2月22日，由【国际能源网】、【国能能源研究院】、【光伏头条】、【储能头条】主办的以“新能源新系统新生态”为主题的以“新能源新系统新生态“为主题的“第七届中国光伏产业论坛”在北京隆重举行。现场嘉宾600+，线上观看达17万人次，引发空前盛况。水电水利规划设计总院、新能源部王跃峰发表了以《新能源大基地与分布式的开发、送出和消纳》为主题的主旨报告。

水电水利规划设计总院、新能源部王跃峰

习近平总书记曾指出，要把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置，这也是国务院对新能源行业给予的最高认可和肯定。由此，我国新能源产业进入大规模高质量跃升发展新阶段，2022年光伏发电量首次突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时，取得了飞速的发展和巨大的进步。

新能源的发展现状

首先新能源是全球能源发展的必然方向。从目前全球能源利用来看，对于全球能源制裁造成的天然气供应短缺，由于风电、光伏目前在全球能源占比不足，更多的是由煤炭等更高碳的能源来填补，全球碳减排形势尚有一段路要走。

但是从长期形势来看，相比传统能源广受地缘政治冲突所受的影响而言，由于光伏等可再生能源的“本地”属性，其开发利用可以摆脱对他国的能源依赖，能够更好地保障国家能源供应安全，是增强能源系统韧性、应对能源问题政治化倾向的长效发展机制。因此，近期的地缘政治冲突对国际能源体系的冲击，反而将加速全球可再生能源的发展。

欧洲近年来各类电源年新增装机（2022年数据未完全统计）

以德国为例，2022年受俄乌战争影响，虽然重启了部分燃煤电厂，但却在2022年7月7日通过的《能源转型法》修订案中，将上届政府制定的到2030年实现可再生能源电量占比65%的目标，提高到了80%。

即使受俄乌战争和能源危机影响，当德国风、光发电量占比超过35%时，市场平均电价仍控制在较低水平。进入冬季大风期以来，电价跌至近期最低水平（与俄乌战争之前相当），2022年最后一周风光电量占比达到68%，电价跌至0.03欧元/kWh；而新能源电量占比低时，电价大幅上涨。用电成本的降低成为全球新能源发展最重要的动力。

2022年最后一周，欧洲风、光发电量占比接近30%

从国内分析：我国的风光资源集中表现在西部、东北地区，具有“可利用土地多，有利于新能源开发”之优势；但从用电量上来看，却都集中体现在中东部、沿海地区，对绿色能源的需求更加明显。

因此，在新能源资源禀赋优良的西部、东北地区，以及东部沿海地区，开发陆上、海上新能源大基地，带动区域经济发展的同时，将优势资源转化为促进我国经济社会低碳绿色发展的动力。并以此推动能源集约化开发，降低度电成本（目前新能源的度电成本均小于0.3元），巨大的降价空间使得发展可再生能源成为我们国家的必然选择。

“十三五”期间，通过大基地模式，推动新能源集约节约化开发，建设成本快速下降。2021年陆上集中式平原、山区地形风电项目单位千瓦造价分别约为5800元、7200元，海上风电达到12000-16000元；地面光伏电站平均单位千瓦造价约4150元。全国大部分地区新能源开发能够实现平价。另外，新能源基地开发可与生态治理相结合，助力生态修复，实现融合发展。

正如王跃峰所讲，实现“双碳”目标，不是别人让我们做，而是我们自己必须要做。随着新能源利好不断涌现，鼓励和支持风光大基地发展的政策持续加力，保持稳健发展势头，巩固优势地位。

新能源大基地开发利用面临的挑战

大力发展新能源有着广阔的前景，但新能源大基地的开发利用存在土地供应不足、送出和消纳困难等问题，面临着极大的挑战。

其一为土地供应问题。2022年自然资源部、水利部相继出台了保护农耕但可能会对新能源发展有所制约的政策，以及三条线的控制和新能源规划衔接不够，存在空间冲突，部分项目落地困难；沙漠、戈壁、荒漠以及采煤沉陷区同样存在生态红线问题；风光开发利用未与环境充分融合。

因此新能源开发须与国土、生态充分衔接，合理利用土地：1）提升效率，减少单位发电装机用地面积。2）于光伏而言，对地表地质要求并不是很高，广阔的平地选择不存在唯一性，在墙上，在房顶，都一样可以建设光伏电站；3）除此之外，针对风电退役的电站改良，可以使得土地利用得到进一步集约和节约。4）多层次共用空间，同一块地可以采用风光同场，提高土地综合利用率。

其二是送出的问题。常规特高压直流采用LCC技术，需强有力的同步支撑能力才能正常运行，这种能力只有大型水电、火电机组才能提供。所有已投运的输送新能源为主的特高压直流，均未实现额定送电功率，未来新的特高压直流输送新能源面临着非常巨大的技术挑战。

其三是消纳问题。新能源电力提升和消纳利用之间的矛盾一直存在，目前的储能只能解决小时级，无法实现跨季节配置。按照特高压直流通道中50%新能源电量占比，新能源发电量至少需要200亿千瓦时。若全为光伏，至少需要1300万千瓦。按同时率85%考虑，即使通道送电800万千瓦，午间数小时仍将限电超过400万千瓦。若考虑受端需求春秋季少送电（通道送电500万千瓦），午间限电将超过700万千瓦，此时段弃电率超过50%。对于柔性直流来说，不消耗无功功率，不需要大量火电支撑，不依赖交流电网运行，还可作为电压源解决新能源接入后电网电压稳定性降低问题。但目前存在技术稳定性不足、成本较高等问题。

分布式新能源开发利用面临的挑战

与此同时，对于分布式新能源开发来说，也面临着诸多挑战。

一是资源分配不均。我国西部地区沙漠、戈壁、荒漠等未利用土地资源丰富，风电、光伏发电开发潜力大，但消纳空间不足；而广大县域、农村特别是中东部地区农村资源未得到充分开发，存在屋顶、棚顶等大量零散的未利用土地资源。因此，可大力推动风光分布式、分散式开发，就近接入负荷中心，减少电网远距离输送成本和损耗，提升消纳利用水平。但受体制机制约束，一直以来开发进度较慢。

二是分布式新能源开发模式仍处于探索阶段。各地资源条件、发展程度、管理水平等均不相同，全面推进易造成急功近利，导致整个工作陷入被动。开发主体方面，企业为主开发易造成合同纠纷、设备维护不力、扯皮推诿等问题；居民为主体建设则缺乏成熟的产品、完善的第三方服务链条和市场环境。

三是县域、农村配电网普遍薄弱，新能源接入易造成线路过载、电压超标等安全性问题。全国大部分农村地区户均配变容量在2-2.5千伏安，仅能支撑2千瓦（10平方米左右）光伏接入，而农房屋顶面积普遍超过100平方米。分布式新能源大量接入后，改变电力潮流走向，若发电设备控制措施不力，将造成过电压等问题，轻则引起新能源设备脱网，重则危害家用电器设备安全。

四是高效消纳、电力保供、清洁供应、安全可靠和经济性同时保障存在困难。新能源“低价中标”频现，对设备、施工、运维质量和安全裕度都造成了很大的影响；另外，由于风电、光伏的波动性和间歇性特点，需配置大量储能保障电力平衡和电价的稳定。

对此，王跃峰提出了关于未来促进新能源高质量发展的措施和建议。

一是创新开发模式。创新推动光伏发电基地和分布式开发大型集中式光伏的融合；

二是强化“先立”。新能源必与其他多种类型设备协同配合，形成规模效应推动降本增效，保障新能源发电健康可持续发展；

三是强化源、网、荷协调。通过提高午间用电提升光伏消纳，利用价格机制引导用电负荷向午间时段转移；充分发挥各地区发电和负荷的互补优势，推动（省）网间余缺互济等；对于新能源资源较好的蒙西、甘肃、青海、新疆等地区，常规电源较少、网架相对薄弱、支撑能力不足，尝试采用柔性直流输送新能源。

最后，他强调，尽管目前我国的新能源开发具有诸多困难，但随着新能源成本继续下降和更大规模发展，全社会对新能源的认识必将更加深刻，对新能源的利用必将更加高效，新能源的发展前景必将更加广阔！