。光伏方面，我国更是在产业规模、技术创新能力以及成本经济性等方面占据了全球优势地位，推动光伏发电在全球部分国家成为单位造价最低的电源品种。目前，我国已建成了国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地），为有效支撑共性技术研发工作、充分发挥产学研用结合能力起到了重要作用。
下一步，通过加快技术创新进一步提升新能源经济性仍是业界必须推进的重点工作，尤其是强化基础理论研究、超前布局前沿技术和颠覆性技术，将是新能源产业能否持续提高竞争力、不断拓宽发展空间的关键所在。以光伏为例，虽然我国在产业化技术方面已处于全球第一梯队，但研发创新能力仍有待提升：一是原理性研究积累不足。在我国已实现大规模量产、在实验室不断打破效率世界纪录的PERC电池技术，其结构原理来自海外高校科研院所；TOPCON、HIT、IBC等有望实现量产的高效电池技术，其电池结构原创发明人同样来自海外。这给我国光伏产业的国际化发展埋下知识产权纠纷的隐患。二是前沿性研究滞后。虽然我国晶硅电池研发水平后来居上，不断创造世界纪录，但在叠层电池等前沿技术方面的研发储备不足，一旦出现产业化颠覆性技术，可能对我国光伏产业带来沉重打击。三是国家级实验室数量不多。光伏产业基础较好的国家基本上建有国家级研发实验室，如德国的弗劳恩霍夫实验室、美国的NREL实验室和日本的NEDO等，其通过与企业联合研发、政府合同服务等方式开展共性关键技术研发，屡次创造不同电池类型的转换效率世界纪录，并能通过产学研用紧密结合的运营模式快速实现产业化。
《“十四五”能源领域科技创新规划》将“先进可再生能源发电及综合利用技术”列为一项重点任务，并提出开展新型高效低成本风电技术研究、开发15兆瓦及以上海上风电机组、研发远海深水区域漂浮式风电机组；建设晶体硅/钙钛矿、钙钛矿/钙钛矿等高效叠层电池制备及产业化生产线，开展钙钛矿光伏电池应用示范；开展高效低成本光伏电池技术研究和应用示范等研究工作。
为更好地支撑这些研究工作开展，下一步将尽快出台具体支持措施，包括建立产学研一体化平台、建设国家级新能源实验室，支持第三方机构通过政企合作的方式打造行业亟需的公共实验、测试平台和设施等。
| 案例4-1国家光伏、储能实证实验平台助推行业技术进步 |
| 随着我国光伏、储能产业的发展，相关技术进步迅速，光伏组件、逆变器、储能等关键设备以及产品理论研究、技术研发和实验室水平不断提升，户外实际运行专业性和系统性研究检测能力也需同步跟进。 国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）位于黑龙江省大庆市，是国家能源局批准的首个国家级光伏、储能户外实证实验平台，由国家电投黄河公司建设运维。平台可开展光伏和储能关键设备、产品、系统的户外实证实验检测工作，为新技术、新产品、新方案实际应用效果提供科学的检验对照数据支撑，为国家制定产业政策和技术标准提供科学依据，对推动行业技术进步、成果转化、产业发展具有重要意义。“十四五”期间，国家光伏、储能实证实验平台规划布置实证实验方案约640种，折算规模105万千瓦，逐年分期实施，2021年折算规模20万千瓦，2022-2025每年折算规模分别约15万千瓦、15万千瓦、30万千瓦、25万千瓦，总投资约60亿元。完全建成后，每年折算减少碳排放140万吨。目前，一期工程于2021年11月启动运行，布置了6个实验区、161种实证实验方案，二期工程于2022年5月开工建设，布置了4个实验区、111种实证实验方案。 |
| 案例4-2产学研用深度融合推动海上风电跨越式发展 |
| 随着我国海上风电跨越式发展，深远海将成为主战场，漂浮式技术已经成为海上风电最前沿的技术。“三峡引领号”漂浮式风电机组是我国首台半潜浮动式海上风电系统装备，也是全球首座抗台风型漂浮式风电机组，单台装机容量5.5兆瓦，主要由半潜式浮体、系泊锚固系统、风电机组及塔筒、动态电缆和智能监测系统五部分组成。 漂浮式海上风电技术在我国尚无先例，早期投运的机组为基础形式，在设计、建设、运营等方面缺乏经验，加之项目场区海洋水深较浅，台风多、风力大、地形条件复杂，对首台系统示范提出了极高的挑战。项目采用产学研用深度融合的方式，研发出漂浮式风电机组-基础-系泊系统一体化分析技术，突破了一体化设计壁垒；使用破断力达14500千牛的国产浮式风电单股系泊钢丝绳，应对超浅水环境；对机舱、塔筒进行特殊减阻减震设计，可抵御17级台风；采用1.18公里的35千伏动态电缆以及配套附件，解决了电缆干涉、打扭问题。 本项目由上海勘测设计院、三峡能源联合明阳智能、华南理工大学共同研发，填补了国内漂浮式海上风电多项技术空白。项目依托的三峡新能源阳江百万千瓦海上风电场，于2018年初正式立项，2020年5月启动试验样机工程建设，2021年12月实现商业化并网发电，年平均上网电量1518万千瓦时，每年可节约标准煤约4600吨。 |
主要政策点2：推行“揭榜挂帅”“赛马”等机制，推动企业、科研院所、高校等针对新能源占比逐渐提高的电力系统安全稳定可靠等问题开展系统性研究，提出解决方案。
未来我国非化石能源比重要逐渐提高到80%以上，意味着风电、光伏在电力系统中的占比也将不断提高，需要构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统。大规模风电、光伏、储能等分布式电源与以电动汽车、数据中心为代表的直流化负荷快速发展并大量接入电网，使得新型电力系统的源荷组成发生巨大变化。如何妥善解决源荷矛盾带来的能源供应和消纳时空不匹配等问题，成为新型电力系统运行所面临的重大挑战。为了解决这些挑战，需要进行大量的技术攻关，涉及高效低成本电网友好型可再生能源发电和综合利用技术、安全高效低成本长寿命新型储能技术、数字化智能化综合能源控制技术、信息物理融合的能源互联网/物联网技术等。
针对新型电力系统及其支撑技术，《“十四五”能源领域科技创新规划》提出，加快战略性、前瞻性电网核心技术攻关，支撑建设适应大规模可再生能源和分布式电源友好并网、源网荷双向互动、智能高效的先进电网；突破能量型、功率型等储能本体及系统集成关键技术和核心装备，满足能源系统不同应用场景储能发展需要。
高效推进解决新能源占比逐渐提高所涉及的电力系统相关问题，是一项牵涉面广、协调关系复杂的重大工程，有必要开展一系列系统性研究。通过“揭榜挂帅”制度，面向全社会开放性地征集系统性研究参与主体或解决方案，充分发挥企业、科研院所、高校等各类机构参与研究的积极性与创造力。同时，采用一个课题由多个团队、不同路径同步攻关，在相互竞争中，激发参与主体更好完成研究工作，形成更富有成效的解决方案。
| 案例4-3国家电网“仿真技术”获突破加速推动构建新型电力系统进程 |
| 日前，中国电科院的国家电网仿真中心依托国家863计划和国家电网公司科技项目，深入开展相关研究，取得了多项重大技术创新，研发了具有国际领先水平的大电网电磁暂态仿真项目。 国家电网仿真中心的大电网电磁暂态仿真项目，有针对性地解决了三大难题： 首先是“仿得了”。该项目攻克了众多技术难题，将大电网仿真时间尺度由毫秒级变为微秒级，实现了含多回直流和高比例新能源的大规模电网的电磁暂态仿真，并实现了工程化应用，仿真规模达到上万节点，可以覆盖两个区域电网，突破了人们对电力系统特性认知的技术瓶颈，彻底解决了现代大电网“仿不了”的世界难题。 其次是“仿得准”。该项目攻克了子网分解随机优化、任务映射图匹配算法等技术难题，研制了基于高速光纤通信及软同步的大流量分散式数模接口，解决了大规模电力电子控制保护装置和复杂系统保护装置接入万节点级大区电网的数模混合仿真难题，实现了15回直流控制保护装置（约300面屏柜，上万个交互信号）同时接入到大规模实时仿真电网的数模混合仿真，跨越式提升了大电网的仿真精度，解决了对大规模电力电子设备接入电网控制响应特性“仿不准”的世界难题。 最后是“仿得快”。该项目攻克了多项技术难题，将含大规模电力电子设备的大电网电磁模型启动时长由上百秒减少至5秒以内，实现了多潮流方式与故障组合的大批量仿真作业动态资源配置，计算效率提升3000倍以上，彻底解决了大电网仿真“仿不快”的世界难题。 |
| 案例4-4南方电网公司结合新能源实际情况及特点，部署实施新能源并网消纳系列科技项目 |
| 自2021年开始，南方电网公司系统布局新型电力系统创新项目研究，在并网消纳领域已立项开展了新能源功率预测、电力电量平衡、源网荷储协同优化、灵活调节资源建设与互动、多类型能源协同优化调度、灵活智能调度等项目研究，组织优势力量集中攻关，在理论和应用等方面取得了系列成果，新能源可观可测可控方面基础技术支持水平实现提升，初步满足了新能源快速建设与安全并网的要求。 |
主要政策点3：加大对产业智能制造和数字化升级的支持力度。推进高效太阳能电池、先进风电设备等关键技术突破，加快推动关键基础材料、设备、零部件等技术升级。
加速科技创新和产业升级更是保持行业领先地位的核心要求，虽然经过多年发展我国新能源技术已经取得长足进步，但在部分材料和零部件环节仍存在一定的“短板”。未来，行业仍需要围绕关键核心技术和共性技术进行攻关。对于风电，主要方向包括风电机组大型化、定制化和智能化开发；大功率齿轮箱和百米级叶片等关键零部件技术的持续突破；以漂浮式为核心的海上风电技术研发；高性能替代材料的研发和应用；陆上和海上运输、安装、运维等工程装备的专业化研发；多能互补等综合应用技术创新等。对于光伏，需加大对高效晶硅电池与组件等关键技术及装备，银粉、POE树脂、IGBT芯片等关键核心材料与部件，跟踪支架跟踪算法，以及光伏系统设计等软件平台的支持力度，夯实产业发展基础；大力支持具有良好产业化前景的N型高效晶硅电池与组件技术的研发与产业化，提升对钙钛矿、晶硅/钙钛矿叠层电池等前沿技术的研发力度，加速科技研发成果应用转化，提升规模化量产能力。此外，风电和光伏产业链上下游的协同创新，产业外部围绕电力网、信息网和交通网的三网融合创新，也将是创新的重点。
对此，《“十四五”能源领域科技创新规划》提出了2025年前新能源科技创新的总体目标，确定了集中技术攻关、示范试验和应用推广任务，制定了技术路线图，并明确了支持技术创新、示范试验和应用推广的政策措施。下一步，将加大对关键技术攻关的财政金融支持力度，包括完善支持科技创新的税收政策，对企业投入基础研究实行税收优惠；研究设置专项研发资金，引导企业开展技术攻关；支持开展首台（套）重大技术装备保险补偿试点，促进重大技术装备的创新。
| 案例4-5攻克柔性直流技术难关助推海上风电产业升级 |
| 近海风电场资源有限，随着海上风电的快速发展，积极开发深远海海上风电是未来发展趋势，适应深远海海上风电开发的柔性直流技术是产业升级创新的关键。江苏如东柔性直流海上风电项目位于江苏省如东县东部黄沙洋海域，该项目为如东H6、H8、H10三座海上风电场配套建设的海上柔性直流送出工程，额定容量110万千瓦，由三峡集团牵头实施。如东柔直项目于2020年2月开工建设，2021年12月项目全容量并网，目前运行可靠稳定。 如东柔直项目是国内首个采用柔性直流输电技术的海上风电项目采用±400千伏电压等级的99公里直流海缆。实现国内电压等级最高、输送距离最长，国内、亚洲首座海上换流站等多项首创的同时，解决了设备关键部件国产化、国产重大装备首台套应用、海上平台浮托安装、大截面直流海缆敷设等多项重大关键技术突破；实现了风电传输新模式等诸多技术集合运用，填补了国内行业多项空白，为今后深远海大容量海上风电产业升级发挥了较好的推动作用。 该项目年上网电量约33亿千瓦时，可满足约137万户家庭年用电，与同等规模的燃煤电厂相比，每年可节约标准煤约100万吨、减排二氧化碳约252万吨，节约淡水约979万立方米，具有重要经济、社会和生态效益。 |
主要政策点4：推动退役风电机组、光伏组件回收处理技术和相关新产业链发展，实现全生命周期闭环式绿色发展。
进入“十四五”，我国风电机组、光伏组件将逐步迎来集中退役，随之面临关键部件的批量化处置问题。以光伏为例，我国是光伏组件制造和应用大国，组件产量占全球的四分之三以上，在应用方面，新增和累计装机容量均连续多年保持全球第一的地位。截至2021年底，我国光伏累计装机容量已达到3.06亿千瓦，若以每块光伏组件300瓦、体积0.066立方米、重量19千克来计算，即使仅考虑目前我国已有的装机容量，当全部光伏电站25年运行期满后，废弃的光伏组件将产生约6700万立方米、约2000万吨的固体废物。若这部分固废得不到及时、恰当的处理，显然不利于产业的长远健康发展。对此，产业链上下游一直在积极探索，已经初步形成了一些技术路线，但由于市场规模小、回收综合利用价值低，企业的投资积极性不高，导致此类技术尚未实现产业化。此外，组件回收相关政策和标准也有待完善。
目前，风电机组、光伏组件回收利用问题已逐渐受到重视。2021年10月，国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》明确要求，推进退役动力电池、光伏组件、风电机组叶片等新兴产业废物循环利用；2022年1月27日，工业和信息化部等八部门联合印发《关于加快推动工业资源综合利用的实施方案》，提出推动废旧光伏组件、风电叶片等新兴固废综合利用技术研发及产业化应用，加大综合利用成套技术设备研发推广力度，探索新兴固废综合利用技术路线。
下一步，需要重点开展以下几项工作。一是加快政策与标准制定。尽快完善行业标准、技术规范、认证体系等，确立合理的商业模式，逐步推出综合利用产品绿色认证，研究给予税收政策优惠或向产业化生产线建设提供国家预算内资金支持。二是完善风电机组、光伏组件回收处置办法。在广泛征求生产企业、科研院所、循环利用环保机构的意见建议基础上，制定风电机组、光伏组件固废处理标准、复合材料固废处置企业主体评价准则、跨区域处置办法，有针对性地开展项目示范。同时，建立跨行业的合作交流机制，促使其他行业参与风电机组、光伏组件回收技术的应用示范，对使用再回收产品的项目和企业给予政策倾斜。对于回收再利用产品制定要求，放宽产品标准指标，限定适当的使用条件和场景供市场选择。三是开展风电机组、光伏组件回收再利用技术研究。优化资源化回收再利用技术，重点解决回收再利用方法的技术路线、设备产业化以及后物料的规模化应用等难题。引导科研机构、高校、固废回收企业研发更高效、更环保的回收处置工艺，拓展应用场景。鼓励设备制造企业完善回收再利用体系，培育风电机组、光伏组件制造、使用、回收再利用的完整产业链。四是强化新材料研发，实施技术改造延长风电机组、光伏组件的使用寿命。
| 案例4-6退役风电叶片实现变废为宝 |
| 在金风科技亦庄智慧园区内，一组采用固废3D打印技术建造的景观花坛已正式落成，为这座科技范儿十足的“碳中和”智慧园区注入更多绿色基因，为叶片回收利用开辟了新方向。 区别于一般的3D打印景观，这组花坛所应用的打印材料，取自内蒙古某风电场的退役风电叶片。这种打印材料含有叶片粉碎颗粒，借助3D打印机器人预制成型，成品花坛的叶片固废利用率达到30%以上。 这项技术可将风电叶片固废转化为3D打印的原材料，借助3D打印产业实现对叶片固废的规模化消纳，为批量无害化处置退役风电叶片探索出一条可行性和经济性兼顾的技术途径。 3D打印技术，本质上属于一种增材制造工艺，设计师将数字化设计模型输入3D打印机中，转化为打印指令，机器就会按照设计要求，将打印材料一层层叠加成特定形状的部件。将风电叶片的粉碎颗粒添加到打印材料中，其技术难点在于如何在保证打印成品达到特定强度的前提下，最大限度地增加叶片固废的添加比例。 在“叶片固废3D打印技术”的实验过程中，研究人员通过不断调整各种原料的配比，以及风电叶片粉碎颗粒的粒径和级配（各级粒径颗粒的分配情况），最终确定了满足打印成品强度和叶片固废消纳要求的“黄金比例”，并制定出一系列适用于风电固废3D打印的材料体系。 使用这种新型打印材料制成的成品，其力学性能、耐久性能和工作性能，均可达到常规建筑混凝土标准。通过调整风电叶片掺合料的比例，可以使打印材料的抗压强度分别达到或接近C30、C20和C15混凝土的强度等级。 |
（十三）保障产业链供应链安全
主要政策点1：出台推动能源电子产业发展的指导意见，加快电子信息技术与新能源产业融合创新
能源电子产业是电子信息产业和新能源产业融合创新的产物，是生产能源、服务能源、应用能源的电子信息技术及产品的总称，主要包括太阳能光伏、新型储能电池、重点终端应用、关键信息技术产品（光、储、端、信）等领域。
2021年，工业和信息化部等五部委联合印发《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025年）》（工信部联电子〔2021〕226号），提出促进5G通信、人工智能、先进计算、工业互联网等新一代信息技术与光伏产业融合创新，加快提升全产业链智能化水平，增强智能产品及系统方案供给能力等要求，持续促进我国光伏产业持续迈向全球价值链中高端。
2022年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）提出，推动能源电子产业高质量发展，促进信息技术及产品与清洁低碳能源融合创新，加快智能光伏创新升级。
推动能源产业和电子信息技术融合不仅有助于解决新能源发电存在的问题，还是新能源产业发展，制定行业规则、界定行业边界、推动行业的发展的主要抓手。下一步，将继续推动风电、光伏产业与新一代信息技术深度融合，加快实现智能制造、智能应用、智能运维、智能调度，全面提升我国光伏产业发展质量和效率。
| 案例4-7我国首座潮光互补型智能光伏电站并网发电 |
| 2022年5月，我国首座潮光互补型智能光伏电站——国家能源集团龙源浙江温岭潮光互补型智能光伏电站实现全容量并网发电，总装机容量100兆瓦，设计布置24个发电单元，合计安装18.5万余块高效单晶硅双面组件。该电站与我国第一大潮汐发电站——龙源电力温岭江厦潮汐试验电站互补，实现了光伏与潮汐协调发电的新能源综合运用新模式。 该电站智能化、自动化程度达到国内一流水平，实现少人、无人值守。电站运用无人机巡检技术及AI智能诊断系统，依托数字化平台大数据分析，开展光伏发电设备的健康监测远程诊断，提前发现设备潜在问题，预警准确率达到85%以上，实现从“人找信息”向“信息找人”的转变，设备运维由被动变为主动，有效保障了电站经济效益。 |
| 案例4-8天津中环新能源国家会展中心（一期）7兆瓦屋顶分布式光伏发电项目 |
| 天津中环新能源会展中心（一期）7兆瓦屋顶分布式光伏发电项目，建设运营全过程采用先进理念，满足绿色节能要求，整体规划应用智能光伏产品和智能光伏系统，为光伏发电系统的长期经济高效运行奠定了坚实的基础。项目装机容量7.46兆瓦，设10千伏并网点1个，采取“自发自用，余电上网”模式以及合同能源管理形式。 项目将光伏系统设计、施工和运营纳入到天津国展中心整体建筑规划中，光伏系统的整体施工按照建筑工程鲁班奖要求把控质量。在施工阶段，使用BIM建模，对光伏发系统与其他专业施工的配合进行整体把控；在运营管理阶段，将光伏系统设备运行参数等传输至国展智能化平台，通过该智能平台实现对于各模块（包括光伏系统）的智能化监控与运维。 项目采用诸多智能光伏产品，包括叠瓦组件、组串式智能光伏逆变器等，有效提升了光伏发电量，支撑了光伏电站的智能化管理。项目运用互联网、大数据、人工智能、5G通信等新一代信息技术，推动光伏系统从设计、集成施工到运维的全流程智能管控，具体包括智能化光伏设计系统、智能施工管理系统、智能光伏发电监控系统、智能区域集控运维中心和移动智能巡检平台等。 项目采用光储充一体化技术，建设了“光储充”一体化充电桩服务，储能系统的引入既能为电动汽车供应绿色电能，还可以对光伏出力和能量调度起到平滑作用，改善电能质量，提升新能源发电的可预测性，提高利用率。 项目同时采用了节能、节水、节材等综合性措施，使得会展中心的建筑节能率达到66.2%，非传统水源利用率达到34.2%，设计建筑碳排放总量较基准建筑减少25%以上，取得了三星级绿色建筑设计标识证书。 |
| 案例4-9工业园区智能微电网示范项目 |
| 该项目将分布式光伏发电系统、锂电池储能系统、电动汽车充电桩系统集成后接入华自科技园区已有配电系统，以华自科技自主研发的智能微电网能量管理系统（HZ3000-MEMS）作为园区级智能微电网系统的控制核心，对微电网进行协同控制，并将相关数据上传至自主研发的HZNet多能物联数据中心，构成园区级智能微电网系统，实现“分布式电源自律控制、柔性负荷自治控制”。 项目依托HZ3000-MEMS智能微电网能源管理系统先进的控制策略逐步实现园区用电从传统的“以需定供”向“以供定需”的转变，实现光伏、储能、充电桩、配电之间的多能流稳定性控制及多场景经济调度，融合频率稳定控制（AGC）、电压稳定控制（AVC）、功率分配、削峰填谷、备用容量等功能，进一步提升园区企业用电的稳定性和可靠性。 HZNet多能物联数据中心充分利用现代信息技术，实现电力系统各个环节互联，对内形成“数据一个源、电网一张图、业务一条线”，对外广泛连接上下游资源和需求，具有状态全面感知、信息高效处理、应用便捷灵活的特征。以电力系统为核心都多种类型能源在物理网络上互联互通，充分利用互联网思维和物联网技术，实现横向“电、热、冷、气、水”等多能互补，纵向“源网荷储”协调优化，形成具备全面互联、全面感知、全面智能、全面协同等特征的新型能源生态体系。同时以客户为中心，通过多种能源统一规划设计，多主体投资建设运营和管理、调度、服务等模式，充分实现价值增值。 |
主要政策点2：推动强链补链，依照新能源产业链分工对供应链上下游实施科学统筹管理。增加扩产项目信息透明度，增强设备、材料企业对产业供需变化的响应能力，防控价格异常波动，增强新能源产业链供应链韧性。
经过十几年的发展，我国已形成涵盖开发建设、设备制造、技术研发、检测认证、配套服务的完整风电和光伏产业链。我国生产的光伏组件、风力发电机齿轮箱等关键零部件占全球市场份额70%。
随着世界各国加快应对气候变化和推进能源革命，产业上下游协调必须形成联动才能有力推动行业的持续健康发展，这就要求产业链各环节以及供给侧和需求侧之间协调发展。近两年我国光伏价格出现较大幅波动的原因之一就是产业链供应链未能协同发展。一方面，供应链扩产周期、产能弹性等不匹配，造成上下游之间的供需失衡；另一方面，企业扩产和市场实际增长匹配不足，造成一定程度供需失衡。
2022年公开发布的《“十四五”可再生能源发展规划》，对产业链供应链发展也提出明确要求，包括“提升可再生能源产业链供应链现代化水平”“锻造产业链供应链长板、补齐产业链供应链短板、完善产业标准认证体系”等。全球碳中和背景下，新能源产业正迎来高速发展，产业链供应链也正经历新一轮重塑，保障新能源产业链供应链安全是确保我国新能源行业继续保持全球领先优势的基础。《实施方案》有针对性地提出保障产业链供应链具体措施，增强风电、光伏产业链供应链韧性。下一步，将继续实施强链补链，按照新能源产业链分工对供应链上下游实施科学统筹管理，推动各方在补齐产业链“短板”、确保供应链安全、规范产业发展秩序等方面做出更大贡献。
| 案例4-10瓦轴集团突破多项风电轴承关键技术 |
| 近年来，我国风电等新能源装机规模不断扩大，连续多年稳居全球第一，但轴承国产化率偏低一直是制约风电高质量发展的一个主要“瓶颈”。瓦轴集团聚焦风电轴承“卡脖子”重点问题进行攻关，集中精力打造具有核心竞争力的产品，先后自主研发了一批高精度、高可靠性的风电偏航和变桨轴承、主轴轴承、齿轮箱轴承、驱动器轴承和发电机轴承，成为全球可以全系列批量生产配套风电轴承的企业之一，多项技术填补国内空白。 2021年以来，瓦轴集团为国内某风电机组制造企业自主研制并批量生产了4兆瓦级平台风电机组单列圆锥结构主轴轴承。在此基础上，瓦轴集团还在自主研制5兆瓦级平台风电机组单列圆锥结构主轴轴承。此外，其自主研制的大型深沟球轴承和大型圆柱滚子轴承已配套应用于11兆瓦海上风电机组；与风电机组制造企业共同研发的国内首台5兆瓦海上风电机组成功下线，10种规格的齿轮箱全系轴承也已完成装机。 |
| 案例4-11光伏硅料价格大幅上涨 |
| 2020年下半年以来，光伏多晶硅价格不断上涨。尤其是2021年上半年，仅半年时间硅料价格就从年初的7-8万元/吨快速上涨至年中的20万元/吨，三季度由于部分地区限电及工业硅原材料价格上涨，硅料价格再次快速拉升至26万元/吨以上，四季度虽有所回落但仍维持在20万元/吨以上的高位。进入2022年，由于国内外光伏市场需求仍十分旺盛，硅料始终处于供不应求状态，硅料价格从2022年初开始再次持续上涨，2022年7月已经上涨至约30万元/吨。据统计，晶硅料每公斤涨价10元，光伏组件成本将提高约3分钱/瓦，硅料价格的大幅上涨使得同期组件价格从1.6元/瓦反升至2.0元/瓦左右。 |
主要政策点3：指导地方政府做好新能源产业规划，落实光伏产业规范条件。优化新能源产业知识产权保护环境，加大侵权惩罚力度。规范新能源产业发展秩序，遏制低水平项目盲目发展，及时纠正违反公平竞争的做法，破除地方保护主义，优化新能源企业兼并重组市场环境和审批流程。
当前，在国际经济贸易环境日趋严峻、产业链部分环节发展不协调等因素的作用下，部分地方和企业出现了无序竞争、恶性竞争乃至不正当竞争等扰乱市场正常秩序的行为。为加强光伏行业管理，推动我国光伏产业持续健康发展，2013年工业和信息化部牵头制定了《光伏制造行业规范条件》，2021年对此版本进行修订形成《光伏制造行业规范条件（2021年本）》和《光伏制造行业规范公告管理暂行办法（2021年本）》，有效规范了行业发展秩序，提高行业发展水平，引导落后产能逐步退出。2014年，工业和信息化部编制发布《关于进一步优化光伏企业兼并重组市场环境的意见》，消除了兼并重组制度性障碍，优化光伏企业兼并重组审批流程，提高光伏企业海外并购便利化水平。光伏企业通过兼并重组，逐步加快转型升级、提高产业集中度和核心竞争力。
此外，新能源行业具有知识产权密集、行业竞争激烈、侵权易发多发等特点。而我国知识产权法律制度建立较晚，尚不成熟。下一步，将进一步加强新能源产业知识产权保护，引导产业良性竞争，促进新能源产业创新发展，努力营造高效规范、公平竞争的市场环境。
| 案例4-12加强知识产权保护提升国际竞争力 |
| 随着国内光伏技术的发展，国外对于国内光伏技术的知识产权诉讼愈演愈烈，例如，韩华在美、澳、德发起的PERC专利诉讼，美国已判定专利无效，澳大利亚还在审理过程中，德国判韩华胜诉，并要求召回自2019年1月30日以来在德国销售的涉及侵犯专利权的产品。2022年6月6日，阿特斯与Solaria公司达成和解，Solaria公司同意终止对阿特斯的诉讼，阿特斯则将在七年内停止在美国市场销售其叠瓦太阳能组件。专利纷争带来的后果是直接丧失某一特定光伏市场，相比贸易壁垒/关税影响更为巨大。 因此，亟待针对现有及未来光伏技术进行知识产权梳理，引导企业进行知识产权规避与布局，加强知识产权培训，提升企业知识产权保护意识和能力，并开展相应的预警工作。 |
（十四）提高新能源产业国际化水平
主要政策点：加强新能源产业知识产权国际合作，推动计量、检测和试验研究能力达到世界先进水平，积极参与风电、光伏、海洋能、氢能、储能、智慧能源及电动汽车等领域国际标准、合格评定程序的制定和修订，提高计量和合格评定结果互认水平，提升我国标准和检测认证机构的国际认可度和影响力。
我国光伏、风电产业的国际影响力不断提升，国内企业“出海”步伐明显加快。2021年，我国光伏组件出口接近1亿千瓦，同比增长25.1%，光伏产品出口超过284亿美元，同比增长43.9%；风电机组出口装机326.8万千瓦，同比增长175.2%。国际化趋势的不断增强，对新能源企业在国际知识产权合作、产品的标准规范制定、合格评定结果采信等方面的需求也越来越高。在行业主管部门、企业和标准化研制和管理机构的积极努力下，我国在光伏材料、光伏电池和组件、光伏发电系统等方向制定了一系列产品标准和测试标准，扩大了标准的覆盖范围，同时在风电国际标准制定、合格评定互认机制等方面也取得较大进展。
但总体看，我国光伏标准化工作与处于国际领先优势的产业发展水平仍不相适应。光伏国标/行标虽然在数量上相较国际通用的IEC标准更多，但大部分实施时间早、技术指标落后，已经滞后于技术变革与光伏产业发展实际，并且部分标准缺失，尚未形成一套完善的标准体系。此外，行业发展速度较快不仅体现在技术变革上，还体现在建设新能源占比逐渐提高的新型电力系统对光伏发电的新需求上，对标准的研制范围、数量、质量、速度都提出了更高要求。因此，需建立更为完善、更适应行业技术及产业发展的光伏产业标准体系。
在光伏检测认证领域，我国已经涌现了一批检测认证机构，并逐步发展壮大。但与国外先进机构相比，国内机构发展时间较短、检测能力不强、高素质检测人员缺乏，测试数据国际公信力有待提升，由我国检测机构出具的电池转换效率数据尚不能得到国外权威机构的认可。此外，在“碳中和”逐步成为全球各国共同的发展目标、围绕能源变革领域的竞争日益激烈的形势下，产品认证、碳足迹认证等已成为进入部分国家和地区市场的新的贸易壁垒形式。
风电领域国际化方面也存在一些障碍，具体表现为国际标准制定中制造企业参与程度不高、观点输出较少。在西方主导市场和西方金融机构主导投资的项目中，我国企业仍然习惯依赖国外机构的采信能力，对推动国际互认体系的决心和信心不足，不愿意承担风险。这让我国风电行业在面对复杂的国际贸易保护现状时略显弱势。
下一步，需要行业提升整体协作意识，企业敢于主动输出成果，积极参与风电、光伏等新能源领域国际标准制定和修订，运用和改变游戏规则，逐步走出被动局面。同时，不断提高我国的计量、检测和试验研究能力，提高计量和评定结果互认水平，并提升我国标准和检测认证机构的国际认可度和影响力。
| 案例4-13中国积极参与可再生能源全球标准和认证体系建设 |
| 光伏、风电装备国际竞争力的不断增强，为国际知识产权合作、标准规范制定、合格评定结果采信提供了研究基础和底气。越来越多的中国企业和机构参与到国际标准与合格评定体系建设之中，取得显著成效，大大增强了中国在全球可再生能源领域的话语权与影响力。 我国相关认证机构早在2012年就参与到国际电工委员会（IEC）可再生能源设备认证互认体系（IECRE）的前身组织，最终推动了该体系在2014年9月的成立。IECRE是IEC的全球可再生能源设备认证体系，旨在开发高质量的国际标准，建立和运作全球统一的可再生能源认证制度，推动认证结果在全球范围内的广泛采信，促进国际间贸易的便利化，实现一张证书，全球通行。IECRE证书已被全球数十个国家和地区采信，将助力中国风电、光伏产业加速“走出去”。 |
五、保障新能源发展合理空间需求
风电光伏等新能源的开发需要以土地为关键载体。与传统能源相比，新能源能量密度较低、占地面积大。在双碳目标要求下，新能源规模将快速扩大，土地资源已经成为制约新能源发展的重要因素。《实施方案》主要从两个方面来保障新能源发展合理空间需求。
（十五）完善新能源项目用地管制规则
主要政策点1：在符合国土空间规划和用途管制要求基础上，充分利用沙漠、戈壁、荒漠等未利用地，布局建设大型风光电基地。严格落实生态环境分区管控要求，统筹安排大型风光电基地建设项目用地用林用草。
发展大型风光电基地应符合国土空间规划和用途管制的要求。我国沙漠、戈壁、荒漠等未利用地面积广大，是我国今后发展集中式大型风光电基地的主要地区。
从规划角度分析，即使我国碳中和需要建设100亿千瓦光伏，对应的占地面积大约为15万-20万平方公里，仍只占我国沙漠、戈壁、荒漠等地区面积的一小部分。
我国八大沙漠、四大沙地面积大约为67.41万平方公里，这些沙漠、沙地主要分布在风光资源丰富的西北五省（区）和内蒙古自治区，尽管大多没有植被覆盖或植被稀疏，但根据土地属性分类仍有相当一部分区域是草地、林地，如毛乌素沙地在国土三调中大部分显示为草地或林地。我国戈壁面积大约65万平方公里，主要分布在新疆、青海、甘肃、内蒙及西藏的东北部等地。戈壁是一类地面较平坦、组成物质较粗疏、气候干旱、植被稀少的砾质、石质荒漠。戈壁上植被稀疏，以灌木、半灌木荒漠和荒漠草原为主，种属较单纯，植被覆盖度一般仅1%—5%左右，有的甚至寸草不生。这类土地的分类属性大部分为未利用地，部分戈壁地区植被覆盖度可达20%—30%以上，分类属性为草地。
对于荒漠，由于其不是土地利用现状分类属性，只是生态系统类型，目前并无明确的荒漠生态系统的范围和面积。荒漠实际包含沙漠、戈壁、盐碱地等，而且有相当一部分表现为荒漠草原的形态，在国土属性上为草地。
《实施方案》明确规定充分利用沙漠、戈壁、荒漠等未利用地发展大型风光电基地。对于地类中标注为林地、草地的沙漠、沙地，标注为草地的部分戈壁，以及标注为草地具有荒漠草原形态的荒漠等，现阶段谨慎利用，但在严格生态保护及监管条件基础上可以作为大型风光基地建设的备选土地。同时，为了更好地评估利用沙漠、戈壁和荒漠建设新能源的可行性，已经有很多地区在国土三调成果及全国荒漠化沙化防治、自然保护区和林保数据的基础上，依据风电光伏建设的要求，进行了风电光伏基地建设潜力区域调查和评估，并将相关成果纳入了国土空间规划。
| 案例5-14 内蒙古自治区阿拉善盟风光资源潜力评估 |
| 阿拉善盟位于内蒙古最西端，国土面积27万平方公里，总人口26万人，是内蒙古面积最大、人口最少的盟市。阿拉善盟是全区沙漠最多、土地沙化最严重的地区，境内巴丹吉林、腾格里、乌兰布和、巴音温都尔沙漠分布面积9.47万平方公里，占全盟国土面积的35.11%。全盟沙化土地面积19.87万平方公里，占全盟国土面积的73.67%，是我国沙尘暴西北路径的主要通道和重要的策源地。 阿拉善风能、太阳能资源均属于国家Ⅰ类资源区，年有效风速4000-6500小时左右，年日照3100-3600小时左右，太阳总辐射量约6207兆焦/平方米。阿拉善沙漠、戈壁、荒漠草原各占总面积的1/3，适宜开发利用清洁能源土地资源约9.53万平方公里。已纳入国家优先开发序列的腾格里沙漠、巴丹吉林沙漠、乌兰布和沙漠等三大沙漠中综合条件最好的土地资源约2.44万平方公里，可规划布局千万千瓦级的大规模基地20个，可开发装机6.76亿千瓦。 |
| 案例5-15 甘肃省武威市民勤县风光资源潜力分析 |
| 甘肃省武威市民勤县地处河西走廊东北部、石羊河流域下游，东西北三面均与内蒙古自治区接壤，被巴丹吉林和腾格里两大沙漠包围。全县国土面积1.59万平方公里，其中荒漠化和沙化土地面积占90.3%，平均海拔1400米，年均降水量113毫米，蒸发量2676毫米。 民勤风能太阳能资源丰富，年有效风能时间4851小时，可利用风能年储量518.6千瓦时／平方米，平均风速在2.8-3.5米／秒；年平均日照时数3149小时，年均太阳辐射总量5570-6613兆焦／平方米，红沙岗区域的光伏项目年等效利用小时数达1747小时。 民勤县在梳理可开发风电光伏的土地类型的基础上，严格避让生态红线及耕地等不宜建设风光电项目的土地，县域可供发展风光电项目的潜力土地面积共4122平方公里，规划总装机规模7475万千瓦，其中，光伏发电面积1244平方公里，规划装机规模6092万千瓦。目前，民勤县已建成光伏电站仅60万千瓦，土地资源量可支撑光伏电站规模扩大100倍。 |
| 案例5-16宁夏自治区中卫市沙坡头区沙漠光伏项目规划 |
| 中卫市沙坡头区国土总面积6877平方公里，区地貌类型分为沙漠、黄河冲积平原、台地、山地和盆地五个较大的地貌单元，西北部腾格里沙漠边缘面积约12万公顷，属于干旱性荒漠气候，整体上受西风环流控制，降水稀少，气候干燥，年降水量179.6毫米，年蒸发量高达1829.6毫米，光照资源丰富，年平均光照时间达3181小时，光伏发电前景广阔。 中卫市沙坡头区拟规划利用西北部腾格里沙漠边缘18万亩集中连片沙漠和23万亩荒漠化土地的3个片区，即：腾格里沙漠世界银行贷款宁夏黄河东岸防沙治沙项目生态保护红线外19.78万亩天然牧草地（可用面积约12万亩），沙漠旅游项目8万亩预留用地以北的3.1万亩沙地，25.7万亩沙地范围内2.7万亩荒漠化土地，总占地面积约17.8万亩土地发展草光互补光伏基地，规划打造集防沙治沙、生态修复、光伏发电、旅游于一体的“光伏+治沙+生态修复”示范项目。 |
主要政策点2：建立自然资源、生态环境、能源主管部门等相关单位的协同机制。将新能源项目的空间信息按规定纳入国土空间规划“一张图”。
当前，新能源项目土地供应与建设资格信息不对称是项目落地难的重要原因。能源企业经申请批复（核准、备案）程序，获得了项目建设资格，但受生态红线、土地类型、地形地貌等限制无法获取用地审批或用地面积不足，导致新能源项目建设资格获批与土地供应的矛盾和不匹配时有发生，客观上影响了新能源项目建设的落地效率，增加项目成本并延长开发周期。为了实现新能源建设与生态保护、修复的协同发展，迫切需要建立自然资源、生态环境、能源主管部门等相关单位的协同机制，做到新能源项目建设与土地供应相协调，在严格生态保护的基础上，加快新能源项目的落地。
近年来，有关部门先后出台了一系列关于风电光伏项目用地的政策。自然资源部于2020年11月颁布了《国土空间调查、规划、用途管制用地用海分类指南（试行）》，为进一步规范和管理风电光伏发电产业用地提供了地类认定的基础。同时，自然资源管理部门加快推进国土空间规划“一张图”，以国土三调土地类型及其面积为基础，建立覆盖国家、省、地、县四级国土调查数据库的全国统一国土空间基础信息平台，推进政府部门之间的数据共享以及政府与社会之间的信息交互。《实施方案》明确将新能源项目的空间信息按规定纳入国土空间规划“一张图”，有助于解决新能源开发的土地问题。依据国土三调数据，对适宜建设新能源的土地资源进行总量评估和规划选址，各级地方政府可以据此开展新能源发展规划，也有利于风电和光伏项目开发公司选址和和进行各项准备，有效提升风电光伏项目的土地手续办理效率。
| 案例5-17 矿业权信息与风电产业用地信息的协同性有待解决 |
| 某市三个50万千瓦的风电项目在选址阶段多次遇到挑战。第一次选址为未利用地，在确定土地使用权的过程中了解到附近的天文观测基地的建设规划边界设定的保护区为半径50公里。保护区内需进行严格的光污染管制，而风机顶部需要安装航空器安全警示灯。这导致规划中的某新能源综合园区内近838平方公里无法开展新能源项目建设，于是重新选址。 第二次选址仍然在未利用土地上。在办理手续的过程中，当地油田公司提出这三个项目选址压覆某两处探矿权和采矿权。由于该油田公司大部分矿业权直接由自然资源部批准，地方各级自然资源部门无法掌握该油田矿业权分布情况。只能在具体办理土地使用权的时候，油田公司通过总部得到有关信息，然后核实该风光电选址与油田矿产压覆权土地是否重叠。目前确认，两处探矿权与规划中的风电选址重叠面积为51.93平方公里，一处采矿权与规划中的风电选址重叠面积为93.3平方公里。 目前这三个风电场址不得不进行局部选址调整。矿业权压覆问题及其占用土地的规划信息的沟通大大延缓了项目进展，增大了项目成本，还可能造成已经规划设计好的新能源项目无法实施的风险。就矿业权建立自然资源、生态环境、能源主管部门等相关单位的协同机制显得越来越重要。 |
主要政策点3：地方政府要严格依法征收土地使用税费，不得超出法律规定征收费用。
此前，一些地方政府在风电、光伏开发过程中存在土地税费征收不合理的情况。一是各省、市对土地使用税、耕地占用税征收范围不明确不统一，税费征收归口部门不明确。比如城镇土地使用税、耕地占用税征收范围不明确，一些项目实际占用更多的是林地、草地，支付植被恢复费的同时也要缴纳耕地占用税。又如部分地方的新能源用地在三调数据中界定为国有未利用地中的其他草地的类型，地方政府税务部门对风电、光伏项目既按照国有未利用土地缴纳土地使用税，又征收耕地占有税。此外，地方自由裁量权大，很多项目在并网或运行若干年后，还存在地方税局等事后加收土地税的情况，增大项目运营成本，影响项目收益。二是征收标准差异大，不同区域同类项目缴税额差距很大。比如：对于光伏电站用地，县城、建制镇、工矿区征收土地使用税的标准是每平方米0.6-12元，相差20倍，以光伏电站每10兆瓦占地13-17万平方米来算，每年需交纳7.8-204万元。不合理的税费会显著增加企业开发风电光伏的税费负担，抑制企业投资开发新能源的积极性。
当前，风电、光伏项目开发的主导权主要落在地方政府层面。按照《实施方案》的要求，各地方政府要严格依法征收土地使用税费，不得超出法律规定征收费用，比如部分地区征收的不合理的资源费、乡村振兴费、捐赠费等。下一步，各地还可按照“就低不就高”的原则，明确城镇土地使用税和耕地占用税征收范围和标准，并严格按照标准征收。对于利用国有未利用地开发新能源项目的，可适当减少土地使用费用。
| 案例5-18 第三批某领跑基地一度违背不征收城镇土地使用税承诺 |
| 2017年西南某地市政府在申报第三批光伏领跑基地时，明确承诺了当地光伏领跑者基地涉及的全部土地属于不征收城镇土地使用税的范围。但是在企业优选前夕即2018年2月，该省政府发布《关于进一步明确城镇土地使用税征收范围的通知》，根据该通知的要求，当地两个领跑者基地也被纳入城镇土地使用税征收范围内。 针对该地明显违背申报承诺的行为，主管部门于3月中旬下发正式通知，明确“在确认领跑基地是否按省政府相关文件征收城镇土地使用税政策、明确能否落实基地申报相关承诺之前，暂停基地的企业竞争优选等工作，相关申报材料依法依规予以封存”。直到该省政府于3月下旬正式发文暂缓执行前述文件，省市政府纠正了光伏发电领跑基地征收城镇土地使用税等有关问题后，主管部门才重新启动基地企业竞争优选工作。 |
| 案例5-19 西南某地光伏招标土地税费名目繁多 |
| 2021年，西南某地发布了光伏基地竞争配置方案，方案中除了项目开发企业需缴纳200元/亩/年的土地租赁费用这一正常要求外，还在招标中明确提出了名目繁多的土地税费标准。其中，在建设期需按照全部占地面积一次性缴纳耕地占用税、草原植被恢复费，在项目建设运行期以200元/亩/年标准缴纳草地补偿费，另外还要缴纳安置补助费和水土保持费，如果按照20万千瓦光伏电站占地6000亩计算，该项目仅土地税费合计将超过1.5亿元，提高项目开发成本20%以上。此外，该项目在土地税费之外，还明确要求项目开发企业按照项目实际发电量，向当地缴纳生态修复费，以0.03元/千瓦时为标准按年缴纳，连续缴纳20年。一系列名目繁多的费用极大提高了项目开发成本。 |
（十六）提高国土空间资源利用效率
主要政策点1：新建新能源项目要严格执行土地使用标准，不得突破标准控制，鼓励推广应用节地技术和节地模式，用地节约集约化程度必须达到国内同行业先进水平。
我国陆地土地资源较为紧张，人地矛盾突出，尤其是中东部地区，土地资源更加紧张，新能源项目更应在节约集约利用土地资源上下足功夫。即使在西部人烟稀少、面积广阔的沙漠、戈壁和荒漠地区，也要节约集约利用土地，最大限度地发挥土地资源的效益。
风电是高效节地的可再生能源发电技术形式。当前风电普遍使用的是圆锥塔筒，其地下基础部分深埋至少2米，不会影响耕种，露出地面的承台部分占地不到100平方米。目前，单机容量为5兆瓦及以上的风电机组正成为我国陆上风电市场的主流机型。据此计算，开发1亿千瓦风电装机需安装2万台机组，占地200万平方米，即约3000亩。
各种新的节地技术不断涌现，进一步减少了风电占用的土地面积。如被列入《节地技术和节地模式推荐目录（第三批）》的“预应力构架式风电塔节地技术”，该结构底部采用四个小型基础，单个露出面积不足1.5平方米，总占地面积只有6平方米。塔架下面空间非常宽阔，可以行驶拖拉机和收割机，不影响机械化耕种或其他用途。采用这种塔架技术，使用5兆瓦机组开发1亿千瓦风电装机需用地12万平方米（即180亩），仅相当于十几个足球场的大小。
2016年，原国土资源部印发了《光伏发电站工程项目用地控制指标》（国土资规〔2015〕11号），标准的颁布实施，规范了光伏发电站工程建设项目用地审批和土地供应，促进了光伏发电站工程项目节约集约利用土地资源。光伏行业以各种技术进步和管理创新积极探索各类节地技术和模式。通过采用先进工艺和技术装备实现电力设备的高架或深埋，充分利用未利用地和地下空间，减少光伏场站对土地的占用和对植被的破坏。光伏螺旋桩技术显著减少了光伏场站施工对植被的扰动和对土地的占用。大跨度柔性支架等技术使得陡坡地、污水处理厂的大跨度水池等过去难以利用的土地得以安装光伏，并显著减少了桩基面积。
| 案例5-20 台山市通威现代渔业产业园二期100兆瓦光伏发电项目采用柔性支架大幅节约土地 |
| 广东省江门市台山市的通威渔光一体现代渔业产业园二期100兆瓦光伏发电项目采用柔性支架技术，平均每兆瓦用地仅13亩。 该项目位于台山市汶村镇冲口村，现为鱼虾混养养殖池塘，本项目利用项目地现有水面资源，采用渔光一体模式进行综合开发，将光伏电站与养殖业相结合，在鱼塘上建设光伏电站，形成“上可发电，下可养殖”的发电模式。此复合型方式用地，通过柔性支架大跨度、高净空的技术优势，有效节约土地，提高土地利用率。每兆瓦光伏用地“渔光一体”光伏电站整个区域面积合计占地约1302亩，平均每兆瓦用地仅13亩。本项目若采用传统固定支架方式，以15度倾角，双面双玻440瓦的组件，装机容量仅能达到71兆瓦。柔性支架方案比传统固定支架方案节地达29%。 该光伏电站通过采用柔性支架方案，具有高净空、大跨距的优势，可以跨越塘埂。系统由25个方阵组成，每个方阵容量3.59~4.06兆瓦，组件选用双面双玻640瓦的组件。系统共使用锚桩1300根、端桩650根、中桩2700根、箱变平台桩150根、高低压桥架桩100根。基础埋深约5.5米（相对于自然地面）。支撑桩顶标高出地面约2.5米，同一组支架单元，桩左右间距为1.576米，前后排支架单元桩间距为3.08米。该项目的柔性方案大大提高了国土资源高效复合利用效率。 |
主要政策点2：优化调整近岸风电场布局，鼓励发展深远海风电项目；规范设置登陆电缆管廊，最大程度减少对岸线的占用和影响。鼓励“风光渔”融合发展，切实提高风电、光伏发电项目海域资源利用效率。
海洋为风电发展提供了广阔的土地资源。海上风电是优化沿海地区电力生产与消费格局的主要途径，也是推动我国沿海地区经济社会绿色低碳转型发展提供重要支撑。高质量发展海上风电要求在海上风电开发建设过程中进一步减少对岸线用海的占用和影响，优化电缆廊道布置、提高用地用海节约集约程度的重要性越来越凸显。
据中国气象局评估，我国海上风能资源技术可开发潜力超过35亿千瓦。截至2021年底，我国海上风电装机容量达到2639万千瓦，仅占技术可开发量的0.7%，未来我国海上风电仍拥有巨大的发展潜力。目前我国海上风电的绝大多数装机位于近海海域，而另据统计，我国水深大于50米的深远海风资源占比超过60%，深远海风电的发展更具潜力。随着近海风电开发经验日益成熟，高质量、低成本的近海风电资源逐渐得以开发，积极探索深远海风电开发技术与模式，已经成为未来我国海上风电规模化发展的必由之路。未来几年，海上风电项目将不断向深远海发展，离岸距离从50公里发展到100多公里，水深从40~50米发展到80~100米。
规模化开发海上风电成为一条切实可行的发展之路。为进一步集约用海，充分利用海上风电资源，一方面风电项目开发应保持一定的规模，通过加强统筹规划，坚持集中连片开发，单体项目规模应不低于100万千瓦。通过规模化整合资源，采用高电压、集中送出技术，大兆瓦机组、大直径海缆等先进设备，从整体考虑统一规划，优化风场布置，降低单位千瓦资源占用率。提高资源整体利用率，进一步提高用海用地的节约集约程度并减少海上风电项目建设对海洋资源及海岸线的占用和影响。另一方面，通过大力发展大兆瓦风电整机技术，逐步提高海上风电机组的单机容量，可大幅减少相同装机容量下所需的机位点数量，从而在减少用海面积和节约海上风电资源同时，进一步提高发电量与运维效率，降低海上风电开发成本。同时，鼓励各地依托资源与区位优势，探索“海上风电+光伏+海洋牧场”、“海上风电+光伏+海上油气平台”等多产业融合发展，形成产业互补，产生多重价值，实现海洋资源的高效集约化利用。
| 案例5-21 提高国土资源利用效率实现海上风电规模开发 |
| 海上风电是风电产业技术制高点，也是最适宜规模化、集约化开发的领域。积极推进海上风电规模化开发，不仅有利于快速推进技术进步，而且可有效节约海域及岸线资源。三峡阳江海上风电场位于广东省阳江市沙扒镇南面海域，总装机容量170万千瓦，共布置269台海上风力发电机组，建设3座海上升压站，采用7回220千伏海缆接入1座陆上集控中心。该项目是我国首个并网投产的百万千瓦级海上风电场。 项目通过集中规模化开发，采用整体规划和整体送出模式，使用大容量风机及海上升压站、大直径海底电缆、大集控运维集中管理，不断优化风机布局及海缆路由。相较于分期常规建设项目，共约减少40台风机基础、2座海上升压站和3回220千伏海缆，不仅降低了建设成本，而且节约了用海面积。仅风机基础、海上升压站和海缆路由就可节约用海面积232公顷，极大程度减少对海岸线及海洋资源的占用。五期项目采用共建一个陆上集控中心的方式，最大程度地集约化使用土地，提高了土地利用率，单一集控中心相较于分期常规建设单期项目陆上集控中心节约用地40亩。 |
六、充分发挥新能源的生态环境保护效益
在“双碳”背景下，需深刻理解新能源与生态环境的关系，深入挖掘新能源的生态价值，通过合理的政策支持和科学的标准规范，推动新能源高质量发展，充分发挥新能源的生态效益。《实施方案》主要从以下两个方面提出发挥新能源生态效益的举措。
（十七）大力推广生态修复类新能源项目
主要政策点：坚持生态优先，科学评价新能源项目生态环境影响和效益，研究出台光伏治沙等生态修复类新能源项目设计、施工、运维等标准规范，支持在石漠化、荒漠化土地以及采煤沉陷区等矿区开展具有生态环境保护和修复效益的新能源项目。
党的十八大以来，党中央把生态文明建设摆在全局工作的突出位置，全面加强生态文明建设，推进绿色低碳循环发展，一体化治理山水林田湖草沙，开展了一系列根本性、开创性、长远性工作，决心之大、力度之大、成效之大前所未有，生态文明建设从认识到实践都发生了历史性、转折性、全局性的变化。在碳达峰、碳中和目标引导下，积极推进能源绿色低碳转型发展成为战略任务，大力推动新能源开发成为时代之需，与生态环境协同发展更是高质量发展的必然要求。
我国新能源开发一直重视生态环境评估，管理手续包括但不限于林地使用许可、草地使用许可、环境影响评价、水土保持方案等，充分体现了我国坚持生态优先的发展理念。近年来，我国一直在积极探索生态环境脆弱地区的生态修复模式，目前已在内蒙古、青海、宁夏、云南、山西等地建成一批治理沙漠、戈壁、荒漠、石漠、采煤沉陷区、油气矿区及周边地区等生态修复类新能源项目。实践证明新能源发电可以与生态修复、当地特色产业有机融合，在修复成本和综合效益双控下，实现土地高效综合利用和生态脆弱区环境改善。这些实践和经验也将成为今后大规模推广生态修复类新能源项目的坚实基础。
同时，我们也要看到生态修复类新能源项目仍处于探索过程中，在科学研究、标准规范、政策支持等方面距离大规模推广还存在一定差距。一是关于新能源对生态环境影响的科学研究还不够、认识不统一，特别是对光伏电站天然阻风、遮荫、降温、增湿功能的认识和评估还不够，也缺乏各类生态修复技术的研究，导致生态修复类新能源项目难以持续发展；二是缺乏科学统一的标准规范，包括生态修复类新能源项目本体工程的设计、建设、运维规范和生态修复技术评估、设计与施工标准等，制约了新能源与生态环境协同发展。为此，《实施方案》明确提出“科学评价新能源项目生态环境影响和效益，研究出台光伏治沙等生态修复类新能源项目设计、施工、运维等标准规范”，为加快解决上述问题提供政策支持。
为继续加大生态修复类新能源项目支持力度，未来将在以下几方面采取措施：一是加强新能源生态环境影响、生态修复监测和评估研究工作；二是研究出台生态修复类新能源项目本体工程和生态修复工程设计、施工、运维标准，分类加强技术规范指导；三是积极探索同石漠化、荒漠化、采煤沉陷区、油气矿区及周边地区等各类生态脆弱区土地修复结合的新能源开发模式，通过不同经济植物合理配置，开展具有生态修复效益的新能源项目建设。同时，推动地方在生态修复类新能源项目发展初期给予政策支持，调动各类市场主体的积极性。争取通过一段时间的再实践再认识，使我国生态修复类新能源项目发展再上新台阶，发挥好这类项目的生态效益、经济效益和社会效益，全力推动新时代新能源高质量发展。
| 案例6-1 “借光”治沙让生态修复释放新动力 |
| 我国已建成一批光伏发电同沙漠治理相结合的新能源项目，不仅发挥了较好的生态修复效益，还积累了一定的实践经验。三峡达拉特光伏发电项目位于内蒙古鄂尔多斯市达拉特旗昭君镇库布齐沙漠，建设容量10万千瓦，占地面积4000亩，2020年3月开工，6月建成并网，采用“光伏+沙漠治理+农牧业”模式，走出了一条新能源发电、生态修复、种植养殖、富民利民的科学共赢治沙之路。 项目地处沙漠地带，当地常年有风，考虑这些因素对基础施工、支架安装等的影响，施工前对场区沙地进行了推平处理，并辅以适当的地基碾压增强处理措施；考虑桩基础开挖量小且对原有植物破坏性小，选择钻孔灌注桩方式与地面固定；支架材料选用优质钢材。治沙方案主要采用了以下措施：一是对项目场区实施工程固沙，建设外围草方格固沙带；二是采用分区分类治理方法，在光伏场区、综合管理站区域种植不同种类的耐旱灌木、草本植物，并实施滴灌、长期养护，构建相对稳定的植物群落结构；三是利用阵列区板间空地种植紫穗槐、杨柴、柠条等经济林，结合集中肉牛养殖消化经济林平茬所产饲料，牛粪有机肥又可以用来改善经济林土壤肥力，提高经济林生长品质。 项目投运以来累计发电超2亿千瓦时，每年可节约标准煤约5.89万吨。目前，场区植物生长已形成一定规模，土壤得到改良，动植物种类逐渐丰富，风沙天数逐渐减少，区域生态环境持续向着良性循环的方向发展，同时带动了当地农牧业、旅游、运输等产业发展，助力当地群众增收。 |
| 案例6-2 平地起光伏荒滩变绿洲 |
| 青海省共和县的塔拉滩平均海拔2900米，年均降水量300毫米，蒸发量却高达1500毫米。由于干旱少雨和长期超载放牧，原有的牧场成了一片戈壁沙丘。2011年，塔拉滩上迎来首批入驻的国家电投集团光伏建设者，排排光伏组件开始在塔拉滩落户。太阳能电池板的铺设减弱了地表蒸发量，清洗光伏板的水流提高了土壤含水量，辅以牧草种植等方式提高植被覆盖率。观测研究显示：光伏电站建设对区域土壤水分条件的改善和植被恢复产生了良好影响，场区平均风速降低41.2%，空气温度日均减少0.5℃，空气湿度日均增湿2.1%，20厘米深度土壤增湿32%，形成了适宜草类植物生长的良好环境。 国家电投集团通过与当地政府签订园区放牧协议，免费开放光伏园区草场供农牧民放牧，并将光伏电池板支架离地高度抬升至1.5米，加宽光伏电池板间距，为羊群穿行开辟了“专用通道”，进一步提高了电站下草场的利用效率，降低了养殖成本。经过几年的发展，塔拉滩从风沙肆虐的戈壁滩变成了生机勃勃的人工牧场和科技感满满的“蓝色光伏海洋”。依托牧草丰美的光伏产业园区，当地高原特色养殖产业蓬勃发展。截至目前，平均每年有近5000只羊进入园区放牧，带动当地实现年均经济增收近140万元。板上发电、板下牧羊，现代科技与传统自然和谐共生的巨幅画卷在青藏高原铺陈开来。“光伏羊”也成为了青海的一个亮丽的名片。 |
（十八）助力农村人居环境整治提升
主要政策点1：因地制宜推动生物质能、地热能、太阳能供暖，在保障能源安全稳定供应基础上有序开展新能源替代散煤行动，促进农村清洁取暖、农业清洁生产。
实施乡村振兴战略，是党的十九大作出的重大决策部署，是决胜全面建成小康社会、全面建设社会主义现代化国家的重大历史任务。我国乡村振兴战略提出“到2035年，农村生态环境根本好转，生态宜居的美丽乡村基本实现”。随着新农村建设力度的加大和人民生活水平的提高，农村用能水平将会持续提高，清洁用能比例也将不断增长。因地制宜推动以生物质能、地热能、太阳能等为代表的农村新能源利用，不仅能够提升农村人居环境，也正在成为助力乡村振兴的有效途径。
农村清洁取暖是发挥新能源生态效益的重要领域。自2016年以来，我国积极推进清洁取暖改造工程，遵循宜电则电、宜气则气、宜煤则煤、宜热则热原则，实施散煤替代，开展生物质能、地热能、太阳能供暖应用或实践。“十三五”以来，我国北方农村地区清洁取暖率由9％提高到28％左右，重点地区农村清洁取暖率达到71％。虽然农村清洁取暖取得了一定成效，但是农村新能源利用依然任重道远。一是农村清洁用能仍处于发展初期，农村居民对新能源供暖了解不够，部分地区对生物质能存在认识误区，把生物质能视为“废弃物”或“污染物”，而不是可以提供“清洁能源”的资源；二是农村生物质资源分散，适合分布式的开发利用方式，目前简单复制城市大规模开发的模式不适合农村资源特点，导致成本居高不下；三是农村建筑保暖性能差影响取暖效果，较高的清洁取暖成本不利于清洁供暖方式推广。
《实施方案》以助力农村人居环境整治提升为导向，统筹考虑农村新能源资源条件、需求特点和技术可行性，推进农村清洁取暖和农村清洁生产。下一步将全面落实《实施方案》要求，积极开展政策引导和支持。一是加强宣传力度，使地方政府、农村居民充分了解新能源供暖优势和效果，新能源供暖技术最新进展与经济可行性，以及生物质能的特点和利用方式等；二是充分考虑当地发展实际、资源禀赋、用能习惯等情况，因地制宜推动生物质能、地热能、太阳能等多种供暖方式，有序开展新能源替代散煤行动。
| 案例6-3 兰考农村能源革命赋能乡村振兴 |
| 从烧柴火到烧煤球，再到罐装液化气和天然气，从点煤油灯到用上电灯，农村的能源结构发生了数次革命，如今以风能、太阳能、地热能等为代表的新能源也正在悄然走进农村。河南省开封市兰考县是典型的农业县，风能、太阳能、农林废弃物、畜禽养殖废弃物等可再生能源资源较为丰富，具备良好的资源基础和条件。2016年，中国工程院率先在兰考开展农村能源革命先导工程；2017年，河南省政府将兰考农村能源革命列入推进能源转型发展方案；2018年，国家能源局批准兰考作为全国首个农村能源革命试点建设示范县。2021年，农村能源革命试点建设启动会在兰考县召开，一场新的能源革命在兰考展开。 兰考县高度重视农村能源革命试点建设工作，构建形成兰考农村能源革命试点“1+5+N”建设方案体系，建立了国家级专家决策、省级协调、县级推进的工作机制，依托大型能源企业整体规划布局、整体建设运营。目前，兰考农村能源革命已取得积极成效，形成了以清洁能源为主体，多能互补、城乡统筹的农村能源生产消费新模式。与2016年相比，非化石能源消费占比从22%提高到75%；电能占终端能源消费比重从37.5%提高到64.5%；新能源发电量占全社会用电量比重从21%提高到112%；清洁取暖普及率从14%提高到99%；秸秆、畜禽粪污资源化利用率达到98%；可再生能源发电并网装机容量115万千瓦，增长31倍。 |
| 案例6-4 太阳能跨季储热供热经济与生态效益明显 |
| 在中国科学院战略性先导科技专项（A类）《变革性清洁能源关键技术与示范》和国家发改委《张家口可再生能源示范区产业创新发展专项》的支持下，中国科学院电工研究所与达华工程集团合作设计建设了黄帝城太阳能跨季储热供热项目。项目采用塔式太阳能集热、平板太阳能集热和跨季储热结合的技术方案，为张家口黄帝城30万平方米建筑提供热水和采暖用热。系统包括3期，一期于2018年4月建成，包括800平方米塔式集热系统、3000立方米储热水体；二期于2021年12月份建成，包括1.26万平方米平板集热器、2200平方米塔式集热系统、2.3万立方米跨季节储热。项目自2019年10月16日起向张家口达华建国酒店及周边建筑和沼气站供热。项目经济效益、节能降碳效果、生态效益显著。 |
主要政策点2：深入推进秸秆综合利用和畜禽粪污资源化利用。制定符合生物质燃烧特性的专用设备技术标准，推广利用生物质成型燃料。
分散农作物秸秆和畜禽粪便的收集处理一直是农村人居环境改善难点。据统计，我国每年产生约9亿吨的秸秆等农林废弃物，近40亿吨畜禽粪便。在农村地区以市场化手段和符合农村资源、消费特点的商业模式推动秸秆综合利用和畜禽粪便资源化利用，既是促进农村产业发展和农村生态治理的重要手段，更是实现乡村振兴战略的重要基础。
秸秆综合利用主要包括有机肥肥料化利用、清洁燃料的能源化利用、饲料处理利用、食用菌栽培和育苗的基料化利用以及建材等产品的原料利用五种方式。畜禽粪污的资源化利用主要包括作为肥料和通过发酵生产沼气两种方式。在实现“双碳”目标的进程中，农村秸秆和畜禽粪污的能源化利用是需要重点关注和推广的方向。秸秆通过固化成型、直燃发电、生物气化等方式实现能源化利用，畜禽粪污通过发酵生产沼气，不仅能够实现农村能源消费清洁化与低碳化，促进农村人居环境提升，更重要的是还能实现组织方式创新。比如，在国家政策支持下，以村民为主要股东的社区新能源公司作为实施主体开发当地秸秆与畜禽能源化利用项目，实现农村环境改善、农民致富与乡村振兴三重效益的统一。
当前，秸秆等农林生物质能源化利用的一个重要障碍是缺乏相关标准规范，包括生物质设备与产品制造的技术标准以及生物质锅炉燃烧的排放标准等，标准的缺失导致各地生物质设备与产品难以形成市场开发、规模扩大、成本下降的良性循环。下一步，将积极研究出台生物质相关设备制造技术与产品行业标准，制定符合生物质燃烧特性的专用设备技术标准，推广利用生物质成型燃料，推动农村秸秆等生物质资源能源化利用，推进农村生物质能多元化利用。
| 案例6-5 生物质清洁能源供热助力乡村振兴 |
| 山东省阳信县是我国北方农村清洁取暖典型模式示范基地。阳信县立足自身实际，充分发挥当地梨树枝条、农作物秸秆、畜禽粪便等生物质原料丰富的资源优势和县域企业木质颗粒、畜禽粪污等生物质热电联产日臻成熟的技术优势，因地制宜探索出“政府能承担、环境有改善、群众愿接受”的清洁取暖新路径。 阳信县根据全县各区域特点采取了三种生物质供暖技术方案：在县城区、部分乡镇办驻地及村庄推行热电联产集中供暖；在学校、医院、敬老院等公共场所以及部分有条件的村庄，推广“生物质成型燃料+锅炉机组分布式取暖”；在地理位置偏远、经济基础偏差的村庄，采用“生物质成型燃料+专用炉具分散式取暖”，形成了“农户就地收集、企业就近加工、全域就地使用”的改造方案。截至2021年底，阳信县已累计完成生物质清洁取暖改造9.56万户，加上之前煤改电、煤改气用户，全县95%以上的农户实现了清洁取暖。 阳信县生物质清洁取暖改造取得了显著的经济、生态和社会效益。经济效益方面，与煤改气、煤改电相比，生物质取暖用户改造成本分别低38%、3.2%，使用成本分别低52%、51%；实现颗粒燃料年产量100万吨，产值达12亿元，生物质产业市场广阔。生态效益方面，近年来阳信县空气质量明显改善，PM2.5 值大幅下降，空气优良天数不断增加。社会效益方面，农户普遍反映改用生物质清洁取暖符合农村传统生活习惯，而且操作简便、安全系数高，居住环境和体验大幅提升。 |
七、完善支持新能源发展的财政金融政策
“十四五”风光等主要新能源已实现平价无补贴上网，对财政政策支持的方向和模式需求发生变化，对金融政策的需求增加，金融政策可发挥更大的作用。《实施方案》主要在以下三个方面提出完善和落实财政金融政策。
（十九）优化财政资金使用
主要政策点1：加强央地联动，按照以收定支原则，对部分领域予以针对性支持
根据2020年财政部、国家发展改革委、国家能源局出台的系列可再生能源电价和补贴有关政策，自2021年起，国家财政资金不再为新安排的新增风电、太阳能发电（户用光伏除外）项目提供电价补贴，生物质能发电电价补贴也启动竞争配置确定电价并在几年内逐步退出电价补贴。自2022年起，户用光伏也全面进入无补贴阶段。但海上风电、光热发电、生物质能发电等发电成本仍然较高，近海风电较同省份陆上风电的价格需求高0.1元/千瓦时以上，光热发电电价需求约在1元/千瓦时的水平，农林生物质发电采购原料的费用也比较高，如果没有政策支持，行业发展将面临较大压力。国家和地方将通过政策联动，国家安排试点示范基地或项目，利用可再生能源发展基金、按照“以收定支”方式，地方同时配套出台财政支持政策，共同支持海上风电（重点是深远海风电）、光热发电项目建设，保持一定的市场规模。
对于深远海风电，“十四五”期间需启动深远海风电示范，利用央地联动安排资金支持，资金规模按照以收定支方式确定，如果地方安排资金量有限，建议做好经济性预估，适度加大单位投资或度电补贴力度，并据此确定可支持的试点示范项目规模。对于光热发电，“十四五”期间国家明确政策鼓励长时储热型光热发电配套风光基地建设发展，在2021年第一批沙漠戈壁荒漠大型风光基地中，青海、甘肃、吉林共规划建设101万千瓦光热发电项目，通过基地内风电、光伏发电分摊光热发电成本的方式，实现风电光伏光热综合系统性平价上网，这是一种变相对光热发电提供经济政策支持的方式，建议地方能同时提供更直接或更多模式的资金支持政策。
| 案例7-1央地联动支持海上风电发展 |
| 2022年以来风电整机价格和基础及施工成本大幅度下降，近海风电在部分风能资源和海床条件好的地区具备平价上网条件。广东省、山东省和浙江省相继出台了对海上风电的补贴政策。其中，广东、山东、上海对初投资提供补贴，广东省补贴范围为2018年底前已完成核准、2022-2024年全容量并网的省管海域项目，每千瓦分别补贴1500元、1000元和500元；山东对于2022-2024年建成并网的海上风电项目，每千瓦分别补贴800元、500元和300元；上海对2022-2026年并网的深远海海上风电和场址中心离岸距离大于等于50公里的近海风电项目，按照每千瓦500元补贴；浙江对于2022和2023年全容量并网的项目分别给予0.03元/千瓦时和0.015元/千瓦时的度电补贴，补贴期限10年。地方投资或电价补贴政策可以为近海风电发展助力，为“十四五”期间海上风电建设提供基础规模。对于技术要求和成本更高的深远海风电，上述三个省份的支持力度还远不够支撑其经济性，需要通过央地政策联动，由国家安排深远海风电试点示范基地或项目，比如国家可在可再生能源发展基金或清洁能源资金的增量资金中安排，地方同时提供类似支持近海风电的补贴方式，支持深远海风电项目示范建设。 |
主要政策点2：全面落实税务部门征收可再生能源发展基金有关要求，确保应收尽收。利用好现有资金渠道支持新能源发展。
依据《可再生能源法》，我国自2006年6月30日开始征收可再生能源电价附加，采用随终端用户电费征收方式，资金用于支付可再生能源上网电价与燃煤标杆/基准价之差，或支付基于可再生能源电量的度电补贴。随着可再生能源发展规模扩大，电价补贴资金需求增加，可再生能源电价附加经历五次调整，从最初的1厘/千瓦时增加到2016年的1.9分/千瓦时，对农业生产用电和西藏用电予以免收，居民用户电价附加标准，各省份执行标准不同（0-0.8分/千瓦时）。2012年前，可再生能源电价附加收取和补贴发放都是在省级电网企业层面完成的，2011年底财政部设立了可再生能源发展基金，2012年开始可再生能源电价附加的征收和电价补贴发放改为由可再生能源发展基金完成，按照基金管理模式操作。近年来在可再生能源电价补贴持续存在当年和累计资金缺口的情况下，国家财政管理部门益发重视可再生能源电价附加的征收工作，征收比例不断提高，基本上通过电网企业（国家电网公司、南网、内蒙古电力、地方电网等）代收的部分做到了应收尽收，应收未收资金主要在个别省份未按照国家要求的附加标准执行以及自备电厂未应缴尽缴。
为了进一步提高征缴比例，2018年12月财政部发布《财政部关于将国家重大水利工程建设基金等政府非税收入项目划转税务部门征收的通知》（财税〔2018〕147号），将可再生能源电价附加等政府非税收入项目征管职责进行了调整，由原来的财政部驻地方财政监察专员办事处负责征收，划转至税务部门征收，以前年度应缴未缴的也由税务部门负责征缴入库，自2019年开始执行。2020年下半年，北京、山西、山东（含青岛）、江苏、浙江（含宁波）、广东（含深圳）六省市开展可再生能源发展基金明细申报管理试点，以加强对自备电厂的电价附加征收力度。政策实施取得了成效，2020年以来资金征收比例超过了90%。《实施方案》中提出要全面落实税务部门征收可再生能源发展基金有关要求，下一步应将可再生能源发展基金明细申报管理试点范围扩展至所有省份，对重点领域和相关企业加强电价附加征收管理，做到基金应收尽收。
可再生能源发展基金是支持新能源发展的稳定的资金渠道和来源，主要用于存量可再生能源项目电价补贴，随着全社会用电量的增加，基金每年会有资金增量。下一步将对如何利用好增量资金、最大程度地发挥支持新能源发展的作用进行认真研究设计，比如上一个政策点分析所述，可以考虑按照“以收定支”方式，央地联动，支持特定领域和一定规模的新能源电力发展。此外，清洁能源专项资金是由可再生能源发展资金等几个专项资金合并而来，也将进一步管好用好，继续发挥在支持可再生能源技术研发、标准制定、示范工程、资源勘查、信息系统建设、促进设备本地化生产等方面的作用。
| 案例7-2清洁能源发展专项资金应加大对新能源的支持 |
| 根据《可再生能源法》的要求，2006年国家财政主管部门设立了可再生能源发展专项资金，先后支持了兆瓦级风机制造、金太阳工程、太阳能光电建筑应用示范等。2015年财政部将支持页岩气、煤层气、致密气等专项资金合并到可再生能源发展专项资金中，2020年再将其更名为清洁能源发展资金。近几年清洁能源发展资金主要支持领域为非常规天然气开采利用、农村水电增效扩容改造、生物乙醇燃料，后二者属于可再生能源范畴，但近几年的支持资金占资金总额比例不到20%。新能源从原料、到处理技术，再到能源产品，类别多，覆盖广，一些技术和产品在构建清洁能源系统中有优势，未来有发挥作用的潜力和空间，但目前在技术和产业上可能存在障碍，清洁能源发展专项资金应选择好适宜的方向，有力度、有针对性安排资金，加大对新能源的支持。 |
主要政策点3：研究将新能源领域符合条件的公益性建设项目纳入地方政府债券支持范围。
为应对经济下行压力和疫情冲击影响，国家财政主管部门在2020-2022年三年共安排新增专项债券额度11.05万亿元。2022年采取了更加积极的政策措施，提前谋划、靠前安排当年专项债券发行使用工作，前5个月累计发行新增专项债券2.03万亿元，充分发挥专项债券在稳投资、稳增长中的积极作用。2022年5月31日，《国务院关于印发扎实稳住经济一揽子政策措施的通知》（国发〔2022〕12号），要求各地区各部门认真贯彻执行，其中提出：在依法合规、风险可控的前提下，财政部会同人民银行、银保监会引导商业银行对符合条件的专项债券项目建设主体提供配套支持，做好信贷资金和专项债资金的有效衔接；在前期确定的交通基础设施、能源、保障性安居工程等9大领域基础上，适当扩大专项债券支持领域，优先考虑将新型基础设施、新能源项目等纳入支持范围。2022年9月15日，国家发展改革委印发《关于盘活地方政府专项债务限额存量做好专项债券有关工作的通知》（发改投资〔2022〕1440号），已将有关新能源项目纳入专项债券支持范围。
专项债券是落实积极财政政策的重要抓手，在带动扩大有效投资、稳定宏观经济等方面发挥着重要作用。发展新能源是支撑碳达峰碳中和的重要途径之一，可以有效带动相关产业上下游投资、促进经济发展。地方应按照扩大后的地方政府专项债券支持范围，建立协同机制，推进债券支持新能源领域项目的落地。
| 案例7-3地方积极推进专项债券项目落地 |
| 为落实《国务院关于印发扎实稳住经济一揽子政策措施的通知》和《实施方案》要求，一些省份按照国家发展改革委1440号文件确定的新能源领域支持范围加大力度推进专项债券项目落地实施，如西北某省份积极储备一批深远海风电及其送出工程、村镇太阳能、地热、生物质等可再生能源供热、边远地区离网型新能源微电网等新能源领域项目均已被纳入专项债券支持范围。操作落实方面，一是地方加快编制专项债券发行计划，提前安排发行时间，按要求按时完成专项债券发行工作，及时将资金拨付到项目单位，优先支持在建和前期工作充分的成熟项目，确保及时形成实物工作量；二是地方加强财政、发展改革、自然资源等部门沟通，做好项目用地、环评、用能等的协调保障，加快项目建设进度；三是引导项目单位与商业银行积极对接，对偿还专项债券本息后收益仍有剩余的项目，项目单位可根据剩余专项收入情况申请市场化配套融资。 |
| 案例7-4黑龙江专项债券支持新能源项目建设 |
| 2022年5月，黑龙江省人民政府下发《贯彻落实国务院扎实稳住经济一揽子政策措施实施方案》。该文件提出，加快地方政府专项债券发行使用。落实国家适当扩大专项债券支持领域政策，优先支持符合发行条件的新型基础设施、新能源项目建设，争取6月底前基本发行完毕，8月底前基本使用到位。积极谋划“专项债券+市场化融资”项目，引导商业银行对符合条件的专项债券项目提供配套融资支持。 |
（二十）落实金融支持政策
主要政策点1：推进金融机构以依法合规、风险可控和商业可持续为前提，发放可再生能源存量项目电价补贴确权贷款。
制定和实施好新能源金融政策是落实《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中“积极发展绿色金融”要求的一项具体体现。基金和税收等财政政策在既往十几年中对支持新能源发展起到了积极作用，尤其是在促进风电、光伏发电发展方面成效显著，目前风光已实现平价无补贴上网，对财政政策支持的方向和模式需求发生变化，对金融政策的需求增加，金融政策可以且必须发挥更大的作用。同时新能源发展仍存在不平衡不充分问题，除风光外的其他新能源还需要金融政策的持续支持，解决面临的不同实际问题，进一步提升技术水平和竞争力，扩大产业和应用规模，共同发挥在实现碳达峰碳中和目标的作用。
“十四五”前对新能源的金融支持主要是国开行等政策性银行以及其他国有银行等金融机构按照其商业化项目授信原则和标准，对风光等项目建设提供融资贷款方面的支持，国家宏观政策更多为定性表述。“十四五”期间新能源要实现跃升发展，一方面新增风光等新能源项目规模扩大会带来更多的多样化的融资需求，另一方面需要减轻存量项目补贴拖欠给新能源开发运营企业带来的资金压力。金融政策可以在多个方面发挥支持新能源产业健康发展的作用。
在《实施方案》起草和征求各部门意见过程中，国务院有关部门结合相关思路出台了一些操作性强的金融政策，《实施方案》发布后进入政策加强落实阶段。为解决被欠补可再生能源企业现金流，缓解补贴拖欠带来的影响，减轻企业负担，2021年以来国家有关部门出台了几项举措，其中一项重要举措是国家发展改革委、财政部、中国人民银行、银保监会、国家能源局五部门联合发布了《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》（发改运行〔2021〕266号），明确在市场化、法制化、银企自主协商等原则下，金融机构对政策合规的可再生能源发电项目所在企业发放电价补贴确权贷款，并制定了相应的配套措施予以推进。根据文件，对于既有贷款，是在银企双方自主协商的基础上，进行贷款展期、续贷，或调整还款进度、期限等；对于补贴确权贷款，首先由相关可再生能源企业自行确定是否申请，银行根据与企业沟通情况和风险评估自行确定是否发放确权贷款，之后银企双方自主协商贷款金额（上限为企业应收未收的财政补贴资金）、年限、利率等；鼓励企业优先与既有开户银行沟通合作，但仍以自愿原则，不限于既有银行。文件还提出要建立补贴确权贷款的封闭还贷制度，即企业在贷款行定点开设补贴确权专用账户，企业获得的补贴资金直接由电网企业向专用账户拨付，不经过企业周转，提升效率，降低风险，也有利于企业获得更好的补贴确权贷款条件。
| 案例7-5落实可再生能源存量项目电价补贴确权贷款政策 |
| 2021年3月“发改运行〔2021〕266号”文件颁布后，金融机构积极响应，遵循商业化、市场化、法制化、自愿和自主协商的原则，向有需求企业发放了存量项目电价补贴确权贷款。政策惠及国有和民营等各类企业，涉及风电、光伏、生物质等各类可再生能源发电项目。以下为几个典型例子。 2021年7月农行湖北孝感分行向中广核湖北大梧风电公司授信6300万元，并发放950万元的补贴确权贷款，支持大别山革命老区风电项目建设和实现绿色高质量发展；2021年8月中行广东分行向广东华电前山风电项目授信发放补贴确权贷款，三年期759万元；同月建行广东茂名分行向茂名中坳风电公司授信3000万元补贴确权贷款，当月发放1116万元；同月江苏银行盐城分行发放了江苏首笔补贴确权贷款，2000万元额度，受益企业为滨海晶科电力1万千瓦渔光互补项目；2021年11月工行山东枣庄分行为辖区内5万千瓦秸秆发电项目发放3000万元补贴确权贷款，受益项目为，将应收未收的电价补贴作为质押物，有效缓解企业在收购原料季节的资金紧张问题。 |
主要政策点2：利用电网企业融资优势，拓展资金来源，使可再生能源发电延续补贴资金年度收支平衡。
可再生能源上网电价和度电补贴、设立可再生能源发展基金、征收可再生能源电价附加用于可再生能源电价补贴费用补偿等机制对促进我国风电、太阳能发电、生物质发电的市场发展，并进而带动新能源全产业发展起到了重要作用。但是，自2015年以来历年均存在新增电价补贴资金缺口，累计补贴资金缺口逐年增大。进入“十四五”，国家政策已明确新增风电、除户用光伏外的光伏发电、光热发电项目全面实现无补贴平价上网，对2021年度的户用光伏通过实施年度5亿元固定补贴总额予以支持，对生物质能发电实施新增项目竞争配置和电价补贴总额控制。因此，“十四五”新增新能源项目的电价补贴不超过每年可再生能源发展基金的资金增量，实现了“以收定支”，但之前的存量有电价补贴项目的资金缺口问题亟待解决。
为解决这一问题，国家在复核各存量项目电价补贴需求的基础上，在2022年中央财政政府性基金预算中，安排了千亿量级资金用于存量项目的电价补贴历史拖欠。下一步应全面落实《实施方案》要求，对于存量有电价补贴新能源项目，需要解决补贴资金当年度的供需不平衡问题，除了确保可再生能源发展基金应收尽收增加资金供应外，还可以探索机制，制定政策，通过国家授权设立专门机构开展专项融资措施。
| 案例7-6中国为统筹解决可再生能源发电补贴问题成立结算服务公司 |
| 2022年8月，按照国家有关文件精神，南网发布相关文件，决定成立广州可再生能源发展结算服务有限公司。公司是政府授权、由南网牵头设立、承担可再生能源补贴资金管理业务并按市场化运作的特殊目的公司。经营范围是开展可再生能源补贴资金的统计和管理，以及缺口部分的专项融资和还本付息等工作。经营期限是执照签发之日至可再生能源补贴缺口清零及全部专项融资本息偿付完毕。设立原则是承担政策性业务，不以营利为目的，在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中列支，并与电网输配电业务隔离。 文件明确公司主要职责包括：负责协助组织开展可再生能源发电项目补贴清单审核；负责南方电网公司经营区域内可再生能源发电补贴的年度、月度需求汇总统计，编制年度、月度资金需求计划，按现行预算管理模式协助向财政部申请补贴资金并及时转拨省级电网公司，以及对补贴资金缺口开展专项融资；负责补贴资金缺口专项融资日常管理工作，包括与金融机构开展融资合同谈判和起草、债券发行、到期兑付、信息披露、信用评级等；以及有关信息报送、落实补贴的监督核查等等。 |
主要政策点3：支持金融机构提供绿色资产支持（商业）票据、保理等创新方案，解决新能源企业资金需求。
碳达峰碳中和目标下，“十四五”新能源需要实现跃升发展，其后发展规模将继续扩大，新能源项目开发规模增加，开发企业对于融资需求也将显著增加。对于新增新能源发电项目，一方面实现了平价上网，将不再有补贴政策调整带来的影响，另一方面随着电力体制改革和电力市场化的推进，新能源参与电力市场的范围和规模都在扩大，参与电力市场的方式和交易形式多样化，各省份间进度不同，跨省跨区间交易等规则也在探索变化，新能源项目的收益方式、商业模式也呈现多样性，带来不同的融资需求。因此，金融机构应根据平价新能源项目特点，调整和完善授信评估规则，提供新能源等绿色资产支持（商业）票据、保理等创新方案，尤其考虑新能源量大面广的特点，通过创新方案，可在支持中小型新能源企业融资方面发挥有效作用。
在绿色资产支持票据方面，部分金融机构已经启动了创新方案，在现行资产支持票据规则体系下，推出支持绿色资产的商业票据，部分新能源被纳入支持范围，一些项目已经获益。保理方面，近年来商业保理公司发展迅猛，商业银行如何加强与商业保理公司合作，服务更多中小企业，支持实体经济发展，也成为热议话题。金融机构应积极发展绿色产业保理业务，将新能源作为一个重要领域，创新方案，如商业银行可为卖方提供有追索权的保理融资，买方在出售新能源产品或研发新能源技术后向商业银行分期支付应收账款，从而优化新能源项目资金周转。
| 案例7-7绿色资产支持（商业）票据使新能源项目受益 |
| 银行间市场交易商协会立足实体经济，解决服务痛点，在现行资产支持票据规则体系下，推出资产支持类融资直达创新产品资产支持商业票据（ABCP）。与传统信用类债券相比，ABCP具有“资产支持”的特点，通过滚动发行解决常规资产证券化产品效率不足的问题，提升资产周转率，为企业提供了更为灵活和市场化的降杠杆工具，拓宽了新型债权融资渠道。 兴业银行将ABCP与绿色债券相融合，在2020年11月推出市场首单绿色资产支持商业票据，为16家小微企业的17个项目提供融资支持，包括8个风光发电项目，以及9个新能源汽车、集中供热、污染防治、资源回收利用项目。第一期绿色资产支持商业票据的项目注册规模15亿元，首次发行规模10.5亿元，期限30天。 北京银行在2021年12月提供了供应链绿色资产支持票据承销业务，规模超过2亿元，支持垃圾焚烧发电等绿色产业项目，基础资产现金流全部来源于绿色产业领域收入。 |
（二十一）丰富绿色金融产品服务
主要政策点1：合理界定新能源绿色金融项目的信用评级标准和评估准入条件。加大绿色债券、绿色信贷对新能源项目的支持力度。
新能源开发、运营和应用所涉及的企业量大面广，融资需求和融资难点不一，融资需求高。目前，大部分新能源企业以银行贷款和融资租赁等间接融资方式为主，在没有绿色信贷政策支持之前，新能源项目存在银行借款授信主体不匹配、授信品种不匹配、授信审批时间长以及强担保要求高等问题，导致部分企业，尤其是民营企业“融资难”、“融资贵”等。而直接融资方式，比如发行绿色债券等，还存在较多的限制和障碍。因此需要丰富绿色金融产品和服务，通过合理界定新能源绿色金融项目的信用评级标准和准入条件，加大对新能源项目的支持力度，为新能源企业提供更便利、更廉价、覆盖更广的融资服务。比如，通过绿色债券、绿色基金等可提升新能源企业直接融资比重；通过绿色信贷降低新能源项目长期贷款利率。
近年来，央行陆续出台了一系列绿色金融政策，支持助力碳达峰碳中和。一是明确绿色金融的标准，2018年央行牵头成立绿色金融标准工作组，推动绿色金融标准体系建设，并已发布了《绿色债券支持项目目录（2021年版）》等3项标准，10余项标准进入立项或征求意见。二是不断健全绿色金融激励和评价机制，2018年起央行全面开展银行业金融机构绿色信贷业绩评价，2021年升级为绿色金融评价，并将绿色债券业务纳入评价范围，引导金融机构有序增加绿色资产配置。
在《实施方案》起草和征求各部门意见过程中，国务院有关部门又结合相关思路出台了一系列绿色金融支持政策，《实施方案》发布后将进入政策加强落实阶段。比如对于绿色信贷，2021年11月央行明确提供碳减排支持的结构性货币政策工具，以稳步有序、精准直达方式，支持清洁能源（风电、光伏、生物质、风光源网荷储一体化项目、户用分布式光伏整县等）、节能环保、碳减排技术等重点领域的发展，发放对象为全国性金融机构，再由金融机构向碳减排重点领域内相关企业发放符合条件的碳减排贷款，按贷款本金的60%提供资金支持，利率为1.75%。这是央行最优惠的利率，截至2022年2月底，央行已通过该工具支持金融机构发放贷款2308亿元。
| 案例7-8我国绿色信贷快速发展 |
| 中国人民银行日前发布的最新数据显示：2022年二季度末，我国本外币绿色贷款余额19.55万亿元，同比增长40.4%，比上年末高7.4个百分点，高于各项贷款增速29.6个百分点，上半年增加3.53万亿元。 分用途看，基础设施绿色升级产业、清洁能源产业和节能环保产业贷款余额分别为8.82万亿元、5.04万亿元和2.63万亿元，同比分别增长32.2%、40.8%和62.8%。分行业看，电力、热力、燃气及水生产和供应业绿色贷款余额5.08万亿元，同比增长30.8%，上半年增加6039亿元；交通运输、仓储和邮政业绿色贷款余额4.39万亿元，同比增长10.3%，上半年增加2631亿元。 近年来，我国发展绿色金融取得了显著成效，已初步形成绿色贷款、绿色债券、绿色保险、绿色基金、绿色信托、碳金融产品等多层次绿色金融产品和市场体系。 |
主要政策点2：研究探索将新能源项目纳入基础设施不动产投资信托基金（REITs）试点支持范围。
REITs是把流动性较低、非证券形态的不动产，转化为资本市场上可流通交易基金的金融过程。基础设施REITs是国际通行的配置资产，具有流动性较高、收益相对稳定、安全性较强等特点，能有效盘活存量资产，拓宽社会资本投资渠道，提升企业直接融资比重。风电、光伏等新能源项目具有初始投资大、收益稳定和安全性较强的特点，适合发行基础设施REITs。将新能源项目纳入基础设施REITs试点支持范围，有利于新能源企业盘活存量新能源项目资产，提升资产周转速度，拓宽融资渠道，降低资产负债率，优化资产负债结构，有利于进一步增强企业开发新能源项目能力。
2020年4月，中国证监会和国家发展改革委联合发布了《关于推进基础设施不动产投资信托基金（REITs）试点相关工作的通知》，我国基础设施REITs试点工作正式启动，但新能源项目没有被纳入试点范围。2021年6月，国家发展改革委印发《关于进一步做好基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）试点工作的通知》，明确将风电、光伏、水电、天然气发电、生物质发电和核电等清洁能源项目纳入REITs试点支持范围。2021年12月，国家发展改革委又要求加快推进基础设施REITs试点有关工作，REITs发行工作进一步提速。在政策推动下，包括国电投、京能国际等新能源企业积极开展试点发行工作，盘活风电、光伏存量基础设施资产。国电投光伏类REITs项目已经成功发行。下一步，将进一步完善REITs发行程序，积极推进新能源项目挂牌并扩大支持规模。
| 案例7-9新能源类REITs项目试点发行 |
| 2022年7月15日，国家电投所属铝电投资有限公司（简称“铝电公司”）发起的“国家电投-铝电公司能源基础设施投资绿色资产支持专项计划”成功簿记。该项目是全市场首单光伏基础设施REITs，发行规模6.32亿元，发行利率为3.20%，创全市场类REITs历史最低纪录。该项目的底层基础资产为国家电投铝电公司投资建设的宁夏银川红墩子一、二期光伏电站项目和吴忠太阳山光伏电站项目。本次REITs的成功发行，为风电、光伏等新能源基础设施资产开展公募REITs业务积累了宝贵的经验，为盘活存量新能源基础设施资产提出了切实有效的实施方案。另外，还有多个以风电光伏为基础资产的REITs项目在积极申报中。比如，北京能源国际控股有限公司拟以30万千瓦和10万千瓦两座光伏电站作为基础资产设立公募REITs，完成前期筹备及全套申报材料，并向监管机构进行申报，净募集资金用于光伏发电项目的新建或并购，以拓展公司业务规模。 |
主要政策点3：支持将符合条件的新能源项目温室气体核证减排量纳入全国碳排放权交易市场进行配额清缴抵销。
为从国家层面将碳减排责任落实到企业，结合地方试点市场运行经验，我国建立了“以碳排放配额交易为主+中国核证自愿减排量（CCER）交易为辅”的全国碳排放权交易市场，旨在通过市场倒逼高排放、高耗能产业的技术升级。CCER是指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化及核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。截至2021年4月，国家发展改革委公示CCER审定项目累计达到2871个，备案项目1047个，获得减排量备案项目287个。从项目类型看，风电、光伏、水电等项目占比较大。
自2021年7月16日启动以来，全国碳排放权交易市场已经顺利完成第一个履约周期，履约完成率高达99.5%，为控制企业减排成本、实现碳减排提供了有效途径。但目前主要交易产品为碳排放配额，而作为有效补充的CCER自2017年暂停项目备案申请后仅有部分存量参与市场交易（包括部分存量新能源项目CCER），新项目由于审批停滞而未得到补充。随着行业配额的逐步收紧，对CCER的需求量也将逐渐提升。
相关部门在积极推动CCER纳入碳市场交易进行配额清缴抵销。2021年1月生态环境部发布《全国碳排放权交易管理办法（试行）》，重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。2021年10月生态环境部发布《关于做好全国碳排放权交易市场第一个履约周期碳排放配额清缴工作的通知》，组织有意愿使用CCER抵销碳排放配额清缴的重点排放单位抓紧开立国家自愿减排注册登记系统一般持有账户，并在经备案的温室气体自愿减排交易机构开立交易系统账户，尽快完成CCER购买并申请CCER注销。下一步，待CCER新项目的备案与签发重启后，符合条件的新能源项目将可纳入，我们也将持续推动新能源项目在碳市场和绿电绿证市场的机制衔接。
| 案例7-10我国存量CCER发放和抵销情况 |
| 据中国自愿减排交易信息平台数据显示，从2012年CCER交易开启，至2017年暂停新项目受理，我国CCER公示项目共有2871个，其中，风电、光伏和甲烷利用项目最多，占比分别为33.0%、29.0%和14.1%。同时，中国于2013年启动了7个区域性碳排放权交易市场试点，允许CCER抵销部分排放配额，并对CCER准入进行了一定限制。包括在准入比例上，各地准入比例在5%—10%之间，在准入类型上，除上海和湖北（只允许小水电），其余五地均排除部分水电项目。2015年3月，国内首单CCER线上交易完成，由上海宝碳新能源环保科技有限公司向项目业主龙源电力股份集团有限公司所属甘肃新安风力发电有限公司分2次购买CCER共20万吨，成交价为19元/吨。 据路孚特碳研究模型测算数据，上述已签发的CCER项目约相当于8000万吨二氧化碳当量，2012-2017年，通过试点碳交易市场约使用3200万吨。2021年全国碳市场履约，按规则存量CCER可用于抵销最高5%的应清缴配额，首个履约周期的控排企业核销，使用了3300万吨存量CCER，超过了2012-2017年的总和。按照该模型的估算，存量CCER大多数已经在市场实现抵销。 |
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