我国风能、太阳能资源丰富
，推动能源高质量发展

，构建“清洁低碳、安全高效”的能源体系，必须改变长期以来形成的以煤电等化石燃料为主的电力生产和消费结构，迫切需要加快新能源发展。

从“十三五”能源规划执行情况看
，风电和太阳能发电虽存在国家财政补贴拖欠

、消纳受限造成弃风弃光
、电价执行不到位等种种问题，但通过密集政策支持、市场配置资源和技术进步，已提前超额完成“十三五”规划目标
。在“后疫情时代”促进新能源持续健康发展，要发扬既有经验
，综合施策
，从多个方面规范电力市场行为
，促进风电和太阳能发电成本下降、有效参与市场竞争和充分消纳。

01加强投资监管，切实降低风光电项目非技术成本

目前，风、光发电项目投资中土地成本、电网接入
、前期开发费用等非技术成本占比分别超过10%、22%
，存在资源出让、企业援建、捐赠等变相收费
，承担送出工程、公共设施、辅助服务、储能设施等不合理投资，存在要求出让股份或收益
、引进产业、采购本地设备等增加投资、降低投资收益事项。要加强投资监管
，进一步明确风光电项目的投资范围，规范相关土地收费，降低资源配置相关成本，协调落实项目送出工程投资和辅助服务投资，切实降低非技术成本，推动风光电项目的上网电价进一步降低
，使风光电项目的经济优势更加突出。

02稳妥推进竞争性配置和平价上网
，降低风光电造价

国家已对风光电项目全面实行竞争性配置和平价上网，有力推动了风光电技术进步和补贴退坡。2020年
、2021年是国家最后一批财政补贴风光电项目建设高峰期
，要稳妥推进竞争性配置和平价上网工作，缓解风光电设备供应和施工安装能力紧张，避免推高风光电项目造价
。随着这一轮抢装高峰期的结束

，风光电装备水平和制造能力将进一步提高
，风光电设备价格和项目造价会进一步降低，通过竞争性配置风光电项目的上网电价将远低于2020年的指导价，低电价可再生能源的时代已来
。

03加强电力系统规划，提升系统灵活性，构建新能源消纳的物质基础

我国电源结构中煤电机组占比高

，气电、抽水蓄能等灵活性电源占比小
。同时
，由于近年来输配电网与电源建设不协调，造成电力系统缺乏备用、调频
、调相、储能等提供辅助服务设施，新能源消纳外送通道建设滞后，甚至连国家明令由电网企业建设的风光电项目送出工程都仍需由发电企业来建设
，更没有形成完善的辅助服务市场机制

。这成为我国弃风弃光问题产生的重要原因
。

风光电将成为今后电力增量主力和骨干电源，电力系统应充分保障风光电的消纳。要统筹规划电力系统稳定安全运行所需的电源
、输配电工程和辅助服务设施等，区分各类辅助设施在电力系统灵活调节能力建设中的地位、作用，通过支持政策和合理投资回报机制，使电力系统辅助服务设施充足，提升电力系统灵活性，为风光电的消纳提供坚强物质基础。

04完善保障性消纳政策，稳定风光电产业发展预期

国内多家权威机构研究表明，为满足我国经济社会发展对能源的需求，实现我国对外承诺的2030年碳排放达到峰值、非化石能源在一次能源消费的比重达到20%的目标，2025年非化石能源在一次能源消费的比重应达到18%，风光电发电量需要超过1.2万亿千瓦时，占新增发电量的41.6%，装机容量需超过8亿千瓦；2030年风光电发电量需要超过2.4万亿千瓦时，占新增发电量120%，能源转型发展取得实质性进展
，装机容量需超过17亿千瓦。面对如此巨大的增量产业规模
，在充分考虑电力商品特性、发电侧和用电需求侧实际，满足电力系统安全稳定运行情况下，要完善优先发电与收购制度，保障可再生能源的全额消纳
，保护投资者的积极性
，稳定风光电产业发展预期。

05加强电力需求侧管理，增加新能源出力时段用电负荷

目前

，电力需求侧的售电价格信号没有真实反应电力系统运行实际，要推进电力市场化改革
，加快建立电力需求侧管理平台，将精准电价信号传递给终端电力用户，让终端用户基于精准电价信号来规划用电行为，以优化用电需求曲线，引导电力用户错峰生产
，增加新能源出力时段用电负荷
。同时
，要加大宣传力度
，培养社会消费绿色电力的意识

。

06构建充分竞争的电力市场，促进新能源持续健康发展

电力市场事关参与交易各方的利益
，充分竞争的电力市场是资源优化配置
、保证交易相关方利益的前提。风光电项目投资额较大，生产经营寿命期长，资金和技术密集，但具有零边际成本的优势。要深入推进电力体制改革，构建充分竞争的电力市场，通过中长期交易锁定风光电交易价格、规避不确定性风险；通过现货市场给风光电项目建设提供精准的价格和位置信号，并充分体现其零边际成本的竞争优势，促进新能源持续健康发展
。