中国储能网讯：国家发改委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，指出新能源开发利用仍存在电力系统对大规模高比例新能源接网和消纳的适应性不足、土地资源约束明显等制约因素。必须坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，完整、准确、全面贯彻新发展理念，统筹发展和安全，坚持先立后破、通盘谋划，更好发挥新能源在能源保供增供方面的作用，助力扎实做好碳达峰、碳中和工作。
结合新型电力系统建设与发展的要求，对新能源高质量发展有些不成熟的思考。
1、新能源深化发展方向
1.煤电与新能源协同
煤电与新能源在“双碳”目标下，发展节奏是相辅相成的。碳达峰阶段，煤电是能源保供的稳定器、压舱石，保供与调节价值并重，更是促进新能源高速发展的助力。新能源是增量的主力军，与煤电共同发展。从资源禀赋及系统成本的角度看，要更好的发挥存量煤电的价值、并建设可扩大新能源规模及提升新能源效率的煤电。
要有效利用存量煤电调峰改造，减少储能投资。有效利用存量煤电的输电通道，促进新能源并网消纳，跨区外送。有效利用大型多能互补基地的耦合，确保新能源稳定输出，提升系统保障能力。
2.以清晰的成本构成参与市场竞争
成本与收益的良性互动，是产业可持续发展的必要条件，现阶段新能源行业并没有实现投入与产出的协调。以光伏组件为例，价格已经进入乱战，今年一季度成交价在1.65元/W左右，较2022年峰值超2元/W的价格已经明显下降。但这并不意味着光伏并网的成本有所减少。总体看，新能源并网成本涵盖建设成本、系统成本、社会成本。所谓系统成本是为系统稳定，相关方付出额外成本，社会成本则是为消纳新能源政府、用户负担的支出。据专家介绍，系统成本会导致新能源并网成本上升17%，而绿电增加的社会投入暂无数据。
新能源要维持市场活跃度，收益就要面覆盖全口径并网成本，因此第一步就是摸清成本构成、测算成本负担，基于清晰的投入，寻求多元化的收益渠道，通过市场机制获取稳定的经营回报。
3.提升新能源友好并网的能力
新能源的波动性造成鸭型曲线、甚至峡谷曲线，对电网的安全、稳定已经造成影响，企业要通过设备迭代、管理手段、运营模式的转变，提高新能源对电网的主动支撑能力，不断降本、提质、增效。
新能源+虚拟同步设备可以具备一定的调频、调压能力及系统惯量，有助于平抑波动。局域集控、调控系统的开发、应用，有助于减少大电网的不稳定因素。精细化管理及数字化替代，将有效提升场站的可测、可观、可控能力，促进新能源的高质量运营。
4.创新驱动新能源高质量发展
技术方面，光热发电、地源热泵、长时储能技术等；管理方面，全寿命期成本构成、基地容量匹配模型等；机制方面,更多的成本疏导渠道均是需要研究的。
2、对于路径的思考与想法
1.规划建设优质项目
（1）充分挖掘煤与新能源协同发展空间
在2021年中央经济工作会议上以及《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》中均着重强调了煤与新能源优化组合发展及煤与新能源实质性联营，这正是大比例扩大新能源规模的关键抓手。要充分发现煤与新能源可组合、可协同的突破点，减少系统性投资，降低对电网安全的影响。
路径建议一是利用煤电的调节能力，依托政策配置1-2倍的新能源规模，市场化并网。二是利用煤电现有送出线路的盈余空间，组合发电，保证平稳、足量、可调的联合送出。三是利用煤电厂区内闲置土地，降低建设成本，提升经济性。
（2）抢抓分散式直供资源
近期多个文件为新能源“直供电”“隔墙售电”打开了通路，尤其是在中东部的负荷中心区，更需要一定的支撑性电量保障，确保中小型工业企业的用电稳定。分散式+储能的灵活性供应方式，有效化解了土地资源稀缺的限制，缓解就地供应能力不足的缺陷。
路径建议一是抢占有活力的工业园区作为资源点，就地建设消纳新能源。二是系统性解决网源荷储的智能化调节手段，实现区域内网荷双向平衡。三是布局新建智能有源微网、配网，力争形成规模效应，为新能源开发建设开辟新战场。
2.持续提升创效能力
（1）强化新能源企业市场意识
新版的《电力中长期交易基本原则》明确提出可再生能源应参与相关市场交易，尤其鼓励签订中长期合约规避价格风险。业内中电投与巴斯夫签订了长达25年的用电合同，做出较好示范。第一批现货试点区域也陆续吸纳新能源入市试运行期间风电电价相对稳定，光伏价格波动明显。现在很多新能源企业市场意识较弱，体制上没有专人、专业部门负责，对市场供需关系的变化不敏感。
路径建议一是加强对新能源企业市场专业人员的培训，达到煤电企业市场人员的交易水平。二是增强售电公司对新能源入市的协助作用，发挥专业化优势，提升新能源企业市场竞争能力。三是扩大新能源签订中长期合同的比例，保障全寿命期的营收水平。
（2）全面兑现绿色环境价值
绿电、绿证交易是兑现新能源环境价值的两个关键途径，无论是补贴项目还是平价项目均应论证绿电、绿证的折现能力，积极参与交易。
路径建议一是平价项目以绿电交易为先，跟踪市场价格变动趋势，适时交易，绿证交易为辅，确保全电量兑现环境溢价。二是补贴项目充分测算补贴兑现与市场交易的创效能力，灵活施策，力争回收全部收益。
3.示范建设构网型新能源场站
新型电力系统初期需要煤电支撑与调节，但煤电仍将被逐步替代，新能源自身需要具备一定的调节能力，新能源场站需要跨代升级。
路径建议一是示范建设新能源+储能调节型场站，研究储能配置的类型、比例，合理适应调峰、调频需求。二是示范建设新能源+同步机调节型电站，使新能源具备一定的惯量，接近常规能源的并网效果。三是示范建议新能源+消纳调节型电站，借助V2G、氢储、可调负荷等手段，实现自我平衡。
4.打通企业壁垒共享资源与经验
一个省域内从事新能源业务的企业纷杂繁复，相类似的研究、创新存在重复投资。域内也受到资产归属的限制，壁垒重重，更多的资源、运营数据及经验无法共享，部分基础设施，如测风塔，重复建设。
路径建议一是由区域能源管理部门统计区域内可共享使用的基础设施，并牵头实现资源共享。二是加强企业间的经营交流，规避重复性试错。
5.加大用户资源的聚合力度
新型电力系统内，网源荷储联动将成为发展趋势，用户资源的价值举足轻重，未来优质的用户资源就是消纳能力、调节能力。且可持续发展能力强、规模相对较大的、可适应曲线调节的优质用户资源更为稀缺，用户资源的聚合能力就是未来市场的竞争能力。
路径建议一是加强各类用户用能曲线的研究分析，对规模以上的大用户进行质量分类。二是通过综合能源供应、节能服务等手段粘合用户，不断扩大用户资源量。三是通过虚拟电厂、负荷聚合等方式不断体现用户侧资源的价值。四是通过代理购电，规模化开发居民用户，积少成多，实现移峰填谷的目标。
新能源正处于高速发展阶段，我们需要快速响应，适应新型电力系统的发展进程。同时也要从实践倒逼政策发展模式向政策引领实践发展的模式转变，通过研究挖掘新能源高质量发展路径，促进有利政策的形成，更好的促进新能源发展，达成双碳目标。
