碳达峰、碳中和目标为加快中国的能源结构转型与优化指明了方向，极大推进了以火电为主的传统电源结构向风电、光伏等为主的清洁、低碳电源结构转型。加快推进新能源电力项目投资与建设，不仅是构建以新能源为主体的新型电力系统的必然要求，更是电力行业实现碳达峰、碳中和目标的重要途径。

前景广阔

“十三五”时期，全社会用电量平均增速为5.82%，全国发电装机容量平均增速为8.05%，发电量平均增速为6.01%。全国的电源结构也进一步优化，新能源发电装机容量占总装机容量的比重平均上升2.69%。其中，风电和光伏发电总装机容量由2015年的2.3亿千瓦增加至2020年的5.3亿千瓦，新能源发电量占总发电量的比重平均上升1.11%。

国际可再生能源机构的统计显示，2020年全球太阳能发电和风电新增装机容量为2.38亿千瓦。据彭博新能源财经预测，2050年全球太阳能和风电发电装机容量将分别增长17倍和6倍，届时全球太阳能发电和风电新增装机容量达27.28亿千瓦。由此推算，全球太阳能发电和风电新增装机容量年平均增长率为8.16%。

2020年，中国风电和太阳能发电新增装机容量为1.2亿千瓦，风电和太阳能发电累计装机容量5.34亿千瓦。按照到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，我国风电、太阳能发电总装机容量将至少以年平均增长率8.12%的水平增长。毋庸置疑，新能源电力产业发展前景广阔。

现实困境

笔者对电力行业多家大型央企在北京、湖南、贵州、江西等地区的分（子）公司进行实地调研，并与这些公司的主要负责人以及从事光伏、风电等新能源电力投资、开发和建设的项目经理和各岗位专责人员等进行深度访谈，了解到新能源电力项目在实际投建过程中，尚存在多重困境：

首先，资源配置效率不够高。“十三五”时期，新能源发电装机容量占总装机容量比重的平均增速，高于新能源发电量占总发电量比重的平均增速，部分已建成投产的新能源电力项目利用率低，弃风、弃光现象依然存在。有些项目由于资金周转不灵、技术瓶颈、审批周期长等原因未能如期建成投产，甚至中途停止建设，不仅造成指标的浪费，也给地方和企业的资源投入造成损失。

其次，营商环境不够便利。新能源电力项目涉及单位范围广泛，审批手续繁杂。尤其是占地面积大、布局在市区外围的项目，需要县、镇、村级等基层单位的密切配合，但大部分地方基层单位缺乏相关考核内容和标准，并且新能源电力项目创税能力低，地方政府参与投建的积极性不高，既延缓了项目投建进程，又增加了企业与地方的协调成本。

第三，市场交易机制不健全。虽然全国电力市场存在双边协商交易、集中交易、滚动撮合交易、挂牌交易等交易模式，但是符合新能源电力交易特征的模式仍较少。其中，“新能源+储能”模式的电力缺乏并网保障，导致新能源电力消纳问题频发。上网交易价格机制是新能源电力市场交易机制的核心，2020年，风电、光伏已基本实现平价上网，但是大多数地方政府还未明确出台关于推进风光发电向平价上网平稳过渡的相关价格政策。

最后，配套政策不够完备。目前，国家对于新能源电力项目投建实行“三免三减半”的税收政策，在执行过程中，由于存在承诺的税收返还周期长、税收方式不灵活等问题，加上可用土地资源日趋紧缺，部分政府在批复用地时更加倾向于土地集约利用型的项目，对新能源电力项目投建批复迟缓。另外，由于投资规模大、回收周期长、项目质量参差不齐，新能源电力项目还存在融资渠道窄、融资难、融资贵、融资慢等问题。

破解之策

一是提高资源配置效率。在新能源电力项目指标分配前期做好项目投建主体摸底工作，建立重点开发主体数据库，重点考虑新增新能源电力项目的火电企业，由火电向新能源电力转型的电力产能置换企业，具备新能源电力消纳能力区域内的龙头企业、重点招商引资企业，以及在同等条件下实施“源网荷储一体化和多能互补”项目的企业。

配置新能源电力项目指标时，采用直接配置和竞争性配置相结合的方式。考虑到火电项目承担了调峰功能，以及新能源电力投资规模和装机容量较大的项目，建议在直接配置指标时予以倾斜，以通过产权内部化方式优化电力资源配置。对于自愿淘汰或者完全退出火电，并取得实质性进展的发电企业，实行新能源发电装机容量等量替代甚至超容量替代的配置方式；剩余指标实施竞争性配置方式。

同时，政府可考虑设立奖惩机制。对于优先建成投产的新能源电力项目投资主体，在以后年度新增新能源电力项目投资时，同等条件下予以优先获得项目指标配置。对无特殊原因而未达到建设节点要求的新能源电力项目，不再纳入保障性并网项目范围。对于逾期开工，在规定期限内未建成投产的项目主体，取消建设指标，并在数年之内不得参与本地区新能源电力项目投建。

二是优化营商环境。在对省、地、县、乡等各级政府建立碳达峰、碳中和目标的考核机制时，将新能源电力项目考核纳入其中，设置既包含完成投资额、税收等经济效益，也综合考虑促进就业、碳减排量等社会和生态效益的考核标准。同时，加强政府单位之间的沟通协调。省级部门确定本省年度新增新能源电力项目，组织并统筹衔接做好项目开发建设和储备工作，将任务分解至各地级行政区；由地级行政区层层压实责任，协同企业保障项目投资建设顺利推进。由省级部门牵头建立信息共享平台，加快省级、地级、县级、乡级单位项目投建数据互认共享，实现项目进度信息化、透明化，提高审批办理效率。另外，可通过党建联谊、招商推介等活动，加强地方政府与企业之间的交流与合作。

三是健全新能源电力市场交易机制。由于各地区新能源电力发展水平差异较大，新能源电力交易市场发展成熟度差别显著，因此，应实行差异化的新能源电力市场交易模式。对于新能源电力具备独立参与市场交易能力的地区，可大力推广“绿电”交易，与省内用电大户合作，实现100%的清洁电力交易，并探索新能源电力跨省交易机制，解决新能源电力消纳难题；对于新能源电力发展较慢的地区，新能源电力可通过与火电、抽水蓄能“打捆”的方式参加中长期电力交易。“新能源+储能”模式正在全国范围内推广，合理配置储能比例和时长，鼓励新能源储能企业自建电网，提高保障并网比例；探索新能源储能共享模式、租赁模式、代理运营商等模式，以降低储能投资建设成本。同时，新能源电力上网电价整体按照国家规定的“指导价+竞争性配置”方式形成，对于新增落实并网的新能源电力项目，其保障收购小时数以内的发电量，上网电价按当年当地指导价执行，保障收购小时数以外的发电量，参与市场竞争形成。

由此，各地应鼓励新建新能源电力项目自愿参与市场竞争形成上网价格，倡导有条件的地区参与“绿电”交易，形成市场交易价格，以实现整体平价上网目标。另外，加强地区内和跨地区的电网输送工程、受电端主干网络等建设，推动电网向智能化、灵活化强网转变，以为新能源电力消纳、区域电力互补以及本地区新能源电力并网提供保障。

四是完善新能源电力项目配套政策。一方面，鼓励各地政府出台差异化的税收政策，对于新能源产业链龙头企业，在“三免三减半”的税收政策基础上，给予额外的税收优惠，带动上、下游配套产业发展，打造新能源产业集群。采用灵活的纳税方式和返税方式，新能源电力企业在应纳税年度未完成纳税额度的，可宽限至以后盈利年度依次补齐；对于承诺企业的税收补贴，需及时兑现，并缩短周期，采用季付或月付方式，激发投资主体的积极性。

另一方面，保障供地是新能源电力项目投建的前提条件，各地区定期盘点可用土地数量，根据新能源电力最低消纳责任权重所必需的年度新增新能源电力项目数量统筹规划、合理分配，保障建设用地。鼓励各地政府优化供地方式，采用长期租赁、先租后让、租让结合以及弹性出让等多种方式灵活供地，缓解用地紧张难题。由于新能源电力项目建设占用面积大，可以提倡项目建设主体开发使用符合用地条件的废弃土地，大力推广屋顶分布式光伏发电项目、集中连片分布式光伏项目以及“农光互补”“渔光互补”项目，实现土地集约利用。

另外，考虑多措并举拓宽新能源电力项目的融资渠道，为新能源电力项目的投资者提供金融支持，鼓励金融机构加大相关金融产品的创新，可尝试以新能源电力用能者信用和政府信用为担保开发金融产品，为新能源电力项目融资。对于已持有新能源电力资产的大型企业，积极推动发行绿色债券或者绿色ABS，畅通和拓宽融资渠道，化解融资难题。

注：本文作者谢里系湖南大学经济与贸易学院教授、博士生导师，湖南大学湖南发展研究院副院长，湖南大学“碳达峰、碳中和”研究中心主任；作者惠施敏系湖南大学经济与贸易学院经济学博士生。