“實現新能源行業高質量發展，統籌規劃要先行”“持續推動降本增效，是保障新能源發電健康可持續發展的核心動力”“圍繞新能源大規模開發利用，需構建新型電力系統調度體系，加快電價定價機制和疏導機制改革”。這是記者在中國電力發展促進會、國家電網公司發展策劃部、南方電網公司戰略規劃部、電力規劃設計總院、水電水利規劃設計總院日前聯合主辦的“2022中國電力規劃發展論壇”上聽到的專家聲音。
業內人士認為，隨著我國新能源大規模開發利用，開發成本高企、高比例新能源并網消納難等制約因素日益凸顯，要想實現2030年風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上的目標，需要統籌新能源項目開發，持續推動新能源項目降本增效，加快理順電價形成機制。
清潔能源愈加風光
繼“十二五”、“十三五”新能源產業蓬勃發展后，“十四五”開局之際，新能源行業駛入高質量發展階段。國家能源局發布的數據顯示，2022年上半年,我國可再生能源裝機穩步擴大，可再生能源發電新增裝機占全國新增發電裝機的80%。預計“十四五”期間，國內新能源年均增長規模可超1億千瓦。
目前，以沙漠、戈壁、荒漠地區為主的第一批大型風電光伏基地約1億千瓦項目已全部開工，第二批基地項目正在積極推動前期工作，部分已開工，第三批大型風電光伏基地項目已啟動。“第三批大型風光大基地項目可由企業在落實資源、電網送出條件的情況下，自主向政府申報開發建設。目前，我們正在組織各子分公司申報相關項目。”國家能源集團戰略規劃部副主任趙新一表示。
如今，央企正在積極推進各大型風電光伏基地開發工作。以國家能源集團為例，除重點在四大沙漠區域開展了外送基地相關工作外，還在寧夏、甘肅、內蒙古、青海、新疆、陜西、山西等省區開展了各類大型風電光伏基地的開發工作。
與此同時，新能源大規模高比例發展所需的電網輸電通道建設邁入“無人區”，我國建成了全球輸配電規模最大、電壓等級最高、資源配置能力最強、清潔能源并網規模最大的電網。截至2021年底，國網已經建成29項特高壓交、直流輸電工程，跨省區輸電能力達到2.4億千瓦，國網經營區清潔能源裝機達到8.2億千瓦，輸送清潔能源5249億千瓦時，占比43%。
項目盈利能力有待提升
不過，值得注意的是，在目前新能源賽道火熱的背后，還存在新能源項目開發成本高企、電價定價機制和疏導機制不暢等難題。
由于新能源項目投資過熱、地方財政緊張等因素，造成了目前新能源項目開發的各種成本要素普遍上漲，比較突出的有光伏組件價格、儲能設備價格、土地租金價格、基建工程費用等。其他附加費用，比如產業配套、減補、設立基金、發電收益分成等也讓企業持續承壓。這些因素導致新能源項目成本急劇上升，嚴重削弱了新能源項目的盈利能力。
為深入引導光伏產業上下游協同發展，工信部、市場監管總局、國家能源局近日集體約談部分光伏企業及行業機構，要求著眼大局和長遠利益，堅持上下游合作共贏，不搞囤積居奇、借機炒作等哄抬價格行為。
除此以外，當前國內新增新能源項目已實現平價，在現貨市場開啟的區域還出現了大幅低于標桿電價的情況，西北地區新能源項目上網電價低的情況尤為明顯。在成本大幅上升、電價又不斷下降的雙重擠壓下，目前的新能源項目盈利能力堪憂。“如果大量的新能源項目不能盈利，將給廣大發電企業經營造成極大壓力，不利于電力行業的持續健康發展。”趙新一表示。
新能源開發需綜合考量
針對目前新能源行業發展遇到的問題，業內人士呼吁，除了國家和行業協會協調上游新能源設備材料生產企業和裝備制造企業，制定更好的產業政策和價格引導機制，穩定新能源發電設備價格外，國家和地方應規范新能源項目土地租賃市場，減少產業配套、減補、設立基金、發電收益分成等費用要求，呵護新能源發電項目，為新能源發電企業減負，通過項目的健康發展正向促進地方經濟。
趙新一建議，需優化和完善新能源電價形成機制，在規劃新能源項目的同時做好電價的研究工作，順暢地傳達價格要素，外送新能源基地項目的售電價格應引入基地項目主體單位參與售電協議談判。此外，要盡快為新能源配置的儲能設施設計合理的輔助服務價值回收機制，為新能源良性發展提供條件，合理體現綠色電力投資回報。
在水電水利規劃設計總院副總工程師謝宏文看來，持續推動新能源項目降本增效，是保障新能源發電健康可持續發展的核心動力。新能源的開發要考慮場址土地性質、新能源資源水平、土地可利用條件、新能源基地連片規模化布局、調節電源配置等諸多因素。
“新能源高質量發展要堅持西部、東部并舉，集中式、分散式并舉開發。”謝宏文分析，傳統能源采用大基地開發、大通道送出模式，根本原因是西部“有”、東部“沒有”，是1和0的關系。而新能源資源分布則是西部“較好”、東部“較差”，是1和0.6的關系，存在根本差別。未來的新能源開發，要以綜合消納利用成本最優而不是開發成本最優為目標，綜合考慮資源水平、開發成本、消納能力、通道條件、電價承受力等，堅持“三北”、海上集中開發與中東部分散開發并舉。
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