新能源高速发展要“变中寻机”

在全球能源加快低碳转型的趋势下，我国新能源发展步入快车道，需准确理解其态势走势、趋势变化，主动发现矛盾性、苗头性、潜在性问题，善于识变、求变、应变，把握新能源高速发展中的新动力、新机遇、新前景。

新能源提速发展动力足

新能源将成为电力消费增量主体，产业发展空间不断增大。截至2021年11月底，我国风电、光电装机规模分别达3亿千瓦、2.9亿千瓦，均保持世界第一。预计到“十四五”末，我国可再生发电装机占电力总装机规模的比例将超过50%，从原来能源电力消费增量补充变为增量主体；到2030年，非化石能源占一次能源消费的比重将达到25%左右，风光总装机容量将达12亿千瓦以上。

超百万千瓦基地规划将成为重要模式，新能源集约开发不断加快。我国“十四五”规划了9大清洁能源基地，同时开展整县（市、区）屋顶分布式光伏建设试点，多措并举加快新能源集约开发。其中，新疆、青海海西、河西走廊、黄河几字弯、冀北、松辽、黄河中下游绿色能源廊道、云贵川水风光综合开发、藏东南水风光综合开发9个新能源基地拟新增并网风光装机规模分别为3500万、1000万、1900万、6700万、2200万、3800万、1800万、6000万、620万千瓦。

电网加速向能源互联网升级，电力外送布局不断优化。国网“十四五”规划建成7回特高压直流工程，新增输电能力5600万千瓦；到2025年，该公司经营区跨省跨区输电能力达3.0亿千瓦，其中清洁能源占比达50%。南网“十四五”把新能源发展与消纳作为工作重点，加快闽粤联网、粤澳互联，建设藏东南送粤港澳大湾区工程，研究论证青海、蒙西等外送方案，扩展新能源发展空间，提高使用效率。

产业变革颠覆性技术应运而生，科技创新能力不断增强。目前我国新能源核心技术处于国际领先地位，大型风电机组主要设备制造基本实现系列化、标准化，光伏制造整套生产线均已实现国产化。在技术创新的驱动下，风光度电成本均下降到10年前的30%以下，2021年陆上风电及光电迎来平价上网元年，竞争优势突出。

配套支持政策持续加码，产业发展环境不断改善。我国出台了《2030年前碳达峰行动方案》等政策，明确风光发展目标、方式；提出建设全国统一电力市场体系，加强可再生能源、氢能、储能与智能电网等相关技术研发。此外，央行还推出了碳减排工具等金融政策，风光等清洁能源利率设定为1.78%，大幅降低风光投资成本。

新能源发展困难和机遇同生并存

能源资源禀赋与需求分布不均衡。我国能源资源禀赋与需求呈逆向分布，80%以上的能源资源集中在三北、西南地区，而70%以上的能源需求集中在中东部地区。

新能源生产与消纳不平衡。随着我国形成“西电东送、北电南送”的能源资源配置格局，高比例新能源大规模跨省跨区消纳面临诸多挑战。

其中，输电通道方面，现有电网输送能力有限、配套电源建设滞后，导致部分跨省跨区通道新能源电量占比低于30%；部分偏远地区新能源项目推高了输电通道建设成本。能源供应方面，新能源出力不稳定，在煤电出力减少、新能源低出力的情况下，易导致拉闸限电等问题。能源安全方面，电网建设以主干道为主，配电网投资建设滞后，如果依靠大规模特高压外送的电网系统发生严重故障，将出现大面积停电隐患。

产业链上游与中下游发展不协调。在碳达峰、碳中和目标驱动下，能源绿色低碳转型加速，上游新能源设备厂商业绩增势强劲，下游需求多样性增加，导致中游发电企业发展新能源面临诸多挑战。

其中，捆绑产业、储能增加了资源获取难度和投资风险，地方政府按照“新能源+产业落地”的能源经济模式，将新能源规模指标捆绑地方产业发展，致使项目竞争异常激烈。同时，上游设备供应紧张推高投资成本，新能源项目大规模集中开发导致相关设备供货紧张、成本居高不下。此外，下游客户需求日益多样化，不确定性与风险快速增加。

技术研发能力与产业发展要求不匹配。目前新能源转化率、自主研发能力、体制机制等还不能满足产业发展要求。同时，技术创新产业链发展不平衡，国有企业薪酬分配不能充分激发科技人才的积极性、创造性，中小企业在资金、人才、市场上处于劣势，设备端核心技术多由大型民营企业掌控。

新能源战略规划与战略执行脱节。各发电集团加大了对区域公司新能源项目的审批授权力度，但同时，存在战略执行“两张皮”的问题。如企业薪酬体系主要考核短期经营目标。同时，战略评价体系有待完善。

人才素质与产业发展目标不符合。在新能源资源竞争激烈、项目集中投产的情况下，人力资源已不能满足新能源高速发展的要求。同时，新能源项目大多位置偏远，生活条件艰苦，员工特别是青年员工离职率较高、流动性较大；新员工没有相关经验，给项目运维带来安全隐患。

高质量发展需处理好多重关系

统筹“东”和“西”，持续优化空间布局，解决新能源发展规模和质量不协调的问题。坚持“集中式与分布式并举”“远近结合”，根据能源资源禀赋特点，持续优化电源空间布局。结合“新能源+”组合开发模式、新型用电领域综合能源服务等用能新模式、新业态，加快在甘肃、内蒙古、山西、陕西、青海等三北地区基地化、规模化优化发展风光电；利用内蒙古、山西、陕西、甘肃等荒漠地区、采煤沉陷区、煤矿露天矿排土场建设光伏电站；在川滇黔桂、藏东南等水资源丰富的西南地区统筹发展水风光一体化综合项目；在湖南、湖北、江西、安徽等中东南地区重点就地就近发展分散式、分布式风光电；在山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等用户集中、需求多样、经济发达的东南部沿海地区发展海上风电集群。

结合“主”和“配”，构建灵活稳定通道，解决新能源发电和消纳不平衡的问题。统筹特高压主电网、智能微电网和增量配电网等通道建设，构建多路径、多层次、多目标的新能源外送体系。完善省内和区域电网主网架，统筹送、受端消纳能力，优化改造各地电网主网架，构建坚强的送受端电网网架，通过风光水火储打捆等方式实现远距离输送。研究输电线路或新能源就地转化为氢（或碳氢燃料、氨等）输送通道建设，提升省间电力互济能力。大力推进增量配电网建设，建立健全以消纳新能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源市场电价形成机制。研究探索基于电量异地消纳的分布式电源，提高电网对高比例新能源的消纳和调控能力，构建各电压等级电网协调发展的新型电力系统。

联合“大”和“小”，涵养绿色产业生态，解决产业链上中下游发展不平衡的问题。深化与上游大型企业的战略合作，推进中东部“新能源+产业”向西南、三北地区转移，增加新能源本地消纳能力，实现地方政府、发电企业、设备厂商三方利益最大化。探索创新与优质中小微企业共赢发展的新模式，发挥大型国企资源整合的优势，通过投资、参股、并购等方式，加强与优质小微企业合作，提高资源利用效率。驱动下游产业商业模式创新，通过市场调整新能源发展模式，积极探索通过平台运营逐步输出分布式电源、技术创新服务、合同能源管理等综合能源项目，完善产业链市场竞争机制。用好国家绿色金融政策，利用碳减排金融工具创新开展绿色金融业务，发挥融资平台作用，通过股权、债券融资等方式吸收更多低成本的新能源项目资金。

坚持“破”和“立”，融合创新链、产业链，解决新能源研发能力与产业发展要求不匹配的问题。加强颠覆性新能源技术攻坚，加快制定储能、氢能行业标准，加大空气压缩、电化学、蓄热等高能量密度、高安全性储能技术研究力度，探索储能、氢能在送受端等多场景的应用。发挥政府统筹能力，集聚研究院所、高等院校、大型企业等技术、产业和人才优势，建设集技术、人才、管理、资金、市场于一体的新能源产业孵化平台，培育一批具有核心竞争力的“专精特新”优质中小微企业。健全技术人才培养激励机制，完善储能等定价机制。

融合“长”和“短”，完善战略管控体系，解决新能源发展战略和执行脱节的问题。健全战略规划与战略执行相结合的管理体系，健全长期目标与短期目标相结合的目标体系，健全风险与业绩共担的决策者奖励机制，健全软性指标与硬性指标相结合的考核体系。

用好“老”和“新”，建立知识管理体系，解决人才素质能力与产业发展目标不符合的问题。健全新能源战略赋能体系，建立新能源知识管理体系，开展学习型组织建设，探索学分制职业生涯管理体系建设，形成老员工知识输出、新员工知识输入的战略赋能管理闭环。