首页 > 志霖观点 > 实务评论

新能源项目合规系列 | 风电项目规模管理政策回顾与展望 作者:鲁轲 时间:2023-01-05 点击数:490

返回列表

作者简介

擅长领域:能源、投资并购等

在加入志霖律所前,鲁律师曾在江山控股(00295.HK)、阳光时代律所、金诚同达律所等单位任职,在企业常年法律顾问、投资并购、工程项目开发建设、招投标等领域具有丰富的项目经验,尤其对能源电力行业较为熟悉,参与过百余个能源项目的并购工作。鲁律师具有律师执业资格和证券从业资格,工作语言为中文和英文。


一、前言

任何一个行业要想健康发展,均需要规范化、制度化的政策加以引导,否则必将出现无序和混乱。风电行业也不例外,国家陆续出台了一系列政策文件规范行业发展,其中很重要的一个组成部分便是“规模管理政策”。

本文试按时间顺序就风电项目规模管理政策进行回顾,梳理总结各时期的政策特征,并适当对未来的政策走向进行展望,以期为广大行业从业者了解风电项目规模管理政策的来龙去脉提供帮助。

二、不同时期的风电项目

(一)第一阶段:国家计划导向

1981年3月3日,国务院印发《关于加强基本建设计划管理、控制基本建设规模的若干规定》(国发(1981)30号)[1],规定全国和地方的基本建设规模都要进行严格的控制,基本建设计划的审批权集中在中央和省、市、自治区两级,州、县无权批准基建计划。对计划外的基建项目,和国家计划决定停建、缓建的项目,建设部门不予施工,物资部门不给物资,银行不予拨款和贷款。凡未列入综合基本建设计划的都属于计划外项目,对于搞计划外项目的有关负责人和对计划外项目处理不力的人员,必要时给以经济和法律制裁。在投资方向上,基本建设投资首先要安排好能源、交通等国民经济薄弱环节和直接关系人民生活的住宅及城市公用设施的建设。

1986年7月6日发布的《国务院关于控制固定资产投资规模的若干规定》(国发〔1986〕74号)[2]和国发(1981)30号文规定的规模控制手段类似,规定全社会固定资产投资均须纳入全国和分部门、分地区的固定资产投资计划,但是可根据不同情况,分别实行指令性计划和指导性计划。例如对于全民所有制单位固定资产投资中的基本建设投资要严格控制,更新改造投资要加强引导和管理;对于集体所有制单位的固定资产投资规模仅作为指导性计划等。

为了进一步控制投资规模,提高投资效益,国务院于1991年8月9日印发的《关于继续严格控制固定资产投资新开工项目的通知》(国发[1991]43号)规定,各地区、各部门必须继续严格控制新开工项目,其中能源项目属于治理整顿期间允许新开工建设的项目。对此类允许新开工的项目,要继续按照在建项目总投资规模和当年计划投资规模双重控制的规定严格审批。

1997年5月27日,国家计划委员会发布《新能源基本建设项目管理的暂行规定》(计交能〔1997〕955号),首次系统性地针对新能源基本建设项目管理的各方面进行了规定。根据该文件第二条规定,新能源是指风能、太阳能、地热能、海洋能、生物质能等可再生资源经转化或加工后的电力或洁净燃料。凡新建的新能源设施的项目(转化或加工电力或洁净燃料)为新能源基本建设项目。第十二条规定,未经批准的项目不准列入年度基本建设计划,未列入年度新能源建设计划的项目不得开工建设。

由上述几份文件规定可知,当时国家对于新能源基本建设项目的建设规模主要通过纳入综合基本建设计划、固定资产投资计划或年度新能源建设计划等手段予以控制,风电项目自然也不例外,但是风电项目属于投资资金重点支持的能源类项目,在政策层面享有优惠待遇。

[1] 该文件已被《国务院关于废止1993年底以前发布的部分行政法规的决定》(1994年5月16日发布;1994年5月16日实施)废止。

[2] 该文件已被《国务院关于宣布失效一批国务院文件的决定》(2016年6月25日发布;2016年6月25日实施)废止。

(二)第二阶段:补贴资金导向

1.    纳入行业规划[3]

2005年7月4日,国家发展和改革委员会下发《关于风电建设管理有关要求的通知》(发改能源〔2005〕1204号)[4],规定风电场建设的核准要以风电发展规划为基础。

2006年1月5日,国家发展改革委印发的《可再生能源发电有关管理规定》第五条规定,可再生能源开发利用要坚持按规划建设的原则。……项目建设要符合省级以上发展规划和建设布局的总体要求,做到合理有序开发。

国家发展和改革委员会等8部委于2006年4月18日印发的《关于加快电力工业结构调整促进健康有序发展有关工作的通知》(发改能源(2006)661号)[5]再次强调,各地国土、环保、交通和水利有关职能部门及综合经济管理部门,对未纳入规划和不在规划期内的违规项目,不予办理相关手续;电网企业不得为违规项目接入系统;银行及金融机构要停止对其发放贷款……

2007年4月1日,国家发展和改革委员会印发的《能源发展“十一五”规划》规定,严格建设项目核准和备案制度。不符合国家能源规划要求的建设项目,国土、环保等部门不予办理相关审核、许可手续,金融机构不予贷款。

2009年8月4日,《国家能源局关于规范风电建设和市场秩序的通知》(国能新能〔2009〕218号)规定,加强风电开发规划和项目核准管理。各地区应严格按照审查通过的规划核准风电项目。

在法律层面,2009年和2015年修正后的《中华人民共和国电力法》均规定,电力建设项目应当符合电力发展规划,符合国家电力产业政策。电力建设项目不符合电力发展规划、产业政策的,由电力管理部门责令停止建设。

2.列入年度开发计划/纳入年度开发方案/取得年度指导性规模指标(无需补贴项目除外)

2011年8月25日,国家能源局印发的《风电开发建设管理暂行办法》第九条规定,国务院能源主管部门依法对地方规划进行备案管理,各省(区、市)风电场工程年度开发计划内的项目经国务院能源主管部门备案后,方可享受国家可再生能源发展基金的电价补贴。第二十六条规定,风电场工程未按规定程序和条件获得核准擅自开工建设,不能享受国家可再生能源发展基金的电价补贴,电网企业不予接受其并网运行。

2012年3月13日,国家能源局印发的《可再生能源电价附加资金补助项目审核确认管理暂行办法》(国能新能(2012)78号)第十二条规定,国家能源局重点对审批、核准或备案项目是否符合规划和年度开发计划、程序是否合法、手续是否完备进行审查核实,对符合规划、程序合法、手续完备的项目予以确认,并集中公布审核确认名单。第十三条规定,国家能源局根据有关规定对以下项目不予确认:(一)不符合国家可再生能源相关规划或经国家能源局批复的省级发展规划;(二)对已实行年度开发计划管理的,未列入年度开发计划的项目……

国能新能(2012)78号文将可再生能源项目是否符合规划或年度开发计划与是否可申请可再生能源电价附加资金补助关联起来,如果项目未纳入规划或年度开发计划,则无法取得可再生能源电价附加资金补助,从而实现间接对项目投资规模进行控制的效果。

2015年5月15日,《国家能源局关于进一步完善风电年度开发方案管理工作的通知》(国能新能〔2015〕163号)发布实施,通知规定,风电年度开发方案是指根据全国风电发展规划要求,按年度编制的滚动实施方案。纳入年度开发方案的项目,按有关管理规定享受电价补贴。

2016年3月17日,国家能源局印发《关于下达2016年全国风电开发建设方案的通知》(国能新能(2016)84号),下达当年全国风电开发建设总规模3083万千瓦。其中,考虑到吉林、黑龙江、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆(含兵团)等省(区)2015年弃风限电情况,未安排新增项目建设规模。此外,国家能源局会同各省(区、市)统筹规划的省(区)内消纳和跨省跨区输电通道配套的风电基地项目,由各省(区、市)根据建设方案有序核准建设,不受年度开发方案的规模限制。

2016年5月17日,国家能源局印发的《电力规划管理办法》第三十条规定,未纳入电力规划的重大项目、不符合规划布局的电力项目不予核准。特殊情况下,应先调整规划后再行核准。省级能源主管部门年度核准的新能源发电规模不应超过年度开发方案确定的当年开工规模。需要超过时,应及时调整规划并报告主管部门审定。未经核准的电力项目,不得进入电力市场交易,不得纳入电网准许成本并核定输配电价,不得享受电价补贴、税收减免等扶持政策。

2016年11月16日,国家能源局印发的《风电发展“十三五”规划》规定,完善年度开发方案管理机制。结合简政放权有关要求,鼓励以市场化方式配置风能资源。对风电发展较好、不存在限电问题的地区放开陆上风电年度建设规模指标,对完成海上风电规划的地区放开海上风电年度建设规模指标。结合规划落实、运行消纳等情况,滚动调整风电发展规划。

根据国家能源局和国家海洋局于2016年12月29日联合印发的《关于印发<海上风电开发建设管理办法>的通知》(国能新能[2016]394号),自通知印发之日起,海上风电项目管理按照本办法执行,国家能源局不再统一编制全国海上风电开发建设方案。《海上风电开发建设管理办法》第十三条规定,省级及以下能源主管部门按照有关法律法规,依据经国家能源局审定的海上风电发展规划,核准具备建设条件的海上风电项目。未纳入海上风电发展规划的海上风电项目,开发企业不得开展海上风电项目建设。

综上,在2011年至2016年间,国家主要通过行业规划之下的年度开发计划/年度开发方案/年度指导性规模指标等方式对风电项目建设规模进行控制,到2016年底之后对部分项目有所放开,并开始强调项目限电消纳的情况。

[3] 在以行业规划作为控制风电项目建设规模手段之前,曾出现过一段以特许权招标方式选择项目投资者的时期。具体如下:国家发展改革委于2003年10月21日至22日在京召开全国大型风电场建设前期工作会议,并由国家发展改革委办公厅在2003年11月29日发布《全国大型风电场建设前期工作会议纪要》(发改办能源[2003]1287号),对当时的大型风电场建设前期工作进行安排。根据纪要规定,近期大型风电场建设按特许权方式进行建设,对于已有单位开展测风等前期工作的风电场,可继续由该单位按风电特许权项目预可行性研究工作要求,完成该风电场的预可行性研究工作,经验收合格后,作为风电特许权项目通过招标确定投资者进行建设;对于尚未开展前期工作的大型风电场,可以通过招标选择前期工作单位,由前期工作单位按风电特许权项目预可行性研究工作要求,开展该风电场的预可行性研究工作,经验收合格后,作为风电特许权项目通过招标确定投资者进行建设。

[4] 该文件已被《国家发展和改革委员会关于废止、修改若干规范性文件的决定》(2013年12月16日发布;2013年12月16日实施)废止。

[5] 该文件已被《国家发展改革委关于废止部分规章和规范性文件的决定》(2016年1月1日发布;2016年1月1日实施)废止。

(三)第三阶段:补贴资金导向和并网消纳条件导向并存

国家能源局于2017年2月10日印发的《2017年能源工作指导意见》提出,严格控制弃风限电严重地区新增并网项目,发布2017年度风电行业预警信息,对弃风率超过20%的省份暂停安排新建风电规模。

2017年5月17日,《国家能源局综合司关于开展风电平价上网示范工作的通知》印发,首次在全国范围内开展风电平价上网示范工作。示范项目建设规模由各省(区、市)、新疆兵团能源主管部门商电网企业确定,不受年度规模指标的限制。其中对风电红色预警地区严格限定示范项目的规模,风电平价上网示范的规模不超过10万千瓦。

国家能源局于2017年5月27日印发的《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》规定,各省级能源主管部门应结合实际情况及时对规划进行滚动修编,分散式接入风电项目不受年度指导规模的限制。红色预警地区应着力解决存量风电项目的消纳问题,暂缓建设新增分散式风电项目。

2017年7月19日,国家能源局印发的《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》(国能发新能[2017]31号)提出,健全风电建设规模管理机制。各省(区、市)能源主管部门应根据风电产业预警信息合理布局风电项目。预警结果为绿色地区的省(区、市)能源主管部门,根据相关规划在落实电力送出和市场消纳的前提下,自主确定风电年度建设实施方案。分散式风电严格按照有关技术规定和规划执行,不受年度建设规模限制。国家能源局将各省(区、市)分年度建设规模方案予以公布,2017年各省(区、市)风电按随文公布的新增建设规模执行,2018年以及后续年度,各省(区、市)能源主管部门按年度向国家能源局报送年度实施方案建议,其中包括新增建设规模和布局信息以及电网公司关于投资建设电力送出工程和消纳能力的意见。国家能源局对各省(区、市)能源主管部门报送的年度实施方案和相关条件进行核实,按照当年电网企业承诺的电力送出和消纳条件最终确定各省(区、市)当年新增建设规模。附件1《2017-2020年风电新增建设规模方案》规定了2017年-2020年分年度和省份的风电新增建设初步规模,预警结果为绿色地区可在实际建设中自行调整;吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、内蒙古、新疆自治区、新疆兵团暂不下达各年度新增建设规模,待弃风限电缓解后另行下达;另外表中不含特高压输电通道配套的风电基地和海上风电建设规模。

2018年5月18日,《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(国能发新能〔2018〕47号)规定,新列入年度建设方案的风电项目,必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数(或弃风率不超过5%,以下同)为前提条件,在项目所在地市(县)级区域内具备就地消纳条件的优先纳入年度建设方案。

2019年5月28日,国家能源局下发《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2019〕49号),该文件附件1《2019年风电项目建设工作方案》规定,各类拟新建风电项目均应以落实项目电力送出和确保达到最低保障收购年利用小时数(或弃风率不超过5%)为前提条件。

财政部、国家发展改革委和国家能源局于2020年1月20日印发的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建〔2020〕4号)和《关于印发<可再生能源电价附加资金管理办法>的通知》(财建〔2020〕5号)两份文件重申了“以收定支”的原则,即由财政部商有关部门公布年度新增补贴总额,国家发展改革委、国家能源局在不超过年度补贴总额范围内,合理确定各类需补贴的可再生能源发电项目新增装机规模。同时,新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围,按规定完成核准(备案)并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电项目,按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

2020年3月5日,国家能源局印发《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2020〕17号),规定“以电网消纳能力为依据合理安排新增核准(备案)项目规模”。附件1《2020年风电项目建设方案》规定,在落实电力送出和消纳等各项建设条件的基础上,积极组织、优先推进无补贴平价上网风电项目建设;要按照规划和消纳能力,有序规范组织需国家财政补贴的风电项目建设,其中,集中式陆上风电项目和海上风电项目按《风电项目竞争性配置指导方案(2019年版)》组织竞争性配置,分散式风电项目可不参与竞争性配置,按有关管理和技术要求由地方政府能源主管部门核准建设。

针对新建风电项目,2017年至2020年属于补贴项目和平价项目共存的时期。其中对于补贴项目,要想取得补贴资金支持,需先落实并网消纳条件;对于平价项目,虽然最终无法通过项目能否取得补贴资金的手段加以限制,但项目建设仍然应在落实电力送出和消纳等条件的基础上进行。

(四)第四阶段:消纳责任权重和并网消纳条件导向

《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(发改价格〔2021〕833号)的发布实施宣告着陆上风电进入了全面平价时代。自此,国家无法再通过补贴资金对新建项目的规模进行约束,需要出台新的有力措施规范行业发展。

国家能源局于2021年5月11日印发的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》(国能发新能〔2021〕25号)要求“强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制”,规定国家能源局通过制定发布各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重和新能源合理利用率目标,引导各省级能源主管部门依据该目标确定本省(区、市)完成非水电可再生能源电力最低消纳责任权重所必需的年度新增风电、光伏发电项目并网规模和新增核准(备案)规模。其中,对于完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目由电网企业实行保障性并网(即保障性并网项目),对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目,可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后,由电网企业予以并网(即市场化并网项目)。

对于保障性并网项目,除了2020年底前已核准且在核准有效期内的风电项目、2019年和2020年平价风电项目可直接纳入各省(区、市)保障性并网项目范围外,其余项目由各省级能源主管部门通过竞争性配置统一组织,这个没有问题;但对于市场化并网项目,究竟如何进行配置呢?

2021年7月29日,国家发展和改革委员会、国家能源局印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》(发改运行〔2021〕1138号)对“市场化并网项目”的规模安排进行了详细规定,鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模,允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模。在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外,仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业,可在自愿的前提下自建储能或调峰资源增加并网规模,对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业,经电网企业按程序认定后,可安排相应装机并网;可再生能源发电企业也可通过与调峰资源市场主体进行市场化交易的方式承担调峰责任,以增加可再生能源发电装机并网规模,签订储能或调峰能力合同的可再生能源发电企业,经电网企业按程序认定后,可安排相应装机并网。

需要注意的是,国能发新能〔2021〕25号文同时规定,各省级能源主管部门要及时公布保障性并网规模,落实保障性并网和市场化并网项目,及时编制年度开发建设方案并抓紧组织实施;电网企业要加强接网工程建设,确保纳入年度开发建设方案的保障性并网和市场化并网项目“能并尽并”,不得附加额外条件。因此,无论是保障性并网项目还是市场化并网项目,均应纳入各省级能源主管部门编制的年度开发建设方案,否则可能面临无法并网的风险。

至此,国家通过消纳责任权重和并网消纳条件分别对保障性并网项目和市场化并网项目的规模进行控制,并统一到“年度开发建设方案”这一“抓手”上来。

三、总结

回顾风电项目规模管理政策的发展历史可以发现,其在不同时期有着不同的名称和政策导向,有时相近年份的政策也会存在巨大差异。这就对行业从业人员的专业性提出了很高的要求,在进行项目审查和投资决策时务必谨慎(如除了了解清楚项目立项和建设时的政策文件外,还应注意后来出台的文件是否对之前的文件内容有所修正及是否有溯及既往的效力,这点在电价政策和用地政策等方面表现得尤为明显),否则在认定项目所适用的政策时可能出现错误,进而导致投资损失。

另一方面,虽然上述规模管理政策不断变化,但“万变不离其宗”,其内在逻辑是统一的,即国家根据行业总体规划、发展现状、技术水平、配套资源等各方面因素,通过计划、规划、指标、方案等手段对建设规模加以引导和控制。展望未来,随着实际情况的变化,风电项目规模管理政策仍可能会不时调整完善,避免出现一时投资过热和热情退却后留下一地鸡毛的乱象,以实现行业高质量、可持续的发展,更好地完成“双碳”目标。