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  加快新能源發展，按照客觀規律和既定節奏去構建新型電力系統，進而推動能源清潔低碳轉型，實現碳達峰、碳中和目標，是能源電力行業的歷史使命和中國式現代化的重要路徑。國家“十四五”現代能源體系規劃明確提出，加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地項目建設，積極推進黃河上游、新疆、冀北等多能互補清潔能源基地建設。
  伴隨大型新能源基地開發建設的持續推進，一些深層次問題逐漸暴露。新能源基地開發，要秉持初衷、積極穩妥，“穩妥”是實現能源領域安全轉型和電力系統安全保供的需要，是方法論；“積極”是瞄準碳達峰、碳中和目標推動新能源躍升發展的要求，是世界觀。新能源基地開發，要堅持創新驅動發展戰略，工程項目建設與科學技術研發交替推動，長短兼顧，以技術與制度創新破解發展過程中面臨的各種難題。
  基地化是實現新能源躍升發展的重要途徑
  由于資源稟賦差異，大量風、光等新能源分布在西部地區，電力負荷卻多集中在中東部地區，消納問題已經成為新能源發展的關鍵制約因素。2022年，國家提出了新能源供給消納體系，即以大型風電光伏基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系，其研判準確、決策科學、內涵深刻。
  大型新能源基地是新能源供給消納體系的核心環節，是推動新能源躍升發展的重要途徑。按照《以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案》，到2030年，規劃建設風光基地總裝機約4.55億千瓦，其中庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠基地規劃裝機2.84億千瓦，采煤沉陷區規劃裝機0.37億千瓦，其他沙漠和戈壁地區規劃裝機1.34億千瓦。
  新能源基地項目建設需創新治理能力
  盡管第一批9705萬千瓦沙戈荒基地項目已全面開工，項目并網工作正在積極推進，第二批沙戈荒基地項目已陸續開工建設，但用地用林用草出現困難，新能源與配套儲能之間不銜接、基地建設與送出工程之間不銜接等問題凸顯，以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的第一、二批大型風電光伏基地的進度不及預期。今年4月，國家能源局在可再生能源開發建設形勢分析會議上也指出，“部分項目沒有編制接入方案、部分送出工程還需進一步加快建設”“大型風電光伏基地配套電化學儲能調峰設施建設進度較慢”。
  上述問題，基于中央政府部門既有治理經驗，需要進一步提升面向重大專項的治理統合能力。一是要強化相關部門之間的協同，克服審批手續繁雜的痼疾。國家能源局與自然資源部、國家林草局在光伏發電用地用林用草的政策協調就是正面典型，通過聯合出臺文件為大型光伏基地建設提供了有力的土地要素保障。二是要強化基地項目專項監管，通過形勢研判、成效評估、信息披露、經濟性獎懲、重大稽查等多種手段，事前、事中、事后全方位落實監管。
  新能源基地項目運營需創新市場機制
  新能源占比高的省份，在近兩年的省內市場運營中，諸多矛盾已經凸顯：新能源由保障性收購向市場化消納過渡缺乏明晰的路徑，新能源與保障性、調節性火電之間無法達成利益平衡，電力市場在推交易、促消納、保供應之間無法提供合意的市場品種與政策工具。2024年以后，大型新能源基地陸續建成，新能源如何參與受端市場，給受端帶來哪些紅利呢？
  需要高度關注新能源基地的外送消納成本問題。國家電網有限公司原副總經理劉澤洪和全球能源互聯網發展合作組織經濟技術研究院院長周原冰以內蒙古庫布齊沙漠地區新能源基地為例的研究指出，取1000萬千瓦為外送通道最大容量，在新能源利用率（≥90%）和年送電量保證率（≥95%）的約束條件下，利用有源型調節電源配合新能源電力送出時，外送通道利用小時數6000小時，如果新能源發電量占比達到50%，則需調節電源容量為外送規模的60%左右。如果使用無源型調節電源配合新能源電力送出，外送通道利用小時數達到6000小時，則需配置電力外送容量95%的無源型調節電源，綜合發電成本在0.392元/千瓦時，發輸電成本合計0.447元/千瓦時；即使外送通道的利用小時數壓制在4500小時，其綜合發電成本和發輸電總成本仍在0.282元/千瓦時和0.357元/千瓦時。
  面對現實邊界條件，建議清晰化新能源基地的具體運營主體，明確其市場地位，賦予其聯營聯運的權利和平衡責任；盡快將新能源基地送受端的前期送電協議，固化為電力交易長期合同，穩定市場預期，穩定受端省份經濟發展預期。
  新能源基地高比例消納需創新科學技術
  對于新能源供給消納體系的新能源電量占比問題，在于“其周邊清潔高效先進節能的煤電”，是傾向于存量項目還是增量項目，由此帶來了新能源基地開發的“低碳質疑”——推動新能源基地化發展的初衷是解決能源綠色低碳轉型問題，但為了確保新能源基地接入大電網的安全性和經濟性，又需要配置較大規模的煤電機組，這樣的邏輯在“低碳”上能否做到自洽呢？
  以近期報道的寧夏騰格里沙漠新能源基地為例，新能源總裝機規模1300萬千瓦，其中光伏發電900萬千瓦、風電400萬千瓦，配套建設煤電項目464萬千瓦，儲能130萬千瓦/260萬千瓦時，以±800千伏特高壓直流輸電工程送電湖南。該基地新能源電量占比估計也就略高于50%，這樣的規劃設計水平固然與國家要求——“嚴控跨區外送可再生能源電力配套煤電規模，新建通道可再生能源電量比例原則上不低于50%”——沒有直接抵觸，但社會各界擔心的是新能源基地項目投產運行后，其可再生能源電量的占比能否與碳中和的目標相銜接而不斷提升。
  破解這個問題的根本之道在于科學技術創新。未來的新能源基地包括多種電源形態。“新能源+儲能”形態的核心是在送電斷面功率約束下通過儲能解決輸送功率平穩性問題；“構網型新能源系統”形態的核心是通過新能源場站加裝SVG、SVC等裝備，提高面向電網頻率變化、電壓故障等暫態工況的適應能力；“新能源+調相機”形態和“新能源+交流同步機”形態，旨在依賴旋轉設備慣量系統提高電網的支撐能力和外送通道的功率極限。這些形態對碳排放問題都有明確的解決方案。當然，不同形態的技術成熟度不同，有些已經成熟，有些進入應用示范階段，有些還處于實驗室研究；不同形態的成本差異也較大。
  建議國家發改委、國家能源局與國家科技部加強部際協同，統籌新能源基地項目規劃與重大科技研發規劃，把控工作節奏，實現工程項目建設與科學技術研發交替推動，以科技創新破解“低碳質疑”，實現國家利益最大化。
  本文來源于《中國電力企業管理》，作者王鵬系華北電力大學教授、國家能源發展戰略研究院執行院長；李陽系浙江財經大學政府管制研究院研究員。