今年“两会”期间，国家发展改革委主任何立峰在接受媒体采访中提到，规划“十四五”、“十五五”期间建设规模共计4.55亿千瓦的沙漠戈壁荒漠大型风光基地项目。然而，在省级层面相关政策尚未明确的阶段，电价水平和消纳能力的双重不确定性，成为当前新能源开发企业抢滩大基地时的“远虑”与“近忧”。
（来源：微信公众号“能研慧道” 作者：时璟丽）
自2020年9月我国提出“双碳”目标以来，能源电力领域的发展目标、逻辑、路径都发生了巨大的变化；随着“1+N”政策体系的陆续出台，我国近中期和远期的非化石能源发展目标也逐步明确。从长远来看，如果要实现2060年非化石能源在能源消费中80%的占比目标，大力发展风电和光伏是必由之路。
具体到近中期，以风电、光伏为主的新能源将以何种模式开发布局？事实上，2021年发布的三份国家级重要文件已经给出了明确的答案——一方面，通过以集中式和分布式并举的开发模式，实现“十四五”时期新能源发展规模和发展质量的“跃升”；另一方面，可再生能源发电装机容量占电力总装机的比例、可再生能源增量在全社会用电量增量中的比重，以及可再生能源增量在一次能源消费增量中的比重，三个“超过50%”，也以定量的方式划定了“十四五”时期至少5亿千瓦风光新能源装机的发展下限。
今年三月“两会”期间，国家发展改革委何立峰主任在采访中提到，规划“十四五”、“十五五”期间建设规模共计4.55亿千瓦的沙漠戈壁荒漠大型风光基地，对新能源开发企业来说极具吸引力。然而，在省级层面相关政策尚未明确的阶段，电价水平和消纳能力的双重不确定性，成为当前新能源开发企业抢滩大基地时的“远虑”与“近忧”。
从并网环节来看，2021年，国家对于新能源项目的并网方式，明确提出建立实施“保障性并网+市场化并网”的多元保障机制。预计国家层面会将大基地电量优先纳入保障性并网规模，但具体纳入方式和比例，各省会根据当地的实际情况实施。而无论是以何种方式并网，“能并尽并、多发满发”都是已明确的要求。
但从实际情况来看，尽管当前，国家仅对于市场化并网项目提出了统一量化的灵活性调节能力配置要求，但不少省份却对大基地保障性并网项目也提出了配置电化学储能的比例。诚然，提高电力系统调节能力是保障大基地项目电量消纳的重要前提，但如果从系统运行的角度来看，既往电源侧配置储能的效率往往是偏低的。
从电价水平来看，大部分省份在组织大基地项目进行竞争性配置时都执行了平价上网政策。在第一批竞配项目中，青海、甘肃、吉林、内蒙古等省份，均形成了燃煤基准价水平的综合电价，或是按照落地端燃煤基准价倒推回送端，形成综合上网电价。这也就意味着灵活性调节的成本，比如光热发电、电化学储能等的成本，就需要由新能源项目开发企业来承担。因此，就执行这一电价模式的项目收益情况来看，实际上这些基地的风电、光伏发电项目是实行了低价而非平价上网。
事实上，从近期大基地项目度电投资水平来看，风电、光伏的度电投资成本已经出现了反转——“三北”地区大基地风电项目按度电成本加合理利润后的价格较燃煤基准价的价格差基本保持在0.05-0.1元/千瓦时水平；但对于光伏项目来说，即使不配储能，度电成本加合理利润的后的价格也仅仅达到平价上网的水平。且今年一季度，电化学储能的成本价格出现较大幅度上涨，进一步降低了光伏项目的收益。未来，只有在成本端硅料价格回落到合理价格区间，光伏才能达到与当前风电持平的投资收益。此外，部分地区仍存在配置产业等不合理现象，这些非必要的非技术成本，正在影响大基地项目建设的正常开展。
长期以来，国家主管部门通过制定中长期发展目标、实施固定上网电价制度和全额保障性收购政策，持续激励新能源规模化发展。随着近年来新能源发电的技术经济性不断提升、新型电力系统建设步入快车道，新能源发展的理念和模式、政策手段和措施都将基于形势要求和产业发展进程进行深度调整。聚焦于大基地项目，顺利开展建设，持续保障消纳，一方面取决于本地或受端电力市场的需求，另一方面，在面对市场等诸多不确定性时，开发企业则更加关注项目相对稳定的收益预期。
在优化布局方面，除了持续增加开发规模外，国家已尝试适度放开对新能源利用率的要求。比如在第一批风光基地中，青海就提出了84%的风、光利用率。但不可忽视的是，利用率是综合考虑消纳条件、风光平价上网的经济性等因素确定的，保证大基地项目开发的合理收益，就毋庸置疑地成为放开利用率要求的重要前提。
因此，建议在推动新能源参与市场交易的基础上，通过采用以中长期购电协议为主的电价机制，保证发电企业在全部电量或约定电量之内享有相对固定的价格和收益，并不断完善辅助服务市场，建立容量市场，拓展调节技术手段和市场化交易方式，提升中长期购电协议的履约率，以此保障大基地项目的长久、可持续推进。
在促进消纳方面，通过科学合理的制度设计，持续激发电力用户对绿电需求的增长尤为紧迫。一方面，通过强化落实可再生能源消纳责任，进一步增加西部和北部地区本地的风光电量消纳；另一方面，加快落实各地区“十四五”时期新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核，并确保好的政策在执行过程中不走偏，以此进一步打破长久横亘于跨区交易市场的省间壁垒，提升中东部地区对“三北”地区的风光电量的接纳意愿。
在机制建设方面，随着越来越多的平价无补贴项目陆续并网，今后平价绿电项目的数量、装机和电量都会快速增长；加之国际上对产品用能绿色属性和碳足迹的日益关注，用能企业对绿电和绿证的需求被持续激发。我们看到，自去年9月我国启动绿电交易启动，绿证的认购和交易量都呈现数量级的增长，为环境和绿色价值付费，正映照着能源消费低碳转型的进程。
鉴于约束性责任权重的消纳保障机制和绿电绿证认购交易机制将对新能源发展起到长效作用，我国已明确提出将消纳保障机制和绿证认购相关联。目前亟需建立绿色能源消费的认证体系，发挥新能源绿色消费引领机制的作用。只有当用能企业使用的绿电获得认证，并实现国内外认证的互通互认，企业才会有持续的动力去消费绿电，并为绿电的环境价值付费。后续还要加快联通碳市场、绿电交易市场和绿证交易机制。唯如此，才能通过有效运转的绿色能源消费体系，推动全社会低碳变革的早日实现。
本文作者时璟丽，就职于国家发改委能源研究所。
本文根据时璟丽在2022年4月14日新型电力系统下风光大基地规划建设研讨会上的发言整理，并经本人审定。
