“实现新能源行业高质量发展，统筹规划要先行”“持续推动降本增效，是保障新能源发电健康可持续发展的核心动力”“围绕新能源大规模开发利用，需构建新型电力系统调度体系，加快电价定价机制和疏导机制改革”。这是记者在中国电力发展促进会、国家电网公司发展策划部、南方电网公司战略规划部、电力规划设计总院、水电水利规划设计总院日前联合主办的“2022中国电力规划发展论坛”上听到的专家声音。
业内人士认为，随着我国新能源大规模开发利用，开发成本高企、高比例新能源并网消纳难等制约因素日益凸显，要想实现2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，需要统筹新能源项目开发，持续推动新能源项目降本增效，加快理顺电价形成机制。
■■清洁能源愈加风光
继“十二五”、“十三五”新能源产业蓬勃发展后，“十四五”开局之际，新能源行业驶入高质量发展阶段。国家能源局发布的数据显示，2022年上半年,我国可再生能源装机稳步扩大，可再生能源发电新增装机占全国新增发电装机的80%。预计“十四五”期间，国内新能源年均增长规模可超1亿千瓦。
目前，以沙漠、戈壁、荒漠地区为主的第一批大型风电光伏基地约1亿千瓦项目已全部开工，第二批基地项目正在积极推动前期工作，部分已开工，第三批大型风电光伏基地项目已启动。“第三批大型风光大基地项目可由企业在落实资源、电网送出条件的情况下，自主向政府申报开发建设。目前，我们正在组织各子分公司申报相关项目。”国家能源集团战略规划部副主任赵新一表示。
如今，央企正在积极推进各大型风电光伏基地开发工作。以国家能源集团为例，除重点在四大沙漠区域开展了外送基地相关工作外，还在宁夏、甘肃、内蒙古、青海、新疆、陕西、山西等省区开展了各类大型风电光伏基地的开发工作。
与此同时，新能源大规模高比例发展所需的电网输电通道建设迈入“无人区”，我国建成了全球输配电规模最大、电压等级最高、资源配置能力最强、清洁能源并网规模最大的电网。截至2021年底，国网已经建成29项特高压交、直流输电工程，跨省区输电能力达到2.4亿千瓦，国网经营区清洁能源装机达到8.2亿千瓦，输送清洁能源5249亿千瓦时，占比43%。
■■项目盈利能力有待提升
不过，值得注意的是，在目前新能源赛道火热的背后，还存在新能源项目开发成本高企、电价定价机制和疏导机制不畅等难题。
由于新能源项目投资过热、地方财政紧张等因素，造成了目前新能源项目开发的各种成本要素普遍上涨，比较突出的有光伏组件价格、储能设备价格、土地租金价格、基建工程费用等。其他附加费用，比如产业配套、减补、设立基金、发电收益分成等也让企业持续承压。这些因素导致新能源项目成本急剧上升，严重削弱了新能源项目的盈利能力。
为深入引导光伏产业上下游协同发展，工信部、市场监管总局、国家能源局近日集体约谈部分光伏企业及行业机构，要求着眼大局和长远利益，坚持上下游合作共赢，不搞囤积居奇、借机炒作等哄抬价格行为。
除此以外，当前国内新增新能源项目已实现平价，在现货市场开启的区域还出现了大幅低于标杆电价的情况，西北地区新能源项目上网电价低的情况尤为明显。在成本大幅上升、电价又不断下降的双重挤压下，目前的新能源项目盈利能力堪忧。“如果大量的新能源项目不能盈利，将给广大发电企业经营造成极大压力，不利于电力行业的持续健康发展。”赵新一表示。
■■新能源开发需综合考量
针对目前新能源行业发展遇到的问题，业内人士呼吁，除了国家和行业协会协调上游新能源设备材料生产企业和装备制造企业，制定更好的产业政策和价格引导机制，稳定新能源发电设备价格外，国家和地方应规范新能源项目土地租赁市场，减少产业配套、减补、设立基金、发电收益分成等费用要求，呵护新能源发电项目，为新能源发电企业减负，通过项目的健康发展正向促进地方经济。
赵新一建议，需优化和完善新能源电价形成机制，在规划新能源项目的同时做好电价的研究工作，顺畅地传达价格要素，外送新能源基地项目的售电价格应引入基地项目主体单位参与售电协议谈判。此外，要尽快为新能源配置的储能设施设计合理的辅助服务价值回收机制，为新能源良性发展提供条件，合理体现绿色电力投资回报。
在水电水利规划设计总院副总工程师谢宏文看来，持续推动新能源项目降本增效，是保障新能源发电健康可持续发展的核心动力。新能源的开发要考虑场址土地性质、新能源资源水平、土地可利用条件、新能源基地连片规模化布局、调节电源配置等诸多因素。
“新能源高质量发展要坚持西部、东部并举，集中式、分散式并举开发。”谢宏文分析，传统能源采用大基地开发、大通道送出模式，根本原因是西部“有”、东部“没有”，是1和0的关系。而新能源资源分布则是西部“较好”、东部“较差”，是1和0.6的关系，存在根本差别。未来的新能源开发，要以综合消纳利用成本最优而不是开发成本最优为目标，综合考虑资源水平、开发成本、消纳能力、通道条件、电价承受力等，坚持“三北”、海上集中开发与中东部分散开发并举。
