关于县新能源产业发展调研报告

能源是国民经济和社会发展的重要物质基础，对保证县域经济持续快速增长和保障人民生活需要具有十分重要的意义。发展新能源产业是调整能源结构、改善生态环境、转变发展方式和用能方式的必然要求，也是培育新的经济增长点、提升整体竞争力、带动相关产业发展的战略选择。为充分利用我县太阳能及风能资源，开展新能源项目建设，推动能源结构向新型能源转型，结合本次主题教育调研课题，本人组织县发改、财政、税务、自然资源、林业、园区、水利、供电等部门，对全县能源企业基本情况、产业政策趋势、资源现状、地方贡献等方面进行深入调查研究，为我县今后合理布局新能源的发展模块提出建议及落户项目管理要求作出相应参考。

一、新能源产业发展政策趋势

（一）以风电和光伏发电为代表的新能源项目是能源产业发展的主要方向。2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话时首次提出，我国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。“30•60目标”要求到2030年非化石能源消费比重达到25％左右，单位国内生产总值二氧化碳排放分别比2020年下降65％以上。风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上；预计到2060年，中国非化石能源消费比重将达到83％，电能消费比重达到70％，全社会用电量超过16万亿千瓦时，新能源发电装机达到50亿千瓦，新能源发电量占比由目前的8％提高到60％以上，同时陆续出台政策大力推动新能源发展，并明确了以下几个观点：一是明确新增可再生能源消费不纳入能源消费总量考核，将“十四五”期间新增的可再生能源电力消纳量，在地方能源消费总量考核时予以扣除。二是明确将推动能耗“双控”逐步转向碳排放“双控”。将以更大的政策力度推动各地积极发展以风电和光伏发电为代表的新能源项目。三是明确推动“绿证”交易促进可再生能源电力消费。“绿证”将成为衡量可再生能源电力消纳量、完成可再生能源消纳责任权重、落实新增可再生能源不纳入能源消费总量控制政策、支撑能耗总量核算和能耗双控考核、支撑绿色电力消费认证、与碳排放量核算和碳市场衔接、满足外向型企业出口需要的重要支撑。绿证交易政策将对用电大的企业（特别是外贸出口企业）生产运行产生深远的影响。我县应主动策应国家政策导向，结合县域范围内土地资源及电网消纳条件，积极推动新能源项目建设。

（二）储能项目将在构建以新能源为主体的新型电力系统中发挥重要作用。主要包括抽水蓄能和新型储能两类方式。一是抽水蓄能。抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优的储能技术，适合规模化开发建设。截至2022年年底，全国抽水蓄能装机0.45亿千瓦，其中2022年新增装机880万千瓦。我县黎山抽水蓄能电站虽已列入国家新一轮抽水蓄能中长期发展规划储备项目，规划选址具备良好的地理环境，但由于项目工程规划涉及桃溪乡农村饮用水水源一级保护区、生态保护红线和黎山省级森林公园，在县级层面调出生态红线、基本农田等具有非常大的难度。目前，该项目暂不具备开发建设条件，后续可对该站点场址资源进行保护，待条件成熟后予以开发利用。二是新型储能。新型储能是指除抽水蓄能外，以电力为主要输出形式的各类储能技术，包括锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等。新型储能选址灵活、建设周期短、响应快速、应用场景多元。截至2022年底，全国已投运新型储能装机870万千瓦，平均储能时长约2.1小时。但目前新型储能也面临市场化机制、投资回报机制、成本疏导机制不完善，各类储能技术应用场景界定不清，公共服务价值无法充分体现，成本难以疏导至受益对象，储能技术成熟度和实用性有待提高等问题。同时，我省电力市场体系还不完善，也未出台关于支持新型储能发展价格政策文件，我省新型储能项目除电源侧光伏、风电要求强制配储外，电网侧及用户侧仍处于商业化和规模化发展初期。我县可密切关注国家和我省的政策变化，适时推动新型储能项目建设。

（三）风电、光伏和储能三大能源效益分析

1.风电。目前1兆瓦高山风力发电总投资在650万元左右，年等效满负荷利用小时数1900h，年发电量为190万千瓦时，上网电价0.4143元／千瓦时，年营业收入78.7万元。全生命周期20年，总发电量3800万千瓦时，总营业收入1575万。增值税抵扣期8－9年，抵扣期满后每年可缴纳增值税9.05万元，20年全生命周期合计缴纳增值税105万元。所得税享受国家重点公共设施项目的“三免三减半”税收优惠，从第7年开始正常缴纳所得税，预计每年缴纳所得税在2.5－7万元之间，20年全生命周期合计缴纳所得税90万元左右。1兆瓦风电在20年全生命周期可以贡献税收195万元，平均每年贡献税收9.75万元。

2.光伏。目前1兆瓦光伏发电总投资在400万元左右，年等效满负荷利用小时数1000h，年发电量100万千瓦时，上网电价0.4143元／千瓦时，年营业收入41.43万元。全生命周期25年，总发电量2500万千瓦时，总营业收入1036万。增值税抵扣期7－8年，抵扣期满后每年可缴纳增值税4.76万元，25年全生命周期合计缴纳增值税83万元。所得税享受国家重点公共设施项目的“三免三减半”税收优惠，从第7年开始正常缴纳所得税，预计每年缴纳所得税在1.8－6.24万元之间，25年全生命周期合计缴纳所得税60万元左右。1兆瓦光伏在25年全生命周期可以贡献税收143万元，平均每年贡献税收5.72万元。

3.储能。目前1MW／2MWh投资大概在415万元。储能电站的盈利模式主要是“现货交易＋容量租赁”，利用峰谷价差获得收益，同时将储能容量指标租赁给新能源项目，获取租赁费收益。储能电站在江西省内尚处于初级应用阶段，全省未出台统一的政策，运营过程中还存在很多不确定因素，具体能带来多大收益尚未有明确数据。

二、我县新能源产业发展现状

近年来，我县持续完善能源基础设施，扎实推进节能降耗工作，大幅提高清洁能源比重，普遍提升能源服务水平，有力地支撑了*经济社会的平稳快速发展。目前，全县登记的能源企业户数为33户，涉及电力供应企业5户、风力发电企业3户、水力发电企业9户、太阳能发电企业10户、生物质发电1户及热力生产和供应企业1户。2021－2023年7月能源产业共上交税收2334.47万元，其中：2021年上交税收796.84万元（含增值税留抵退税－937.46万元）、占全县财政总收入的0.32％；2022年上交税收－1709.65万元（含增值税留抵退税－4972.1万元）、占全县财政总收入的－0.61％；2023年1－7月上交税收3247.28万元（含增值税留抵退税－336.6万元），占全县财政总收入的1.49％。

全县能源产业上缴税收主要有以下3个特点：一是实际税收呈逐年增长趋势。剔除每年的增值税留抵退税，2021年实际税收为1734.3万元，2022年实际税收为3262.45万元，2023年1－7月实际税收为3599.05万元。二是风力发电企业成为能源产业税收的主要增长点。3家风力发电企业2021年、2022年、2023年1－7月上缴税收分别为：842.81万元、2152.09万元、2605.86万元。三是能源产业对县域经济发展提供了有力支撑。能源产业为全县千家万户和各行各业提供电力、燃气、热力，在生产生活上带来方便和效益，同时为我县增加了地方可用财力，2021－2023年7月共实现地方可用财力866.93万元（其中：2021年262.98万元、2022年－485.51万元、2023年1－7月1089.46万元）。

（一）我县发电企业项目基本情况

新能源企业主要涉及*户企业。

（二）我县电网企业基本情况

涉及电网企业2户，分别为：国网*县供电分公司、*电力有限公司。国网*县供电分公司预计2025年全年供电量15.8亿千瓦时，后续税收随着供电量的上升会有递增；*电力有限公司从2024年开始企业没有留抵退税，预计2025年供电量将达到4亿千瓦时，税收约150万元。

（三）供气供热企业基本情况

涉及供气供热企业2户，分别为*。

（四）存在的主要问题

1.新能源产业发展相对滞后。“十三五”时期，我县充分利用县域风能、太阳能资源充足这一优势，大力推进新能源产业建设，风能、太阳能等新能源资源得到开发利用，先后建设了*光伏电站，成为壮大*经济，调整产业结构，促进经济转型的重要支撑。“十四五”时期，我县新能源发展处于滞后状态，近些年都没有重大新能源项目入规入库，发展势态落后于周边县市，能源结构低碳转型任务艰巨。

2.环境保护社会认可度不足。我县新能源发展过程中，环境保护和社会认可度存在不足。在*风电场项目建设过程中，相关的环境保护措施力度不够，当初的施工标准过低，风电场路、风机平台周围存在一定的乱挖、乱堆、乱放现象，极易造成水土流失。虽然企业后期也进行了相应的自然生态修复工程，但项目建设对当地生态环境造成一定影响，引发公众质疑。

3.新能源土地利用空间受限。新能源项目厂址选择需要排除生态红线、基本农田、湿地保护区、自然保护区、公益林地等禁止及不宜建设的区域，且林光互补项目林地指标有限，制约新能源发展速度。

三、关于我县新能源开发意见建议

为深入贯彻落实国家“碳达峰、碳中和”重大战略部署及江西省“十四五”新能源发展要求，建议统筹整合全县风电、光伏资源，按择优竞选方式，在与我县接洽的新能源开发企业中通过公平优选、充分竞争的市场行为，确定参与项目开发的能源企业。

（一）坚持三个原则进行开发。一是坚持规划引领统筹发展原则。按照“政府统筹与市场竞争相结合”的原则，由县级层面统筹全县光伏、风力发电建设场址资源（包括土地、屋顶等）、电网接入和消纳等公共资源，建立科学配置机制，促进市场有序公平竞争，各地、各部门不得与新能源开发企业签订具有圈占资源、排他性质的合作协议。待项目纳入省级近期建设项目库后，由县人民政府与新能源开发企业签订具体项目投资协议。二是坚持规模合理科学发展原则。按照“发展规模与资源配套相结合”的原则，结合光照资源、风能资源、土地资源等基础条件，综合考虑电网接入消纳和送出等因素，合理确定全县新能源发展总体目标和年度建设目标。三是坚持生态融合绿色发展原则。按照“项目开发与生态效益相结合”的原则，在保护生态的前提下，鼓励投资主体结合乡村振兴、特色小镇、生态旅游、生态农业、林下经济、综合能源开发等进行光伏、风力发电项目综合开发，改善生态环境、基础设施和群众生活，严厉打击违规用地、破坏生态、囤积和倒卖资源等违规行为。

（二）明确三种类型进行指引。光伏发电、风电新能源项目根据项目使用土地类型、电网接入和消纳条件，分为优先发展、限制发展、禁止发展3种类型进行引导。一是优先发展类，优先发展具有资源节约、电网友好、生态融合、技术和模式创新、发展成果共享等突出特征的项目。二是限制发展类，对土地和环境保障资源消耗较大，以及电网接入和消纳条件不足的项目，充分考虑开发可行性后，再慎重发展。三是禁止发展类，违反国家和省级有关政策，不得建设光伏发电、风电项目的区域。

（三）谋划合理的开发布局。主要是光伏发电项目规划选址和风力发电项目规划选址。

1.光伏发电项目规划选址方面，剔除“生态红线、基本农田、城乡建设用地、矿产资源、重要湿地、自然保护地、城镇控规”等因素，对照《国家林业局关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知（林资发〔2015〕153号）》要求，并结合全县三调融合数据进一步筛查，我县可规划建设的光伏发电项目装机容量为1175MW，其中集中式光伏容量825MW，主要分布在*等乡镇，土地性质主要为坑塘水面、果园、其他园地、采矿用地；涉及灌木林区域装机容量250MW，分散在全县各乡镇，土地性质林业部门为灌木林、自然资源部门为果园及其他园地；后备资源A3级地块100MW，主要分布*，土地性质为果园、其他草地。

2.风力发电项目规划选址方面。结合三调融合数据中公益林、天保林、天然林及自然保护地等资料，避开“天然乔木林竹林地、天保林、一级国家级公益林地和二级国家级公益林中的有林地”等限制因素，另结合实际测风数据，共规划选址6个风电场址区域，分别为*风电场项目、*风电场项目以及分散式风电场项目。

3.接入消纳分析。主要是从电网接入条件和网架消纳能力分析。电网接入条件方面，截止目前，220KV间隔已全部用完，110KV间隔已用22个，仅剩*变1个110KV间隔，间隔资源十分紧张。后期新能源项目要接入，需申请增加间隔数量。*220KV输变电工程已列入《江西省电网发展规划项目库（2023－2028年）》，该项目计划2025年投产。投产后可提供大量间隔资源，大幅改善*县接入条件。