“實現(xiàn)新能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，統(tǒng)籌規(guī)劃要先行”“持續(xù)推動降本增效，是保障新能源發(fā)電健康可持續(xù)發(fā)展的核心動力”“圍繞新能源大規(guī)模開發(fā)利用，需構(gòu)建新型電力系統(tǒng)調(diào)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(fā)展促進會、國家電網(wǎng)公司發(fā)展策劃部、南方電網(wǎng)公司戰(zhàn)略規(guī)劃部、電力規(guī)劃設(shè)計總院、水電水利規(guī)劃設(shè)計總院日前聯(lián)合主辦的“2022中國電力規(guī)劃發(fā)展論壇”上聽到的專家聲音。
業(yè)內(nèi)人士認為，隨著我國新能源大規(guī)模開發(fā)利用，開發(fā)成本高企、高比例新能源并網(wǎng)消納難等制約因素日益凸顯，要想實現(xiàn)2030年風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上的目標，需要統(tǒng)籌新能源項目開發(fā)，持續(xù)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(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展后，“十四五”開局之際，新能源行業(yè)駛?cè)敫哔|(zhì)量發(fā)展階段。國家能源局發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，2022年上半年,我國可再生能源裝機穩(wěn)步擴大，可再生能源發(fā)電新增裝機占全國新增發(fā)電裝機的80%。預計“十四五”期間，國內(nèi)新能源年均增長規(guī)?？沙?億千瓦。
目前，以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)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?！暗谌笮惋L光大基地項目可由企業(yè)在落實資源、電網(wǎng)送出條件的情況下，自主向政府申報開發(fā)建設(shè)。目前，我們正在組織各子分公司申報相關(guān)項目。”國家能源集團戰(zhàn)略規(guī)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(fā)工作。以國家能源集團為例，除重點在四大沙漠區(qū)域開展了外送基地相關(guān)工作外，還在寧夏、甘肅、內(nèi)蒙古、青海、新疆、陜西、山西等省區(qū)開展了各類大型風電光伏基地的開發(fā)工作。
與此同時，新能源大規(guī)模高比例發(fā)展所需的電網(wǎng)輸電通道建設(shè)邁入“無人區(qū)”，我國建成了全球輸配電規(guī)模最大、電壓等級最高、資源配置能力最強、清潔能源并網(wǎng)規(guī)模最大的電網(wǎng)。截至2021年底，國網(wǎng)已經(jīng)建成29項特高壓交、直流輸電工程，跨省區(qū)輸電能力達到2.4億千瓦，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)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(fā)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(fā)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(shè)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(chǎn)業(yè)配套、減補、設(shè)立基金、發(fā)電收益分成等也讓企業(yè)持續(xù)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(chǎn)業(yè)上下游協(xié)同發(fā)展，工信部、市場監(jiān)管總局、國家能源局近日集體約談部分光伏企業(yè)及行業(yè)機構(gòu)，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(nèi)新增新能源項目已實現(xiàn)平價，在現(xiàn)貨市場開啟的區(qū)域還出現(xiàn)了大幅低于標桿電價的情況，西北地區(qū)新能源項目上網(wǎng)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(fā)電企業(yè)經(jīng)營造成極大壓力，不利于電力行業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展。”趙新一表示。
新能源開發(fā)需綜合考量
針對目前新能源行業(yè)發(fā)展遇到的問題，業(yè)內(nèi)人士呼吁，除了國家和行業(yè)協(xié)會協(xié)調(diào)上游新能源設(shè)備材料生產(chǎn)企業(yè)和裝備制造企業(yè)，制定更好的產(chǎn)業(yè)政策和價格引導機制，穩(wěn)定新能源發(fā)電設(shè)備價格外，國家和地方應(yīng)規(guī)范新能源項目土地租賃市場，減少產(chǎn)業(yè)配套、減補、設(shè)立基金、發(fā)電收益分成等費用要求，呵護新能源發(fā)電項目，為新能源發(fā)電企業(yè)減負，通過項目的健康發(fā)展正向促進地方經(jīng)濟。
趙新一建議，需優(yōu)化和完善新能源電價形成機制，在規(guī)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(yīng)引入基地項目主體單位參與售電協(xié)議談判。此外，要盡快為新能源配置的儲能設(shè)施設(shè)計合理的輔助服務(wù)價值回收機制，為新能源良性發(fā)展提供條件，合理體現(xiàn)綠色電力投資回報。
在水電水利規(guī)劃設(shè)計總院副總工程師謝宏文看來，持續(xù)推動新能源項目降本增效，是保障新能源發(fā)電健康可持續(xù)發(fā)展的核心動力。新能源的開發(fā)要考慮場址土地性質(zhì)、新能源資源水平、土地可利用條件、新能源基地連片規(guī)?；季?、調(diào)節(jié)電源配置等諸多因素。
“新能源高質(zhì)量發(fā)展要堅持西部、東部并舉，集中式、分散式并舉開發(fā)。”謝宏文分析，傳統(tǒng)能源采用大基地開發(fā)、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(guān)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(guān)系，存在根本差別。未來的新能源開發(fā)，要以綜合消納利用成本最優(yōu)而不是開發(fā)成本最優(yōu)為目標，綜合考慮資源水平、開發(fā)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(fā)與中東部分散開發(fā)并舉。
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