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面對“十四五”期間內蒙古自治區(qū)新能源開發(fā)的新形勢與新要求，傳統(tǒng)新能源開發(fā)投資企業(yè)面臨與以往截然不同的局勢。如何分析新能源開發(fā)政策，梳理企業(yè)有效資源，正確把握行業(yè)導向，是傳統(tǒng)新能源開發(fā)投資企業(yè)在下一步占據市場有利地位的前提條件。

筆者結合內蒙古自治區(qū)現有政策具體要求，進行針對性分析，并提出傳統(tǒng)新能源開發(fā)投資企業(yè)的發(fā)展建議，希望能夠拋磚引玉、開拓思維，使得各企業(yè)進行提前布局、合理規(guī)劃，從而實現在“十四五”期間的良好發(fā)展。

當前政策具體要求

根據《內蒙古自治區(qū)人民政府辦公廳關于推動全區(qū)風電光伏新能源產業(yè)高質量發(fā)展的意見》（內政辦發(fā)[2022]19號文件）相關要求，將內蒙古自治區(qū)未來申報的新能源項目區(qū)分為兩大類，即市場化并網消納項目和保障性并網消納項目。

新建市場化并網新能源項目，配建儲能規(guī)模原則上不低于新能源項目裝機容量的15%，儲能時長4小時以上。該類項目包括六個分類，即源網荷儲一體化項目、工業(yè)園區(qū)可再生能源替代項目、火電靈活性改造促進新能源消納利用項目、風光制氫一體化示范項目、自建購買儲能或調峰能力配建新能源項目、全額自發(fā)自用新能源項目。

新建保障性并網新能源項目，配建儲能規(guī)模原則上不低于新能源項目裝機容量的15%，儲能時長2小時以上。該類項目包括四個分類，即風光氫儲產業(yè)鏈等重點項目、配套生態(tài)綜合治理的項目、國家試點示范及鄉(xiāng)村振興等項目、分散式風電及分布式光伏發(fā)電項目。

當前政策形勢分析

市場化并網新能源項目中，源網荷儲一體化項目、工業(yè)園區(qū)可再生能源替代項目、火電靈活性改造促進新能源消納利用項目三類項目已經發(fā)布了實施細則征求意見稿，并下發(fā)了預申報通知。

源網荷儲一體化項目中，場景主要涵蓋大用戶類及增量配電網類。大用戶類要求負荷企業(yè)年用電量超過5億度，對一個投資主體的要求較為嚴格，而增量配電網類則必須以增量配電網為主體進行申報，兩類項目均要求一體化接入。

工業(yè)園區(qū)可再生能源替代項目中，場景包括有自備電廠的園區(qū)和其他園區(qū)，有自備電廠的園區(qū)可采用存量負荷替代的方式開發(fā)新能源，而其他園區(qū)必須采用增量負荷。其他園區(qū)也可申報“零碳園區(qū)”，但要求用電量均為“綠電”（新能源自發(fā)+購置“綠電”）。兩類項目原則上均要求一體化接入園區(qū)負荷變電站。

火電靈活性改造促進新能源消納利用項目，主要針對以火電廠為主體的企業(yè)，通過對火電機組的靈改增加電廠的調峰能力，從而配置一定比例的新能源指標。該類項目配置的新能源可接入電廠作為一個整體進行一體化調度管理，也可接入電網分別進行調度。

上述三類項目，源網荷儲一體化項目實施方案基本確定，而另外兩類的實施方案仍存在部分實施細則尚未確定。

此外，風光制氫一體化示范項目的實施方案也正在討論中，實施方案有待優(yōu)化。同時，2021年批復的7個示范項目的實施效果也可能影響實施方案的走向。

自建購買儲能或調峰能力配建新能源項目的實施細則同樣正在制定中，需與電力市場化交易細則配合論證，電網側及電源側儲能值得關注，此類項目的操作空間及可能性較大。

全額自發(fā)自用新能源項目也下發(fā)了實施細則討論稿，重點要求全額自發(fā)自用，新能源直供負荷，場景類似于分散式分布式項目，但相對寬泛，所能開發(fā)的項目規(guī)模較小，體量較低。

保障性并網新能源項目中，風光氫儲產業(yè)鏈等重點項目要求引入氫能、儲能等重點項目的產業(yè)鏈，配套生態(tài)綜合治理的項目及國家試點示范及鄉(xiāng)村振興等項目需要以生態(tài)綜合治理、鄉(xiāng)村振興為依托進行開發(fā)，難度較大，需要頂層運作。

分散式風電及分布式光伏發(fā)電項目較為常規(guī)，但受限于年度指標，開發(fā)規(guī)模較小，體量較低。

針對傳統(tǒng)新能源開發(fā)投資企業(yè)的發(fā)展建議

結合傳統(tǒng)新能源企業(yè)當前所掌握的各類資源，在政策允許的基礎上，提出如下建議：

（一）統(tǒng)籌實施火電靈改。傳統(tǒng)能源開發(fā)企業(yè)大多在集團內部擁有部分火電廠，作為有效資源，對火電廠的靈改，可有效的獲取一定數量的新能源指標，且該類指標可直接接入電網，無需尋求新增負荷，因而，該途徑為當前較為穩(wěn)妥的開發(fā)路徑。

（二）結合園區(qū)申報項目。根據市場化并網相關要求，可與各盟市、旗縣及相關園區(qū)合作，通過園區(qū)申報可再生能源替代項目，或與增量配電網合作申報源網荷儲一體化項目。此路徑為當前較為明確有效的申報途徑。

（三）提前布局儲能電站。自治區(qū)儲能政策即將出臺，結合電網市場化交易政策，依托儲能開發(fā)新能源或進行電網調峰將是未來的一個有效方向。提前布局電源側或電網側儲能項目，將在蒙西電力市場的“十四五”發(fā)展中占得先機。

（四）增強頂層運作力度。根據保障性并網新能源項目的相關要求，各類項目的開發(fā)均有一定難度，因此，需要較為扎實的頂層運作，方可通過該途徑獲取相關的示范性項目。傳統(tǒng)新能源開發(fā)投資企業(yè)各類改擴建項目可采取該路徑，結合示范要求，依托集團公司的力量，借力前行。

（五）爭取沙漠基地開發(fā)。“十四五”期間，內蒙古自治區(qū)將大力發(fā)展沙漠、戈壁光伏及風電的開發(fā)，消納形式包括外送及當地消納。傳統(tǒng)新能源開發(fā)投資企業(yè)可爭取此類項目的開發(fā)與參與權，尤其是近期基本確定的庫布奇等沙漠配套新能源外送項目的爭取。

（六）遠近結合協(xié)同發(fā)展。傳統(tǒng)新能源開發(fā)投資企業(yè)近期可著眼于爭取整縣光伏、部分分散式分布式項目的指標，建議主要申報分散式風電。而遠期，對于已建的老舊項目，可通過上大壓小的方式進行技改，但需要進一步等待相關政策的出臺，預計在各類市場化項目的實施細則發(fā)布后，此類項目政策的編制會提上日程。

（七）適度探索氫能途徑。由于氫能的制儲用產業(yè)鏈投資規(guī)模較大，因而，采用該模式配置的新能源項目的附加投資較大，而制氫示范項目需要與用氫企業(yè)聯(lián)合，解決消納問題，同樣也存在一定的障礙。因而，傳統(tǒng)新能源開發(fā)投資企業(yè)在該類途徑的選取上，需結合下一步出臺的實施細則，進行適度地探索。

（八）挖掘末端電網源網荷儲示范路徑。根據交通運輸部近日印發(fā)的工作方案與電力源網荷儲一體化實施細則，結合低碳交通及電網末端供電可靠性不足的邊境口岸、偏遠小鎮(zhèn)，采取分布式新能源+儲能+微電網的開發(fā)路徑，發(fā)展局部區(qū)域新能源微電網示范項目。

綜上所述，面對“十四五”期間新能源開發(fā)的相關要求，結合企業(yè)或集團所掌握的各類有效資源，分析不同開發(fā)模式的具體要求，選取適合企業(yè)的合理途徑，是傳統(tǒng)新能源開發(fā)投資企業(yè)“十四五”期間在自治區(qū)開發(fā)新能源項目的有效方式，也是實現企業(yè)在“十四五”期間良好發(fā)展的前期基礎。

原標題：“十四五”期間內蒙古新能源開發(fā)方向的分析及建議