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新能源電力項目投建困局與應(yīng)對之策

碳達峰、碳中和目標為加快中國的能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型與優(yōu)化指明了方向,極大推進了以火電為主的傳統(tǒng)電源結(jié)構(gòu)向風電、光伏等為主的清潔、低碳電源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。加快推進新能源電力項目投資與建設(shè),不僅是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的必然要求,更是電力行業(yè)實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標的重要途徑。

前景廣闊

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

國際可再生能源機構(gòu)的統(tǒng)計顯示,2020年全球太陽能發(fā)電和風電新增裝機容量為2.38億千瓦。據(jù)彭博新能源財經(jīng)預(yù)測,2050年全球太陽能和風電發(fā)電裝機容量將分別增長17倍和6倍,屆時全球太陽能發(fā)電和風電新增裝機容量達27.28億千瓦。由此推算,全球太陽能發(fā)電和風電新增裝機容量年平均增長率為8.16%。

2020年,中國風電和太陽能發(fā)電新增裝機容量為1.2億千瓦,風電和太陽能發(fā)電累計裝機容量5.34億千瓦。按照到2030年,風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上的目標,我國風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將至少以年平均增長率8.12%的水平增長。毋庸置疑,新能源電力產(chǎn)業(yè)發(fā)展前景廣闊。

現(xiàn)實困境

筆者對電力行業(yè)多家大型央企在北京、湖南、貴州、江西等地區(qū)的分(子)公司進行實地調(diào)研,并與這些公司的主要負責人以及從事光伏、風電等新能源電力投資、開發(fā)和建設(shè)的項目經(jīng)理和各崗位專責人員等進行深度訪談,了解到新能源電力項目在實際投建過程中,尚存在多重困境:

首先,資源配置效率不夠高。“十三五”時期,新能源發(fā)電裝機容量占總裝機容量比重的平均增速,高于新能源發(fā)電量占總發(fā)電量比重的平均增速,部分已建成投產(chǎn)的新能源電力項目利用率低,棄風、棄光現(xiàn)象依然存在。有些項目由于資金周轉(zhuǎn)不靈、技術(shù)瓶頸、審批周期長等原因未能如期建成投產(chǎn),甚至中途停止建設(shè),不僅造成指標的浪費,也給地方和企業(yè)的資源投入造成損失。

其次,營商環(huán)境不夠便利。新能源電力項目涉及單位范圍廣泛,審批手續(xù)繁雜。尤其是占地面積大、布局在市區(qū)外圍的項目,需要縣、鎮(zhèn)、村級等基層單位的密切配合,但大部分地方基層單位缺乏相關(guān)考核內(nèi)容和標準,并且新能源電力項目創(chuàng)稅能力低,地方政府參與投建的積極性不高,既延緩了項目投建進程,又增加了企業(yè)與地方的協(xié)調(diào)成本。

第三,市場交易機制不健全。雖然全國電力市場存在雙邊協(xié)商交易、集中交易、滾動撮合交易、掛牌交易等交易模式,但是符合新能源電力交易特征的模式仍較少。其中,“新能源+儲能”模式的電力缺乏并網(wǎng)保障,導(dǎo)致新能源電力消納問題頻發(fā)。上網(wǎng)交易價格機制是新能源電力市場交易機制的核心,2020年,風電、光伏已基本實現(xiàn)平價上網(wǎng),但是大多數(shù)地方政府還未明確出臺關(guān)于推進風光發(fā)電向平價上網(wǎng)平穩(wěn)過渡的相關(guān)價格政策。

最后,配套政策不夠完備。目前,國家對于新能源電力項目投建實行“三免三減半”的稅收政策,在執(zhí)行過程中,由于存在承諾的稅收返還周期長、稅收方式不靈活等問題,加上可用土地資源日趨緊缺,部分政府在批復(fù)用地時更加傾向于土地集約利用型的項目,對新能源電力項目投建批復(fù)遲緩。另外,由于投資規(guī)模大、回收周期長、項目質(zhì)量參差不齊,新能源電力項目還存在融資渠道窄、融資難、融資貴、融資慢等問題。

破解之策

一是提高資源配置效率。在新能源電力項目指標分配前期做好項目投建主體摸底工作,建立重點開發(fā)主體數(shù)據(jù)庫,重點考慮新增新能源電力項目的火電企業(yè),由火電向新能源電力轉(zhuǎn)型的電力產(chǎn)能置換企業(yè),具備新能源電力消納能力區(qū)域內(nèi)的龍頭企業(yè)、重點招商引資企業(yè),以及在同等條件下實施“源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補”項目的企業(yè)。

配置新能源電力項目指標時,采用直接配置和競爭性配置相結(jié)合的方式。考慮到火電項目承擔了調(diào)峰功能,以及新能源電力投資規(guī)模和裝機容量較大的項目,建議在直接配置指標時予以傾斜,以通過產(chǎn)權(quán)內(nèi)部化方式優(yōu)化電力資源配置。對于自愿淘汰或者完全退出火電,并取得實質(zhì)性進展的發(fā)電企業(yè),實行新能源發(fā)電裝機容量等量替代甚至超容量替代的配置方式;剩余指標實施競爭性配置方式。

同時,政府可考慮設(shè)立獎懲機制。對于優(yōu)先建成投產(chǎn)的新能源電力項目投資主體,在以后年度新增新能源電力項目投資時,同等條件下予以優(yōu)先獲得項目指標配置。對無特殊原因而未達到建設(shè)節(jié)點要求的新能源電力項目,不再納入保障性并網(wǎng)項目范圍。對于逾期開工,在規(guī)定期限內(nèi)未建成投產(chǎn)的項目主體,取消建設(shè)指標,并在數(shù)年之內(nèi)不得參與本地區(qū)新能源電力項目投建。

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

三是健全新能源電力市場交易機制。由于各地區(qū)新能源電力發(fā)展水平差異較大,新能源電力交易市場發(fā)展成熟度差別顯著,因此,應(yīng)實行差異化的新能源電力市場交易模式。對于新能源電力具備獨立參與市場交易能力的地區(qū),可大力推廣“綠電”交易,與省內(nèi)用電大戶合作,實現(xiàn)100%的清潔電力交易,并探索新能源電力跨省交易機制,解決新能源電力消納難題;對于新能源電力發(fā)展較慢的地區(qū),新能源電力可通過與火電、抽水蓄能“打捆”的方式參加中長期電力交易。“新能源+儲能”模式正在全國范圍內(nèi)推廣,合理配置儲能比例和時長,鼓勵新能源儲能企業(yè)自建電網(wǎng),提高保障并網(wǎng)比例;探索新能源儲能共享模式、租賃模式、代理運營商等模式,以降低儲能投資建設(shè)成本。同時,新能源電力上網(wǎng)電價整體按照國家規(guī)定的“指導(dǎo)價+競爭性配置”方式形成,對于新增落實并網(wǎng)的新能源電力項目,其保障收購小時數(shù)以內(nèi)的發(fā)電量,上網(wǎng)電價按當年當?shù)刂笇?dǎo)價執(zhí)行,保障收購小時數(shù)以外的發(fā)電量,參與市場競爭形成。

由此,各地應(yīng)鼓勵新建新能源電力項目自愿參與市場競爭形成上網(wǎng)價格,倡導(dǎo)有條件的地區(qū)參與“綠電”交易,形成市場交易價格,以實現(xiàn)整體平價上網(wǎng)目標。另外,加強地區(qū)內(nèi)和跨地區(qū)的電網(wǎng)輸送工程、受電端主干網(wǎng)絡(luò)等建設(shè),推動電網(wǎng)向智能化、靈活化強網(wǎng)轉(zhuǎn)變,以為新能源電力消納、區(qū)域電力互補以及本地區(qū)新能源電力并網(wǎng)提供保障。

四是完善新能源電力項目配套政策。一方面,鼓勵各地政府出臺差異化的稅收政策,對于新能源產(chǎn)業(yè)鏈龍頭企業(yè),在“三免三減半”的稅收政策基礎(chǔ)上,給予額外的稅收優(yōu)惠,帶動上、下游配套產(chǎn)業(yè)發(fā)展,打造新能源產(chǎn)業(yè)集群。采用靈活的納稅方式和返稅方式,新能源電力企業(yè)在應(yīng)納稅年度未完成納稅額度的,可寬限至以后盈利年度依次補齊;對于承諾企業(yè)的稅收補貼,需及時兌現(xiàn),并縮短周期,采用季付或月付方式,激發(fā)投資主體的積極性。

另一方面,保障供地是新能源電力項目投建的前提條件,各地區(qū)定期盤點可用土地數(shù)量,根據(jù)新能源電力最低消納責任權(quán)重所必需的年度新增新能源電力項目數(shù)量統(tǒng)籌規(guī)劃、合理分配,保障建設(shè)用地。鼓勵各地政府優(yōu)化供地方式,采用長期租賃、先租后讓、租讓結(jié)合以及彈性出讓等多種方式靈活供地,緩解用地緊張難題。由于新能源電力項目建設(shè)占用面積大,可以提倡項目建設(shè)主體開發(fā)使用符合用地條件的廢棄土地,大力推廣屋頂分布式光伏發(fā)電項目、集中連片分布式光伏項目以及“農(nóng)光互補”“漁光互補”項目,實現(xiàn)土地集約利用。

另外,考慮多措并舉拓寬新能源電力項目的融資渠道,為新能源電力項目的投資者提供金融支持,鼓勵金融機構(gòu)加大相關(guān)金融產(chǎn)品的創(chuàng)新,可嘗試以新能源電力用能者信用和政府信用為擔保開發(fā)金融產(chǎn)品,為新能源電力項目融資。對于已持有新能源電力資產(chǎn)的大型企業(yè),積極推動發(fā)行綠色債券或者綠色ABS,暢通和拓寬融資渠道,化解融資難題。

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