“到2030年我国非化石能源在一次能源占比要从20%提升至25%，风电、光伏发电累计装机要达到12亿千瓦以上。”在“双碳”目标下，以光伏为代表的清洁能源正迎来前所未有的发展机遇。然而受光伏、风电自身波动性、间歇性的缺陷限制，未来风光要实现高比例接入，必将与储能结合。

在2021年智能光储设计研讨会上，中关村储能产业技术联盟秘书长刘为介绍，“2020年电化学储能投入容量首次突破吉瓦大关，其中新能源并网占比超过60%以上。”而硬币的另一面，储能高价格、低寿命(7-10年)给电站开发商带来成本压力，更为重要的是在“一刀切”式的政策下，业内对强配储能一直争议不断。

地方力推，储能成必选项

配置储能已成为“十四五”期间建设光伏项目的必选项。据北极星太阳能光伏网统计，截至目前全国约20个地区出台了光伏+储能相关政策。2021开年以来，已有广西、江西、贵州、山东、海南等12个地区要求新能源项目强配储能，比例在5%~10%之间，连续储能在2小时及以上。

一个苗头是，部分地区新能源配置储能政策已从新增项目扩大至存量项目，项目类型延伸至分布式光伏。如贵州省要求已投产风光项目在一年内配置储能，纳入省级年度计划的工商业分布式项目也需配备一定比例储能;广西在2021平价光伏项目竞争配置评分办法征求意见稿中提出新增项目配置低于5%不得分，已投运项目配置储能装置容量10%以上得5分，并要求连续储能2小时及以上。

不仅如此，在各地“十四五”规划中，风光水火储一体化项目成为布局重点。而据统计，自2020年下半年至今，央企、民营企业签约风光储、风光火储等大基地项目规模超百吉瓦。

国网能源研究院预计，我国新型储能(除抽水蓄能外)在2030年之后将迎来快速增长，2060年装机规模将达4.2亿千瓦(即420GW)左右，而2019年中国新型储能累积装机规模为2.1GW，这意味着未来风电、光伏等新能源结合储能将有近200倍的增长空间。

此外，据中关村储能产业技术联盟测算，基于储能项目投资成本和系统寿命变化，预计到2050年储能度电成本将下降1.8毛到2.7毛之间。成本优势叠加市场空间，新能源配置储能前景广阔程度可见一斑。

“一刀切”政策或现不良反应

实现光储平价是光伏担当主力能源的必要条件，而当下，成本是掣肘储能发展的主要因素之一。据业内测算，一座光伏电站按每瓦3.5元、总规模100MW来计算，若配置20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%—10%。

在储能系统的成本构成中，电池成本占比约50%左右，通常电池的使用寿命为10年，电池的寿命直接影响了电站的可用容量，进而影响了储能系统的度电成本(LOCS)。

在“一刀切”式的配置比例政策下，部分业主为保收益难免出现“唯价格论”等行为。业内曾有调研，一座并网运行的电站首年容量损失就超过15%，电池实际放电量远远低于标准容量。

实际上，业内对于新能源配置储能的主要争议在于储能配备比例问题。此前个别地区将新能源配备储能比例设置为20%，这种一配了之的政策最终因为缺乏明确的投资回收逻辑而搁浅。去年，湖南28家企业承诺为新能源项目配套建设储能，但至今兑现者寥寥。

一位业内专家直言，从与新能源相结合的储能电站设计的经济性考虑，结合实际应用场景来选择最优的容量配置，是比较有效提高电站经济性的方式。新能源配储能的目的是与电网更好融合，从电站实际运行效果来看，“一刀切”的方式可能造成配置容量浪费。

据中关村储能产业技术联盟测算，在“十四五”期间若配置20%的储能，全国只有5个省市能够实现光储平价，有17个省市可以达到光伏平价，若配置5%的储能，绝大部分地区都能够实现光储平价。

成熟商业模式待发掘

与强配储能政策相比，一个合理、成熟的商业模式可以带动企业自愿配置储能。而目前，业内对“谁受益，谁付费”的模式仍有争议，电网、发电企业谁是收益者难界定。

近两年，以青海为代表的部分地区探索共享储能模式，即以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行整合，由电网来进行统一协调。2019年4月，鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程储能电站进行了共享储能交易试运营，市场化模式打破了单个电站独享模式，为“共享储能”提供了解决方案。

除地方政府外，发电企业也在积极探索共享储能模式。2020年11月，上海电气格尔木美满闵行储能电站一期工程投运。据悉，这个项目是国内首座由独立市场主体投资建设，并参与市场化运营的电网侧共享储能电站，一期建设规模为32兆瓦/64兆瓦时。

前不久吉电股份发布公告称，为探索和发展共享储能电站项目，公司拟与长兴太湖能谷科技有限公司、深圳市信业华诚基金管理有限公司成立合资公司，负责投资、建设发电侧、电网侧、用户侧的储能系统项目等工作，公司主营业务包含包括风电、太阳能、氢能、储能、充换电站等在内的开发、投资建设等。

然而也有业内人士表示，当前共享储能模式在全国不具备可复制性，且在电力市场透明度、公信度等方面仍存疑虑。

尽管过程曲折，但随着储能成本下降，新能源配置储能经济性将有所体现。当前，设备企业在积极探索利用智能化手段降低储能度电成本(LCOS)，前不久华为推出智能组串式储能解决方案，可将LOCS降低10%。

国家能源局综合司关于印发《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》的通知

国能综通监管〔2021〕28号

各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、相关能源企业：

　　为深入贯彻《可再生能源法》，全面落实“碳达峰、碳中和”战略目标和中央生态环境保护督察要求，促进清洁能源消纳，根据我局《2021年能源监管重点任务清单》（国能发监管〔2021〕5号）安排，我们研究制定了《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》，现印发给你们，请认真组织实施。有关要求如下：

　　一、切实加强工作统筹。请各派出机构结合本地实际情况和疫情防控常态化要求制定具体实施方案，细化监管内容和措施，扎实开展相关监管工作。加强与局机关沟通联系，及时报送监管工作开展情况，反映监管中发现的问题，提出相关意见和建议。

　　二、加强工作协同配合。请各省级能源主管部门积极配合相关派出机构开展工作，并协助组织辖区内电网企业、电力调度机构、电力交易机构、清洁能源发电企业及时开展自查和现场监管，认真做好问题整改，客观分析清洁能源消纳实施成效和存在困难，提出针对性的意见和建议。

　　三、坚持问题导向和目标导向。各单位要突出工作重点，针对清洁能源问题多发的重点地区、重点企业和重点事项开展监管，推动清洁能源消纳政策得到有效实施，确保清洁能源得到高效利用。国家能源局将适时组织相关司、第三方机构专家赴部分重点地区、重点企业开展核查工作。

国家能源局综合司

2021年3月17日

清洁能源消纳情况综合监管工作方案

　　为深入贯彻《可再生能源法》，全面落实“碳达峰、碳中和”战略目标和中央生态环境保护督察要求，促进清洁能源消纳，根据《2021年能源监管重点任务清单》（国能发监管〔2021〕5号）安排，决定组织开展清洁能源消纳情况综合监管，现制定工作方案如下。

　　一、工作目标

　　坚持问题导向和目标导向，督促有关地区和企业严格落实国家清洁能源政策，监督检查清洁能源消纳目标任务和可再生能源电力消纳责任权重完成情况；督促电网企业优化清洁能源并网接入和调度运行，实现清洁能源优先上网和全额保障性收购；规范清洁能源电力参与市场化交易，完善清洁能源消纳交易机制和辅助服务市场建设；及时发现清洁能源发展过程中存在的突出问题，进一步促进清洁能源消纳，推动清洁能源行业高质量发展。

　　二、监管依据

　　（一）《中华人民共和国可再生能源法》

　　（二）《电力监管条例》（中华人民共和国国务院令第432号）

　　（三）国家发展改革委关于印发《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）

　　（四）国家发展改革委 国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知（发改能源〔2016〕1150号）

　　（五）国家能源局关于印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》的通知（国能发监管〔2017〕67号）

　　（六）国家发展改革委 国家能源局关于印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》的通知（发改能源〔2017〕1942号）

　　（七）国家发展改革委 国家能源局关于印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》的通知（发改能源规〔2018〕1575号）

　　（八）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）

　　三、监管范围

　　在全国范围内组织开展。

　　四、监管内容

　　重点对地方政府主管部门、电网企业、电力调度机构、电力交易机构、发电企业落实清洁能源消纳目标任务、可再生能源电力消纳责任权重、并网接入、优化调度、跨省区交易、参与辅助服务市场等情况开展监管。具体内容包括：

　　（一）清洁能源消纳主要目标完成和重点任务落实情况。包括2020年各省（自治区、直辖市）弃水、弃风、弃光电量和弃电率情况，是否完成年度清洁能源消纳目标，是否完成重点任务。2021年上半年，各省（自治区、直辖市）清洁能源消纳情况。

　　（二）落实可再生能源电力消纳责任权重情况。包括各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳责任权重落实工作开展情况，可再生能源电力消纳实施方案编制情况，电网企业组织实施工作开展情况，超额消纳量和绿色证书交易情况；各省（自治区、直辖市）是否完成年度可再生能源电力消纳责任权重，辖区内承担消纳责任义务的市场主体是否完成年度可再生能源电力消纳责任权重等。

　　（三）清洁能源发电项目并网接入情况。一是电网企业是否定期开展消纳能力研究论证，制定消纳方案；是否按规定及时出具并网接入意见；是否未及时建设接网工程；是否未及时按约定回购发电企业自建送出工程；是否按照规划和消纳能力合理安排项目并网时序。二是清洁能源发电项目是否存在未办理手续提前并网，是否签订并网调度协议及执行情况如何；发电企业是否在国家能源局可再生能源发电项目信息管理系统及时填报更新项目核准、开工、在建、并网、运行信息等。

　　（四）清洁能源优化调度情况。包括电力调度机构是否落实优先安排清洁能源年度发电计划；电网企业是否严格落实可再生能源发电全额保障性收购制度，是否进行有效的调度运行管理和检修计划管理，是否建立流域上下游信息共享和联合调度协调机制，是否存在因未开展流域水电联合优化调度导致弃水加剧情况；清洁能源项目是否按照规定有序参与电力市场化交易和发电权交易等。

　　（五）清洁能源跨省区交易消纳情况。包括省间清洁能源电力送电协议是否得到及时、有效执行；电力交易机构是否组织清洁能源发电企业积极参与跨省区电力市场化交易；受端省份是否存在限制外受电量规模的情况；送受端是否存在干预可再生能源报价和交易等情况；跨省区交易输电费用、网损、交易费用等收取依据、实际收取情况。

　　（六）清洁能源参与辅助服务市场情况。包括电网企业是否有效执行电力辅助服务市场运行相关规则；清洁能源发电企业是否公平参与辅助服务市场；辅助服务费用结算是否及时、足额；是否存在市场成员严重违反相关规则，对电网安全稳定运行造成影响等情况。

　　五、进度安排

　　（一）启动部署（3月至4月）。国家能源局印发《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》，启动清洁能源消纳情况综合监管工作。各派出机构按照部署要求，结合本地区实际制定相关工作实施方案，启动辖区内相关工作。

　　（二）自查整改（5月至6月）。各派出机构会同省级能源主管部门组织辖区内电网企业、电力调度机构、电力交易机构、清洁能源发电企业围绕重点监管内容开展自查，对自查中发现的突出问题，及时开展整改落实。

　　（三）现场监管（7月至8月）。在自查基础上，各派出机构结合疫情防控常态化要求采取多种方式开展监管，视情况开展非现场、非接触监管。具备条件时，按照国家能源局《推广随机抽查事中事后监管的实施方案（2020年修订）》，采取“双随机、一公开”方式组织开展现场监管。现场监管要突出重点、突出问题导向，避免形式主义，防止增加基层负担。对现场监管发现的问题，要严格按照相关规定进行处理，并督促相关单位及时整改。

　　（四）形成监管报告（9月至10月）。各派出机构要形成专项监管报告，于9月底报送国家能源局。监管报告的内容包括但不限于：清洁能源消纳基本情况，清洁能源消纳取得的成效，清洁能源消纳存在的突出问题，针对发现问题已采取的措施，进一步规范清洁能源消纳的监管意见等。国家能源局于10月底前汇总形成清洁能源消纳情况综合监管报告，适时按程序发布。

作为全球最大的发展中国家，我国提出“力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和”的目标。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，需要同时处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，有计划有步骤地积极推进。“十四五”规划纲要对实现碳达峰、碳中和与应对气候变化进行了全面部署。

实现碳达峰、碳中和是一个挑战，更是一场硬仗。当前，我国碳排放仍然处在“总量高、增量高”的历史阶段，超过85%的碳排放来自于能源活动。2020年末，我国非化石能源比重约15%，化石能源占比依然很高。与一些发达国家不同，我国既要控排放，又要保增长，还要转变高碳化的能源结构，争取用不到十年的时间实现碳达峰，从根本上扭转碳排放总量持续增长的趋势，任务艰巨。

低碳转型，能源先行。围绕实现碳达峰、碳中和，“十四五”期间需要加快推动能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力。在供给端，提升能源清洁生产的能力，充分利用各地资源禀赋，重点建设一批多能互补的清洁能源基地，逐步提升非化石能源比重。在需求端，发展能源低碳替代途径，推进以电代煤、以电代油，大幅度提高能源利用效率。在配置端，加强“源网荷储”衔接，提高特高压输电通道利用率，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。在数字化场景方面，推进智慧能源领域的应用工程，实现多能协同互补、需求智能调控。

除了能源产业以外，“十四五”期间为工业、交通、建筑等产业升级提供了重要的转型窗口。工业的重点将突出绿色制造，推动高耗能产业的低碳转型，包括大力提高电能利用比重、加快技术研发与商业化应用、淘汰落后产能设备、提升产业聚集度、推进资源节约与循环利用。交通领域的关键在于实现绿色低碳交通方式，包括突破新能源汽车与智能联网汽车的关键技术，在高速公路与中小县城推进充换电设施建设，发展城市公共交通、建设自行车道、步行道等。建筑领域要提升节能标准，加快新型绿色建材研发应用、推动高性能智能家电的普及利用、推广清洁能源采暖与楼宇节能系统改造。

“十四五”作为实现碳达峰与碳中和的关键期与窗口期，还要为经济社会系统性的变革完善机制谋划布局。坚持山水林田湖草系统治理，促进自然生态系统质量与稳定性的改善，提升生态系统的碳汇能力。推进前瞻性的未来产业，加速氢能、储能与生物能源等前沿科技产业的孵化与壮大，开展近零能耗建筑、碳捕集利用与封存等重大项目示范。进一步完善绿色低碳政策和市场体系，优化体制机制软环境，重点包括深化能源体制改革、加快推进碳排放权交易、积极发展绿色金融、健全与绿色低碳发展相关的法律法规、倡导营造绿色低碳生活方式、加强应对气候变化国际合作与规则标准制定等。

进入2021年以来，山东储能产业不断迎来利好。

山东省《关于开展储能示范应用的实施意见》将于近期出台。该文件从总体要求、任务目标、支持政策等全方面，以试点促推广应用、以示范促深化发展，着力推动储能技术和产业实现新突破，为山东能源高质量发展提供重要支撑和有力保障。

其中，备受瞩目的当属其支持政策。新增并网的集中式风电光伏项目，按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。同等条件下，配建或租赁示范项目的,优先并网、优先消纳；

示范项目参与电力辅助服务，在火电机组调峰运行至50%以下时，优先调度；

示范项目实行充电电量与放电电量相抵原则，损耗部分按工商业及其他用电单一制电价执行。其中结合存量煤电建设的示范项目，损耗部分参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。

除了明确支持力度和标准，该文件的亮点还体现在以下几方面：

制定任务目标。通过开展试点示范，建立健全相关标准体系，探索形成可复制易推广的经验做法，推动山东省储能加快发展。首批示范项目规模约50万千瓦，后期视电力系统发展和首批示范项目运营情况确定后续示范规模。

明确示范标准。调峰示范项目接入电压等级为110KV及以上，功率不低于5万千瓦、连续充电时间不低于2小时。联合火电机组调频示范项目单体功率不低于0.3万千瓦。锂电池储能电站交流侧效率不低于85%、放电深度不低于90%，电站可用率不低90%，其他形式储能电站，按照“一事一议”原则确定。

创新发展模式。统筹利用当地资源，因地制宜推动风光(火)储一体化项目建设。支持各类市场主体投资建设和运营共享储能设施，鼓励风电光伏项目优先租赁共享储能设施,租赁容量视同其配建储能容量。鼓励风电、光伏发电制氢，装机运行规模视同配套储能规模。

建全支撑体系。建立储能备案机制,按年度发布容量需求信息。依托山东电力交易平台，培育储能辅助服务和容量租赁市场，规范储能建设和管理，完善设计、验收、检测、接入等标准,建设省级储能监测、调度平台、强化日常监测和运行管理。

促进产业发展。优先发展大容量、长时间、低成本的调峰储能技术,加强储能关键材料、单元模块和控制系统研发。重点培育青岛、济宁、枣庄储能产业基地，加快建设济南储能设备集成和工程创新中心，逐步形成材料生产、设备制造、储能集成、运行检测全产业链。

这是继今年2月印发《2021年全省能源工作指导意见》，提出建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上配置不低于10%储能设施之后，山东省又一次大力助推储能产业发展。

去年，山东发改委和山东电力现货市场还分别针对储能出台了AGC调频+拉大峰谷价差等利好储能的政策。

山东作为能源消费和电力消费大省，正在积极推进新旧动能转换。从山东的电源结构可以看出，灵活性调节电源明显不足，占比1%，远低于全国平均6%的水平。

山东省能源局副局长邓召军曾在新闻发布会上表示，随着山东新能源装机比例迅速增加，省外来电送入电力大幅提高，山东电网调峰形势较为严峻，亟需增加调峰资源和丰富调峰手段，提升电网调节能力。

山东电力工程咨询院智慧能源事业部设计总工程师裴善鹏也在一次线上活动上表示，山东省电网调峰压力较大，2020年，山东省系统调峰容量缺口为914万千瓦，预计到2025年，这一缺口将达到1319万千瓦。

在刚需的背景下，火电联合调频、可再生能源+储能、用户侧储能在山东将迎来不错的机遇，山东的储能市场前景有望比肩江苏、广东等储能大省。

3月18日下午，山东省重点外商投资项目集中签约仪式举行，采取“省主会场+各市分会场+投资方代表视频连线”的方式进行。

       日照市委书记张惠主持日照分会场签约活动，市委副书记、市长李在武，市委常委、副市长刘兆亮，副市长高月波，市政府秘书长徐桂华，各区县、园区及市直有关部门、单位负责人和重点外商投资项目签约代表参加活动。
       据悉，此次活动日照市签约项目有6个，投资总额9.48亿美元，协议合同外资额3亿美元，预计年内到账1.37亿美元，涉及高端装备、新一代信息技术、新能源新材料等产业。分别是投资5亿美元的英锐科技智能终端项目、投资1.6亿美元的美茵兹智能卫浴项目、投资2.1亿美元的华润电力分布式光伏项目，以及众泰木业智能家居、贝安高端婴幼儿用品、武田精密零部件项目，主要来自香港、美国、德国、日本4个国家和地区。

在以碳中和为主题的时代舞台上，新能源，无疑是一个最具光环、最受青睐的重磅角色。2020年12月12日，在气候雄心峰会上，习近平主席提出到2030年，我国风电、光伏发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。但无论是研究智库还是资本市场，对于新能源未来10年的发展预测都远高于这一目标。

尽管“十四五”能源电力规划仍在制定之中，但一个显而易见的共识是，经历了多年的产业培育后，如今新能源已走到了一个重要的历史坐标：从替代能源转向主体能源。

无论是装机总量、新增规模还是产品制造能力，我国新能源已领先于世界。过去10年，我国陆上风电度电成本下降了40%，光伏的成本下降了约80%，大部分地区新建的新能源项目已可以实现平价上网，新能源迎来发展的新高度与新纪元。这一切看似顺理成章，但一条光环加持的道路，并不意味着更加好走。

更高的期望，意味着更大的责任。曾经，在能源电力的家族中，新能源只是一个无关大局的“小透明”。如今，承载着碳中和愿景的新能源，已经进入了与传统能源竞争的时代。因此，看待新能源的视角，也不应局限于产业角度，而应将其放在能源转型、经济转型乃至社会转型的层面，来衡量其服务经济社会发展的能力。很显然，面对挑战的不止是新能源，更包括全行业与全社会。

从平价上网到平价利用

主体能源的更新换代，绝非简单的此消彼长或替代竞争，而是一项牵一发而动全身的系统工程。

目前，我国处于煤炭与新能源的“混合能源时代”，新能源发电量占比约为10%，相对于低碳转型的典型国家而言，这一比例并不算高，但我国地域广阔，地区差异巨大，局部地区新能源占比已高达30~40%，在冀北、甘肃、青海等地区，新能源已成为第一大电源，电网安全及运行控制已受到巨大挑战。

作为最复杂、最庞大的人造系统，过去电力系统中电源跟随负荷变化调整出力，使电网运行保持瞬时平衡。但新能源的加入打破了电源侧长久以来的运行规律，其他常规电源必须同时跟随新能源波动调节出力。适应高比例新能源特性的电力系统，在未来或许会出现革命性的重大技术突破，但在现阶段，新能源与其他电源、电网、负荷之间的相互适应，只能基于当前电力系统的平衡理论和安全原则来开展。“在过去，新能源占比较小时，可以把平衡新能源波动视作负荷侧波动来对待。但随着新能源规模的逐渐扩大，高比例新能源电力系统的电力电量平衡将面临巨大挑战。”国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所所长李琼慧说。

新能源与电力系统的“交手”，是技术问题，也是经济问题。

为保证用户的稳定可靠供电，大规模的新能源入网，需要整个系统提升其他的辅助性投资。有研究显示，一个独立的电力系统中，在新能源电量占比小于10%时，电力系统本身的裕度尚可调节新能源带来的波动。一旦新能源的电量占比超过了10%，其系统成本就开始显现；新能源电量占比超过20%，系统成本大约将占据新能源本体成本的1/3~1/2；如果新能源电量占比达到40%，其系统成本将与发电成本基本相当。这一结论基于不同的系统结构会有一些偏差，但也大致为我们厘清了高比例新能源电力系统中所对应的消纳成本比重。

在新能源提速发展的当下和未来，系统成本的显著提升已难以避免。近期，国家能源局下发《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022-2030年预期目标建议的函》，要求非化石能源消费比重2021年按16.6%考虑，2030年按26%考虑。2030年全国统一可再生能源电力消纳责任权重为40%，其中非水电电力消纳责任权重为25.9%。按照以上的研究推论，到2030年，我国电力系统为承载新能源的发展将面临成本走高的压力，未来制约新能源发展的是大规模利用的经济可负担性。

“未来高比例新能源电力系统最理想的运行状态是什么？即在满足电网安全稳定运用和电力可靠供应的前提下，通过技术的进步，促使以新能源为主的系统供电成本和当前供电成本大致持平甚至更低，这一天我们的能源革命就实现了。”李琼慧说，“因此，新能源发展到了一定阶段以后，能源经济学显得特别重要，尤其是在‘双碳’目标倒逼下，一定要从能源经济学的角度来研究新能源发展。”

供电成本的拉平，有赖于新能源发电成本和系统成本的下降。在发电成本方面，中国可再生能源学会常务理事秦海岩表示，新能源发电技术经济水平在短期内依然未到天花板，风电度电成本的下降最主要的贡献来自于发电能力和效率的提升，而不仅是造价的下降。“依托于先进控制技术和材料科学的进步，过去十年风电机组的风轮直径不断突破，增加到原来的2倍，同样风况条件下发电量增加到3倍左右，即使在风电场单位千瓦造价下降不多的情况下，度电成本也可以下降到原来的50%。西北部风能资源好的地区，5年后度电成本有望降到0.15元/千瓦时，中东南部5年内度电成本有望降到0.2元/千瓦时，近海风电在5年内成本有望降到0.4~0.5元/千瓦时，远海风电在8年左右有望降到0.4~0.5元/千瓦时。这还没有包括风电机组可靠性和基于大数据人工智能的全生命周期管理等技术应用带来的叠加提升效应。”秦海岩说。

在系统成本方面，由于风光发电有效容量低，需要常规电源提供足够的有效容量实现功率平衡，满足电力平衡要求，从系统层面的角度通常需要考虑到增加相应的备用电源容量投资、灵活性电源的投资、接网和配网投资，以及其他运行管理等系统资源，新能源从平价上网到平价利用仍有一段距离。因此，在“十四五”、“十五五”期间，新能源度电利用成本较之传统能源并没有显著优势。“随着发展规模的扩大，对于新能源的运行管理要求，即便不能与常规电源完全等同视之，也需要在一定程度上对新能源的出力稳定提出要求。”李琼慧说，“另外，从系统综合成本的角度来考量，应允许适当放宽对新能源利用率的考核。目前国家对新能源消纳率的要求为95%，我们之前一度达到了96~98%。但据国网能源研究院的研究，在‘十四五’期间，如果消纳率从96%降到93.5%，可以多接纳新能源一亿千瓦以上。因此，需要更加理性地看待消纳率和弃电率。”

李琼慧表示，科学谋划新能源发展，是一个宏观与微观统筹协调的过程，需要在项目可盈利、行业成本最小化、社会经济可承受三方面之中寻求平衡。如今，新能源已从政策驱动走向市场驱动，新能源未来的市场规模，从微观层面来说取决于新能源开发企业的项目盈利状况，从宏观层面来说取决于社会在转型代价与绿色收益之间的权衡。电力行业需要承担的，就是以技术创新、系统优化和管理提升，让转型代价最小化，使转型成本可承受、可负担。

释放灵活资源需要灵活机制

在系统的消纳成本组成中，灵活性资源是支撑新能源大规模入网的重要部分。新能源接入电网规模越大，对于灵活性电源的需求就越高。系统灵活性资源的充裕程度，在某种程度上决定了新能源发展的空间，进而影响到我国低碳转型的速度与进程。欧美很多发达国家的能源转型是以大量灵活电源作为基础支撑的：西班牙、德国、美国的灵活电源占比分别为34%、18%、49%，而我国灵活电源占比不到6%。在现阶段，离开灵活电源谈新能源，无异于在沙地起高楼。

秦海岩认为，当前我国电力系统的灵活性资源仍有巨大的挖潜空间，阻碍灵活性资源进一步增长的深层次“堵点”在于缺乏调动这些灵活性资源的市场机制与合理的价格传导机制。市场机制的缺失，使得为电力系统提供灵活性服务的企业难以获得与其成本投入相匹配的回报，难以激励广大市场主体为新能源消纳提供必要的调峰、调频和备用，导致资源优化配置的效应无法释放。

德国是能源转型最成功的国家之一，但德国自2000年以前以来，工业电价提高了1.96倍，居民电价提高了1.3倍。从国外能源转型与电力市场的典型国家来看，新能源比例升高后，终端电价会有明显的上涨。“在我国，电力系统的转型成本仍然阻塞在行业内部，这样的机制只能暂时维持，无法持续发展，零和游戏的最终结局，是无人提供服务。”李琼慧说。

一套适应新能源大规模发展的电力市场体系，需要充分将电能产生的时间和空间因素纳入价格机制之中，从而更有效地释放灵活性资源。在时间上，需加快建立优化资源配置最直接、最高效的现货市场，扩大峰谷电价差，不断缩短交易周期，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号，充分发挥风电、光伏边际发电成本低的优势，同时激励风光发电根据市场价格信号提升自身调节能力，减轻系统运行压力。现货市场的价格激励既可作用于发电侧，亦可作用于用户侧，将系统调节压力适当传导至用户侧，可挖潜用户侧的调节空间。

在空间上，需打破省间电力交易壁垒，推进跨省区发电权置换交易，确保省间清洁能源电力送电协议的执行，加速构建跨区、跨省的全国大范围电力市场。近年来，丹麦风力发电量占比连创新高，引起业界高度关注，但这一成就的背后是欧洲电网强大跨国电力交换能力的支撑所取得的，换言之，是邻国水火调峰电源保障了丹麦绿色电力的大规模发电。我国西部、北部地区拥有80%以上的陆地风能、60%以上的太阳能，而全国70%的负荷集中在中、东部地区，新能源资源远离负荷中心，因此，必须借助大电网，构建大市场，从而在全国范围内消纳新能源。我国拥有全球最大规模的大电网系统，具备大范围电源互济、负荷互补的基础条件，因此，更需要在市场化交易方面提升组织效率，将绿色电能送出去、卖出去。

在采访中，多位业内专家表示，“十四五”期间，我国能源供应方面要实现系统整体优化、多种能源互补的供应模式，大力改善各种能源单独供应、互补水平低的现象。近日，国家发改委、能源局出台《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》，旨在通过源网荷储协同互动，形成完整的互动响应市场体系，解决新能源消纳瓶颈问题，这不仅需要发电侧释放灵活潜能，更需要市场侧释放灵活机制。

“没有一个完美的市场制度可以解决一切矛盾，只能在特定的发展时期，抓住主要矛盾。美国经历了三轮电改，每一轮都有其重点任务和目标。第三轮电改以绿色转型为主要任务，围绕转型进行市场设计，并为新能源高比例入网推出调频服务、初级备用服务、黑启动、无功电压控制和不平衡电量等市场产品。在市场的发展中，主要矛盾会变化，市场运行制度也会不断调整，但任何时候，市场建设都要认准第一目标。”李琼慧说。

问题导向倒逼创新发展

时至今日，新能源规划与布局的底层逻辑已经发生改变。过去，科学控制新能源的“产”与“消”，以消纳定发展，是基于产业扶持、电价补贴下的发展模式。但在新的形势下，消纳的角色定位已发生转变，新能源的发展需要以“双碳”目标倒推，综合各地资源条件、电网条件、负荷水平等因素，合理规划新能源项目开发的建设规模、装机布局和开发时序，从而确定可再生能源短期以及中长期战略目标。

从规模和时序来看，中电联对于新能源发展规模的预计是，2025年达到9亿千瓦，年均增加约8000万千瓦；2025年以后每年新增规模超过1亿千瓦（“十五五”1.2亿、“十六五”1.6亿），新增规模呈现前低后高趋势的原因主要在于短期内的消纳挑战巨大，尽管近年来在一系列措施的保障下，新能源弃电矛盾得到了有效缓解，但同时还要看到，新疆、甘肃等新能源发电量占比较高的省份（20%、27%），弃风率还处于10.3%、6.4%的水平。预计2025年，全国新能源发电量占比将从目前的9.7%上升到16.7%，消纳瓶颈应引起高度重视，因此，“十四五”期间需要合理调控新能源开发规模。

从布局来看，考虑到新能源资源的差异性，需对风能、太阳能等新能源资源进行深度勘查和评估，确保资源高效利用；充分利用风、光资源自身互补性，在全国范围优化布局新能源，因地制宜地制定各地区年度规划。

受西部地区新能源消纳困难影响，新能源装机持续向消纳形势较好的中东部转移。东部地区电价高，近负荷，分散式风电和分布式光伏将成为新能源规模化发展的一个重要阵地。但东部新能源面临着复杂的开发环境，新能源大规模开发与现有土地使用和生态环境保护政策之间存在矛盾。风电、光伏发电对土地的需求量非常大，中东部地区许多地方都存在生态红线。在中东部地区，分散式低风速风能资源在100米高度上大约可达到10亿千瓦，但在具体的项目开发中，仍然会受到众多因素的制约。“对于这一点，业界也提出了土地恢复等技术方案，但事实上，是否能够通过技术手段平衡生态限制，还需要成熟的鉴定意见才能实施，目前，土地生态红线仍然是制约新能源发展的一大因素。所以新能源的发展在中东部，我们认为天上的资源是够的，但能不能落地，还有待研究。”李琼慧说。

在风光资源和土地资源优势明显的“三北”地区，新能源开发潜力巨大，但未来仍存在消纳隐患。开发与消纳并举，尤其是提高消纳能力，将是决定“三北”地区能否持续大规模开发的关键。秦海岩表示，提升消纳能力，一是要加大跨省区的联络线路建设，提高跨省区的电力交换交易能力，增强系统的灵活性。二是要提高可再生能源电力就地消纳的规模和比例，“三北”地区政府部门应推动低价、零碳电力需求量大的产业向“三北”转移，使其成为支撑西部经济发展的新引擎。

处于后工业时代的中国正同时面临调结构与稳增长的压力，但转型的进程不以人为意志为转移，发展中的问题要在发展中解决。新能源带给电力行业的那些爱痛交织的深刻体验，正是倒逼体制创新与技术革新的起点，今天我们设想的诸多可能性，或将成为明天的必然性。新能源的未来，正是这样一个充满无限可能的故事。这样一个故事，或许便是碳中和的序章，讲好这个故事，将让我们拥有更多起笔碳中和的底气与信心。

正在2021年形势一片大好，特别是户用光伏，国家单列指标管理，明确了今年还有补贴，老百姓对光伏发电的高度认可，都想在2021年自家屋顶上安装一套光伏电站。

然而在中国户用光伏的标杆地区山东省，个别地区却遇到了困难。由于变压器容量限制，很多居民想要安装光伏，出现了并网困难、备案难等问题，。甚至传出山东个别地区暂停户用光伏备案等消息，引发了恐慌。

个别地区理解有误

根据传言，山东个别地区通知暂停光伏电站包括户用的新备案，并和当地发改局确认了，说是省里的文件。令众多安装商非常疑惑，会不会山东省其他地区也暂停。

为此，笔者咨询了山东光伏行业的内部人士，表示仅是个别地区政策理解有误，省里并未称暂停户用光伏备案，且他们正在沟通省里出细则，解决备案暂停问题。

因此，等省里细则文件下发后，个别地区存在的备案暂停、并网难问题将会迎刃而解。

家家装光伏正在成为现实

户用光伏的发展一直都不是顺利的，目前电网对光伏发电的认知加深，地方政府较为欢迎户用光伏推广，老百姓安装光伏后感受到了生活发生的改变，有了稳定收入，家里也变得凉快时尚了。

有了那么多人的支持和鼓励，户用光伏遇到的困难都会一一解决了，安装商和业主也要给予时间和理解，未来光伏发电的发展环境会更好的，家家户户装光伏正在成为现实。

行业概况

太阳能光伏发电是太阳能发电的重要分支，主要是指利用太阳能电池直接将太阳光能转化为电能，而太阳能电池通常是利用半导体器件的光伏效应原理进行光电转换。

按照光伏电池片的材质，太阳能电池大致可以分为两类：一类是晶体硅太阳能电池，包括单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳能电池；另一类是薄膜太阳能电池，主要包括非晶硅太阳能电池、碲化镉太阳能电池以及铜铟镓硒太阳能电池等。

晶硅电池相对于薄膜电池起步更早、效率更高。随两轮多晶硅价格的大幅下行，多晶电池片成本快速下降，更便宜的多晶硅电池组件，大幅降低了度电成本，成为目前光伏市场绝对主流。

行业规模及空间

中国是全球第一风电及光伏大国。截至2020年，中国光伏新增装机已连续八年全球第一、累计装机连续六年全球第一，并基本实现全产业链国产化。

光伏行业景气周期在路上。整理国家能源局和光伏协会的消息，可以预计“十四五”期间(2021年-2025年)，国内年均新增光伏装机规模约为70-90GW，行业的总装机量即将迎来一个爆发式的增长。

对于明后几年确定性较高的领域，光伏是明年值得高度关注的细分方向之一。

行业所处阶段

光伏产业兴起于欧洲，后发动力在中国，平价市场在全球。光伏行业发展至今，主要经历了4个阶段：

发展初期2004-2010年：新增装机量年复合增速达81.0%，主要发展地在欧洲各国。光伏发电大规模产业化兴起于2004年欧洲，以德国为首的欧洲各国推出政府补贴政策，推动光伏产业大规模商业化发展。

整理期2011-2013年：新增装机量年复合增速达12.8%。欧债危机导致欧洲各国政府开始大幅降低光伏补贴，光伏投资收益率下行导致下游需求减少，早期行业上游快速扩张进一步加剧供需失衡。与此同时，美国、欧洲在2011、2012年相继对中国光伏产业发起“双反”调查，致使光伏行业整体打击惨重，2012年全球光伏新增装机量首次下滑。

成长期2014-2018年：新增装机量年复合增速达22.1%，主要发展地在中国。2012年，中国为应对美、欧“双反”调查、加大光伏应用补贴力度，发布《太阳能发电发展十二五规划》，并于2013年7月正式发布《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，明确电价补贴标准和补贴年限。至此，中国接替主导光伏产业发展的接力棒，开启光伏产业的第二轮快速成长期。

平价期2019-2025年：主要发展地在全球。伴随光伏工艺技术的不断进步和成本改善，光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具备价格优势的能源形式，光伏开始进入全面平价期，全球光伏市场有望将开启新一轮稳健增长。

行业“终局”及竞争格局

行业更新换代太快了，方向性的选择也特别重要，过去，行业里有600多家电池企业，现在大的企业也只剩这么几家了。事实上，技术变化不断带动了电池企业的洗牌与集中度的提升。

光伏是一个不断追求效率提高成本下降的行业。单晶技术出现后，与多晶之间的转换效率高下立判，但在初期，单晶面临成本高的问题，随着产业链不断努力，单晶成本降低，对多晶的优势逐步确立。不少业内人士预测，2020年应用单晶技术的产品市占率有望超过90%。

单晶取代多晶的过程中，有的巨头倒下了，也有新的巨头产生，例如，隆基股份就是单晶技术的典型代表。

回顾最近一段时间的技术热点，可以看到，大硅片、异质结、颗粒硅纷纷受到追捧，光伏行业正处在不同环节多种技术路线交织、变革的时期。越是在技术变革期，行业的格局越容易重构，巨头有巨头的风险，而二三线企业也有弯道超车的机会。

就硅片环节来看，虽然市场仍在争论到底是182硅片更好还是210硅片更好，但大尺寸硅片已经成为市场共识。如果时间退回到去年，硅片市场还是隆基股份与中环股份“双寡头”的天下，但是到了今年，硅片“新势力”企业陆续崛起。

典型的代表是上机数控与京运通，11月至今，上机数控签署了多个硅片供货合同，涉及的总金额超过250亿元，签约对象包括天合光能、东方日升、阿特斯等。京运通最近也披露了78亿元的硅片供货合同。由此可见，“新势力”们一定程度上正在逐步被认可。

对于“新势力”企业而言，实现弯道超车的原因主要就是把握住了大硅片技术的切换周期。当然，从记者了解的情况来看，“新势力”企业不愿意在182与210的硅片尺寸之争中站队，而是依据客户的需求来定制生产。

相比之下，龙头硅片厂商旧有产能保有量大，转型步伐走起来或许不会那么快；此外，龙头硅片厂商由于一体化布局的因素，可能还面临独立性不足的问题。由此，光伏企业在技术赛道切换中的风险与机会可见一斑。

光伏电池也处在深刻变化阶段，目前PERC电池已进入成熟期，效率的瓶颈已经初现。异质结电池具有高效率、低衰减和低温度系数的优势，很可能是下一代主流电池技术。可以说，电池环节的技术路线切换会带来一波新的浪潮，这足可以媲美单晶取代多晶的浪潮。

产业链结构

光伏产业链可分为硅料、硅片、光伏电池片、光伏组件、光伏系统五个环节。上游包括原料高纯度多晶硅材料的生产，单晶硅和多晶硅的制造，硅片的生产。中游包括光伏电池，光伏组件(玻璃，支架等)以及逆变电器环节。下游是光伏发电的应用端，包括光伏电站和分布式发电。

光伏产业链上游：原料高纯度多晶硅材料

硅料作为产业基础原材料，早期曾被国外封锁，2013年后在光伏产业政策的持续驱动下，国内多晶硅厂商技术突飞猛进、生产成本大幅下降，我国多晶硅行业呈现快速发展的趋势。

2019年，我国多晶硅有效产能达46.6万吨，产量达34.2万吨，占全球总产量的67.3%，同比提升了9.2个百分点。2008-2019年，我国多晶硅产能和产量年复合增长率分别为48.80%和36.67%，多晶硅原料的供应已经不再是光伏太阳能产业发展的瓶颈。

硅料产能周期已过，且20年产业链价格大跌，降低硅料厂商扩产意愿，20年新增仅东方希望3万吨，协鑫2万吨，同时海外预计退出约10万吨，21年扩产除了通威8万吨(年末投产，还需考虑爬坡，对当年产量无贡献)，没有其他新增产能。由于硅料环节扩产需1-2年，故未来硅料产能确定性很强。

晶体硅可分为单晶硅和多晶硅，两者都具有金刚石晶格，具有金属光泽、可导电，并且具有半导体性质。根据不同的硅原料，可制成不同类型的太阳能电池。

单晶硅电池具有高电池转换率和良好的稳定性，但其成本高，早在20年前，单晶硅电池就突破了20%以上光电转换效率的技术壁垒。

多晶硅电池成本低，但其转换效率低于单晶硅太阳能电池。

光伏产业链中游：

光伏电池

太阳能电池主要包括晶硅电池和薄膜电池，靶材主要应用于薄膜太阳能电池的背电极环节以及HIT(异质结)电池的导体层。

晶体硅太阳能电池按照生产工艺不同可分为硅片涂覆型太阳能电池以及PVD工艺高转化率硅片太阳能电池，其中硅片涂覆型太阳能电池的生产不使用溅射靶材。

目前靶材主要用于太阳能薄膜电池领域，而HIT作为PERC(钝化发射极及背局域接触电池)未来的替代技术，有望实现大规模量产，从而带动靶材需求。

根据Pvinfolink数据显示，光伏电池产量全球市占率排名前五的分别是通威10.1%、爱旭股份5.1%、晶澳5.1%、晶科5.1%、韩华4.9%。通威是连续三年成为全球产能及出货量第一的独立第三方电池企业。

光伏组件-光伏玻璃

光伏玻璃位于光伏产业链中游,由于晶体硅电池片机械强度差，并且其电极很容易受到空气中的水分和腐蚀性气体的氧化和锈蚀，使得其在露天环境中的应用受到极大限制，所以通常利用光伏玻璃与背板通过EVA胶膜将电池片密封在中间，这样可以保护电池不受水分、氧气等气体的氧化和腐蚀。之后再安装铝边框与接线盒，由此封装成太阳能电池组件。

光伏玻璃可分为三种主要类型：超白压花玻璃、超白加工浮法玻璃及透明导电氧化物镀膜(TCO)玻璃。一般而言，晶体硅光伏组件使用超白压花玻璃或超白加工浮法玻璃。

一方面可以对太阳能电池起到保护作用，增加光伏组件的使用寿命。另一方面，由于超白压花玻璃及超白加工浮法玻璃的含铁量相对较低，透光率更高，能够提高光伏组件的发电效率。

光伏玻璃产业高度集中，福莱特与信义光能市场占比约为58%，是光伏玻璃的领域的寡头，竞争优势明显。

光伏组件--光伏支架：

光伏支架是太阳能光伏发电系统中为了支撑、固定、转动光伏组件而设计安装的特殊结构件。

光伏支架需要在特定环境下长期使用。具备较强的抗风压、抗雪压、抗震、抗腐蚀等机械性能，确保在风沙、雨、雪、地震等各种恶劣环境下正常运转，并且使用寿命一般要求达到25年以上。需要满足项目地的各项标准。

光伏电站设计核心为结构设计，整个光伏电站结构设计主要通过光伏支架实现，光伏支架在光伏电站建设中具有重要地位。

光伏支架投资成本低，CPIA预测2020-2025年我国固定式光伏转动区分为固定支架和跟踪支架。

在全球来看，目前美洲地区依旧是光伏跟踪支架的主要市场，占全球跟踪支架需求的一半以上。但近年来很多新兴光伏市场，特别是亚洲、澳大利亚及非洲，跟踪支架的需求也快速提升。

根据Wood Mackenzie统计，全球前七大跟踪支架厂家只有中信博和Nclave为中资企业，其他均为欧美企业，作为国际市场的先发企业，NEXTracker市场占有率分别为33%、30%及29%，技术方案已深入人心、形成了一定的用户习惯。

相比之下，作为光伏主要硬件国产化最后一步，中国光伏支架企业企业仍有较大的成长空间(国内跟踪支架渗透率仅为10%)，市场潜能较大但也同样需要一定时间。

光伏逆变器：

目前国内逆变器、跟踪支架厂商在全球份额仍远不及光伏中游环节70-80%的市占率。

中长期看中国厂商具备产品更新迭代快，产业链、人工等优势，随着中国厂商在海外的品牌力逐渐增强，全球市占率有望持续提升。

中国逆变器龙头厂商持续降本增效，产品性价比优势凸显并赶超海外企业，而海外部分厂商如Schneider(退出公用事业规模的逆变器业务)、ABB(向Fimer出售逆变器业务)等逐步退出市场，市场竞争格局改善。

下游：光伏发电的应用端

过去几年，我国以集中式光伏发电系统为主，其主要原因是我国政策推动方面以国家主导为主，这种自上而下的政策和运行方式，更容易迅速推动集中式光伏系统的建设，直接导致现有光伏装机中，集中式光伏发电系统占比较高。

中国分布式光伏发电系统的规模化应用起于2009年的“金太阳示范工程”和“光电建筑应用”，分布式受到国家重视，除了它灵活多变的形式外，分布式光伏主要在用户侧的优点越发凸显。

光伏作为目前大力推广发展的一种能源，在“双循环”下将发挥重要的作用，迎来新的发展机遇。在内循环中，光伏发电作为可循环能源，可以保障能源供给。在外循环中，不断升级、完善的光伏制造产业链将增强我国在国际市场的竞争力，推动光伏企业加快布局。

“十四五”期间光伏新增装机量将达到约358.4GW，年均约71.7GW，比“十三五”期间年均装机量增长约78%，光伏全产业链各个环节如分布式光伏、BIPV、光储一体化等项目将迎来加速发展期。

中央经济工作会议首提碳中和、能源局表态2021年风、光装机120Gw，均助推行业估值中枢进一步抬升。

刚刚，国家发改委、财政部、中国人民银行等五部委联合发布《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》，通过九大措施，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。

政策原文如下：

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

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、财政厅（局），人民银行上海总部、各分行、营业管理部、各省会（首府）城市中心支行、副省级城市中心支行，各银保监局，能源局：

近年来，各地和有关企业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，认真落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，推动我国风电、光伏发电等行业快速发展。与此同时，部分可再生能源企业受多方面因素影响，现金流紧张，生产经营出现困难。为加大金融支持力度，促进风电和光伏发电等行业健康有序发展，现就有关事项通知如下：

一、充分认识风电和光伏发电等行业健康有序发展的重要意义。大力发展可再生能源是推动绿色低碳发展、加快生态文明建设的重要支撑，是应对气候变化、履行我国国际承诺的重要举措，我国实现2030年前碳排放达峰和努力争取2060年前碳中和的目标任务艰巨，需要进一步加快发展风电、光伏发电、生物质发电等可再生能源。采取措施缓解可再生能源企业困难，促进可再生能源良性发展，是实现应对气候变化目标，更好履行我国对外庄重承诺的必要举措。各地政府主管部门、有关金融机构要充分认识发展可再生能源的重要意义，合力帮助企业渡过难关，支持风电、光伏发电、生物质发电等行业健康有序发展。

二、金融机构按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷。对短期偿付压力较大但未来有发展前景的可再生能源企业，金融机构可以按照风险可控原则，在银企双方自主协商的基础上，根据项目实际和预期现金流，予以贷款展期、续贷或调整还款进度、期限等安排。

三、金融机构按照市场化、法治化原则自主发放补贴确权贷款。已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业，对已确权应收未收的财政补贴资金，可申请补贴确权贷款。金融机构以审核公布的补贴清单和企业应收未收补贴证明材料等为增信手段，按照市场化、法治化原则，以企业已确权应收未收的财政补贴资金为上限自主确定贷款金额。申请贷款时，企业需提供确权证明等材料作为凭证和抵押依据。

四、对补贴确权贷款给予合理支持。各类银行金融机构均可在依法合规前提下向具备条件的可再生能源企业在规定的额度内发放补贴确权贷款，鼓励可再生能源企业优先与既有开户银行沟通合作。相关可再生能源企业结合自身情况和资金压力自行确定是否申请补贴确权贷款，相关银行根据与可再生能源企业沟通情况和风险评估等自行确定是否发放补贴确权贷款。贷款金额、贷款年限、贷款利率等均由双方自主协商。

五、补贴资金在贷款行定点开户管理。充分考虑银行贷款的安全性，降低银行运行风险，建立封闭还贷制度，即企业当年实际获得的补贴资金直接由电网企业拨付给企业还贷专用账户，不经过企业周转。可再生能源企业与银行达成合作意向的，企业需在银行开设补贴确权贷款专户，作为补贴资金封闭还贷的专用账户。

六、通过核发绿色电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本。补贴确权贷款的利息由贷款的可再生能源企业自行承担，利率及利息偿还方式由企业和银行自行协商。为缓解企业承担的利息成本压力，国家相关部门研究以企业备案的贷款合同等材料为依据，以已确权应收未收财政补贴、贷款金额、贷款利率等信息为参考，向企业核发相应规模的绿色电力证书，允许企业通过指标交易市场进行买卖。在指标交易市场的收益大于利息支出的部分，作为企业的合理收益留存企业。

七、足额征收可再生能源电价附加。为保证可再生能源补贴资金来源，各相关电力用户需严格按照国家规定承担并足额缴纳依法合规设立的可再生能源电价附加，各级地方政府不得随意减免或选择性征收。各燃煤自备电厂应认真配合相关部门开展可再生能源电价附加拖欠情况核查工作，并限期补缴拖欠的金额。

八、优先发放补贴和进一步加大信贷支持力度。企业结合实际情况自愿选择是否主动转为平价项目，对于自愿转为平价项目的，可优先拨付资金，贷款额度和贷款利率可自主协商确定。

九、试点先行。基础条件好、积极性高的地方，以及资金需求特别迫切的企业可先行开展试点，积极落实国家政策，并在国家确定的总体工作方案基础上探索解决可再生能源补贴问题的有效做法。鼓励开展试点的地方和企业结合自身实际进一步开拓创新，研究新思路和新方法，使政府、银行、企业等有关方面更好的形成合力，提高工作积极性。对于试点地方和企业的好经验好做法，国家将积极向全国推广。

十、增强责任感，防范化解风险。各银行和有关金融机构要充分认识可再生能源行业对我国生态文明建设和履行国际承诺的重要意义，树立大局意识，增强责任感，帮助企业有效化解生产经营和金融安全风险，促进可再生能源行业健康有序发展。

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

2021年2月24日