加快推进可再生能源产业高质量发展 构建红色圣地绿色产业新格局–新能源专题调研报告

加快推进可再生能源产业高质量发展 构建红色圣地绿色产业新格局–新能源专题调研报告
加快推进可再生能源产业高质量发展
构建红色圣地绿色产业新格局
–新能源专题调研报告
王延伟
实现碳达峰碳中和，努力构建清洁低碳、安全高效能源体系，是以习近平同志为核心的党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策。2020年以来，国企民企纷纷投身新能源行业，推动我国以风电、光伏为主的新能源产业进入了高速、规模化发展的窗口期，我市新能源资源成为企业争抢的香饽饽、金疙瘩。借势新能源发展高潮，助推我市能源结构和工业结构调整转型，迎来了前所未有的到历史机遇期。
如何统筹布局、借势发展，是我市当下亟需研究和重点推动的工作之一。今年以来，我们认真学习国家和陕西省可再生能源产业发展相关资料，总结分析我市新能源项目建设、企业投资能力水平、新能源及储能制造业产业链引进布局情况，梳理讨论国土、林业、环保等支持性政策，对全市13个县（市区）新能源承载力进行多轮踏勘调查，形成本调研报告。
一、可再生能源产业发展背景
（一）政策规划背景
2020年，习近平总书记在国际会议上庄严宣布，到2030年中国仅风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。2021年国家制定“十四五”可再生能源产业发展规划中，提出要实现4个目标，一是总量目标，2025年可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤，“十四五”期间可再生能源消费增量在一次能源消费增量中的占比超过50%；二是发电目标，2025年可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时，“十四五”期间发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍；三是消纳目标，2025年全国可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右，利用率保持在合理水平；四是非电利用目标，2025年太阳能热利用、地热能供暖、生物质供热、生物质燃料等非电利用规模达到6000万吨标准煤以上。
这些目标是综合考虑了各类非化石能源的资源潜力、重大项目前期工作进度、开发利用经济性等多种因素确定的，主要为完成2025年非化石能源消费占比20%左右和2030年25%（3亿千瓦风电、光伏装机）左右的目标提供基础支撑。为落实《规划》目标，国家提出了以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，要求加快建设黄河上游、河西走廊、黄河几字弯、冀北、松辽、新疆、黄河下游等七大陆上新能源基地。同时还要坚持清洁能源开发与生态环境治理相结合，坚持规模化、集约化，加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。为保障电力供应、建设新型电力系统、实现碳达峰碳中和目标提供有力支撑，还部署了可再生能源发展建设九大行动，即城镇屋顶光伏行动、“光伏+”综合利用行动、千乡万村驭风行动、千家万户沐光行动、新能源电站升级改造行动、抽水蓄能资源调查行动、可再生能源规模化供热行动、乡村能源站行动以及农村电网巩固提升行动。
围绕国家可再生能源“十四五”发展规划目标，陕西省提出大力发展风电和光伏，有序开发建设水电和生物质能，扩大地热能综合利用，提高清洁能源占比。按照风光火储一体化和源网荷储一体化开发模式，优化各类电源规模配比，扩大电力外送规模。到2025年，电力总装机超过13600万千瓦，其中可再生能源装机6500万千瓦。
根据我市可再生能源资源情况，“十四五”期间我市规划建成1800-2000万千瓦以风电、光伏为主的新能源发电装机，大力发展抽水蓄能、电化学储能等产业，带动风电、光伏、储能等新兴制造产业链聚集发展。保护性开发小水电，合理布局垃圾发电和生物质发电。
（二）发展现状
根据国家能源局最新发布数据，截至2023年9月底，全国累计建成可再生能源装机约13.84亿千瓦，同比增长20%，约占我国总装机的49.6%，已超过火电装机，其中，水电装机4.19亿千瓦，风电装机4亿千瓦，光伏发电装机5.21亿千瓦，生物质发电装机0.43亿千瓦。其中2023年前三季度，全国新增可再生能源装机1.72亿千瓦，同比增长93%，占新增装机的76%（水电新增装机788万千瓦，风电新增装机3348万千瓦，光伏发电新增装机12894万千瓦，生物质发电新增装机207万千瓦）。
全国可再生能源发电量也在稳步提升。今年前三季度，全国可再生能源发电量达2.07万亿千瓦时，约占全部发电量的31.3%；其中：仅风电光伏发电量达1.07万亿千瓦时，同比增长22.3%，超过了同期城乡居民生活用电量。风电发电量6305亿千瓦时，同比增长16%；全国风电平均利用率97.1%，同比提升0.6个百分点；光伏发电量4369亿千瓦时，同比增长33%。全国光伏发电利用率98.3%，同比提升0.3个百分点；规模以上水电发电量8584亿千瓦时，全国水电平均利用小时数为2367小时；生物质发电量1474.5亿千瓦时，同比增长9.7%。
截至2022年底，全省并网可再生能源发电装机3111万千瓦。2023年10月底，全省并网可再生能源装机3569.80万千瓦，其中：风电1213.24万千瓦，光伏发电1937.59万千瓦，生物质65.60万千瓦，水电353.36万千瓦。规划到2025年可再生能源发电机组总量6500万千瓦，其中风电1500万千瓦，光伏4450万千瓦，水电500万千瓦，生物质50万千瓦。目前生物质发电已完成规划目标，风电和水力发电差距不大，光伏仍有约2500万千瓦目标差距。根据我省规划发展目标，2023-2024年，我市需完成国家第一批以沙漠、戈壁、荒漠为主的风电、光伏大基地17个220万千瓦新能源发电装机、26万千瓦储能电站和15个保障性并网新能源项目建设任务，2023年底市县累计并网新能源项目600万千瓦以上；2024-2026年还将重点建设陕电入皖1100万千瓦新能源基地和配套熔盐储能、抽水蓄能、电化学储能电站；其中至少建成950万千瓦光伏项目，以确保全省目标任务顺利完成。
二、延安可再生能源产业现状
（一）资源总量及构成
延安属于四类风资源区，年有效发电1890-2400小时；二类光伏资源区，年有效发电1250-1650小时。全市共有新能源资源总量1895万千瓦（风电860万千瓦、光伏1031万千瓦、生物质4万千瓦），其中：已开发资源745万千瓦（风电460万千瓦，光伏281万千瓦，生物质4万千瓦），未开发资源1150万千瓦（风电400万千瓦，光伏750万千瓦）。
建成运行的小水电发电装机仅0.661万千瓦，加之“十三五”以来大中型水库建设投运，全市水系径流量不足以支撑大规模开发建设水电项目，因此，我市未将中小型水力发电列为“十四五”可再生能源发展的重点规划方向。
（二）资源分布
1.风资源呈带状分布，一是吴起、志丹、安塞、子长北部与榆林接壤带；二是吴起、志丹、甘泉沿洛河带；三是延川、延长、宜川沿黄河带；四是黄龙、洛川南部黄土高原与渭北平原接壤带。

2.光伏资源呈点状相对集中分布，用地类型主要为天然牧草地、覆盖度低于50%的灌木林地和低效园地。相对集中的区域为：吴起、志丹中南部；安塞、子长中北部；延川、延长中东部；洛川、黄龙南部部分区域。
（三）发展现状
2023年10月底，全市累计建成新能源项目总装机358万千瓦（风电273万千瓦，光伏81万千瓦，生物质发电机组4万千瓦），占全市发电总装机的43.13%，发电30.24亿千瓦时，占全市发电量21.4；工业总产值约10.58亿元。
2023年在建的32个新能源项目，总投资238.85亿元，截至10月底累计完成投资73.623亿元。其中：风电项目16个197万千瓦，总投资126.76亿元，累计完成投资43.09亿元。光伏项目16个215万千瓦，总投资112.09亿元，累计完成投资30.53亿元。预计年底建成并网装机450万千瓦左右，完成投资约105亿元；2024年还将有300万千瓦新能源装机陆续建成，续建投资约130亿元，将有效拉动全市固定资产投资，为促进产业结构转型作出积极贡献。
全市新能源开发情况统计表
序号
县
（市区）
总规模
已建成规模
在建规模
小计
风电
光伏
生物质
小计
风电
光伏
生物质
小计
风电
光伏
合计
745.44
460.05
281.39
4
333.44
263.1
66.39
4
412
197
215
一、集中式风电光伏项目
708.04
460.05
247.99
296.04
263.1
32.99
412
197
215
1
宝塔区
25.99
14
11.99
15.99
14
1.99
10
0
10
2
安塞区
132
82
50
52
52
0
80
30
50
3
吴起县
155.75
144.75
11
75.75
74.75
1
80
70
10
4
志丹县
66.4
66.4
0
26.4
26.4
0
40
40
0
5
子长市
65.96
65.96
0
45.96
45.96
0
20
20
0
6
延川县
30
20
10
5
0
5
25
20
5
7
延长县
31.99
31.99
0
14.99
14.99
0
17
17
0
8
甘泉县
0
0
0
0
0
0
0
0
0
9
富 县
5
0
5
5
0
5
0
0
0
10
洛川县
5
0
5
4
0
0
0
4
5
0
5
11
黄陵县
20
0
20
0
0
0
20
0
20
12
宜川县
30
5
25
5
5
0
25
0
25
13
黄龙县
139.95
29.95
110
49.95
29.95
20
90
0
90
二、光伏扶贫
29.2
29.2
29.2
29.2
三、非自然人分布式光伏
3.56
3.56
3.56
3.56
四、自然人户用光伏项目
0.64
0.64
0.64
0.64
五、生物质发电
4
4
4
4
三、新能源产业发展优势
（一）配套电网坚强可靠，外向消纳条件优越。根据我市新能源发电谷峰特点明显，风电主要集中在每年风季期和早晚两个时段发电，发电峰值一般在凌晨2-5时；光伏主要集中在9-16时区间发电，发电峰值主要为11-14时。我市用电负荷高峰时段为早7-10时和晚17-22时，因此新能源发电峰值曲线恰好避开用电负荷峰值曲线，造成新能源电量本地局域电网消纳有限，需向关中电力负荷中心或特高压售端区域输送消纳。延安地区电网作为关中与陕北电网的联络枢纽，目前网架结构以750kV 和330kV 为依托，以110kV 为主网架，通过陕北至关中750kV 一通道信义～洛川线路和330kV 黄金线、黄桃线与陕西主网相连，通过750kV二通道洛川～榆横线路与榆林电网相连，向关中地区送电通道优势明显。同时具备陕武特高压和陕晥通道外送稳定需求，切实保障了延安新能源电力接入送出需要。
（二）自然资源禀赋优越，后发带动优势明显。据勘测评估，我市现有1150万千瓦以上新能源资源（风电400万千瓦，光伏750万千瓦）尚待开发建设，具备良好的后发优势。同时风电、光伏新能源项目具有建设周期短、投资强度密集的优势，能有效拉动固投，带动推进配套制造业、服务业发展。以10万千瓦风电、光伏项目装机为例，风电单瓦投资6.5元，光伏单瓦投资4元左右，即10万千瓦风电总投资约6.5亿元、光伏4亿元。从建设周期来看，风电项目一般10个月建设周期，光伏项目6-8个月建设周期，一般年初开工，年底即可建成发电。投资密度主要集中在项目开工初期设备采购阶段，风电项目风机塔筒和变电设备采购约3.5亿元，光伏组件、逆变器、管桩、支架采购约2亿元以上，均占到项目总投资50%以上。
（三）营收利税及综合带动效益长期稳定。按照风电、光伏项目稳定服役发电期20年测算，10万千瓦风电项目年均发电量1.8-2亿千瓦时，营业收入0.63-0.7亿元；10万千瓦光伏项目年均发电1.3亿千瓦时，营业收入0.45亿元，新能源项目上缴利税约占营业收入20%，即风电项目每年利税1200-1400万元，光伏项目约1000万元，持续缴纳20年。项目服役期内，电场运维、三产服务、群众年度补偿、场站临时管护清理等持续性运营支出，可稳定带动周边群众和小微运维服务企业20年就业创收。且风光资源可重复利用，项目服役期满或电厂达到收益回收要求后，即可更换新型发电设备，继续建设新项目。
（四）绿色环保效益明显。按火电每度电耗标准煤285g，新能源每发电10亿千万时，则可节约标准煤约28.5万吨，并减少二氧化碳排放量约75.81万吨、二氧化硫排放量约2422.5吨、氮氧化物的排放量约2109吨、烟尘等有害物质排放量约4243.16吨，有效实现了节能减排。
四、亟需研究解决的问题
（一）“占而不建”“建优弃劣”“占大建小”没有得到根本解决。一是“十二五”初期，新能源投资企业主要以“五大四小”发电企业为主，而且需各县区强力招商给予优惠，才能引进建设。由于当时新能源项目是新生事物，政府工作人员基本以企业意愿划定项目资源区块，并签订长期或无期限资源开发协议。因每年新能源补贴电价下降，招商引资落地的新能源项目，业主企业投资意向摇摆、决心不强，如大唐王家湾风电、新疆特变宜川风电、志丹云清能源保安镇分散式风电、志丹佑清双河分散式风电等一大批项目批而不决、资源占而未建。这种背景下，也造成县区划定的项目资源区块大、项目指标规模小，资源区内5.6米/s以上高风速风机点位有限选址建设项目，相对较低的5.2-5.5米/s风机点位多数被放弃，造成一定的资源浪费。
二是随着风电技术进步，风机主流机型从2015年1.0MW，经历了2016-2017年1.5-2.0MW后，2021年提高到3.0MW、2022年4.5MW，2023年5.5MW-6.0MW陆上风机；塔筒高度从80米高度上升经历100米、120米高度后，2023年提高到145-160米。同一风机点位随着塔筒高度每提升10米，风速提高0.1米/s。“十二五”“十三五”期间建成的风电场资源区内，原100米测风高度风速4.8米/s的风机点位，实际扫风风速提高到5.2-5.4米/s，已成为当下较为优质的风机选址，但因已建成风场中机型小、机位多、选址距离长，风电场内35千伏集电线路长而密，若现阶段挖潜开发老电风场资源，需与风电场原业主协商落实集电线路和送出线路跨越施工，不仅协商难度大，而且集电线路和送出线路可用空间有限，如吴起北部、安塞北部等风电场密集、业主较多的区域，将面临送出线路提标改造，因此，在老风电场内以加密风机方式新建项目难度极大，业主选择空间很小，推进工作较为被动。
（二）县区发展诉求与全市统筹布局矛盾凸显，统筹难度较大。一是思想认识跟不上发展形势需要。按照市委、市政府工作部署，2021年起要全市统筹新能源资源开发建设，借势“双碳”战略下新能源发展大潮，吸引带动一批高质量产业项目在延链式聚集落地建设，全面推进我市工业结构调整转型。在统筹工作推进初期，安塞、吴起、黄陵等部分县（区）未深刻领会全市统筹新能源的重要性和必要性，强制要求新能源项目业主企业必须在本县区选址落地产业项目，且对未在本县区投资产业项目的获批新能源项目支持态度模糊；一度造成新能源企业担心新能源项目建设受阻，至今未确定引进产业项目或项目投资意向，要么咬牙硬撑投资项目，最终影响全市链式布局制造业产业。
二是部分县区、工业园区管委会自主招商且向产业投资方许诺新能源指标，产业投资方再以可获得延安新能源指标寻找新能源企业融资建设项目。按照全市统筹推进可再生能源高质量发展部署要求，此类项目一方面因未按程序提交市发改委审核项目是否符合全市政策导向，且未经市政府批准同意纳入全市产业链布局和统筹盘子，造成县区、工业园区自主引进项目无法纳入全市项目清单，导致市县两级向产业项目配置新能源产生直接矛盾；另一方面产业项目投资方以新能源吸引融资，会发生较大数额的交易活动，存在一定的纪律和法律风险，且对全市招商环境造成一定破坏，带偏招商工作方向。县区、工业园区发展需要好项目、大项目支持，但错把新能源当成“万能钥匙”，工作中引发诸多不必要的争议，影响全市统筹新能源资源和整体布局招商引资产业链。
三是近年国家发改委批复的特高压输电通道配套的火电和新能源项目，均由一体化公司牵头投资建设。延安送电安徽特高压通道配套火电和新能源项目，已基本明确由延长石油和大唐牵头组建一体化公司，整体负责推进建设。若由一体化公司全面负责投资建设陕皖通道配套新能源项目，我市将失去新能源开发配套主导权，难以满足已落地延安建的制造类产业项目参与新能源开发建设有关诉求。招商引资的高质量产业项目主要聚集在安塞区、甘泉县、高新区等县区、园区，即便省上同意我市优先向延安本地招商引资产业项目配置新能源及建设指标，若无新能源资源丰富县区的支持，后期新能源资源奖励配置也将存在阻力。
（三）项目环境保障不力，政策落实还不到位。一是在走访调查和调度推进获批新能源项目建设进度工作中发现，临时占用林地草地给予群众补偿协商难，各县区临时道路建设使用管理要求不明、规费标准不一，乡镇政府环境保障工作经费不足工作开展难，实施过退耕还林工程但三调成果显示为天然牧草地的光伏阵列区选址难推进慢，县级部门办结被征地人社保缴费周期长影响建设用地组卷进度，光伏项目土地复合利用方案评审备案流程不清等问题，在项目前期工作中普遍存在。企业反馈问题和困难时，谈到项目用地受国土、林业、环保、水利等部门多重管理，落实土地批件困难重重，土地的调规、预审、报批申报周期长。省上9月1日公布启用国土三调、林业生态监测数据，部分在建项目刚刚完成的选址手续，又面临重新审批或作废的尴尬境地。也有企业反映，项目非建设技术成本高，项目推进难，县级职能部门和乡镇政府部分工作人员（企业不愿透露姓名）无正当理由责令项目停工，但又提不出具体整改要求；企业建设用地组卷资料所需的合规申请事项受理5个多月未报至省级部门，以致项目无法按计划建成并网；为企业提供咨询协调服务暗示辛苦；扬言拿捏企业项目教唆群众阻工等破坏营商环境问题屡禁不止。
二是在与县区部门、单位及乡镇交流沟通中发现，一方面2023年国家和省自然资源厅要求，项目建设用地未获批前不得开工建设，未批先建项目要从重从严顶格处罚，且必须追究项目相关负责人违规违法责任，县级部门守土有责，

............试读结束............

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