编者按: 2020年9月22日，我国在第七十五届联合国大会一般性辩论上表示，将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值， 2060年前实现碳中和。同时进一步宣布风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。今年3月15日，习近平总书记又提出要构建以新能源为主体的新型电力系统。这意味着，以光伏、风电为主的零碳排放“绿电”将成为“十四五”电力发展的主流，加速推动我国能源转型。
近日，以“碳中和——风电发展的新机遇”为主题，历时4天的2021北京国际风能大会暨展览会（CWP2021）拉开帷幕，在“双碳”目标背景下，重点探讨新型电力系统与风电、传统能源产业转型之路、技术创新提升风电产业竞争力和经济性、绿色金融助力实现碳中和等话题。作为“双碳”目标的新能源主力军，驭风而行的“绿电”，“十四五”期间将迎来哪些历史性发展机遇呢？
“平价”风电光伏市场空间巨大
根据国家能源局数据，2020年我国新增光伏和风电并网规模分别达48GW和72GW，分别同比增长60.67%和178.44%，风电、光伏装机量全面超预期，已提前达到2021年市场预期的120GW增量。2021年上半年，我国光伏发电新增装机容量达到14GW，同比增长17%。按照“碳达峰、碳中和”规划，到2030年我国风电、光伏发电装机目标将超过现有规模的2倍，相当于美国当前发电装机规模，且超过了目前全球“风光”装机规模，新增市场体量巨大。
截至2020年底，我国“风光”总装机容量累计达5.3亿千瓦。但根据发展要求，未来十年内我国还需完成7亿千瓦时的装机容量，这意味着我国风电和太阳能发电在过去快速发展的基础上，仍要持续的高速发展。
技术创新为行业快速发展插上了腾飞的翅膀。得益于政策推动和行业共同努力，近年来，我国风电行业产品和技术创新步伐明显加速，大兆瓦机型推陈出新，智能化水平加速提升，配套产业不断完善。与此同时，今年以来风机投标价格不断创造新低纪录，风电度电成本稳步下降，竞争力进一步凸显。
为助力“双碳”目标，2021年我国新能源大基地建设已经拉开帷幕，风电将成为顶梁柱。与此同时，风电也被纳入乡村振兴重点支撑领域。风电行业将以创新发展为推动力，开展“百县千村万台工程”，可一举多得地实现农村经济与风电发展的深度融合，大范围、大幅度地促进农村经济高质量发展与乡村振兴，成为我国坚持以人民为中心促进共同富裕的有力抓手。
风电作为一种绿色能源，是全球绿色低碳转型的重要方向。 CWP2021召开同期，为充分发挥风电对发展零碳经济和实现乡村振兴的重要作用，10月17日上午，风电行业企业联合百余个地方政府启动“风电伙伴行动·零碳城市富美乡村”政企合作机制，提出支持城市工业领域零碳化进程，助力乡村振兴、促进共同富裕，开发平价海上风电、助力沿海城市碳中和，探索绿色发展新路径、携手建设100%绿色电力消费示范城市，以及构建健康发展新生态五大重点任务。通过构建开放、务实、创新的政企合作机制，使风电企业充分调动产业优势资源，为伙伴城市开展包括零碳产业规划和模式创新、零碳产业经济增长、低碳能源技术经济开发、助力乡村振兴，以及社会综合发展在内的全面服务，打造中国零碳发展城市和富裕美丽乡村建设的样板。
中国风电市场的蓬勃发展，吸引了全世界风电相关企业的关注，纷纷展示最新的产品、技术，并寻找商机。此外，我国国内企业风电产业技术创新能力和速度正在稳步提升，不仅具备大兆瓦级风电整机自主研发能力，而且形成了完整的风电装备制造产业链，制造企业的整体实力与竞争力均有大幅提升，达到了具有较高国际竞争力的风电机组技术研发水平。
陆上风电和海上风电成本媲美煤电
成本一直是制约风电发展的关键。可喜的是，创新一直在助力风电成本降低，甚至媲美煤电。据报道，自2010年以来，中国陆上风电成本已下降约40%，2020年发电成本范围在每千瓦时0.29~0.43元之间，与新建煤电相比已具备了很强的竞争力。基于如此巨大降幅，政府已在2019年提出2021年起停止向陆上风电提供补贴。
2020年四季度风电新增装机规模超速增长，在补贴退出的压力下，出现了项目“抢装”和风机订单激增的情况，受到行业产能的限制，暂时提高了项目建设成本；而一旦装机恢复常态化稳步增长，成本仍将出现大幅下降。预计到2025年，平均成本还将下降30%，2025年和2030年将分别降至每千瓦时0.25元和0.21元，而多数具备资源优势的地区发电成本将远低于这一水平。
海上风电潜力巨大。预计海上风电将在2025年以后，也具备与新建煤电项目竞争的能力。明确的量化目标（如广东省目标在2030年建成30GW海上风电装机）将有助于推动这些成本的下降。
国家政策加速绿电发展驭风而行
由于碳中和的加力，我国在“风光”行业取得了空前的发展，但受系统调峰能力不足、市场机制不健全等因素影响，“消纳”成为我国新能源发展面临的最大问题。近两年，为了解决风电、光伏等可再生能源的消纳问题，国家层面出台了一系列重要政策，主要从需求侧的可再生能源电力消纳责任权重、电网层面的消纳能力的确定、供给侧的能源调峰体系的建设，以及绿证、碳市场等补充交易机制的完善，来为新能源行业“消纳”问题的解决提供支持。
2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，通过合理设定（原则上逐年提升或至少不降低）各地区可再生能源和非水可再生能源电力消纳责任权重指标，消纳保障机制主要在两个方面发挥作用：一是对于新项目建设，通过各地区逐年增加的消纳电量占比以及全社会用电量的增加，两者共同带来可再生能源电量需求增量；二是对于所有已经建设完成和投入运行的可再生能源发电项目，提供电力收购和消纳保障。2020年为正式第一年考核年。该政策实施一年多的时间，有效调动了各方消纳可再生能源电力的积极性，对义务主体增加消纳压力的缓解作用已显现。
2021年是正式实施可再生能源电力消纳保障机制的第一年，也是政策出台最密集的一年。为贯彻落实碳达峰、碳中和任务，实现2025年非化石能源占一次能源消费比重提高至20%左右的目标，国家发展改革委、国家能源局发布《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（以下简称《通知》）。《通知》提出，将从2021年起每年初滚动发布各省权重，同时印发当年和次年消纳责任权重，当年权重为约束性指标，各省按此进行考核评估；次年权重为预期性指标，各省按此开展项目储备。
解决消纳问题，一是可再生能源规划要与电网规划发展相适应，通过电网公布的消纳指标确定每年风电、光伏的新增消纳能力即上网电量，如电网公司每年发布的风电、光伏发电新增消纳能力的公告；二是通过建立具有一定强制性和约束力的消纳责任机制，按省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重指标，如国家能源局发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，以及今年密集发布的关于消纳责任权重的各项通知；三是因地制宜进行战略布局，根据地域特点开发风光水储一体化基地项目，有效推进源网荷储一体化典型项目，为新能源间歇性问题提供解决路径。
政策密集出台后，从近两年风光新增装机容量的实际增长、各省可再生能源消纳责任权重目标的完成情况，以及弃光、弃风率的显著下降来看，政策所带来的积极影响已逐步显现。另外，随着可再生能源电力消纳责任的强化，未来或将消纳保障机制纳入相关法律，并上升为法定义务，形成清洁能源消纳的强制长效机制。
绿色金融引导支撑风能绿电健康发展
“十三五”期间，我国绿证的定位为替代国家可再生能源电价补贴，即相应发电量如果出售绿证获得收益，就不能再获得可再生能源发展基金的电价补贴，这样的定位导致绿证价格高昂。而进入“十四五”，风光等主要可再生能源实现全面无补贴平价上网，新增项目已不存在绿证替代补贴的需求。
根据已出台政策，2019年和2020年安排的风光平价项目以及达到电价补贴年限或小时数后进入无补贴状态的项目，均可获得绿证并可出售。预期未来几年内将有越来越多的价格在每千瓦时几分钱量级的绿证可供交易，供应端证书量增加。因此，亟需将绿证的定位从替代电价补贴转向促进绿电消费。
2020年初财政部、国家发改委、国家能源局颁布《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)》，提出2021年开始实行配额制下的绿色电力证书交易。在2021年4月颁布的电力现货市场有关文件中，也明确要尽快研究建立绿电交易市场，推动绿电交易。
近年来，银保监会、央行等监管机构也把绿色金融作为重点工作进行推动。在中国人民银行最新发布的《2021年第二季度中国货币政策执行报告》里，央行表示应有序推动碳减排支持工具落地生效，向符合条件的金融机构提供低成本资金，支持金融机构为具有显著碳减排效应的重点领域提供优惠利率融资，引导金融机构按照市场化原则支持绿色低碳发展，助力我国“碳达峰、碳中和”目标的实现。
如今，“碳达峰、碳中和”正在重塑我国能源结构和产业结构，这是一项系统性工程，涉及大量存量资产改造和增量资产投资。如作为中国首家赤道银行的兴业银行，将在“十四五”时期以支持减污降碳为重点战略，通过配置专项资源和审批绿色通道等举措，持续擦亮“绿色银行品牌”。但不容忽视的是，目前我国绿色金融年度投资缺口在0.8万亿元左右，未来40年绿色投资需求规模约70万亿～140万亿元，仍将存在较大的投资缺口，需要充分发挥绿色金融在“碳达峰、碳中和”中的引导和服务双重作用。