日前，国家发改委、国家能源局联合发布《做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》（以下简称《通知》）。《通知》指出，允许新能源配套送出工程由发电企业建设。电网企业可在适当时机依法依规进行回购。
配套送出线路的投资建设主体为何由电网企业扩展到了发电企业？发电企业自建送出工程能否缓解网源不协调的矛盾？新政对未来新能源产业的发展又将产生怎样的影响？
根据国家能源局2018年4月出台的《关于减轻可再次生产的能源领域企业负担有关事项的通知》（国能发新能[2018]34号）（以下简称“34号文”），各类接入输电网的可再次生产的能源发电项目的接网及输配电工程，全部由所在地电网企业投资建设，保障配套电网工程与项目同时投入运行。电网企业投资建设可再次生产的能源发电项目的接网及输配电工程的合理费用，在扣除可再次生产的能源电价附加补助资金后，计入所在省级电网输配电价核定成本范围。
“电网的资产电网建，听起来没问题，但是具体执行起来可没这么简单。”国内某风电开发企业项目负责人李某和记者说，早在2015年，公司在吉林省开发的一个风电项目就曾遭遇配套送出线路建设难的问题。李某介绍，当时电网公司对配套送出线路的建设是有资本预算的，但线路规划的塔基和网架要占用一定的村民住房，涉及到拆迁问题。村民不同意拆迁，就只能改规划、移线路，投资预算因此有所增加。
“对于电网公司而言，一旦超出预算，就要层层上报、层层审批，流程很复杂。后来，为了能尽快并网，我们就提出，增加的投资由我们发电企业自己承担，甚至整条线路全部由我们出钱来建。但电网方面坚决不同意，电网公司认为，这条线路算作是电网公司的资产，不可能接受其他公司的投资。”李某透露，彼时，项目所在地政府部门对于可再次生产的能源投资全力支持，一度提出由政府部门投资建设配套送出线路。“但电网公司还是一样的态度，预算不够不能要别的企业的钱，更不能要政府的钱，也不能向上级电网公司要钱，只能是等着审批追加预算。”
2016年开始，国家能源局启动风电投资监测预警，吉林省由于弃风率偏高，连续3年被划定为红色预警区域。特别是2017年，针对红色预警区域，即便是在建、已核准和纳入规划的项目，电网企业也不得受理新增并网申请。李某和记者说，由于2015年配套送出线路的投资问题始终没有确定，后续又赶上红色预警的禁令，项目并网被长时间搁置，公司业绩因此大幅度地下跌，损失重大。
“一方面，从客观上讲，光伏、风电等新能源发电项目建设周期短、速度快，配套送出工程很难实现‘同步’。但另一方面，由于发电企业迫切的并网需求，在很多地方，发电企业自建配套送出线路的情况并不少见。此前‘34号文’也规定了主要由电网企业承担配套线路的建设，但是政策在执行过程中被或多或少地打了折。”北京鑫诺律师事务所律师展曙光指出，在当前“碳达峰、碳中和”目标的大背景下，新能源发展提速，配套送出工程滞后的问题几乎难以避免，此次《通知》的出台也是想要破除并网消纳环节的障碍。
《通知》也精确指出，允许发电企业投资建设新能源配套送出工程，就为了避免风电、光伏发电等电源送出工程成为制约新能源发展的因素。
“但新能源并网问题本来就是‘电网不急发电急’，现在允许发电企业自建送出线路，电网会不会更不着急了？”展曙光坦言，“表面上看是给发电企业找了一条出路，但事实上很可能会激发新的问题。”
对此，国家发改委能源研究所可再生能源中心主任赵勇强则表示，新政策并不会降低电网投资建设配套送出工程的积极性。“对于电网企业而言，就最终效果来说，自行建设和后期回购其实是一样的，本意上电网可能更希望自己来建。但由于新能源电源和电网建设周期不同，即使在规划层面做好了建设时序协调，实际建设中也可能由于各种各样的原因导致偏差，因此存在发电企业自建线路的需求。”
“此次《通知》的意义更多是释放一个鼓励新能源开发的政策信号，但就具体内容而言，更适合作为一种过渡，可能并不是目前最好的政策选择。”中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟指出，《通知》虽然给发电企业“开了可以自建送出线路的口子”，但主干网架的建设还是以电网公司为主体，“可再生能源要上网，还要综合考虑主网和接网线路的协调，那么主干网架的建设和升级改造能否跟上接网线路的建设速度？这也是后续要面临的问题。”而赵勇强认为，当前，许多发电企业自建的线路，在电网公司未回购前，也是委托电网运营管理或者接受电网运行管理调度的，因此主网和接网线路可以做到协调统一。
展曙光强调，光伏、风电等可再生能源发电业务属于电源侧的非管制性市场化业务。“但包括送出线路在内的一系列配套工程建设则属于电网侧的管制性业务。现在允许发电企业自建送出线路，而且电网企业也开始涉足诸如分布式光伏开发等新能源发电投资，其实是模糊了管制业务和非管制业务的界限，和本轮电力体制改革的精神相背离。”
值得注意的是，《通知》规定，发电企业建设的新能源配套工程，经电网企业与发电企业双方协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。
“一句‘适当时机’，相当于就把球直接踢给了电网和发电企业，可能对于政策制定者而言，也说不清什么时候才是‘适当’。”冯永晟指出，由于配套接网线路涉及全国众多地域的大量项目，电网企业可能也需要探索如何进行回购。“不同地域、不同建设主体回购的先后顺序可能不一样，包括价格也可能需要一点一点摸索。有太多的细节问题需要处理。”
其实早在“34号文”发布之时，就明确指出，相关接网等输配电工程由可再生能源发电项目单位建设的，电网企业按协议或经第三方评估确认的投资额在2018年底前完成回购。但据记者了解，相关回购工作并未如期完成，此前发电企业自建的接网线路资产很多还是由发电企业自行持有。另有知情人透露，“不仅是光伏、风电企业，甚至一些火电厂和水电项目也有一些自建送出线路，电网并没有回购。”
为何电网方面对于接网线路回购迟缓？目前，还有多少发电企业自建的送出线路没有完成回购？记者尝试联系国家电网和南方电网公司了解情况，但截至发稿前，并未收到明确回复。
赵永强指出，接网线路和工程的回购涉及多个主体，各方关注点不同，所以需要破解诸多难点。“比如电网企业强调，技术设备选型和施工等要满足电网的规范要求，国资委等部门对于回购工作也有一定的标准和程序要求。因此，针对今后可能越来越多的需求，需要建立和完善统一的新能源接网线路回购相关技术规定、管理规范和标准程序。”
“站在各司其职的角度，电网就应该无条件地保障发电项目的正常并网，不能从事市场化的发电项目投资。现在的情况是本职工作还不能达标，却把一部分资金和时间都投入到了非管制业务上。”展曙光指出，在电网企业确有困难的情况下，如果发电企业自行建设了配套送出工程，“国家一定要严格监督电网的回购工作，明确回购时间和相关细则，一旦不能按时依规回购，就要追究相关方责任”。
■本报记者 姚金楠《 中国能源报 》（ 2021年07月12日 第02 版）
日前，国家发改委、国家能源局联合发布《做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》（以下简称《通知》）。《通知》指出，允许新能源配套送出工程由发电企业建设。电网企业可在适当时机依法依规进行回购。
配套送出线路的投资建设主体为何由电网企业扩展到了发电企业？发电企业自建送出工程能否缓解网源不协调的矛盾？新政对未来新能源产业的发展又将产生怎样的影响？
根据国家能源局2018年4月出台的《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》（国能发新能[2018]34号）（以下简称“34号文”），各类接入输电网的可再生能源发电项目的接网及输配电工程，全部由所在地电网企业投资建设，保障配套电网工程与项目同时投入运行。电网企业投资建设可再生能源发电项目的接网及输配电工程的合理费用，在扣除可再生能源电价附加补助资金后，计入所在省级电网输配电价核定成本范围。
“电网的资产电网建，听起来没问题，但是具体执行起来可没这么简单。”国内某风电开发企业项目负责人李某告诉记者，早在2015年，公司在吉林省开发的一个风电项目就曾遭遇配套送出线路建设难的问题。李某介绍，当时电网公司对于配套送出线路的建设是有投资计划的，但线路规划的塔基和网架要占用一定的村民住房，涉及到拆迁问题。村民不同意拆迁，就只能改规划、移线路，投资预算因此有所增加。
“对于电网公司而言，一旦超出预算，就要层层上报、层层审批，流程非常复杂。后来，为了能尽快并网，我们就提出，增加的投资由我们发电企业自己承担，甚至整条线路全部由我们出钱来建。但电网方面坚决不同意，电网公司认为，这条线路算作是电网公司的资产，不可能接受其他公司的投资。”李某透露，彼时，项目所在地政府部门对于可再生能源投资大力支持，一度提出由政府部门投资建设配套送出线路。“但电网公司还是一样的态度，预算不够不能要其他企业的钱，更不能要政府的钱，也不能向上级电网公司要钱，只能是等着审批追加预算。”
2016年开始，国家能源局启动风电投资监测预警，吉林省由于弃风率偏高，连续3年被划定为红色预警区域。特别是2017年，针对红色预警区域，即便是在建、已核准和纳入规划的项目，电网企业也不得受理新增并网申请。李某告诉记者，由于2015年配套送出线路的投资问题始终没有确定，后续又赶上红色预警的禁令，项目并网被长时间搁置，公司业绩因此大幅下滑，损失重大。
“一方面，从客观上讲，光伏、风电等新能源发电项目建设周期短、速度快，配套送出工程很难实现‘同步’。但另一方面，由于发电企业迫切的并网需求，在很多地方，发电企业自建配套送出线路的情况并不少见。此前‘34号文’也规定了主要由电网企业承担配套线路的建设，但是政策在执行过程中被或多或少地打了折。”北京鑫诺律师事务所律师展曙光指出，在当前“碳达峰、碳中和”目标的大背景下，新能源发展提速，配套送出工程滞后的问题几乎难以避免，此次《通知》的出台也是想要破除并网消纳环节的障碍。
《通知》也明确指出，允许发电企业投资建设新能源配套送出工程，就是为了尽最大可能避免风电、光伏发电等电源送出工程成为制约新能源发展的因素。
“但新能源并网问题本来就是‘电网不急发电急’，现在允许发电企业自建送出线路，电网会不会更不着急了？”展曙光坦言，“表面上看是给发电企业找了一条出路，但事实上非常有可能会激发新的问题。”
对此，国家发改委能源研究所可再次生产的能源中心主任赵勇强则表示，新政策并不会降低电网投资建设配套送出工程的积极性。“对于电网企业而言，就最终效果来说，自行建设和后期回购其实是一样的，本意上电网可能更希望自己来建。但由于新能源电源和电网建设周期不同，即使在规划层面做好了建设时序协调，实际建设中也可能由于各种各样的问题造成偏差，因此存在发电企业自建线路的需求。”
“此次《通知》的意义更多是释放一个鼓励新能源开发的政策信号，但就详细的细节内容而言，更适合作为一种过渡，可能并不是目前最好的政策选择。”中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟指出，《通知》虽然给发电企业“开了可以自建送出线路的口子”，但主干网架的建设还是以电网公司为主体，“可再次生产的能源要上网，还要考虑主网和接网线路的协调，那么主干网架的建设和升级改造能否跟上接网线路的建设速度？这也是后续要面临的问题。”而赵勇强认为，当前，许多发电企业自建的线路，在电网公司未回购前，也是委托电网运营管理或者接受电网运行管理调度的，因此主网和接网线路能做到协调统一。
展曙光强调，光伏、风电等可再次生产的能源发电业务属于电源侧的非管制性市场化业务。“但包括送出线路在内的一系列配套工程建设则属于电网侧的管制性业务。现在允许发电企业自建送出线路，而且电网企业也开始涉足诸如分布式光伏开发等新能源发电投资，其实是模糊了管制业务和非管制业务的界限，和本轮电力体制改革的精神相背离。”
值得注意的是，《通知》规定，发电企业建设的新能源配套工程，经电网企业与发电企业双方协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。
“一句‘适当时机’，相当于就把球直接踢给了电网和发电企业，可能对于政策制定者而言，也说不清何时才是‘适当’。”冯永晟指出，由于配套接网线路涉及全国众多地域的大量项目，电网企业可能也需要探索怎么样做回购。“不同地域、不同建设主体回购的先后顺序可能不一样，包括价格也在大多数情况下要一点一点摸索。有太多的细节问题是需要处理。”
其实早在“34号文”发布之时，就精确指出，相关接网等输配电工程由可再次生产的能源发电项目单位建设的，电网企业按协议或经第三方评估确认的投资额在2018年底前完成回购。但据记者了解，相关回购工作并未如期完成，此前发电企业自建的接网线路资产很多还是由发电企业自行持有。另有知情人透露，“不仅是光伏、风电企业，甚至一些火电厂和水电项目也有一些自建送出线路，电网并没有回购。”
为何电网方面对于接网线路回购迟缓？目前，还有多少发电企业自建的送出线路没有完成回购？记者尝试联系国家电网和南方电网公司了解情况，但截止至发稿前，并未收到明确回复。
赵永强指出，接网线路和工程的回购涉及多个主体，各方关注点不同，所以要破解诸多难点。“比如电网企业强调，技术设备选型和施工等要满足电网的规范要求，国资委等部门对于回购工作也有一定的标准和程序要求。因此，针对今后可能慢慢的变多的需求，要建立和完善统一的新能源接网线路回购有关技术规定、管理规范和标准程序。”
“站在各司其职的角度，电网就应该无条件地保障发电项目的正常并网，不能从事市场化的发电项目投资。现在的情况是本职工作还不能达标，却把一部分资金和时间都投入到了非管制业务上。”展曙光指出，在电网企业确有困难的情况下，如果发电企业自行建设了配套送出工程，“国家一定要严格监督电网的回购工作，明确回购时间和相关细则，一旦不能按时依规回购，就要追究相关方责任”。