中国能源政策回顾与2020年调整方向研判

郭海涛，胡明禹

( 中国石油大学（北京））

2019年，在政策推动下，中国能源体制改革在不同领域取得突破，尤其是油气领域和上游矿产资源环节。随着国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）成立，油气产业内部组织结构重构已经启动，外资和民间资本进入矿产资源的壁垒进一步打破，企业在上游环节的运转流程进一步合理化。与此同时，煤炭行业和新能源行业由市场决定价格的机制改革迈出了新步伐，电力市场建设继续推进。

1 2019年中国能源政策回顾

1.1 煤炭行业着力安全绿色开采，电力市场建设进一步推进

中国煤炭和煤电领域淘汰低效产能和组织结构优化的任务依然艰巨。2019年5月9日，国家发改委、工业和信息化部和国家能源局等部门联合印发《关于做好2019年重点领域化解过剩产能工作的通知》（发改运行〔2019〕785号），提出化解过剩产能工作转入结构性去产能、系统性优产能新阶段。在煤炭和煤电领域的主要内容，一是加快退出和淘汰达不到环保和质量要求的煤矿和落后煤电机组，清理整顿违规建设煤电项目，严格控制新增产能。二是强化煤电项目的总量控制，各地所有煤电项目都要纳入国家电力建设规划（含燃煤自备机组）。三是充分考虑调峰和应急备用电源需求，允许各地区根据实际情况按程序合理安排煤电应急备用电源和应急调峰储备电源。四是深入推动兼并重组、优化布局和转型升级，推动在建煤矿加快建设、建成煤矿加快投产，有序释放优质先进产能，促进煤炭行业新旧发展动能转换。煤炭行业要用好工业企业结构调整专项奖补资金，建立完善中长期合同、产能置换指标交易、应对煤价异常波动、调峰和应急储备产能等长效机制，引导先进产能向优势企业集中，目标是到2020年产能在120万吨/年及以上大型煤矿产量占82%以上。五是电力行业要完善煤电规划建设风险预警机制，指导地方和企业稳妥有序推进煤电项目规划建设。

随后，国家能源局发布了《关于发布2022年煤电规划建设风险预警的通知》（国能发电力〔2019〕31号），从装机充裕度、资源约束和建设经济性3个方面对各省区2022年煤电规划建设进行了风险预警，为各省区开展煤电规划和投资提供了依据。在政策推动下，2019年，全国煤炭、煤电去产能目标超额完成，组织实施产能为30万吨/年以下煤矿分类处置，关闭退出落后煤矿450处以上，淘汰关停2000万千瓦煤电机组。

与煤炭行业市场化和电力体制改革步伐加快相伴随的是，中国煤电之间的“政府定价”交易模式转为双方“协商定价”的市场化交易。在2018年煤炭、钢铁、有色、建材4个重点行业全面放开电力用户发用电计划试点的基础上，2019年9月26日召开的国务院常务会议决定，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从2020年1月1日起，将现行标杆上网电价机制改为“基准价＋上下浮动”的市场化机制，已实行15年的煤电联动机制成为历史。

虽然中国电力体制改革已历时数年，但电力市场建设和增量配电业务改革仍在路上。其中，电力现货市场是现代电力市场体系的基础性核心部分，是“完善市场化交易机制”的关键一步。针对2017年8月开始电力现货试点的8个省区在一些重点共性问题上的分歧，2019年7月31日，国家发改委、国家能源局发布了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规〔2019〕828号），提出协调现货市场和跨省跨区电力市场、中长期市场、辅助服务市场的沟通与联系，搭建更为完整有序的电力市场体系。一是在空间范畴明确跨省跨区中长期优先发电合同和市场化交易合同中提前约定的交易曲线作为送（受）端省份电力现货市场的边界条件；二是在时间范畴明确指出实物合同分解曲线应在满足电网安全约束下予以执行；三是在交易类型上明确现货市场同辅助服务市场的有效衔接，为现货市场试点建设提供政策依据。此外，国家能源局于9月18日公布了《关于加强电力中长期交易监管的意见》（国能发监管〔2019〕70号），对电力市场建设运行中存在的市场交易机制不健全、交易规则执行不到位、交易组织不规范、交易竞争不充分、信息披露不及时等问题做出了规范性规定。

在放开配电网业务方面，为解决2018年试点推进过程中的矛盾问题，2019年，国家发改委发布了《进一步推进增量配电业务改革的通知》和《增量配电业务改革试点项目进展情况通报（第二期）》，提出了四个“进一步”——进一步规范项目业主确定、进一步明确增量和存量范围、进一步做好增量配电网规划工作和进一步规范增量配电网的投资建设与运营。试点工作取得积极进展，已投运试点项目超过60个，并有28个试点项目已开工建设，改革试点初见成效。

1.2 油气体制改革破局，国家管网公司正式成立

从国际经验来看，油气行业从上下游一体化模式到“管住中间，放开两头”模式的改革，是一个持续时间较长的过程，中国的管网改革也不例外。2017年5月，中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确要求“完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放”。管网环节连通上下游，本身具有垄断属性，向社会公平开放的改革标志着中国油气行业产业链结构的颠覆性重构和油气体制改革进入深水区。但是，对于是成立一家公司来运营剥离出来的管网环节还是成立多家管网公司？油气干线管道、省内和省际管网中的哪些部分纳入新成立的公司？社会各界一直讨论颇多，纷纷建言献策。

2019年初，《政府工作报告》指出，深化电力、油气等领域的改革，将竞争性业务全面推向市场，同时指出，2019年主要任务包括“深化石油天然气体制改革，组建国家石油天然气管网公司，实现管输和销售分开”。至此，政府工作报告为管道改革模式的讨论画上了句号，明确了成立一家企业——国家石油天然气管网集团有限公司，而且一步到位，实现管输和销售分开。发达国家在改革初期，都曾为管网企业实现管输和销售分开留出了过渡期，由此可见，中国的方案更加彻底。2019年5月24日，国家发改委、国家能源局、住房城乡建设部、市场监管总局4部门联合印发《油气管网设施公平开放监管办法》（发改能源规〔2019〕916号），强调规划建设、运销分离、互联互通等与公平开放密切相关的体制机制内容，突出了对剩余能力信息公开、合同签订及履行的监管，为公平开放的可操作性进一步扫清了道路。

2019年12月9日，国家石油天然气管网集团有限公司正式成立，中国油气产业向市场化迈出了十分关键的一步。国家管网公司的主要职能是负责全国油气干线管道、部分储气调峰设施的投资建设，推进干线管道与社会管道系统构建，输送油气，统一调度全国油气干线管网运行，最终实现基础设施向所有符合条件的用户公平开放。国家管网公司的成立解开了中国油气体制改革的第一粒扣子，接下来的上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”油气市场体系改革既是顺理成章之举，也是必须加快推进的配套步骤。如果这些领域改革不加快推进，很容易形成新的结构固化，降低前期改革的成效。此外，政策层面还要积极支持和鼓励民企参与成品油出口、进一步放开外资加油站等。

1.3 新能源政策陆续出台，清洁能源步入市场化发展阶段

1.3.1 光伏发电和风电步入市场化阶段

“十三五”以来，中国风电和光伏装机实现了规模化发展和技术快速进步，这一成绩的取得与国家政策的大力扶持是分不开的。但是，扶持政策只能是新兴产业的助推剂，不是长期的营养剂，随着产业发展壮大，补贴等扶持政策退出是必然的。2019年，中国光伏业开始进入平价上网时代。国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）和《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），优先推进平价上网项目建设，全面落实电力送出消纳条件，保障优先发电和全额保障性收购，鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿，严格规范补贴项目竞争配置，将上网电价作为重要竞争条件，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。实行补贴竞价是光伏发电建设管理政策的一次重大改革和创新。

为促进风电、光伏产业公平竞争和优胜劣汰，国家发改委发布了《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号）和《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），将集中式光伏电站标杆上网电价、陆上和海上风电标杆上网电价均改为指导价且原则上通过市场竞争方式确定，并制定了新增分布式光伏发电和风电补贴的新标准。至此，风电和光伏发电财政补贴退出信号更清晰，国家对于新能源发电消纳能力的落实也会相应强化，将为有竞争力的企业创造更加良好的市场环境。从消费端来看，风电、光伏电力无补贴平价上网将会促进中国可再生能源的应用。

2019年，面对平价上网时间表，风电产业上下游齐动，以争取在时间截止时获得更大的补贴份额。同时，政策进一步扩大风电供暖应用范围和规模，创造风电新的市场需求。4月19日，国家能源局发布了《关于完善风电供暖相关电力交易机制扩大风电供暖应用的通知》（国能发新能〔2019〕35号），重点提出要完善风电供暖的电力市场化交易机制，鼓励风电企业与清洁供暖电力用户直接交易，交易价格由风电企业与用户自主协商或以竞价的方式确定。在2020年前暂时低于保障性收购小时数开展可再生能源电力市场化交易的地区，按10%左右的数量优先开展风电供暖交易。

1.3.2 生物天然气列入国家政策关注重点

生物质能多个领域被列入鼓励类目录。2019年11月5日，国家发改委发布《产业结构调整指导目录（2019本）》，生物质发电、生物天然气等都在新能源类中得到多次强调。2016年发布的《生物质能发展”十三五”规划》提出，2020年中国生物天然气年利用量目标为80亿立方米，但这一目标难以实现且差距甚大。主要原因是产业化基础依然薄弱，商业模式不成熟，盈利水平不足，绿色属性难以发挥作用，相关扶持与激励政策还不够完善，无法形成稳定的市场需求，以及抑制投资主体积极性等。针对这些难点问题，12月6日，国家发改委等10部委联合下发了《关于促进生物天然气产业化发展的指导意见》（发改能源规〔2019〕1895号），提出到2025年中国生物天然气年产量超过100亿立方米；到2030年规模位居世界前列，年产量超过200亿立方米。政策的着力点是建立健全生物天然气产业体系，重点包括建立覆盖城乡的原料收集保障体系、生物天然气多元化消费体系、生物天然气与常规天然气融合发展体系等，将生物质天然气纳入了国家能源发展战略。

1.4 放开能源矿产勘查开采市场，明确油气矿业权出让收益市场基准价标准

中国矿产资源属于国家所有，在市场经济条件下，建立什么样的制度体系，既能最好地体现国家的所有权利益，又能实现矿产资源最有效的开发利用，一直是困扰中国矿业权改革的一个难题。2017年以来，中国政府相关部门围绕竞争性出让、区块流转、出让收益等出台了一系列政策性文件，为深化矿业权改革创造了条件。与此同时，随着石油天然气体制改革破局、加大油气勘探开发力度等决策部署进入强力实施阶段，矿业权改革更具紧迫性。

2019年12月31日，自然资源部印发《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，这是中国油气矿业权竞争性出让的一个具有里程碑意义的政策。在矿业权出让方面，该政策明确推进矿业权竞争性出让和严格控制协议出让，在全国范围内，探索以出让收益市场基准价确定的价格，作为油气探矿权竞争出让起始价，出让收益市场基准价与原油价格和区块面积挂钩。油气企业将面临矿区面积退减压力和经济利益损失的真实压力，也对企业获取探矿权决策的科学性提出了更高要求。在油气勘查开采市场方面，该政策的目标是形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系，考虑到油气勘查的高风险、高投入等特点，在开放进入方面明确了在国内注册、净资产不低于3亿元人民币的内外资公司是进入上游领域的基本条件。

新政策实行探采合一制度，以更好地体现矿业权人的资产价值，油气探矿权人发现可供开采的油气资源，在报告有登记权限的自然资源主管部门后即可进行开采，从而有利于油气公司统筹规划勘探开发，加快资源动用，提高产出。新政策调整了探矿权期限，以出让方式设立的探矿权首次登记期限延长至5年，每次延续时间为5年，申请探矿权延续登记时应扣减首设面积的25%。新政策不仅对新增探矿权出让征收出让收益，对存量探矿权一定期限后也要征收出让收益。

在政府管理上，按照“放管服”的原则，实行同一矿种探矿权采矿权出让登记由一个部门管理，解决同一矿种探矿权采矿权不同层级管理带来的问题；简化归并评审备案和登记，取消矿产资源储量登记事项；缩减政府直接评审备案范围，明确评审备案范围。总之，新政策关于矿业权出让制度改革、油气勘查开采管理改革、储量管理改革，对矿业公司具有积极而重大的影响。

1.5 能源行业对国内外的开放进入新阶段

作为基础性、战略性产业，中国能源行业总体对内外资开放程度低于其他行业，曾对保障中国能源安全，支撑国民经济稳定发展起到重要作用。随着时代的发展，这一管理模式已经不能适应中国构建清洁低碳、安全高效的能源体系的要求。构建更加开放、透明的投资环境，实现中国的外资管理模式与国际更高层次的开放接轨，以开放促改革、促发展，有利于中国能源行业充分利用外资获得有效发展。

2019年3月，全国人大通过了《外商投资法》，按照内外资一致的原则，明确了对外商投资实行准入前国民待遇加负面清单的管理制度，这是中国外商投资管理体制的又一次根本性的变革。新法大幅简化了外资准入规定，明确了遵守负面清单规定和信息报告等外国投资义务。6月，国家发改委、商务部发布了《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019年版）》，取消了与油气行业相关的最后两项限制性规定——油气上游勘探开发以及城市燃气领域外资进入限于合资、合作的限制。这一政策的实施，既是国家在投资领域开放的重大步骤，也是对油气体制改革、电力体制改革在基础制度上的有力支撑。投资放开以后，外资可以在上中下游多个环节进入能源领域，提高业内竞争，对油气产业链进行优化重组。在城市燃气领域，新政策对资本进入早已放开的现有市场格局影响不大，但外商获得独资进入资格后，可以与城市燃气企业进行战略性合作，直接打通资源和市场链条，并向油气产业链的其他环节延伸，从而对勘探开发、管网建设、贸易及终端销售等领域的格局产生影响。

民营资本在中国经济建设中发挥着支柱性作用，因而进一步放开民营企业市场准入，优化公平竞争的市场环境，实施公平统一的市场监管制度，强化公平竞争审查制度刚性约束，破除招投标隐性壁垒，推进产业政策由差异化、选择性向普惠化、功能性转变，也是国家政策的重点。2019年12月，中共中央、国务院发布《关于营造更好发展环境支持民营企业改革发展的意见》，这是首个立足于民营企业改革发展的中央文件。在油气领域，支持民营企业进入油气勘探开发、炼化销售、储运和管道输送，以及原油进口和成品油出口等领域，这意味着民营企业不仅可以独立进入油气行业，而且可以参与全产业链的生产经营。在保障措施方面，政策要求清理和废除妨碍统一市场和公平竞争的各种规定和做法，加快清理与企业性质挂钩的行业准入、资质标准、产业补贴等规定和做法。

2 2020年中国能源政策前瞻

2020年是习近平总书记提出能源安全新战略5周年，也是“十三五”规划的收官之年。但是，突发的新型冠状病毒肺炎疫情冲击着能源领域各项任务的完成，因此，2020年国家能源政策将加强对行业的支持力度，既要减少疫情的冲击，也要积极谋求进取，进一步深化能源体制改革，加强配套措施建设，推进清洁低碳、安全高效的能源体系构建。

2.1 化解疫情冲击，助力能源企业平稳发展

突如其来的新冠疫情，对中国第二和第三产业的需求、产出、投资、就业、价格等方面都产生了显著的负面冲击。能源行业是第二产业中重要的基础性的行业，受到的影响也会非常大。从需求侧来看，高速公路限行、公共交通停运、居民居家避险，导致车辆出行频率与出行半径大幅萎缩；户外工程、工矿企业、物流运输等行业短期内难以复工，导致成品油需求陷入低谷，成品油批发零售类等中小服务型企业受到的冲击更大；居民电力消费会增加，但所占比重较大的工业、商业服务业企业等大用户用电量会显著下降。从供给侧来看，受假期延长措施以及政府合理安排工期政策要求的影响，与能源领域相关的加工业、制造业和服务业以及投资项目面临被迫延迟开工的局面，很多地方的石油炼化企业和发电厂都会受到冲击。即使复工，各企业也会采取防御性措施应对疫情冲击，尽量降低复工人员数量，再加上外地员工返工需报备、隔离14日等程序，企业的生产规模和生产效率都会受到严重影响，拖累工业产出。

政府对于能源行业抗击疫情的支持政策可以考虑两个方面。一是中央政府层面的宏观经济支持政策。乐观预计，随着天气转暖和疫情在第二季度得到控制，国家将再次加大逆周期调节力度，宏观政策将采取财政政策和货币政策“双松”搭配来为经济提供普遍性减负与支持，包括减税降费、降息、降准、专项再贷款等措施将超预期提供流动性支持，稳定金融市场，支持企业保持合理流动性并减轻负担。2020年2月7日，财政部、国家发改委、工业和信息化部、人民银行、审计署联合发布《关于打赢疫情防控阻击战强化疫情防控重点保障企业资金支持的紧急通知》（财金〔2020〕5号），通过专项再贷款支持金融机构向相关企业提供优惠利率的信贷支持。对受疫情影响暂时困难的企业不盲目抽贷、断贷、压贷。同日，国家发改委办公厅发布《关于疫情防控期间采取支持性两部制电价政策降低企业用电成本的通知》（发改办价格〔2020〕110号），对疫情防控期间暂不能正常开工、复工的企业，放宽容（需）量电价计费方式变更周期和减容（暂停）期限，电力用户即日可申请减容、暂停、减容恢复、暂停恢复。同时，拓宽企业投融资渠道，提高企业直接融资比重，包括上市和在债券市场融资等的支持。

二是疫情过后加大基建投资拉动经济，创造新需求。能源领域是资本密集型的重型工业，投资量大，随着中国能源体制改革的持续推进，大量现代化能源类基础设施建设空间依然巨大。例如，电力企业减排，油气领域储气库、液化天然气（LNG）接收站、天然气管道建设以及信息化、智能化升级改造等，都急需大量投入，可以作为疫情过后国家投资的重点领域，短期内可以拉动经济增长，长期则有助于全面提升中国能源行业的运行质量和能源供给安全保障程度。政府可以考虑在投资的贷款利息、项目审批、审核程序等方面给予更多支持。配合油气、电力体制改革中放开各类资本进入的政策，为民间资本和国际资本进入能源领域创造更加有利的配套政策环境，加快推进电网、油气管网等基础设施和油气资源上游投资的多元化。总体来看，由于疫情冲击严重，国家政策不应拘泥于常态，而应加大逆周期调节力度，发挥超常规作用，即调节力度超常规、时间提前超常规，尽力将损失减到最小。

2.2 促进油气增储上产，加快产业链重构

2020年，以保障国家管网公司顺利启动运营为核心，油气产业各环节进一步重构，天然气产供储销体系建设继续不断完善，全面提高资源配置效率和供应保障能力。

一是放宽油气勘探开发，促进增储上产，提高油气安全保障程度，进一步落实国家能源安全战略。2020年是中国油气领域“七年行动计划”实施的第二个年头，也是实现既定目标的关键年份，主要内容包括：1）继续加大对传统油气资源勘探与开发的投资支持力度，提高油气自给能力。鼓励企业加大增产投入力度，对新资本进入上游提供配套政策支持，对于一些进入的限制性政策进行清理。2）支持开发低品位难动用储量。目前，中国油气企业的低品位难动用储量在资源储量中占比不断增加。受中美贸易争端的影响，中国油气领域的很多高端技术设备及材料进口受到影响，国家政策层面应加大对低品位油气储量动用关键技术和重大装备的国产化自主研发支持力度。3）为增产扫清政策障碍。油气增产需要增加钻井工作量，进而会产生征地和布井需求，国家政策需要针对征地难、矿权确权难和生产许可审批周期长等一系列实际问题进行调整。4）推动完善油气勘查开采管理体制，加快制定勘查区块竞争出让、退出办法。

二是国家管网公司组建完成，平稳顺利运营。国家管网公司在2020年的重点任务是顺利将划转的三大石油公司的干线管网、省级管网、LNG接收站、储气库4类核心资产整合调整到位，形成合理的运营架构，与上下游之间衔接顺畅。政策层面则推动国家管网公司在资产剥离与划转、公司治理完善、促进发展能力提升等方面顺利进行，为其有序交接和整合扫清障碍。同时，继续推动天然气管网建设，尽快形成以国家管网公司为核心的“全国一张网”。

三是鼓励天然气储备体系建设。天然气储备体系的建设应当发挥政府和市场两种力量，政府负责公共应急储备建设，市场调节部分则应充分发挥价格机制的作用，以储备服务价格改革为抓手，吸引更多投资进入油气管网、LNG接收站、储气调峰设施等基础设施的建设。天然气储备服务价格已经面向市场放开，政策应该进一步在天然气定价机制中对这部分费用做出合理安排。

四是缓解炼油产能过剩的局面。国内炼油产能置换基本是先建新产能，再淘汰落后装置减产能，然而，过剩产能淘汰是一个十分复杂的社会问题，进展非常缓慢，滞后期长，这也是重化工业的一个普遍特征。由此导致在当前需求增速放缓的形势下，炼油能力增势不减，产能过剩在2020年还会继续加剧，尤其是疫情冲击更进一步恶化了这一局面，增加出口仍是短期内缓解中国炼油产能过剩的主要手段。因此，国家政策应该着眼于炼油行业的长远发展，适当控制新增产能的发展速度，同时对效率较低的部分产能通过政策扶助加快淘汰进程。

2.3 煤炭仍具有基础地位，生产继续转型升级

低碳化、清洁化是中国能源结构发展的必然方向，但资源禀赋和能源利用结构的现实，决定了煤炭在中国能源行业仍具有不可动摇的基础地位。2020年，中国煤炭行业的政策重点仍然是供给侧结构性改革，提升煤炭行业的供给质量。

一是提升优质产能在总产出中的比重，优化煤炭企业组织结构和区域分布，强化煤炭对总体能源供应的基础保障能力。经过持续的供给侧结构性改革，中国煤炭行业已提前完成“十三五”去产能目标，数字化、智能化等新技术在大型煤炭企业已经进入实施阶段，将成为支持中国煤炭行业高质量供给的新动力。在产出的组织结构的优化上，国家政策将继续加强淘汰30万吨/年以下落后产能煤矿，进一步提高大型企业的产出集中度，考虑市场仍处于供过于求的基本态势，新建大型煤矿项目的核准应适度放缓；从产出的区域分布上，将继续支持先进产能加快向山西、陕西、内蒙古等资源禀赋好、竞争能力强的地区集中。

二是加强煤炭市场流通体系建设，依托互联网，以信息技术提高流通效能，促进资源竞争。物流系统的提速对煤炭高效流通形成了有力支持，铁路部门“公转铁”和货运增量行动的实施，将煤炭产出集中区域与各大需求市场更有效地连接在一起，有力地提升了核心产区跨区域、长距离保供能力，人工智能、物联网、大数据等新一代信息技术在煤炭流通企业得到快速应用，流通能力的提升进一步促进资源向市场集结，国内煤炭企业之间、国内煤炭资源与进口资源之间的竞争会加剧。同时，企业对于煤炭产供销信息资源的运用能力将大幅提升，煤炭行业供应链将会出现新的分化重构，新业态、新模式将会持续涌现。

三是促进煤炭与煤电、煤制油、煤制气等相关产业的协调发展。煤炭在中国能源中具有资源丰富、基础性支撑作用强的特点，短期内其他能源对煤炭不具有完全的替代性。在大气污染防治中，从煤炭的消费结构来看，国家政策将继续着力提高电煤在煤炭消费中的占比，随着煤改气、煤改电的推进，民用煤占比继续下降，加之科技进步、加大节能减排保护大气环境的要求，风电、光伏等非化石能源对煤炭的替代作用不断加强，煤电项目建设投产规模和时序应适当控制。在当前国际油价走低的背景下，煤制油、煤制气等项目受到技术和成本的制约，大规模上马不是最佳选择，宜稳妥发展。

2.4 聚焦绿色发展，完善清洁能源消纳政策

中国风电和光伏行业相继进入了竞价时代。2020年，国家政策的重点将是推动电力系统源网荷储协调发展，这对于风力发电和光伏发电的并网消纳也有助益。在风力发电领域，既定目标是2021年实现陆上风电全面平价；在光伏发电领域，政府相关部门将确定新能源补贴的总量，并出台相应的价格政策，在此基础上，对户用光伏和集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目采取有差别的政策，对前者的补贴将单独配置，对后两者则仍用修正电价进行全国排序竞价，总体延续2019年的政策思路。目前存在的问题是，2019年光伏发电价格政策和竞价政策分别于2019年4月底和5月底公布，7月份才完成竞价工作，留给企业的工作时间很短。虽然2020年面临疫情冲击，政府部门工作压力加大，但也应尽量提前公布相关政策，

2020年1月23日，《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知（征求意见稿）》在网上公示。国家政策将继续坚持平价优先的原则，平价项目在落实接网、消纳等方面仍将继续享有优先权。“平价上网试点”和竞争性配置政策的组合实施，对光伏行业降低成本、加快技术进步，提高与其他能源品种的竞争力和实现高质量发展，将起到积极的推动作用。按照原定计划，2020年中国要基本解决“弃风”“弃光”问题。依据《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）要求，自2020年1月1日开始正式实施可再生能源电力消纳保障机制，并应达到省级行政区域对电力消费规定的可再生能源电量比重。实行消纳保障机制的目的，是通过市场化，促进各省级行政区域在本地优先消纳可再生能源，同时促使各类承担消纳责任的市场主体公平承担消纳可再生能源电力责任，将可再生能源电力的消费最终纳入全国电力市场，实现可再生能源跨省跨区大范围内优化配置，构建可再生能源电力消费引领的长效发展机制。

2.5 加强能源监管体系建设，推进能源领域重要改革

按照中央“放管服”（简政放权、放管结合、优化服务）和监管效能的原则，近年来国家能源局在能源信息系统建设方面做了大量工作，这也是政府部门在现代技术条件下提升监管效能的重要手段。政府已经在电力与油气监管、天然气管网设施公平开放、风电投资监测预警等方面建立了信息报送机制，国家政策会进一步推动能源行业统计、监测、预测预警能力建设，建立信息共享平台。在监管方面，行政资源着重于从事前审批转到事中事后监管，加强对电力调度、市场交易、价格成本等的监管，利用好市场的竞争机制，将政府的有形之手和市场的无形之手更好地结合起来。

电网公平、无歧视开放是电力市场公平交易的前提，为此，国家能源局已经在网上发布了《电网公平开放监管办法（征求意见稿）》。该办法适用于电源接入电网及地方电网、增量配电网和微电网与大电网互联的监管。文件提出，电网企业应公平、无歧视地为电源项目提供电网接入服务和电网互联服务，公开电源接入制度，为发电企业查询相关信息提供便利。电网企业应每季度向国家能源局及其派出机构报送电网公平开放情况，包括各类电源接入、电网互联、信息公开等情况。其他方面，诸如电网公平使用、公平付费相关问题，电网可用容量分配问题等，也需要相关政策予以规定。

总之，2020年中国能源政策将继续深化油气和电力领域体制机制改革，着力提升煤炭的优质供给和基础性地位，为新能源发展创造更好的环境，同时加强对能源行业的监管，为“十三五”收官画上圆满句号，为“十四五”开局奠定良好基础。