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。