“十三五” 时期，全社会用电量平均增速为 5.82%，全国发电装机容量平均增速为 8.05%，发电量平均增速为 6.01%。全国电源结构持续优化，新能源发电装机容量占总装机容量的比重年均提升 2.69%。其中，风电和光伏发电总装机容量由 2015 年的 2.3 亿千瓦增长至 2020 年的 5.3 亿千瓦，新能源发电量占总发电量的比重年均提升 1.11%。
国际可再生能源机构统计数据显示，2020 年全球太阳能发电和风电新增装机容量为 2.38 亿千瓦。据彭博新能源财经预测，2050 年全球太阳能和风电发电装机容量将分别增长 17 倍和 6 倍，届时全球太阳能发电和风电新增装机容量达 27.28 亿千瓦。据此推算，全球太阳能发电和风电新增装机容量年均增长率为 8.16%。
2020 年，中国风电和太阳能发电新增装机容量为 1.2 亿千瓦，风电和太阳能发电累计装机容量 5.34 亿千瓦。按照 2030 年风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上的发展目标，我国风电、太阳能发电总装机容量将保持年均 8.12% 以上的增速，新能源电力产业具备良好的发展前景。
笔者对电力行业多家大型央企在北京、湖南、贵州、江西等地区的分（子）公司开展实地调研，并与企业主要负责人及深耕光伏、风电新能源电力投资、开发、建设的项目经理、各岗位专业人员开展深度访谈，梳理出新能源电力项目在实际投建过程中存在的多项发展难题：
首先，资源配置效率有待提升。“十三五” 时期，新能源发电装机容量占比年均增速，高于新能源发电量占比年均增速，部分已投产新能源电力项目利用效率偏低，弃风、弃光问题仍有发生。部分项目受资金周转、技术瓶颈、审批周期等因素影响，无法按期建成投产，甚至中途停工，造成资源指标闲置，给地方及企业的资源投入带来损耗。
其次，项目营商环境仍需优化。新能源电力项目涉及主体多、审批流程繁琐。多数项目占地规模大、布局于城市外围，需要县、镇、村各级基层单位协同推进。目前基层相关考核机制与配套标准不完善，且新能源电力项目税收贡献有限，地方政府推进意愿偏弱，一定程度上延缓项目建设进度，增加企业政企协调成本。
第三，市场交易机制有待完善。当前国内电力市场包含双边协商、集中交易、滚动撮合、挂牌交易等多种模式，但适配新能源电力交易特点的专属模式较少。其中 “新能源 + 储能” 项目并网保障不足，新能源电力消纳压力较为突出。电价机制是新能源电力交易的核心环节，2020 年风电、光伏基本实现平价上网，但多数地区尚未出台完善的平价上网过渡配套电价政策。
最后，配套扶持政策尚不完善。目前国家针对新能源电力项目实施 “三免三减半” 税收优惠政策，但落地过程中存在税收返还周期较长、执行方式不够灵活等问题。同时可用土地资源持续收紧，地方政府土地审批更倾向于集约型项目，新能源项目审批推进较慢。此外，新能源项目投资规模大、回报周期长，项目品质参差不齐，普遍存在融资渠道有限、融资难度与成本偏高、资金落地滞后等问题。
