我国作为能源革命的主力军，已于2020年正式提出"30·60"双碳目标。在碳达峰、碳中和战略的驱动下，新能源发电作为新型电力系统构建的重要内容，成为了低碳转型发展的重要方向。我国新能源行业在各个层面不断突破，以风电、光伏为代表的新能源装机量稳居全球首位，风电、光伏发电装机规模均占全球发电装机的1/3以上，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。

2022年，我国新能源行业继续保持高速发展。根据国家能源局发布的2022年1-11月份全国电力工业统计数据，截至11月底，全国累计发电装机容量约25.1亿千瓦，同比增长8.1%。其中，风电装机容量约3.5亿千瓦，同比增长15.1%；太阳能发电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长29.4%。目前，我国可再生能源装机规模已突破11亿千瓦，水电、风电、太阳能发电、生物质发电装机均居世界第一。

图一：2017-2022年11月风电、光伏装机容量情况

与此同时，新能源行业的良好势头也带动了整体产业链的发展。对于新能源行业而言，其上游主要为硅料、硅片等原料环节，中游为电池片、组件、发电机组环节;下游为应用系统环节，如光伏系统、新能源车、充电桩等。[1]以光伏产业为例，在"双碳"大背景之下，光伏产业迅速发展，电池片企业和组件企业为了抢占市场份额加大生产力度，对硅片的需求明显增加；硅片企业面对旺盛的下游需求随即扩产采购硅料，而硅料在需求显著提升的同时，供给端增量不足，使得供需明显不平衡，硅料价格持续上行。据报道，多晶硅龙头企业大全能源在一周内即斩获超610亿元的多晶硅供应"大单"。

由于全球光伏产业链各个生产环节的主要生产地均在中国，我国光伏设备市场规模占全球的比重较高，太阳能光伏组件产量占比超过3/4，累计装机容量稳居世界第一。且海外市场的需求也持续旺盛，产品出口额频创新高。但在我国光伏产业优势越来越稳固的同时，美国对我国产业的打压再度加码，并于2022年3月宣布将对东南亚四国（柬埔寨、越南、马来西亚、泰国）太阳能光伏产品发起调查，以"杜绝中国企业通过东南亚规避关税进入美国市场"。不过，3个月后，美国决定对东南亚四国予以24个月的关税豁免。[2]这在一定程度上也体现出了我国推进产业链现代化的重要性。

"十四五"时期是力争在2030年前实现碳达峰的关键期、窗口期。2022年，国家明确该时期能源体系建设的主要目标包括，到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右。展望2035年，非化石能源消费比重在2030年达到25%的基础上进一步大幅提高，风电、光伏等新能源发电将成为主体电源。这也对新能源行业的发展提出了新任务、新要求。具体而言，我国将进一步创新新能源开发利用模式，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠化地区为重点的大型风电光伏发电基地建设，促进新能源开发利用与乡村振兴融合发展，推动新能源在工业和建筑领域应用，优化近海风电布局、开展深远海风电建设示范等，助力扎实做好"碳达峰、碳中和"工作。

依国家综合研判，我国新能源行业将进入高质量跃升发展新阶段，呈现以下新特征：一是大规模发展，在跨越式发展基础上，进一步加快提高发电装机占比；二是高比例发展，由能源电力消费增量补充转为增量主体，在能源电力消费中的占比快速提升；三是市场化发展，由补贴支撑发展转为平价低价发展，由政策驱动发展转为市场驱动发展；四是高质量发展，既大规模开发、也高水平消纳、更保障电力稳定可靠供应。

2022年国家出台了系列新能源行业相关政策，一定程度上反映出了新时代、新形势下新能源项目监管思路变化和监管重点。该年度国家出台的新能源行业政策文件主要包括：

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通过梳理，我们观察到2022年新能源政策法规呈现出以下态势：

基于新能源项目对土地的需求及依赖，土地因素一直是影响风电、光伏等新能源项目发展的重要问题。但近年来，新能源用地政策呈现进一步趋紧态势，用地风险问题也在凸显，未来在此类项目的推进过程中，尤其要特别注意用地政策的变化动向。

1. 禁止在河道、湖泊、水库内建设风电、光伏等项目

2022年5月，水利部印发《关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》，明确提出光伏电站、风力发电等项目不得在河道、湖泊、水库内建设。在湖泊周边、水库库汊建设光伏、风电项目的，要科学论证，严格管控，不得布设在具有防洪、供水功能和水生态、水环境保护需求的区域，不得妨碍行洪通畅，不得危害水库大坝和堤防等水利工程设施安全，不得影响河势稳定和航运安全。随后，关于"某光伏领跑者项目因未依法依规办理水行政许可手续被整改"的消息传得沸沸扬扬，更是印证了文件对存量问题依法依规分类处理的方式。即对妨碍行洪、影响河势稳定、危害水工程安全的建筑物、构筑物，依法限期拆除并恢复原状；对桥梁、码头等审批类项目进行防洪影响评价，区分不同情况，予以规范整改，消除不利影响。

不过，考虑到国家能源结构优化调整的需要，水利部亦明确对光伏电站、风力发电等项目建设不搞"一刀切"，对于湖泊管理范围内的周边区域、水库库汊等水域岸线空间，各地可以此类项目对防洪和生态安全的实际影响进行研究，并依法履行相关审批手续。 

2. 限制光伏项目占用耕地

在遏制耕地"非农化"、防止"非粮化"和加强国土空间用途管制的背景下，2022年6月15日，自然资源部办公厅、国家林业和草原局办公室、国家能源局综合司联合印发《关于支持光伏发电产业发展规范用地用林用草管理有关工作的通知》（征求意见稿），要求严格控制光伏发电项目占用耕地和生态保护红线，并明确光伏复合项目不得占用耕地和林地。由此我们可以发现，农光互补项目的适用范围正在进一步缩小。

各地方也陆续加强对于光伏项目占用耕地的限制，采取多种措施落实最严格的耕地保护制度。如农业大省山东发文明确从2021年11月2日起，停止光伏项目用地占用耕地的备案工作；新疆、河北等地也均明文规定光伏复合项目不得占用耕地。河南省则明确光伏项目使用农用地的，包括光伏方阵在内的所有用地均应当依法办理建设用地审批手续。而由于协调大规模建设用地的难度极大，该项政策将直接导致光伏项目难以达到预期经济效益。

3. 支持重大项目选址用地

为推动我国新能源行业的高质量发展，国家政策在保障重大项目新能源用地需求方面释放出积极信号。2022年下半年，自然资源部接连下发两文明确用地要素保障路径。对纳入国家重大项目清单、国家军事设施重大项目清单的项目用地，以及纳入省级人民政府重大项目清单的能源、交通、水利、军事设施、产业单独选址项目用地，由部直接配置计划指标。对国务院推进有效投资重要项目协调机制项目中已签订银行投资意向书或投资合同、需报国务院批准用地的交通、能源、水利类单独选址建设项目相关用地事项作出承诺后，可向自然资源部申请项目先行用地。

2022年3月，国家发展改革委员会办公厅、财政部办公厅、国家能源局综合司联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，进一步摸清可再生能源发电补贴底数。主要要求可再生能源发电企业从项目的合规性、规模、电量、电价、补贴资金等六个方面进行自查。而后，各地能监办也组织了现场核查工作。

根据我们的实务经验，本次核查的关注点主要聚焦于是否纳入建设规模指标、并网前变更投资主体、全容量并网时间以及超装等问题。新能源项目可能因合规手续瑕疵或者买卖路条等原因而面临取消补贴资格或者降低补贴电价的风险。对此，内蒙古地区首当其冲。2022年7月，内蒙古自治区发改委发文废止24个新能源项目上网电价批复文件，废止原因即为未纳入年度建设规模管理与擅自变更投资主体。接踵而至的"爆雷"反映出新能源项目合规层面更严格的要求。因此，本次核查亦被称为"史上最严国补核查"，核查的材料也更为细致与直接。如核查全容量并网时间时，核查组除核实并网调度协议、电力业务许可证外，还着重核查了项目施工/监理日志、发电量曲线、竣工验收报告、并网调试运行意见等。

同时，针对补贴核查中存在的诸多疑义，2022年10月国家发展改革委办公厅、财政部办公厅、国家能源局综合司联合发布的《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》进行了相关说明，包括部分特殊光伏、风电项目上网电价的确定、纳入补贴项目容量以及项目备案容量的认定等方面。该通知区分三种光伏项目类型对行业最为关心的电价问题进行了解释，确立了"分批并网、分批定价，价低为准"的原则；就纳入补贴项目容量认定，提出"最小值确定"准则，超发需按比例核减补贴等，进一步明确了补贴发放的政策标准，后续补贴发放有望加速。

1. 融资方式多样化

新能源项目融资方式包括债权融资、股权融资和一系列创新金融产品，其中，银行贷款以其资金来源稳定和融资速度快等优点成为最主要的融资方式之一。但随着金融市场不断创新，融资租赁、资产证券化等形式也逐渐被广泛应用。我国在2022年发布一系列政策鼓励融资方式多元化和创新化发展，降低融资成本，以保障新能源项目顺利实施。如2022年5月，国务院办公厅转发国家发改委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》明确，金融机构可以自主确定是否对已纳入可再生能源发电补贴清单的项目发放补贴确权贷款，即通过将补贴质押给银行，解决企业现金流问题。同时，支持符合条件的金融机构提供绿色资产支持（商业）票据、保理等创新方案，加大绿色债券、绿色信贷对新能源项目的支持力度，探索将新能源项目纳入基础设施不动产投资信托基金（REITs）试点支持范围，支持将符合条件的新能源项目温室气体核证减排量纳入全国碳排放权交易市场进行配额清缴抵销，以保障新能源企业资金需求。

实践中也已涌现不少运用绿色金融工具助力新能源产业实现突破发展的案例。如以国家电投青海黄河公司增资引战项目为代表的"引战上市"模式，国家电投青海黄河公司成功引入债转股为代表的股权资金242亿元，为后续大力发展青海海南州、海西州两个千万千瓦级可再生能源基金建设提供了资金支持，同时降低资产负债率4.82个百分点，显著节约了财务成本。[3]

2. 融资成本降低

融资成本是决定项目整体成本的关键因素。牛津大学史密斯企业与环境学院可持续金融项目(OxSFP)2021年研究发现，相比2007年-2010年，2017-2020年全球可再生能源的平均融资成本下降了12%。2015年以来，全球可再生能源融资成本的下降速度也在加快，太阳能光伏、陆上风电和海上风电的平均融资成本相较同期分别下降了20%、15%和33%。

以光伏产业为例，2016年我国光伏企业的平均融资成本超过8%，部分企业甚至高达10%。而今，一般光伏企业的融资成本在5%-6%左右，央企及龙头民企甚至可以降至4%以内。能源产业平均融资成本的下降无疑有助于能源行业的低碳发展，加速新能源对传统能源的有效替代。

随着"双碳"目标的提出，新能源领域的投资达到了空前的热度，新能源发展也进入了一个新时代。通过梳理国家近期出台的《"十四五"现代能源体系规划》《"十四五"可再生能源规划》《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》等系列政策可以发现，未来新能源行业发展的主要方向在于：

2022年7月，在国务院新闻办公室就"加快建设能源强国 全力保障能源安全"有关情况举行的发布会上，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军明确表示，国家能源局把以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地的建设作为"十四五"新能源发展的重中之重，与国家发展改革委一起全力推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光电基地建设。同时，建立了大型风电光伏基地项目接网工程纳归审批的"绿色通道"，确保大基地项目"能并尽并"。在"十四五"期间，我国规划建设七大陆上新能源基地，包括新疆可再生能源基地、黄河上游可再生能源基地、河西走廊可再生能源基地、黄河几字湾可再生能源基地、松辽可再生能源基地、冀北可再生能源基地、黄河中下游绿色能源廊道可再生能源基地等。

其实，国家能源局、国家发改委等相关部委在2022年年内已经先后十余次表态支持大型风光基地建设，加快推进大基地项目的决心彰明较著，计划在"十四五"时期规划建设风光基地总装机约2亿千瓦，"十五五"时期规划建设风光基地总装机约2.55亿千瓦。截至目前，我国第一批以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风光电基地装机规模9705万千瓦已经全部开工建设，第二批基地项目清单已经印发，正在抓紧开展项目的前期工作，近日第三批基地项目已启动申报。大基地项目将成为下一阶段新能源建设的主力模式之一。

当前环境下，制约新能源行业进一步发展的两个因素分别是土地资源紧张和电网消纳能力有限。而分布式光伏、分散式风电等分布式项目恰好能避开前述两个制约因素，受到政策的进一步鼓励，其中尤以分布式光伏项目为代表。

近年来，分布式光伏项目势如破竹，继2021年分布式光伏装机首次超过集中式之后，2022年上半年分布式光伏再次成为市场装机主力。各地陆续开展的整县推进屋顶分布式光伏开发试点，也加大了能源就近开发利用的力度。从2021年发展情况来看，中东部地区新增光伏发电装机规模中，分布式占比约55%。随着新增可再生能源不断融入消费总量控制的政策的落地实施，中东部地区存在较多能源消费大省，考虑土地资源紧张等客观实际，分布式光伏发电将成为中东部的增长极。[4]

2022年，国家发改委、住建部等部门亦明确推广光伏发电与建筑一体化应用，计划到2025年新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到 50%。推动既有公共建筑屋顶加装太阳能光伏系统。此外，国家能源局也发布了《户用光伏建设运行指南》《户用光伏建设运行百问百答》，推动户用市场健康有序发展。分布式项目对于促进能源转型、保障电力供应、降低用电成本具有重要意义，未来我国新能源也将坚持大基地和分布式建设并举。

1. 抽水蓄能

抽水蓄能作为应对新能源发电波动性的调峰资源之一，是目前技术最为成熟、应用最为广泛的储能技术，具有成本较低等优点。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）年》等规划均提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模达到62GW以上、在建装机容量达到60GW左右；到2030年，投产总规模达到120GW左右。国家能源局会议亦明确，要加快抽水蓄能项目开发建设，推进抽水蓄能高质量发展。根据中金公司的统计，截至2021年底，我国已投产抽水蓄能为36.4GW。为实现"十四五""十五五"装机规划目标，近期有望迎来抽水蓄能项目建设高峰，实现其高速增长。

2. 新型储能

新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、飞轮、压缩空气储能等。2022年3月，国家发改委、国家能源局发布《"十四五"新型储能发展实施方案》，提出新型储能发展目标，力争到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。到2030年，新型储能全面市场化发展。该意见作为"十四五"时期第一份储能产业综合性政策文件，从市场化发展、技术进步、市场环境、政策监管等方面做出引导，对行业发展重大利好。而后我国亦陆续出台了一系列政策，破除产业发展中的难题，如明确新型储能可作为独立储能参与电力市场等，推动实现储能市场化发展。

在全球能源转型、实现碳中和过程中，氢能承担着不可替代的重要角色。我国具有良好制氢基础和大规模应用市场，氢能产业呈现积极发展态势。2022年，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》，明晰了氢能的定位：即从生产端，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分；从消纳端，氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体；从产业端，氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。[5]同时，进一步提出了氢能产业发展各阶段目标：到2025年，基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，有力支撑碳达峰目标实现。到2035年，形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。该规划从战略层面对氢能产业发展进行了顶层设计，各地也陆续颁布了支持氢能产业发展的若干政策措施，为我国氢能产业健康有序发展保驾护航。