在第七十五届联合国大会一般性辩论上，习近平总书记在发言中承诺2030年前实现碳排放达峰、2060年前努力实现碳中和；党的十九届五中全会提出，中国确立到2035年生态环境根本好转，广泛拥有绿色生产生活方式，碳排放达峰后稳中有降的战略目标。
习总书记的庄严承诺，昭示了中国在经济社会转型，实现低碳绿色生活方式上的决心，在全球环境治理、构建人类命运共同体过程中的大国担当，也是我国国际地位提升，更广泛参与全球治理的具体体现。
近10年间，我国能源结构发生了深刻变化，化石能源比例持续下降，核电发展平稳，新能源增长迅速，中国的新能源行业呈现出行业潜力大、产业链完备、资本活跃度高、产业活力强、充分竞争的发展态势。
“十四五”期间，可再生能源更将迎来前所未有的发展黄金期，同时机遇与挑战并存。中央企业作为国家能源发展的中坚力量，承担着能源转型与能源革命的重要历史使命，在装机以及利润贡献率方面，各大能源央企的新能源板块基本占据半壁江山。
新能源行业持续快速发展同时，电价持续下行，平价时代来临，企业将面临更加复杂的市场竞争环境，开发过程中如何在更好地与环境保护相融合、与地方政府实现企地共赢的同时，保证发展速度和质量，对能源央企的开发能力、资金实力、技术水平等均提出了更高的要求。能源央企要从系统思维的高度、以高效的执行力做好战略布局以及投资管控，确保“十四五”行业高质量快速发展。
一、结合自身优势，因地制宜进行战略布局
（一）“三北”等地区结合特高压等电力送出工程布局大基地项目
中国的新能源资源分布呈现资源富集区与电力消纳集中区域不相匹配的特点。随着平价时代来临，实现大规模、长距离送出的新能源基地项目将成为迅速扩充装机的一种主要手段。
基于新能源资源的天然优势，“三北”地区仍将是新能源战略布局的主战场。各大电力集团在“三北”地区均有火电、煤炭、化工等各类重资产布局，可进行产业有效融合、协同发展。目前国电投乌兰察布、华能甘肃陇东、广核内蒙古兴安盟等基地项目均取得了实质性的进展，部分项目已进入实施阶段。
（二）水电丰富区开发风光水储一体化基地项目
在云南、贵州、四川等水电发达地区，在已有大规模水电项目基础上，配以一定比例新能源项目，从而实现以水电作为调峰电源，解决清洁能源消纳过程中的电网波动性问题，满足电网调峰要求，因此风光水储一体化基地项目也是值得大力推进的开发方向。
（三）有效推进源网荷储一体化典型项目
在资源条件较好、互补特性较优、需求市场较大的电网送受端，合理优化增量规模、结构与布局，开发推进源网荷储一体化典型项目建设。
（四）在中东部电价高、不限电区域综合利用土地开发渔光互补、农光互补项目
中东部地区接近电力负荷中心，电网结构稳定，消纳能力强，但其大规模的闲置土地较少，同时面临较大的生态环保、水土保持压力，大面积开发风光电项目存在较大障碍。因此中东部区域要因地制宜寻找解决方案，集中式项目与分散式项目相结合进行开发。
结合农业农村建设，在一般农用地、坑塘水面等区域利用既有农业设施积极推进建设农光互补、渔光互补项目,在不改变土地用途的前提下做好土地综合利用，实现地面和水面的循环利用以增加项目收益。
（五）逐步推进市场化交易以及增量配网项目建设
从长远来看，标杆电价将逐步退出历史舞台，新能源发电参与电力市场交易是必然趋势。因此要做到未雨绸缪，提前做好电力市场交易的规划和准备工作，取得未来市场竞争的先手优势。
在电网覆盖不足及负载集中地区，积极推进大工业厂房分布式、大型企业直供电等项目，争取优势电价，突破传统项目开发模式，实现项目落地，拓展项目开发新渠道。
（六）加快推进综合能源利用
目前，各新能源企业正在把综合能源利用的技术创新、项目开发作为“十四五”规划的重要战略目标。随着能源供给结构性改革深化，综合能源利用项目开发、技术创新和新技术应用集成发展空间巨大，并有望成为新能源领域新的增长点。
二、项目规划先行，长短期项目相结合
新能源发展规划要与国土资源、生态环保等规划相协调，在确保储备资源列入国家“十四五”发展规划的同时，将每年申报国家指标的常规项目与深入跟踪包装的大基地项目进行长短周期有效结合。
常规申报项目常抓不懈。根据目前的政策，国家能源局每年组织一次平价、竞价项目申报，各省市地区打分要点不一。总体上常规申报指标项目要提前做好前期颠覆性因素排查，加大前期工作力度、拓展前期工作深度，在环评、水保、压覆矿、电网等方面取得初批复或初步意见后，签订光伏项目土地预租赁合同，根据项目成熟度进行申报，形成储备一批、核准备案一批、建设一批的良性循环格局。
大基地项目长远谋划。开发建设新能源大基地项目要坚持战略定力，坚持打持久战。长短期相结合，短期项目围绕就近特高压电力送出工程进行布局，长远布局的基地项目从电网规划入手。
在掌握大基地风光电资源，确保排除颠覆性因素，落实环评、土地、林业不受限的前提下积极寻找受端市场，落实受端情况，与电网公司一道逐步推进基地项目开发建设。
三、自主开发、合资开发、定制化预收购、收并购存量项目等多手段并举
各大能源央企可借助全国各地的既有产业布局，在开发、收并购、预收购等开发路径持续发力，利用人力资源优势、既有地方布局优势进行新一轮的跑马圈地，储备资源进行自主开发，做好前期深度储备，确保前期费用、规划编制费用的及时性；与当地优势的国有企业、民营企业等组建合资公司，充分互补优势资源进行开发建设；在市场上锁定一批未建成项目，进行全过程深度管控的项目定制化收购；同时收并购一批资源较好、前期手续较为完备、设备质量无重大缺陷的优质新能源存量项目作为扩充装机的重要手段。
四、以一定程度的投资授权保证央企决策速度
新能源行业市场活跃度较高，要求中央企业必须以较快的决策速度以及灵活的合作方式，去面对日益严酷的激烈市场化竞争。各大能源央企要做到充分授权，缩短审批路径、提高决策效率，才能适应新能源市场激烈的竞争环境，抓住转瞬即逝的市场良机。
五、打破技术壁垒，配置储能等解决新能源稳定性问题
“十四五”期间新能源产业势必要走向更广阔的市场，承担更重要的历史使命，必须要解决新能源电力系统稳定性和波动性的问题，能否充足稳定持久进行安全的电力供应，成为新能源能否替代传统能源的关键。必须解决好日常高峰低谷调峰、季节性调峰问题，要加强氢能、储能等技术手段的应用，尽快打破储能壁垒。同时要合理优化项目储能方案，以产业链的高速发展带动储能技术进步和造价下调，不断优化新能源储能性价比确保项目收益。
六、通过金融手段降低融资成本，合理优化税费
要充分利用中央企业融资成本优势，利用金融手段、通过产业发展规模化等优势进一步降低融资成本。
从长远看，国家信贷宽松政策、基准利率下行应是持续性的，项目融资过程中能否取得较低成本的资金对项目收益率有较大影响。2020年各大电力集团在建新能源项目利率在3.9-4.65不等（当前LPR为4.65%）。
以一个10万kW风电项目为例，同等条件下，长期贷款利率的变动对收益率的影响如下：
由上图可知，若其他条件不变，长期贷款利率由4.65%下降到4.0%，降幅约14%，则资本金内部收益率可由10.17%上升到11.21%，增幅约10%。
同时，土地使用税、耕地占用税也是影响光伏项目收益率的重要因素。可通过在行政乡选址，以农光、渔光项目不改变土地种植现状等方式进行合理规避，同时各区域政府的税费政策有一定弹性空间，可与政府沟通以阴影面积、桩基面积等标准进行收费及争取税收优惠等手段降低前期投入，保障项目收益。
七、通过规模化采购、优化设计，降低非技术成本
随着平价项目到来，许多地区开始推行低电价竞争政策，这对投资企业的成本管控能力提出了更高要求。央企可通过产业规模化的优势，深度优化设计、争取政策优惠等方式，坚守经济效益要求的底线。
一是要精细控制成本。以大规模集中采购降低成本，凭借专业优势，从各个环节精细化控制成本，尤其是非技术成本。2020年各大能源央企均针对风光电等主设备进行了集中采购，有力的降低了项目成本。
二是通过优化设计，对光伏项目进行合理容配比设计，同时进行新技术跟踪，加强设备选型、机组点位选择和排布、光伏组件排布、线路优化等环节把控，细化每一个影响项目收益的细节，确保对自然资源最优化利用。
以10万KW光伏项目可优化的造价空间为例，综合技术及非技术成本后，预测单位静态投资可下降0.112元/W，资本金内部收益率约可提高三个百分点。
八、打造“融合发展、企地共赢”新模式
面对可再生能源发展历史机遇，结合中国的风光自然资源大部分处在经济较不发达区域的实际情况，中央企业要将资源获取与履行社会责任有效结合。与当地政府、当地居民等建立起一套“融合发展、企地共赢”的市场开发投资模式以及企业、地方政府、贫困户多方共赢的合作机制，将资源获取与产业扶贫、乡村振兴进行有机结合，助力脱贫攻坚的同时提升资源获取竞争力。同时要高度重视合规性，就上述工作争取投资授权支持，优化“对外捐赠”和“惠民工程”投资管理。
九、将新业态培育作为突破方向，加大战略性资源储备
党的十九大明确创新是引领发展的第一动力。各能源央企应当针对储能技术，以市场为导向、产学研深度融合，以新能源制氢、机械储能为重点，全力推进科研和科技成果转化项目。积极拓展新业态开发，在沿海经济发达省份布局充电桩项目、拓展新能源制氢业务，逐步探索风光电以外的新能源战略布局，抢占发展高地。
十、以市场化的激励机制确保人才队伍稳定，打造核心竞争力
新能源市场蓬勃发展，但在各大央企内，资源评价、方案设计，尤其是投融资、收并购专业的人才队伍不甚健全。快速的业务发展，需要一流的专业人才。要加大专业化人才队伍的培养力度，以市场化的激励机制培养和引进专业化人才，按照风险共担、利益共享原则，建立健全中长期激励机制，与员工共享企业发展成果。
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