加快新能源发展，按照客观规律和既定节奏去构建新型电力系统，进而推动能源清洁低碳转型，实现碳达峰、碳中和目标，是能源电力行业的历史使命和中国式现代化的重要路径。国家“十四五”现代能源体系规划明确提出，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。
  伴随大型新能源基地开发建设的持续推进，一些深层次问题逐渐暴露。新能源基地开发，要秉持初衷、积极稳妥，“稳妥”是实现能源领域安全转型和电力系统安全保供的需要，是方法论；“积极”是瞄准碳达峰、碳中和目标推动新能源跃升发展的要求，是世界观。新能源基地开发，要坚持创新驱动发展战略，工程项目建设与科学技术研发交替推动，长短兼顾，以技术与制度创新破解发展过程中面临的各种难题。
  基地化是实现新能源跃升发展的重要途径
  由于资源禀赋差异，大量风、光等新能源分布在西部地区，电力负荷却多集中在中东部地区，消纳问题已经成为新能源发展的关键制约因素。2022年，国家提出了新能源供给消纳体系，即以大型风电光伏基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，其研判准确、决策科学、内涵深刻。
  大型新能源基地是新能源供给消纳体系的核心环节，是推动新能源跃升发展的重要途径。按照《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，到2030年，规划建设风光基地总装机约4.55亿千瓦，其中库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机2.84亿千瓦，采煤沉陷区规划装机0.37亿千瓦，其他沙漠和戈壁地区规划装机1.34亿千瓦。
  新能源基地项目建设需创新治理能力
  尽管第一批9705万千瓦沙戈荒基地项目已全面开工，项目并网工作正在积极推进，第二批沙戈荒基地项目已陆续开工建设，但用地用林用草出现困难，新能源与配套储能之间不衔接、基地建设与送出工程之间不衔接等问题凸显，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的第一、二批大型风电光伏基地的进度不及预期。今年4月，国家能源局在可再生能源开发建设形势分析会议上也指出，“部分项目没有编制接入方案、部分送出工程还需进一步加快建设”“大型风电光伏基地配套电化学储能调峰设施建设进度较慢”。
  上述问题，基于中央政府部门既有治理经验，需要进一步提升面向重大专项的治理统合能力。一是要强化相关部门之间的协同，克服审批手续繁杂的痼疾。国家能源局与自然资源部、国家林草局在光伏发电用地用林用草的政策协调就是正面典型，通过联合出台文件为大型光伏基地建设提供了有力的土地要素保障。二是要强化基地项目专项监管，通过形势研判、成效评估、信息披露、经济性奖惩、重大稽查等多种手段，事前、事中、事后全方位落实监管。
  新能源基地项目运营需创新市场机制
  新能源占比高的省份，在近两年的省内市场运营中，诸多矛盾已经凸显：新能源由保障性收购向市场化消纳过渡缺乏明晰的路径，新能源与保障性、调节性火电之间无法达成利益平衡，电力市场在推交易、促消纳、保供应之间无法提供合意的市场品种与政策工具。2024年以后，大型新能源基地陆续建成，新能源如何参与受端市场，给受端带来哪些红利呢？
  需要高度关注新能源基地的外送消纳成本问题。国家电网有限公司原副总经理刘泽洪和全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院院长周原冰以内蒙古库布齐沙漠地区新能源基地为例的研究指出，取1000万千瓦为外送通道最大容量，在新能源利用率（≥90%）和年送电量保证率（≥95%）的约束条件下，利用有源型调节电源配合新能源电力送出时，外送通道利用小时数6000小时，如果新能源发电量占比达到50%，则需调节电源容量为外送规模的60%左右。如果使用无源型调节电源配合新能源电力送出，外送通道利用小时数达到6000小时，则需配置电力外送容量95%的无源型调节电源，综合发电成本在0.392元/千瓦时，发输电成本合计0.447元/千瓦时；即使外送通道的利用小时数压制在4500小时，其综合发电成本和发输电总成本仍在0.282元/千瓦时和0.357元/千瓦时。
  面对现实边界条件，建议清晰化新能源基地的具体运营主体，明确其市场地位，赋予其联营联运的权利和平衡责任；尽快将新能源基地送受端的前期送电协议，固化为电力交易长期合同，稳定市场预期，稳定受端省份经济发展预期。
  新能源基地高比例消纳需创新科学技术
  对于新能源供给消纳体系的新能源电量占比问题，在于“其周边清洁高效先进节能的煤电”，是倾向于存量项目还是增量项目，由此带来了新能源基地开发的“低碳质疑”——推动新能源基地化发展的初衷是解决能源绿色低碳转型问题，但为了确保新能源基地接入大电网的安全性和经济性，又需要配置较大规模的煤电机组，这样的逻辑在“低碳”上能否做到自洽呢？
  以近期报道的宁夏腾格里沙漠新能源基地为例，新能源总装机规模1300万千瓦，其中光伏发电900万千瓦、风电400万千瓦，配套建设煤电项目464万千瓦，储能130万千瓦/260万千瓦时，以±800千伏特高压直流输电工程送电湖南。该基地新能源电量占比估计也就略高于50%，这样的规划设计水平固然与国家要求——“严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%”——没有直接抵触，但社会各界担心的是新能源基地项目投产运行后，其可再生能源电量的占比能否与碳中和的目标相衔接而不断提升。
  破解这个问题的根本之道在于科学技术创新。未来的新能源基地包括多种电源形态。“新能源+储能”形态的核心是在送电断面功率约束下通过储能解决输送功率平稳性问题；“构网型新能源系统”形态的核心是通过新能源场站加装SVG、SVC等装备，提高面向电网频率变化、电压故障等暂态工况的适应能力；“新能源+调相机”形态和“新能源+交流同步机”形态，旨在依赖旋转设备惯量系统提高电网的支撑能力和外送通道的功率极限。这些形态对碳排放问题都有明确的解决方案。当然，不同形态的技术成熟度不同，有些已经成熟，有些进入应用示范阶段，有些还处于实验室研究；不同形态的成本差异也较大。
  建议国家发改委、国家能源局与国家科技部加强部际协同，统筹新能源基地项目规划与重大科技研发规划，把控工作节奏，实现工程项目建设与科学技术研发交替推动，以科技创新破解“低碳质疑”，实现国家利益最大化。
  本文来源于《中国电力企业管理》，作者王鹏系华北电力大学教授、国家能源发展战略研究院执行院长；李阳系浙江财经大学政府管制研究院研究员。